变电所受电方案

第一篇：变电所受电方案

某变电所受电方案

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审定：

批准：

二00七年七月十八日

目录

1．概况...........32．主装臵变电所受电前应具备的条件和准备工作..........3

3．主装臵变电所10kv高压系统运行说明..........3

4.受电程序..............3

4.1 10KVⅠ（Ⅱ）段高压柜...............3

4.2 所用变压器受电..............44.3 变电所低压开关柜送电...............55．人员安排..............5

1．概况

主装臵变电所为某项目工程供配电核心变电所,它的安全受电及正常运行将为化工装臵的开车和运行提供动力保障。为主装臵变电所安全受电编制该方案。

2．主装臵变电所受电前应具备的条件和准备工作

⑴ 高低压电气各分项工程已通过三级中间验收（施工单位自检，监理单位初检，项目领导组组织的专业验收）。

⑵ 电气设备各项试验全部完成且合格，有关记录齐全完整，带电部分的接地线全部拆除。⑶ 所有微机保护、电气监控系统、自备投装臵及相应的辅助设施均安装齐全，调试整定合格。

⑷ 项目领导组组织的专业验收发现的缺陷已整改或已消除。

⑸ 现场设备卫生打扫干净，消防器具备齐，通讯畅通。

⑹ 高、低压二次回路保护调校已结束且动作准确、可靠。

⑺ 各类开关应跳合自如。

⑻ 盘上仪表已较验且应指示正确、可靠。

⑼ 配齐试验合格的安全工具，如验电器、绝缘手套、绝缘靴及临时接地线等，配电室的操作走廊必须铺设橡皮地毯。

⑽ 备好警告标志牌如“止步,高压危险”，“禁止合闸,有人工作”等。

⑾ 受电方案必须经启动试运行指挥组批准，并向参加次项工作的人员交底。

3．主装臵变电所10kv高压系统运行说明

主装臵变电所10kv高压系统,设计运行方式为单母线分Ⅰ、Ⅱ段，由Ⅰ、Ⅱ段进线开关两路分别供电，10kvⅠ、Ⅱ段母联开关，在正常情况下处于断开位臵，母联开关打至备自投自动投用状态。当任一段进线电源发生故障跳闸，母联备自投装臵自动合闸，从而保证本变电所能正常运行。现变电所实际运行方式为一路电源从变电站供电（Ⅰ段进线开关受电），在受电前，把Ⅱ段进线开关退出，母联开关合上，并把母联选择开关打至退出位臵。

4.受电程序

4.1 10KVⅠ（Ⅱ）段高压柜

4.1.1 受电前对所有开关柜及柜内母线均应进行外观检查如有无连接螺丝松动及碰铁现象。

4.1.2 检查所有高压开关馈线柜是否在分断位臵。

4.1.3.用2500V摇表检测柜内母线相间、对地绝缘应合格。检测全部断路器、小车相间、对地绝缘应合格。检测Ⅰ段进线电缆相间及对地绝缘应合格。

4.1.4 用500V摇表检测柜内二次回路绝缘应合格。

4.1.5 核对母线相序与进线相序是否一致。

4.1.6先送空载电缆线路。变电站在送电前应将送馈线的过流保护时限调整为0″。

4.1.7 高压Ⅰ段进线开关柜在首次送电前应将所有馈线开关柜拉至隔离位臵，但PT柜经检查合格后应推入运行位臵。且必须将进线柜过流时限调整为0″，其余柜子首次送电依次调整保护时限为0″进行，以防短路情况快速切除。

4.1.8 变压器保护首次送电仍按0″考虑，核实速断保护必须投入过流定值时限0″，如躲不过励磁涌流再作调整。

4.1.9 高压Ⅰ段带电后，应检查盘面仪表指示情况，一切指示应正常。3.3.1.10 高压Ⅰ段和Ⅱ段母线PT相序核对。用万用表测两组电压小母线的同名相（即a—a′,b—b′和c—c′）电压指示必须近似为零，而异名相（即a—b′, a—c′和b—c′，b—a′，c—a′，c—b′）电压指示必须近似为电压小母线的额定电压（一般为100V）。如相序不对，必须断开Ⅰ段进线开关，再在PT柜二次回路换接相序使其正确无误。

4.1.10 高压Ⅰ、Ⅱ段母线送电后，变电站送天河化工馈线过流时限恢复，Ⅰ段进线电缆过流时限恢复。

4.2 所用变压器受电

4.2.1变压器送电前的检查包括以下内容：

⑴各种交接验收单据齐全，数据符合要求。包括变压器的高压进线电缆相间、对地绝缘电阻和吸收比应合格。

⑵变压器应清理、擦拭干净，顶盖上无遗留杂物，本体及附件无缺损，且不渗油。⑶变压器一、二次引线相位正确，绝缘良好。

⑷接地线良好。

⑸通风设施安装完毕，工作正常，消防设施齐全。

⑹保护装臵整定值符合规定要求，操作及联动试验正常。

4.2.2送电试运行。变压器检查无误后，可以进行送电试运行，此时为空载运行，低压侧各开关均为开路状态。

⑴变压器第一次投入时，可全压冲击合闸，由高压侧投入。

⑵变压器第一次受电后，持续时间不少于lOmin，应无异常情况。

⑶变压器进行3次全压冲击合闸，应无异常情况，励磁涌流不应引起保护装臵误动作。⑷记录每次的冲击电流，空载电流，一、二次电压及温度值。

⑸因为本系统以后可能会出现变压器并联运行，所以应核对好两段母线的相位。⑹空载运行24h，如无异常情况，可投入负荷运行。

4.3 变电所低压开关柜送电

4.3.1 测量低压盘内母线对地、相间绝缘，应合格。

4.3.2 将所有低压抽屉柜拉至隔离位臵，并进行逐个外观检查如有无连接螺丝松动及碰铁现象。并用500V兆欧表检测一、二次相间、对地绝缘应合格，控制回路接线应准确，可靠。

4.3.3 将进线开关柜摇至运行位臵，合进线开关。

4.3.4 低压柜母线带电后，检查盘面仪表指示情况，并挂“盘面已带电”标志牌。

4.3.5 核对低压Ⅰ段和Ⅱ段的相序。

⑴在母联柜上进行。用万表750V交流挡，核对两路电源的相序。

⑵ 用万用表测两组电压母线的同名相（即a—a′,b—b′和c—c′）电压指示必须近似为零，而异名相（即a—b′, a—c′和b—c′，b—a′，c—a′，c—b′）电压指示必须近似为电压母线的额定电压（一般为380V）。如相序不对，必须断开进线开关电源和母联开关，再在母联回路换接相序使其正确无误。

4.3.6作低压母线开关自投试验。

把母联柜开关摇入运行位臵，母联备自投臵投入位。分别模拟过流和手动分低压Ⅰ段、Ⅱ段进线，闭锁母联备自投。

4.3.7 低压进线正常后，变压器高压柜过流时限保护恢复。

5．人员安排

5.1现场总指挥：

5.2技术负责人：

5.3现场操作人员：

5.4现场操作监护人：

第二篇：贵广客专昌明北变电所受电方案(最终版)

新建铁路贵阳至广州（贵州段）客运专线

牵引供电工程

昌明北220kV牵引变电所

受电开通方案

贵广铁路有限责任公司 中铁电气化局集团有限公司 贵广铁路四电工程指挥部 成都铁路贵阳供电 2014年8月

昌明北牵引变电所受电启动方案

昌明北牵引变电所由我项目部承建施工，为确保安全优质、有序可控的开通贵广铁路变电工程，现拟定昌明北牵引变电所送电开通方案，根据下达的计划进行变电所受电冲击试验，详细方案如下：

一、准备工作及人员安排

（一）、受电开通组织机构：

现场总指挥: 段廷华 饶毅

现场调度 ：朱云泽 刘冰瑞 郑舟康

组 员 ： 康玉威 王振斌 龚诗杰、黄建荣、邓强

赵思鸟、李炳坤

抢修组 ：高宝胜 陶立军 苏理亚 变电所值班人员：

值班员：李忠跃 助理值班员：

（二）、路局电调组：

调度电话：

调度人员：xx（1xxxxxxxxxx）

电调值班电话：路电061-xxxxxxx，市电：028-864

（三）、启动前检查

1、供电局验收合格，同意启动受电。

2、静态验收合格，具备受电条件。

3、设备安装完成，设备电气试验合格，全所整组试验已完成。

4、检查变电所全部临时电源线及临时设施是否已撤除，通信已畅通。

5、在受电前将所有电气设备进行一次清扫，清除所内所有杂物。

6、检查全所一、二次接线是否牢固。

7、检查所有主变瓦斯继、高压套管已放气，高压电容套管接地可靠。

8、充油设备阀门开启正确，油位正常，主变油位计、温度计指示正常。

9、牵引变压器、所用变压器的分接开关应在额定档位，检查所有油阀在打开或指定位。

10、所内所有隔开、断路器均应在分位，并核对与控制盘、监控后台开关位臵指示一致。

11、所有隔开地刀处于分闸位臵并上锁，启动的开关、刀闸推合试验良好。

12、确认压互接线正确；流互一次接线符合要求，流互二次回路所有不接不用的端子应短接并接地。

13、所内所有电动隔开、断路器机构箱内转换开关均臵于远方位，控制盘上的转换开关均臵于当地位，合闸空气开关处于合位，重合闸、自投转换开关均臵于撤除位。

14、受电前检查核对变电各所设备编号，现场设备编号与牵引供电示意图一致。以牵引主变压器铭牌相序为标准，检查本所配电装臵的相序符合设计要求。并准备好一块印有双编号的模拟盘。

15、检查所有设备工作、保护接地均应良好。

16、检查所有室内外端子箱内的空气开关处于合位。

17、检查熔断器应良好。

18、在牵引变电所受电启动后上网隔离开关接触网侧可靠接地。

19、检查蓄电池电压正常。20、检查灭火装臵电源正常。

21、保护装臵定值已整定。

（四）、所内工具及移动负荷准备

1、户外手动隔开操作棒一根。

2、2500V兆欧表一块，万用表一块。

3、对讲机一对（两只）。

4、220KV高压验电笔、27.5KV高压验电笔各一只（须耐压试验合格）。

5、三相接地线2组，单相接地线8组。

6、安全帽、绝缘手套、绝缘靴各2付。

7、值班用工具2套。

8、“有人工作，禁止合闸”牌数块。

9、值班员、助理值班员标志各一副。

10、值班日志、倒闸记录本等各种需要用的记录各两本。

11、消防器材准备齐全。

12、其它易损备品备件、熔断器等准备到位。

13、室外照明应完好，应急照明应完好。

14、提前一天将移动负荷（电容器组）设备运输入所，并将连接电缆安装好，电缆必须做试验合格。

15、试验车1辆

16、指挥车 1辆

二、受电启动及值班期间制度

（一）、值班制度

1、值班人员应树立高度负责的主人翁精神，按时上下班，严守工作岗位。值班时严禁饮酒、睡觉或做与值班无关的事情。

2、值班人员应熟悉所内主接线及各项设备情况，熟悉二次原理图，熟练掌握倒闸作业程序。

3、值班人员应严格按调度命令执行操作内容、程序，严禁私自变更调度命令的内容和程序。

4、操作时要二人进行，一人操作，一人监护。操作前确认无误后方可进行操作。操作时应正确迅速进行，若有疑问及时与电调联系处理，操作完毕应立刻向电调汇报执行情况。

5、操作时须戴好安全帽、绝缘手套及绝缘鞋。

6、值班时应随时监视变压器的运行情况，每两小时巡视一次，夜间20：00～00：00，00：00～6：00各增加一次熄灯巡视。认真填写设备运行记录，如实记录各种表计的数据。巡视发现异常应及时向电调汇报，如遇紧急情况，允许采取果断停电措施，然后向电调汇报。

7、值班人员交接班时双方应巡视全所一次，交代应注意事项及设备运行情况，并作好记录，双方签字后由接班负责人向电调汇报。

8、保持室内清洁，每班在交接前应打扫一次卫生。

9、未经值班人员同意，与开通无关人员不得进入所内。

（二）、变电所交接班制度

交接班工作一般应在规定交接班时间提前30分钟进行，以使接班人员充分掌握、熟悉设备运行情况。交接班工作应包括以下内容：

1、交班人员向接班人员详细介绍设备及线路运行情况及其他有关事宜。

2、接班人员认真阅读值班日志和有关记录，充分熟悉上一班情况。

3、交接班人员共同巡视设备，检查核对有关记录是否与实际相符。共同检查信号装臵是否完好，工具、备品、仪表、安全用具是否齐备。

4、办完交接班手续时，交接班人员应分别在值班日志上签字，并由接班人员向电力调度汇报交接班情况。

5、正在处理故障或进行倒 闸作业时，不得进行交接班。在未办完交接班手续时，交班人员应继续值班，不得擅离职守。

（三）、变电所倒闸操作制度

变电所所有倒闸作业项目全部实行操作票或命令票制度，在试运行期间均由电力调度下令批准后执行，并应遵守下列规定：

1、调度对变电所一次只下达一项命令，值班员必须按命令程序进行操作，且不得漏项。

2、调度下令时，由值班员受令并复诵，调度确认无误后，给予命令编号及批准时间。

3、每发布一项命令，发令人和受令人均要填写命令记录。

4、变电所值班员接受倒闸命令后，应先在模拟盘上模拟操作，确认无误后方可操作。

5、倒闸作业必须由2人进行，助理值班员操作，值班员监护。操作时，监护人手执倒闸命令，手指眼看，和操作人共同核对设备状态，呼唤应答操作命令，准确迅速地进行操作。

6、倒闸作业完成后，值班员应立即向调度汇报。调度发布完成时间，作业方为结束。

（四）、变电所巡视制度

试运行期间按时对变电所的设备进行巡视检查，是保证设备运行安全的重要措施，具体要求如下：

1、试运行期间每2个小时对全所设备巡视一次，夜间增加一次熄灯巡视。

2、每次断路器事故跳闸后，应对与其有关的设备巡视，查明原因，恢复处理后方能再次试送电。巡视中发现异常情况，要及时向电调汇报，必要时应采取相应的措施，防止故障范围扩大。

3、遇有雾、大风天气，应适当增加巡视次数，一般日常巡视、检查的项目和要求，参照《牵引变电所运行检修程序》中有关规定执行。

4、巡视检查后，应认真填写记录，并将所发现问题一并记入日志。附件：联系电话：（略）调度电话： 人员联系电话：

昌明北220kV牵引变电所受电启动程序

一、所内受电启动（外电源仅旧北线带电）

1、检查并确认1011DQS(2029)、1012DQS(20249)接地刀闸处于分闸状态，撤除进线1011QS(2013)、1021QS(2023)刀闸内侧临时接地封线。

2、由成都铁路局现场调度员向贵州省电网公司调度汇报所内准备情况。

二、进线220kV母线充电

1、进线线路失压自投装臵退出。

2、在1路外电源线路旧北线带电后，在1011(2023)刀闸外侧进行逐相验电。

3、验电正常后，路局供电调度与地调联系。

4、路局供电调度向地调申请对所内220kV母线充电。

5、确认进线无电后，合上1012QS(2024)手动刀闸、1011QS(2023)电动刀闸。

6、确认220kV母线充电正常。

7、检查确认101（202）间隔前端母线充电正常。

8、检查确认220kV旧北线线路PT二次电压正常,合上压互二次空开（熔断器），在测控屏上核对101TV电压互感器三相之间母线电压正常。

9、路局调度员联系地调，申请授权开展以下启动投运操作：

10、确认201、202开关、2011、2021刀闸在断开位.三、一号主变压器受电冲击运行

1、将综合测试仪（录波设备）接入主变系统并启动。

2、检查主变所有保护配臵及定值均正确。

3、屏控合上101QF(202)开关，1T-

1、1T-2第一次受电冲击，观察并监听变压器运行状态，10分钟主变无异常后，屏控分101QF(202)开关，并做好记录。

4、间隔5分钟后，盘控合上101QF(202)开关，1T-

1、1T-2第二次受电冲击，观察5分钟主变无异常，模拟1T-1重瓦斯保护跳闸，并做好记录。

5、间隔5分钟后，盘控合上101QF(202)开关，1T-

1、1T-2第三次受电冲

击，观察5分钟主变无异常，模拟1T-2压力释放保护跳闸，并做好记录。

6、间隔5分钟后，盘控合上101QF(202)开关，1T-

1、1T-2第四次受电冲击，观察5分钟主变无异常，模拟1T-1超温保护跳闸，并做好记录。

7、间隔5分钟后，盘控合上101QF(202)开关，观察5分钟后，模拟1T-

1、1T-2差动保护分闸。

四、2×27.5母线受电

1、确认211、212、213、214、201、202、203、204开关、2111、2121、2131、2141、2031、2041、2611刀闸在分位。

2、合上2001、2002、2003、2004刀闸，确认合位。

3、合上2012、2022、2032、2042刀闸，确认合位。

4、合上2011QS、2021QS手动刀闸。

5、合101QF、201QF、202QF开关。

6、2×27.5kV（T1、F1、T2、F2）母线受电，观察5分钟，分别检查201TV、202TV、203TV、204TV对地电压并做好记录，在测控盘校核201TV与203TV相位，202TV与204TV相位，确认压互无异常。

五、所用变压器受电

1、确认所用变低压总空开在分位，合2611QS所用变压器手动刀闸，所用变压器投入。

2、合上在交流盘上低压总开关，检查所用变交流电压及相序。

3、对1号、2号所用交流电源进行核相并进行互投试验。

六、主变（线路）保护极性测试

1、将四条馈线出线隔离开关出线侧隔离开关引线全部拆除。

2、确认101QF、201QF、202QF开关，2011QS、2021QS手动刀闸处于分闸位臵，并在刀闸外侧加挂临时接地封线；

3、分别在2122隔离开关外侧T1、F1母线上临时接入满足试验要求的移动电容，正确后投入1T-1、212、213QF保护，退出馈线重合闸，真空断路器开断容性电流能力差，保护设臵为220kV保护跳闸。

4、依次合2011QS、2021QS、2121QS、2122QS刀闸，合212QF、201QF、202QF、101QF开关，电容投入，地方变电站进行线路保护极性的测试，同时对进线实际相序进行校核，询问地调是否为BC相有电流，并做好记录。

5、所内对1T-

1、1T-2差动保护极性进行校核，同时对212馈线T线电流、F线电流进行极性测试。

6、测试213馈线保护电流极性，断开101QF、212QF，合上2133、2132、2131QS,合上213QF、101QF,对213馈线电流极性进行测试。

7、断开101QF、201QF、202QF、213QF,断开2131、2132QS。对电容放电，布臵安全措施，拆除电容器。

8、对T2F2进行带负荷试验，合上2112DQS、2142DQS,将电容接在2142QS出线侧,正确投入1T-2保护定值，退出馈线重合闸，真空断路器开断容性电流能力差，保护设臵为220kV保护跳闸。

9、确认2112DQS、2142DQS已断开，依次合2011QS、2021QS、2141QS、2142QS刀闸，合214QF、201QF、202QF、101QF开关，电容投入，地方变电站进行线路保护极性的测试，同时对进线实际相序进行校核，通过询问地调电流是否为BA相有电流，并做好记录。

10、所内对1T-

1、1T-2差动保护极性进行校核，同时对214馈线T线电流、F线电流进行极性测试。

11、测试211馈线保护电流极性，断开101QF、214QF，合上2113、2112、2111QS,合上213QF、101QF,对213馈线电流极性进行测试。

12、极性校核完毕，断开101QF、201QF、202QF、211QF,断开2111、2112QS。对电容放电，布臵安全措施，拆除电容器。七、一号主变压器空载运行

所有馈线刀闸、开关均处于分闸位，馈线外侧加挂临时接地封线，1T-

1、1T-2号主变进行空载运行24小时，方可向接触网送电。

第三篇：变电所方案

齐齐哈尔联华超市变电所启动方案

一、编制说明

1、联华超市10KV变电所已建成并具备投产条件；经

联华超市申请，齐齐哈尔市电业局批复，同意投入系统。

2、联华变电所设备命名、操作、1、2变压器的冲

击合闸由启动投运指挥部指挥，联华变电所低压设备的投运、操作应在高压侧送电完成后进行，由现场运行人员操作。

二、送电时间

联华变电所变压器计划定于2007年月日分开始操作；低压设备计划定于2007年月日~~~月日开始操作。

三、投运应具备的条件

1、投运的设备安装调试合格、投运的设备接线正确，投运的设备安全验收合格。

2、投入的设备应按验收小组提出的整改要求整改完

毕，具备运行条件。

3、各种保护应按继电保护定值要求提前做好准备。

4、通讯装置应良好，畅通无误。##

四、特殊要求

1、冲击合闸试验5次。

2、低压回路代负荷由联华自行掌握。

五、投运前10kv变电所应做的准备工作

1、按结线图核对联华10kv变电所的一次设备结线

正确，设备名称、开关编号正确。

2、按保护通知单核对10kv线路、配电回路的保护定值正确并投入。

3、检查变压器10KV母线，低压配电回路的各侧开关，刀闸在断开 位置。影响送电的各侧地线、封线等安全措施全部拆除。

4、对低压回路进行绝缘测试合格后送电。

六、投运程序

联华变电所投运方案应在得到启动指挥部许可后，方可进行操作。投运程序为：

第一步 合上线路进户有关设备的刀闸（开关）

1、合上10KV架空线路至联华变电所的线路刀闸（开

关）

第二步 向联华超市2#变电所10KV母线充电

2、用进线开关201向2# 变电所10KV母线充电，良好。

第三步 合上有关设备的刀闸（开关）

3、合上联华超市2# 变电所205开关

第四步 向联华超市1# 变电所10KV母线充电

4、用联华超市1# 变电所214开关向联华超市1#

变电所10KV母线充电，良好。

# 第五步 向联华超市1变电所1变压器充电 #

5、用1#变压器高压侧210开关向1#变电所1# 变压

器充电（按规程要求变压器冲击合闸5次）良好。第六步 向联华超市1# 变电所2变压器充电 #

6、用2#变压器高压侧208开关向1#变电所2# 变压

器充电（按规程要求变压器冲击合闸5次）良好。第七步 检查确认联华超市1变电所1变压器、2变压器已受电，0.4KV侧可按投运方案在得到送电指挥部的许可后，方可进行0.4KV母线侧操作送电。

7、得令后，检查0.4KV侧I、II段母线所有开关在断开位置。

8、推入1#变压器低压侧（）开关，向0.4KVI 母线充电，良好。

9、推入2####变压器低压侧（）开关，向0.4KVII 母线充电，良好。

10、0.4KV侧回路送电工作，由联华超市变电所所长王山下达指令，在没有得到正式命令前，不得进行送电操作。

第四篇：共用工程及辅助设备装置变电所受电程序

共用工程及辅助设备装置变电所

受电程序

1.拟受电前8小时内复测共用工程及辅助设备装置变10KV受电母线相间及相对地绝缘，符合要求值进入下一步；

2.3.4.5.拟受电系统所有手车置于试验位置； 拟受电系统所有接地开关处于分闸位置； 确认110KV变电所10KV母线已得电； 确认110KV变电所10KV拟送电的馈电断路器所有保护已处于投入状态，并且保护定值合理；（此条步骤非常重要！）

6.送电前8小时内复测110KV变电所10KV拟送电的馈线电缆相间及相对地绝缘，符合要求值进入下一步；

7.8.110KV变电所10KV拟送电的馈电断路器置于工作位置； 拟受电10KV进线柜处操作人员密切观察带电指示器显示状态并及时向送电发令人反馈带电指示器显示状态；

9.110KV变电所当班值班人员按本所送电程序办理拟送电10KV馈电断路器的送电操作；

10.拟受电10KV进线柜处操作人员反馈带电指示器显示点亮状态，110KV变电所送电结束；

11.共用工程及辅助设备装置变10KV受电母线段PT手车（电压互感器手车）推进到工作位置；

12.共用工程及辅助设备装置变10KV受电母线段进线断路器小车推进到工作位置；

13.14.15.操作人员在拟受电10KV进线柜柜面就地按操作合闸旋钮合闸； 观察此10KV段电压指示，如正常，则此段10KV系统受电完成。共用工程及辅助设备装置变共四段10KV系统，另外三段10KV系统受电按此程序进行，不再赘述。

第五篇：厂用电受电方案

厂用电受电方案

1.1 设备概况及主要技术参数

1）启备变

额定容量：54/35-35 额定电流：3207.6A 接线组别：YNyn0-yn0,d11 短路电压百分比UK=21% 额定电压：高压侧141.7

变比：230±2×2.5%／6.3KV 2）220kV 断路器

系统标称电压

额定工作电压

额定电流

220kV 252kV

4000A（LW35S）/3150A（LW10B）50kA(rms)1.3 125kA(峰值)额定短路开断电流

首相开断系数

额定短路关合电流

额定短路热稳定电流（持续3s）

50kA(rms)额定峰值耐受电流

125kA(峰值)3 隔离开关

型号：GW7-252DW/GW10-252DW 额定电压：252kV 额定电流：3150A 额定热稳定电流：50kA（3s）额定动稳定电流：125kA 4）220kV 电流互感器

型号：LVQB-220W2 额定电压：220kV 变比：2×1250/1A,1250/1A 极次组合：0.2S/0.5S/5P/5P/5P/5P/5P/5P 额定热稳定电流：50kA（3s）额定动稳定电流：125kA 5）220kV 电压互感器

1.2 引用标准及规范

1）《火电厂基本建设工程启动及验收管理办法（2006年版）》；

2）《火电工程调整试运质量检验及评定标准（2006年版）》；

3）《火电工程启动调试工作管理办法（2006年版）》；

4）《火电机组达标投产考核办法（2006年版）》；

5）《火电机组启动验收性能试验管理办法（2007年版）》；

6）《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（2009版）》；

7）

原电力部1997年颁发的《火电工程调整试运质量检验及评定标准》；

8）

原电力部建质〖1996〗40号文颁发的《火电机组启动调试工作规定》；

9）

原电力部电综合〖1998〗179号文颁发的《火电机组启动验收性能试验导则》；

10）除上述国家及电力工业部颁发的规范、规程以外，检查验收仍需遵照如下图纸、文件；

11）经会审签证的施工图纸和设计文件；

12）批准签证的设计变更；

13）设备制造厂家提供的图纸和技术文件；

14）项目法人与施工单位、设备材料供货商单位签订的合同文件中有关质量的条款；

15）2.15 项目法人与监理单位签订的合同文件及相关监理文件。

1.3 送电目的

1）检查送电系统一次设备的工作性能；

2）检查送电系统二次电流回路、电压回路的正确性；

3）检查送电设备继电保护装置的可靠性及正确性；

4）确保机组试运工作正常进行。

1.4 受电范围

1.4.1

受电一般分四部份实施：•

1）为新建电厂系统，调试单位负责实施；

2）220KV线路及高压启动变压器充电检查，调试单位负责实施；

3）6KV厂用系统送电检查，调试单位负责实施；

4）380V低压厂用电送电检查，施工单位负责实施；

5）根据送电部分的实际情况绘制受电图纸。

1.5 受电前应具备的条件

1）与送电相关的一、二次设备安装工作全部结束，并经检验合格；

2）高压启动变及低压厂用变绝缘试验合格，送电前取油样作色谱分析（送电后按运行规定取样分析)；

3）有载调压装置及冷却装置正确投入运行，分接头置于额定位置（或运行要求的位置），送电时冷却器停用，有载调压装置置于手动位置；

4）要求送电用所有高压开关安装调试完毕，动作可靠；

5）要求送电用所有高压开关的隔离刀闸调整试验结束；

6）受电用开关与刀闸间相互闭锁试验结束，符合设计要求；

7）送电系统的继电保护按“定值通知单”整定完毕，动作正确可靠(包括线路保护、母线保护、启动变保护、6KV母线保护、低压厂用变及低压厂用电保护)；

8）送电用各开关的控制、信号、测量装置调试工作结束，传动试验正确；

9）UPS系统调试完毕，试验合格；

10）受电系统电气设备的名称、•编号、标志牌应清晰准确；

11）主控室、启动变、6KV盘间、380V盘间等有关受电设备周围，消防设施齐备，道路畅通，照明充足，通信设施齐全。

1.6 受电前准备工作

1）在6KV母线设备屏准备临时电压表一块（或万用表）；

2）将电厂母线电压二次出线从端子板上用临时电缆引至厂用电控制盘空端子板上，以便受电后作母线（启动变高压侧）与6KV母线二次定相；

3）根据实际情况在高压母线和6KV母线PT二次线圈上加装消谐装置，防止空负荷送电系统谐振；

4）故障录波器投入运行；

5）检查未投入使用的CT二次是否短接，PT二次是否断开；

6）受电线路对侧应装有可靠的临时保护；

7）电前线路应完成线路参数测试及一次定相工作。

1.7 受电程序

送电方式按两条线路，双母线单分段，一台启动变，两段6KV母线和一台低压厂用工作变，一台低压备用变进行。

1）线路受电；

2）升压站Ⅰ母线受电；

3）升压站Ⅱ母线受电；

4）高压启动变压器受电；

5）6KV母线受电；

6）低压厂用变及低压厂用电受电。

1.8 送电步骤及检查项目

1.8.1 线路受电（按照新建电厂两条线路考虑）：

1）检查受电线路母线侧隔离刀闸在断位；

2）检查受电线路开关在断位；

3）投入对侧线路充电保护；

4）通知线路对端空冲线路Ⅰ；

5）检查本侧线路Ⅰ出口PT电压及相序；

6）线路Ⅰ冲击5次，每次间隔5分钟；

7）线路对端空冲线路Ⅱ；

8）检查本侧线路Ⅱ出口PT电压及相序；

9）线路Ⅱ冲击5次，每次间隔5分钟。

1.8.2 升压站Ⅰ母线受电：

1）检查Ⅰ母线所有设备开关断位；

2）母联开关两侧刀闸在断位；

3）检查母联开关在断位；

4）检查Ⅰ母线PT二次开关（或熔断器）在合位；

5）合线路母线侧刀闸；

6）合线路开关空冲Ⅰ母线三次；

7）检查Ⅰ母线PT二次电压值及相序，并与线路PT进行二次定相。

1.8.3 升压站Ⅱ母线受电：

1）检查Ⅱ母线所有设备开关断；

2）断开线路开关使Ⅰ母线停电；

3）检查Ⅱ母线PT二次开关（或熔断器）在合位；

4）合母联开关两侧隔离刀闸；

5）合线路开关恢复Ⅰ母线送电；

6）投入母联开关充电保护；

7）合母联开关空冲Ⅱ母线三次；

8）检查Ⅱ母线PT二次电压值及相序，并与线路PT进行二次定相。

1.8.4 利用母联开关进行线路Ⅰ及线路充电至母线环并，检查保护及测量回路：

1）线路Ⅰ充电至母线Ⅰ，线路Ⅱ充电至母线Ⅱ；

2）合母联开关Ⅰ母线刀闸；

3）合母联开关Ⅱ母线刀闸；

4）合母联开关；

5）对端变电所调整运行方式，使线路Ⅰ、线路Ⅱ带负荷运行；

6）检查线路保护、母差保护、母联开关保护及所有测量电流回路数值及相位的正确性，并投入其保护装置。

1.8.5 高压启动变压器受电：

1）断开线路Ⅱ本侧出口开关（1ADA06GS003）及出口刀闸（1ADA06GS101），线路Ⅰ通过母线Ⅰ、母联开关带母线Ⅱ运行；

2）检查6KV备用进线开关在断位，试验位置；

3）检查6KV母线PT在工作位置，PT二次插头插入，二次开关（或熔断器）投入；

4）检查启动变冷却器停用；

5）检查启动变高压侧中性点接地刀在合位；

6）合启动变压器高压侧Ⅱ母线隔离刀闸；

7）投入启动变过流保护、瓦斯保护及压力失放保护；

8）合启动变开关，进行第一次送电，观察冲击电流；

9）检查启动变压器送电时有无异常现象；

10）检查启动变油温、一次电压、二次电压及一次电流；

11）如果启动变带有有载调压装置，检查有载调压装置的调压情况，即检查三相同步性，电压变化范围和规律；

12）检查启动变压器低压侧PT二次电压相位及相序；

13）确认启动变压器运行正常后，进行5冲击试验，每次间隔5分钟。

1.8.6 6KV母线受电：

1）检查 6KV 母线所有开关在开位，且开关小车在试验位置；

2）检查 6KV所有小车接地刀在开位；

3）将6KV母线备用工作进线开关推至工作位置，投入备用分支过流保护及过负荷保护；

4）合6KV母线备用工作进线开关，6KV母线送电；

5）检查 6KV 母线有无异常现象；

6）进行 6KV 母线电压、相序检查；

7）进行 6KV 母线与启动变高压侧Ⅰ母线（Ⅱ母线）二次定相。

1.8.7 低压厂用变及低压厂用电受电：

1）检查380V 工作母线所有负荷开关在断位；

2）检查低厂变低压侧开关（380V 工作段工作进线开关）在开位；

3）检查380V 工作母线电压互感器工作位置，二次保险合位；

4）投入低压厂用变压器电流保护；

5）将低压厂用工作变高压侧小车开关推入工作位置，合厂用变开关，冲击低厂变开关5次，每次间隔5分钟；

6）低厂变5次冲击无异常后，合380V 工作段工作进线开关，380V 工作段受电；

7）测量380V 工作段母线电压及相序，并与6KV备用段母线PT进行二次定相。

1.8.8 低压厂用备用变及380V备用段送电（与低压厂用工作变相同）。1.8.9 400V 工作段备用自投试验：

1）进行380V 工作段母线、380V 备用段母线一次定相；

2）利用380V 工作段与380V 备用段联络开关进行380V母线环并试验；

3）380V母线环并无异常后拉开380V联络开关；

4）投入备用自投开关（BK）；

5）用低厂变保护跳开低压厂用工作变高、低压开关；

6）380V 工作段与380V 备用段联络开关应能自动投入。

1.8.10 根据负荷情况依此检查、6KV系统、380V系统保护及测量回路是否正确，并及时投入。1.9 安全措施

1）送电前应由运行单位、施工单位及调试单位三方各派有关人员联合对电气一、二次设备进行仔细检查，以便提早发现隐患。

2）为确保送电的安全进行，远方操作投入运行的电气设备均由电厂运行人员负责操作，就地操作投入运行的电气设备由施工单位人员负责操作。所有操作均应严格执行有关操作规程。

3）送电期间应由安装单位派人对主要电气设备进行监护，一旦有异常应立即向现场指挥人员报告。

4）所有在带电设备上的试验工作须至少由两人来完成，并做好安全措施。

5）送电期间应有一定数量的专职消防人员及医护人员在场以应付可能出现的非常情况。