电厂启备变及厂用电系统带电试验方案 1.docx

电厂启备变及厂用电系统带电试验方案 1.docx

《电厂启备变及厂用电系统带电试验方案 1.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《电厂启备变及厂用电系统带电试验方案 1.docx（35页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

电厂启备变及厂用电系统带电试验方案1

启备变及#1、#2机厂用系统受电调试措施

目录

1.概述

2.带电目的

3.编写本方案的主要依据和引用标准

4.带电范围

5.各参建单位主要职责

6.带电前应具备的条件

7.带电前的检查

8.启备变冲击带电

9.6kV厂用电IA、IB段母线带电

10.6kV厂用电IIA、IIB段母线带电

11.启备变带负荷后的检查试验

12.低压厂变及各PC段受电

13.验收控制的技术标准

14.安全、环境控制措施

15.附图:

带电一次系统图

1概述：

本措施描述山西国锦煤电一期工程2X300MW机组工程启备变及#1、#2机组6kV厂用系统受电程序和试验项目。

启备变高压侧110kV配电装置由电网调度，受电操作由电网调度指挥，如本措施与电网调度所出受电措施有所不同时，以电网调度受电措施为准。

1.1系统接线

1.1.1工程概况

本期工程建设规模为2×300MW机组，两台机组均采用发变线串接入夏家营变电站220kV母线；启动/备用变压器电源接至夏家营变电站110kV母线。

1.1.26kV工作厂用电接线

每台机组设1台容量为50MVA的分裂绕组的高压厂用变压器，其高压侧从发电机主回路离相母线上T接，两台机设一台同容量的分裂绕组启动/备用变压器，其高压侧接至夏家营变电站110kV母线，直接降压至6kV分别接入厂内6kVIA、IB、IIA、IIB段。

1.1.3厂用电中性点接地方式

高厂变、启备变6kV中性点采用低电阻接地方式，单相接地时跳闸；全厂0.4kV系统采用中性点直接接地方式。

1.1.40.4kV厂用电接线

0.4kV采用动力中心（PC）和电动机控制中心（MCC）的供电方式。

动力中心和电动机控制中心成对设置，建立双路电源通道。

动力中心采用单母线分段，每段母线由一台干式变压器供电，两台低压变压器间互为备用，远方手动切换。

1.1.5事故保安电源

每台机组设置一套柴油发电机组，提供机组安全停机所必须的交流电源。

柴油发电机组直接连接至保安动力中心，由保安动力中心再分别供电给汽机、锅炉及其它保安电动机控制中心。

1.2设备概况

1.2.1110kV设备

110kVGIS其进出线额定电流为1250A，额定短路开断电流为40KA（有效值），额定短路关合电流为100KA（峰值）。

其中内附：

断路器：

126KV,1250A，40kA,附弹簧或气动操作机构；

隔离刀闸：

1250A,100KA,附操作机构双接地（其中一组为快速接地开关）；

电流互感器：

2X400/1A,二次准确级为5P60、5P60、0.2S、0.2S；2X600/1A，二次准确级为5P60、5P60。

电压互感器：

额定电压110kV，变比为110/√3/0.1/√3/0.1/√3/0.1/√3/0.1KV;

氧化锌避雷器：

Y10W5-102/266W，额定电压110kV，配泄漏电流监测仪。

本工程110kVGIS设备采用平高集团有限公司产品。

1.2.2启动/备用变压器

型号：

SFF10-50000/110

额定容量：

50000kVA

额定电压：

115kV/6.3-6.3kV

额定电流：

251A/2887/2887A

调压方式：

有载调压

接线组别：

YN，yn0-yn0+d（带平衡线圈）

生产厂家：

天威保变（合肥）变压器有限公司

1.2.3启备变保护

DGT801B变压器保护装置（南自）

RCS-985T变压器保护装置（南瑞继保）

2受电目的

2.1检验一次断路器、隔离刀闸、互感器等高压电气设备工作状态是否正常；

2.2检查验证系统二次控制回路、电流电压回路接线是否正确，确保对断路器、隔离开关操作的正确；确保进入保护和自动装置的电流、电压矢量正确；

2.3检查验证继电保护装置、自动控制系统、在线测量和电量计费系统等二次设备工作是否正常。

2.4为#1、#2机组展开分部试运创造条件。

2.5本措施适用于启备用及#1、#2机6kV受电，如在#1机受电时#2机不具备受电条件，则在启备变低压侧共箱母线连接#2机处采用隔离措施，在#2机具备受电条件时将启备变停电，共箱母线连接好后再依据本措施将#2机6kV厂用系统受电。

3编写本措施主要依据及验收标准

3.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T5437-2009

3.2《火力发电建设工程调试技术规范》DL/TXXXX-2012

3.3《火力发电建设工程调试质量验收及评价规程》DL/TXXXX-2012

3.4《火电工程达标投产验收规程》DL/T5277-2011

3.5《电业安全工作规程》（第1部分：

热力和机械）GB26164.1-2010

3.6《电力建设安全工作规程》（第1部分：

火力发电厂）DL5009.1-2002

3.7相关电力企业编制的发电厂重大反事故措施

3.8《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006

3.9《继电保护和安全自动装置基本试验方法》GB7261-2008

3.10《大、中型同步发电机励磁系统技术要求》GB/T7409.3-2007

3.11《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》DL/T650-1998

3.12《大型汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件》DL/T843-2003

3.13《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T995-2006

3.14设计院提供的工程系统图纸﹑设计说明书等技术资料

3.15设备制造厂图纸﹑质量保证书﹑安装和使用说明书及有关试验文件等

4受电范围：

厂内110kVGIS配电装置、启动/备用变压器、6kVIA、IB、IIA、IIB段备用电源进线断路器、6kV各段母线、各段工作电源进线断路器、备用进线PT、母线PT及工作进线PT、厂内各干式变压器。

5各参建单位主要职责

5.1电厂职责：

负责厂用电系统受电的施工现场内部协调组织工作，对受电试运质量、安全、进度进行管理，参加受电阶段工作的检查、交接验收等日常工作，确认审批受电试运过程中急需的设备采购及更换，向电网调度部门提出厂用电系统受电申请。

生产运行单位负责受电设备的操作，负责与电网调度的联络，接收调度命令；负责运行操作工作，做好生产准备，编写运行措施、运行规程，设备命名、挂牌、根据本受电措施填写操作票。

5.2调试单位职责：

接受试运指挥部的领导，负责受电分系统试运的调试组织工作，负责厂用电系统受电措施的编制，并负责措施的实施；负责进行受电前的技术和安全交底；负责根据电网调度命令，监督指导运行人员操作；负责测量和记录各受电系统二次电压值和电压相序、二次电流向量；负责提出解决受电试运中重大技术问题的措施或建议；对受电过程中发生的设备损坏、人身事故或中断运行的事故参与调查和分析，提出对策；组织受电后的验收签证和受电操作的监护工作。

5.3监理公司职责：

负责对受电过程中的安全、质量、进度进行监理和控制。

负责试运过程中的缺陷管理，确定缺陷性质和消缺责任单位，组织消缺后的验收，实行闭环管理。

组织和办理厂用电受电系统的验收签证及资料的交接等。

5.4安装单位职责：

负责受电设备与施工设备的隔离工作，负责受电期间设备维护、检修和消缺工作，临时设施的安装和系统恢复工作。

协同生产运行人员进行设备的一、二次操作。

负责单体试运结束时组织验收签证，受电过程中负责现场检查监视。

5.5设计院现场工代负责牵头处理厂用电系统受电过程中出现的设计问题。

5.6设备厂家技术人员负责处理厂用电系统受电过程中出现的设备质量问题。

6受电前应具备的条件

6.1受电范围内的土建和一、二次电气设备安装完毕，并经质检部门验收合格；受电设备的常规试验及特殊试验项目（变压器局放、接地阻抗等）试验完毕，相应的试验报告内容齐全、结果正确。

继电保护装置按有关部门提供的定值整定完成、校验合格、保护动作正确，各关口电度表检定合格。

受电部分远动、计费、数据调度网及系统通讯与上级调度通讯调试完毕。

6.2直流电源系统安装调试完成并投入运行，UPS安装调试完成投入运行，DCS系统与厂用电系统受电有关部分受电完成，受电范围内的交流二次回路经查线正确，CT、PT极性正确。

启动/备用变压器有载调压系统检查正常；冷却通风系统正常。

受电范围内的控制、保护、信号回路传动试验完成。

6.3DCS系统安装调试完成，启备变高压侧110kV断路器、刀闸传动完成，DCS画面各设备编号与实际一致。

6.4受电范围内的一次设备接地良好。

各受电设备运行标示牌已准备就绪，各设备代号已编好并贴印完毕，受电一次设备挂有明显受电标识牌。

6.5启动/备用变压器设有围栏，并有明确标志。

6.6受电范围内场地平整，道路畅通，所有孔洞、沟盖盖好，6kV配电间门窗齐全并能上锁，照明充足。

6.7受电范围内通讯设施完善（调度电话和行政电话完备）。

6.8受电范围内配有足够的消防设施和消防器材。

6.9现场的安全保卫设施齐备。

6.10各种运行记录报表齐备。

6.11受电措施经过试运指挥部批准。

6.12受电申请经过电网主管部门批准，电网做好受电准备工作。

6.13由电厂运行人员根据本措施编写操作票，经审定后执行，安装单位和调试单位派人监护。

6.14为确保厂用受电顺利实施，各参建单位调试人员必须到现场；各组蓄电池及直流系统应工作正常，各临时电源（包括刀闸的操作电源，启备变通风系统电源及有载调压系统电源）可靠接入；主要设备及各保护厂家应提前通知技术服务人员到现场进行服务指导。

7受电前的检查

7.1检查启备变110kVGIS间隔内断路器、隔离刀闸、接地刀闸在断开位置，启动/备用变压器油位正常，分接头放在额定位置。

检查各电气设备绝缘电阻满足受电要求。

核对启备变等保护装置定值正确，保护压板投入正确。

7.2检查启备变间隔各电流回路接线正确，各CT回路完整无开路。

7.3检查6kVIA、IB、IIA、IIB段上的所有断路器手车、隔离手车、PT手车均放置于试验位置,检查所有的PT一次保险阻值合理。

7.4检查6kV厂用IA、IB、IIA、IIB段工作电源进线的封闭母线和各段进线间有明显的断开点（软连接未连），并加装临时隔板，作好隔离工作。

8启备变压器冲击受电

8.1依据调度所下受电措施核对并投退如下保护：

核对01#启备变110kV侧零序后备保护定值并投入；

核对01#启备变其它保护定值并投入

8.2投入启备变差动保护、启备变重瓦斯保护、有载调压重瓦斯保护、启备变压力释放保护、有载压力释放保护、变压器温度高保护，启备变轻瓦斯保护等。

8.3通知夏家营变电站合线路断路器将110kV线路受电，受电后测量110kV线路PT二次电压正确，相序正确。

8.4合上110-1刀闸，合110断路器对启备变进行第一次冲击。

8.5拉合110断路器对启备变进行第二次至第五次冲击，最后一次在合位。

8.6变压器冲击时需派电气人员在变压器附近（安全距离之外）注意观察启备变，如有异常情况及时报告主盘操作人员。

对启备变压器充电进行5次，每次间歇5分钟。

第4次冲击试验结束后将6kVIA、IB、IIA、IIB段备用进线PT手车、备用电源进线开关推至工作位置。

冲击试验结束后，在DCS进行启备变有载分接开关远方操作试验并观察6kVPT二次电压的变化趋势与分接开关位置相对应。

该项操作结束后，根据6kV侧电压当前实际值对启备变有载调压档位进行最终设定。

96kV厂用IA、IB段母线受电

9.1确认6kV厂用IA段、IB段工作电源进线的封闭母线和各段进线间有明显的断开点（软连接未连），临时隔板已装好。

9.2将6kV厂用IA段、IB段母线PT小车推到工作位置。

9.3将6kV厂用IA、IB段工作电源进线PT推到工作位置。

9.4将6kV厂用IA、IB段工作电源进线断路器推到工作位置。

9.5合上6kVIA段备用进线断路器（10BBA02），对6kV厂用IA段母线进行冲击。

9.66kV厂用IA段母线受电后，注意检查母线有无放电、闪络等异常情况。

如有异常，应立即报告现场指挥人员断开6kVIA段备用进线断路器（10BBA02）。

9.7测量6kV厂用IA段母线PT二次电压应正确，相序正确，监控系统正常。

9.8进行6kV厂用IA段备用进线PT与IA段母线PT二次电压核相。

9.9合上6kV厂用IA段工作电源进线断路器（10BBA04）。

9.10测量6kV厂用IA段工作电源进线PT二次电压应正确，相序正确，监控系统正常。

9.11进行6kV厂用IA段工作进线PT与IA段母线PT二次电压核相。

9.12在#1机快切屏IA段快切装置端子排检查母线PT、工作电源进线PT及备用电源进线PT电压正确；在快切屏拆开工作电源断路器接点的连线，检查快切装置上所显示的压差、频差、角差应为零；接好工作断路器接点的连线，拆开备用接点的连线，再次检查快切装置上所显示的压差、频差、角差应为零。

检查完后接好备用断路器接点的连线。

9.13断开6kV厂用IA段工作电源进线断路器（10BBA04）并将其拉到试验位置。

9.14合上6kVIB段备用进线断路器（10BBB02），对6kV厂用IB段母线进行冲击。

9.156kV厂用IB段母线受电后，注意检查母线有无放电、闪络等异常情况。

如有异常，应立即报告现场指挥人员断开6kVIB段备用进线断路器（10BBB02）。

9.16测量6kV厂用IB段母线PT二次电压应正确，相序正确，监控系统正常。

9.17进行6kV厂用IB段备用进线PT与IB段母线PT二次电压核相。

9.18合上6kV厂用IB段工作电源进线断路器（10BBB04）。

9.19测量6kV厂用IB段工作电源进线PT二次电压应正确，相序正确，监控系统正常。

9.20进行6kV厂用IB段工作进线PT与IB段母线PT二次电压核相。

9.21在#1机快切屏IB段快切装置端子排检查母线PT、工作电源进线PT及备用电源进线PT电压正确；在快切屏拆开工作电源开关接点的连线，检查快切装置上所显示的压差、频差、角差应为零；接好工作开关接点的连线，拆开备用接点的连线，再次检查快切装置上所显示的压差、频差、角差应为零。

检查完后接好备用开关接点的连线。

9.22断开6kV厂用IB段工作电源进线断路器（10BBB04）并将其拉到试验位置。

106kV厂用IIA、IIB段母线受电

10.1确认6kV厂用IIA段、IIB段工作电源进线的封闭母线和各段进线间有明显的断开点（软连接未连），临时隔板已装好。

10.2将6kV厂用IIA段、IIB段母线PT小车推到工作位置。

10.3将6kV厂用IIA、IIB段工作电源进线PT推到工作位置。

10.4将6kV厂用IIA、IIB段工作电源进线断路器推到工作位置。

10.5合上6kVIIA段备用进线断路器（20BBA02），对6kV厂用IIA段母线进行冲击。

10.66kV厂用IIA段母线受电后，注意检查母线有无放电、闪络等异常情况。

如有异常，应立即报告现场指挥人员断开6kVIIA段备用进线断路器（20BBA02）。

10.7测量6kV厂用IIA段母线PT二次电压应正确，相序正确，监控系统正常。

10.8进行6kV厂用IIA段备用进线PT与IIA段母线PT二次电压核相。

10.9合上6kV厂用IIA段工作电源进线断路器（20BBA04）。

10.10测量6kV厂用IIA段工作电源进线PT二次电压应正确，相序正确，监控系统正常。

10.11进行6kV厂用IIA段工作进线PT与IIA段母线PT二次电压核相。

10.12在#2机快切屏IIA段快切装置端子排检查母线PT、工作电源进线PT及备用电源进线PT电压正确；在快切屏拆开工作电源开关接点的连线，检查快切装置上所显示的压差、频差、角差应为零；接好工作开关接点的连线，拆开备用接点的连线，再次检查快切装置上所显示的压差、频差、角差应为零。

检查完后接好备用开关接点的连线。

10.13断开6kV厂用IIA段工作电源进线断路器（20BBA04）并将其拉到试验位置。

10.14合上6kVIIB段备用进线断路器（20BBB02），对6kV厂用IIB段母线进行冲击。

10.156kV厂用IIB段母线受电后，注意检查母线有无放电、闪络等异常情况。

如有异常，应立即报告现场指挥人员断开6kVIIB段备用进线断路器（20BBB02）。

10.16测量6kV厂用IIB段母线PT二次电压应正确，相序正确，监控系统正常。

10.17进行6kV厂用IIB段备用进线PT与IIB段母线PT二次电压核相。

10.18合上6kV厂用IIB段工作电源进线断路器（20BBB04）。

10.19测量6kV厂用IIB段工作电源进线PT二次电压应正确，相序正确，监控系统正常。

10.20进行6kV厂用IIB段工作进线PT与IB段母线PT二次电压核相。

10.21在#2机快切屏IB段快切装置端子排检查母线PT、工作电源进线PT及备用电源进线PT电压正确；在快切屏拆开工作电源开关接点的连线，检查快切装置上所显示的压差、频差、角差应为零；接好工作开关接点的连线，拆开备用接点的连线，再次检查快切装置上所显示的压差、频差、角差应为零。

检查完后接好备用开关接点的连线。

10.22断开6kV厂用IIB段工作电源进线断路器（20BBB04）并将其拉到试验位置。

11启备变带负荷后的检查试验

11.1带负荷前依据中调要求投退启备变差动保护。

11.2带负荷检查时需启备变最小负荷达到3000kVA，各6kV段最小负荷达到1000kVA。

（电机空载转动时按实际功率的30%考虑）

11.3检查110kV线路保护柜中电流正确，电压、电流矢量正确。

11.4检查启备变录波器中所显示的电压、电流正确。

11.5检查启备变保护A、B柜中差动保护及其它保护电流、电压相位正确，差流应为零。

11.6汇报调度启备变相量测试正确。

11.7检查DCS上显示的电压、电流、功率正确。

11.8检查各有关电度表回路电压、电流显示正确。

12．低压厂变及各PC段受电（低压变冲击三次，每次间隔五分钟）

12.1#1机#1汽机变冲击与汽机PC1A段受电

12.1.1测量#1机#1汽机变绝缘电阻、汽机PC1A段母线绝缘电阻。

12.1.2确认汽机PC1A段上所有断路器均放在冷备用状态。

12.1.3检查汽机PC1A段与汽机PC1B段联络断路器在分闸位置，#1机#1汽机变高压侧断路器在分闸位置，汽机PC1A段工作进线断路器在分闸位置。

12.1.4投入#1机#1汽机变保护。

12.1.5合上#1机#1汽机变高压侧断路器，第一次对#1机#1汽机变冲击。

12.1.6就地检查一次设备工作情况，如有异常立即汇报指挥人员。

12.1.7断开#1机#1汽机变高压侧断路器。

12.1.8合上#1机#1汽机变高压侧断路器，进行第二次至第三次冲击。

第三次冲击时，汽机PC1A段工作进线开关放在热备用状态，第三次冲击结束后，高压侧断路器放在合闸位置。

12.1.9合上汽机PC1A段工作进线断路器，汽机PC1A段母线冲击受电。

12.1.10测量汽机PC1A段一次、二次电压值、相序。

12.2#1机#2汽机变冲击与汽机PC1B段受电

12.2.1测量#1机#2汽机变绝缘电阻、汽机PC1B段绝缘电阻。

12.2.2确认汽机PC1B段上所有断路器均放在冷备用状态。

12.2.3检查汽机PC1B段与汽机PC1A段联络断路器在分闸位置，#1机#2汽机变高压侧开关在分闸位置，汽机PC1B段进线开关在分闸位置。

12.2.4投入#1机#2汽机变保护。

12.2.5合上#1机#2汽机变高压侧断路器，第一次对#1机#2汽机变冲击。

12.2.6就地检查一次设备工作情况，如有异常立即汇报指挥人员。

12.2.7分开#1机#2汽机变高压侧断路器。

12.2.8合上#1机#2汽机变高压侧断路器，进行第二次至第三次冲击。

第三次冲击时，汽机PC1B段工作进线断路器放在热备用状态，第三次冲击结束后，高压侧断路器放在合闸位置。

12.2.9合上汽机PC1B段工作进线断路器，汽机PC1B段冲击受电。

12.2.10测量汽机PC1B段一次、二次电压值、相序。

12.2.11在联络断路器两侧进行汽机PC1A段与汽机PC1B段一次核相。

12.3#1机#1锅炉变冲击与锅炉PC1A段受电

12.3.1测量#1机#1锅炉变绝缘电阻、锅炉PC1A段绝缘电阻。

12.3.2确认锅炉PC1A段上所有断路器均放在冷备用状态。

12.3.3检查锅炉PC1A段与锅炉PC1B段联络断路器在分闸位置，#1机#1锅炉变高压侧断路器在分闸位置，锅炉PC1A段进线断路器在分闸位置。

12.3.4投入#1机#1锅炉变保护。

12.3.5合上#1机#1锅炉变高压侧断路器，第一次对#1机#1锅炉变冲击。

12.3.6就地检查一次设备工作情况，如有异常立即汇报指挥人员。

12.3.7分开#1机#1锅炉变高压侧断路器。

12.3.8合上#1机#1锅炉变高压侧断路器，进行第二次至第三次冲击。

第三次冲击时，锅炉PC1A段工作进线断路器放在热备用状态，第三次冲击结束后，高压侧断路器放在合闸位置。

12.3.9合上锅炉PC1A段工作进线断路器，锅炉PC1A段冲击受电。

12.3.10测量锅炉PC1A段一次、二次电压值、相序。

12.4#1机#2锅炉变冲击与锅炉PC1B段受电

12.4.1测量#1机#2锅炉变绝缘电阻、锅炉PC1B段绝缘电阻。

12.4.2锅炉PC1B段上所有断路器均放在冷备用状态。

12.4.3检查锅炉PC1B段与锅炉PC1A段联络断路器在分闸位置，#1机#2锅炉变高压侧断路器在分闸位置，锅炉PC1B段工作进线断路器在分闸位置。

12.4.4投入#1机#2锅炉变保护。

12.4.5合上#1机#2锅炉变高压侧断路器，第一次对#1机#2锅炉变冲击。

12.4.6就地检查一次设备工作情况，如有异常立即汇报指挥人员。

12.4.7分开#1机#2锅炉变高压侧断路器。

12.4.8合上#1机#2锅炉变高压侧断路器，进行第二次至第三次冲击。

第三次冲击时，锅炉PC1B段工作进线断路器放在热备用状态，第三次冲击结束后，高压侧断路器放在合闸位置。

12.4.9合上锅炉PC1B段工作进线断路器，锅炉PC1B段冲击受电。

12.4.10测量锅炉PC1B段一次、二次电压值、相序。

12.4.11在联络断路器两侧进行锅炉PC1A段与锅炉PC1B段一次核相。

12.5#1机#1空冷变冲击与空冷PC1A段受电

12.5.1测量#1机#1空冷变绝缘电阻、空冷PC1A段绝缘电阻。

12.5.2确认空冷PC1A段上所有断路器均放在冷备用状态。

12.5.3检查空冷PC1A段与空冷PC备用段联络断路器在分闸位置，#1机#1空冷变高压侧断路器在分闸位置，空冷PC1A段工作进线断路器在分闸位置。

12.5.4投入#1机#1空冷变保护。

12.5.5合上#1机#1空冷变高压侧断路器，第一次对#1机#1空冷变冲击。

12.5.6就地检查一次设备工作情况，如有异常立即汇报指挥人员。

12.5.7分开#1机#1空冷变高压侧断路器。

12.5.8合上#1机#1空冷变高压侧断路器，进行第二次至第三次冲击。