110KV系统受送电专项施工方案.docx

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110KV系统受送电专项施工方案

XX装置工程

110kV系统受送电施工专项方案

版次

日期

编制

审核

批准

说明

XX公司

XX年XX月XX日

目录

一、概述1

二、编制依据1

三、110KV系统主接线图及命名1

四、受送电施工组织4

五、受送电施工前准备4

六、受送电施工工艺7

七、HSE管理12

一、概述

新建XX装置区域变电站有110KV主变压器2台、GIS配电间隔5台。

变电站110KV系统正常负荷为两回路进线（Ⅰ段和Ⅱ段），经GIS配电间隔给110KV变压器XXTRHM01、XXTRHM02送电，进线由8460厂区至化工园区管廊单元负责。

正常情况下单母线分段运行，当某一段电源发生故障时，通过母联备自投由另一段母线带全部负荷。

编制此方案目的：

明确110KV系统受送电的基本程序和要求，保证110KV系统受送电安全顺利的进行。

该方案适用范围：

XX装置区域变电站110KV系统受送电。

二、编制依据

2.1设计图纸、设计交底，GIS配电间隔、变压器随机图纸资料。

2.2本方案执行标准：

《电气装置安装工程高压电气施工及验收规范》GB50147-2010；

《电气装置安装工程电力变压器、电抗器、互感器施工及验收规范》GB50148-2010；

《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168-2006；

《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GB50149-2010；

《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169-2006；

《电气装置安装工程盘柜及二次回路接线施工及验收规范》GB50171-2012；

《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006；

《石油化工施工安全技术规程》SH3505－1999；

《爆炸性气体环境用电气设备》GB3836-2000；

《石油化工工程建设交工技术文件规定》SH3503-2007。

三、110KV系统主接线图及命名

3.1110KV系统主接线图

图1110KV系统主接线图

3.2110KV系统设备编号及命名

3.2.1110KV输电线路命名

3.2.1.1220kV总变电站119开关至XX装置区域变电站XXSGG01-E02开关间隔的输电线路命名为：

110KV接收Ⅰ线。

3.2.1.2220kV总变电站122开关至XX装置区域变电站XXSGG01-E04开关间隔的输电线路命名为：

110KV接收Ⅱ线。

3.2.2调度管辖范围

3.2.2.1XX装置区域变电站110KV所有设备，1#、2#主变及两侧开关间隔均由XX直接调度管辖。

3.2.2.2XX装置区域变电站10KV母线、10KV各出线间隔、10KV电抗器组、10KV中性点设备及站用变均由用户自行管辖。

3.2.3XX装置区域变电站设备编号

表1：

110KV变电站设备编号

序号

设备名称

调度编号

设备名称

调度编号

1

110KV接收Ⅰ线开关

101

110KV接收Ⅱ线开关

102

2

110KV接收Ⅰ线开关母线侧刀闸

1011

110KV接收Ⅱ线开关母线侧刀闸

1021

3

110KV接收Ⅰ线开关线路侧刀闸

1013

110KV接收Ⅱ线开关线路侧刀闸

1023

4

110KV接收Ⅰ线开关母线侧地刀

1136

110KV接收Ⅱ线开关母线侧地刀

1256

5

110KV接收Ⅰ线开关线路侧地刀

1156

110KV接收Ⅱ线开关线路侧地刀

1236

6

110KV接收Ⅰ线线路地刀

1146

110KV接收Ⅱ线线路地刀

1246

7

1#主变110KV开关

1012

2#主变110KV开关

1022

8

1#主变110KV开关地刀

1126

2#主变110KV开关地刀

1226

9

1#主变110KV主变地刀

1116

2#主变110KV主变地刀

1216

10

1#主变110KV中性点地刀

110

2#主变110KV中性点地刀

1028

11

1#主变10KV开关

901

2#主变10KV开关

902

12

110KV母联开关

105

110KVⅠ段母线PT刀闸

11M5

13

110KV母联开关Ⅰ母侧刀闸

1051

110KVⅠ段母线PT地刀

11M56

14

110KV母联开关Ⅱ母侧刀闸

1052

110KVⅡ段母线PT刀闸

11M4

15

110KV母联开关Ⅰ母侧地刀

1036

110KVⅡ段母线PT地刀

11M46

16

110KV母联开关Ⅱ母侧地刀

1046

3.3受电范围

1、110KV接收Ⅱ线线路、开关及其附属设备。

2、GISⅡ母线、开关及其附属设备。

3、GISⅠ母线、开关及其附属设备。

4、110KV母联开关及其附属设备。

5、110KV变电站1#、2#主变主变高低压侧开关及其附属设备。

四、受送电施工组织

1、组长：

XX

2、现场调度指挥：

XX

3、操作人：

XX

4、监护人：

XX

5、记录人：

XX

6、唱票人：

XX

7、总包方：

XX

8、监理：

XX

9、业主：

XX

五、受送电施工前准备

5.1施工准备

1、资料准备：

完整的施工原理图纸、受电方案、受送电操作票。

2、调试准备：

110KV系统施工工作全部竣工，设备调试结果符合交接试验验收标准，并经有关质检部门验收，验收合格具备受送电条件。

3、工机具准备：

绝缘手套、绝缘靴、验电笔（10KV,10kV,35kV）、数字式万用表、相序表、钳形三相电参数测试仪、对讲机、兆欧表（500V,2500V,10000V）、专用接地线，记录本。

4、施工场地的准备：

现场清洁、无杂物，受电范围内场地平整，通道畅通。

受送电区域严禁无关人员进入，并设置隔离带和警示牌。

5、作业人员应获取供电行业颁发的入网操作证，尤其是高压作业操作证。

6、作业人员要求：

①身体健康、精神状态良好。

②工作人员应为专业从事电气施工人员，并且通过安规考试及技能资格审查且具备必要的电气知识，并经《安规》考试合格。

③主操作人员必须穿绝缘靴，必须戴安全帽，工作时不得穿短袖,且必须带绝缘手套。

④作业中互相关心施工安全及时纠正违反安全的行为，知道待受送电设备、受送电程序、知道临近带电部位。

⑤每组必须至少三人一起工作，一人应为有经验的人员且担任主操作人，另外两人分别为副操作人及唱票人。

5.2设备检查详见下表2、3、4

表2：

六氟化硫组合电器的外观检查

序号

检查内容

1

检查断路器、隔离开关、接地开关的位置，要求指示正确。

2

检查现场控制盘上的各种信号指示，控制开关的位置及盘内加热器，要求指示正确，加热器能按规定投入或切除。

3

检查照明、通风系统、防火器具，要求完好无缺工作正常。

4

检查各种压力表、密度计、油位计的指示值，要求指示正确。

5

检查隔离开关、接地隔离开关，如有窥孔的，要求从窥孔中检查触头接触良好。

6

检查断路器、避雷器的动作计数器指示值，要求正常。

7

检查外部接线端子、熔断器，要求无松动，指示正常。

8

检查GIS周围，要求无异味，部分送电的间隔还要求检查有无杂音。

9

检查各类箱、门的关闭情况，要求关闭正常、无脱落。

10

检查外壳、支架、瓷套，要求无锈蚀、无损伤、无裂纹、无破损，且部分送电的间隔金属外壳温度不超过规定。

11

检查各类配管及阀门、绝缘法兰与绝缘支架，要求无漏气（六氟化硫气体、压缩空气），无漏油（液压油、电缆油）。

12

检查电缆接地端子，要求接触良好。

13

检查压力释放装置防护罩，无异样，其释放出口无障碍物。

14

检查所有设备，清洁、整齐、标志完整。

15

新送电GIS组合开关，要求所有的断路器、隔离开关、接地开关都在分闸状态

检查人：

检查时间：

表3：

六氟化硫组合电器安装质量、交接试验项目检查

序号

检查内容

1

检查六氟化硫气体的填充、干燥，并作气体质量检测合格。

2

对操作机构进行检查，手动和电动分、合正常，无卡涩、无漏气、无漏油、弹簧储能工作正常。

3

直流机构电机绝缘电阻大于1兆欧，试运行正常。

4

检查辅助回路，线号清晰、完好、开关接点无烧损、无变色、动作准确可靠。

5

检查自动补气装置在规定气压能实现自启或自停

6

检查各气室气压是否是额定动作压力。

7

模拟密度计压力开关在一定范围内可靠动作，后台指示正确（压力低报警）。

8

检查接地装置，一般要求接地电阻小于等于1欧姆。

9

用10000V电动兆欧表检查主回路绝缘电阻大于10GΩ。

10

一般GIS母线都是插接式，用回路电阻测试仪检查回路电阻满足制造厂要求。

11

检查主回路耐压试验，按产品技术条件的规定进行，试验电压一般为厂试验电压的80%。

12

六氟化硫气体的检漏试验，要求采用灵敏度不低于1：

10：

6（体积比）的检漏仪对各气室密封部位、管道接头进行检测不报警。

13

充气后静置24小时候，微量水分检查符合规范要求。

14

一般厂家不提供抽象出来的联锁逻辑图，我们可根据随机图，抽象出逻辑图，按间隔逐一验证所有联锁与闭锁动作可靠准确。

15

气体密度继电器送检，符合要求。

检查人：

检查时间：

表4：

保护控制系统的检查

序号

检查内容

1

保护控制盘屏内电缆摆放整齐。

2

保护控制盘屏内电流端子调试完毕后连接好。

3

保护控制盘屏所有出口连接片检查状态正确。

4

检查各接触部位螺栓紧固，无过热、放电痕迹。

5

检查防误动作联锁装置的性能和动作情况正常。

6

检查接地装置完好，所有用于继电保护的屏蔽电缆屏蔽层应两端接地。

7

保护设备整组试验完毕。

8

盘屏本体及柜内设备安装牢固、电气连接部分连接可靠，接触良好。

9

电流试验端子及压板连片应接触良好。

10

信号回路的信号灯、光字牌、电铃、事故蜂鸣器等应显示准确，可靠工作。

11

表计指示范围应正确、清晰。

12

二次回路辅助开关的切换接点应动作准确，接触可靠。

13

二次回路中的插头、插座应完好无损。

14

盘屏内照明装置齐全好用。

15

端子板应无损坏，固定可靠，绝缘良好。

16

盘屏上的各元器件、小母线、端子排等应清晰表明其名称、编号，必要时表明其用途及操作位置。

检查人：

检查时间：

六、受送电施工工艺

6.1受电前重点项目检查

1、110KV变电站内所有开关各气室压力正常，无渗漏现象。

2、变电站内一、二次设备接线正确，保护装置运行可靠。

3、设备相色标志正确。

4、确保本次受电的开关、刀闸设备已标明正确的名称和编号，并与后台计算机监控系统图和模拟图相符合。

5、电缆口、开关操作箱、端子箱、保护屏电缆进线口已封堵，门口应有防止小动物进入的完善措施。

6、变电站内配备足够的消防设施及绝缘工具。

7、设备外壳接地完好，接地电阻测试合格。

8、新投运属地管辖设备遥讯、遥测等远动信息能正常传送地调。

9、所有待投运开关、刀闸、接地刀闸均在分断位置。

10、所有待投运设备保护定值已按定值通知单整定，相关保护已完成整组传动联锁试验，并验收合格。

11、待投运的110KV线路参数测试完成并且合格，110KV光纤保护对调工作完成，且能正常投运。

该部分工作由外线施工单位负责。

12、变电站内1#、2#主变瓦斯继电器内无气体，变压器散热器阀门都在开启位置，主变有载调压抽头置⑨档，电压为115KV。

13、启动前检查启动设备的油位、压力正常。

14、设备启动前要保证变电站内的临时电源可靠，并严格控制临时电不能倒电上高压母线。

15、设备启动前安装人员会同运行人员对设备进行检查交底。

操作人员应按启动方案要求正确填写操作票，并经监护人员审核合格。

16、设备启动当天待投运线路核相正确，绝缘合格，该部分工作由外线施工单位负责。

变电站内电气设备测试绝缘电阻合格。

17、受电当天，负责设备操作任务的人员为安装调试单位人员，操作第一监护人、第二监护人分别为安装单位、变电站运行人员。

18、以上各项检查符合要求后，以上各小组负责人向220kV总变汇报，经批准后方可执行启动工作。

6.2GISⅡ段母线受电前检查

表5：

GISⅡ段母线受电前检查

序号

检查内容

检查结果

备注

1

检查110KV接收Ⅱ线进线带进线间隔带电指示灯亮，灯亮后说明线路送电，用万用表测量Ⅱ段进线单相PT电压正确。

2

检查110KV接收Ⅱ线线路地刀1246在分位。

3

检查110KV接收Ⅱ线开关线路侧地刀1236在分位。

4

检查110KV接收Ⅱ线开关母线侧地刀1256在分位。

5

检查110KV接收Ⅱ线开关线路侧刀闸1023在分位。

6

检查110KV接收Ⅱ线开关母线侧刀闸1021在分位。

7

检查110KV接收Ⅱ线开关102在分位。

8

检查110KVⅡ段母线PT刀闸11M4在分位。

9

检查110KVⅡ段母线PT地刀11M46在分位。

10

检查110KV母联开关Ⅱ母侧刀闸1052在分位。

11

检查110KV母联开关Ⅱ母侧地刀1046在分位。

12

检查110KV母联开关105在分位。

13

检查2#主变110KV主变地刀1216在分位。

14

检查2#主变110KV开关1022在分位。

15

GISE04小型断路器在合位。

16

GISE05小型断路器在合位。

17

检查GISEO4、GISE05选择开关方式为远方控制。

检查人：

检查时间：

6.3GISⅡ段母线受电操作步骤

表6：

GISⅡ段母线受电操作步骤

序号

操作内容

操作方式

备注

1

合上110KVⅡ段母线PT刀闸11M4。

点击11M4-遥控-控制编号11M4-防误校验-确认-遥控选择-确认-选择成功-遥控执行-执行成功-完毕

2

合上110KV接收Ⅱ线开关母线侧刀闸1021。

同上

3

合上110KV接收Ⅱ线开关线路侧刀闸1023。

同上

4

等待调度命令，冲击GISⅡ段母线

5

得到调度命令，可冲击GISⅡ段母线

6

合上110KV接收Ⅱ线开关102，对Ⅱ段母线、Ⅱ段母线PT进行第一次冲击，确认设备正常。

同上

7

测量Ⅱ段母线PT二次电压幅值、相位，确认结果正确。

无异常，GISⅡ段母线受电成功。

8

5min后，断开110KV接收Ⅱ线开关102，第一次冲击结束。

同上

9

1min后，合上110KV接收Ⅱ线开关102，对Ⅱ段母线、Ⅱ段母线PT进行第二次冲击，确认设备正常。

同上

10

5min后，断开110KV接收Ⅱ线开关102，第二次冲击结束。

同上

11

1min后，合上110KV接收Ⅱ线开关102，对Ⅱ段母线、Ⅱ段母线PT进行第三次冲击，确认设备正常。

同上

操作人：

操作时间：

6.42#主变受电操作步骤

表7：

2#主变受电操作步骤

序号

操作内容

操作方式

备注

1

合上2#主变110KV开关1102，2#主变第一次充电，检查主变变高间隔及主变本体充电正常。

同上

主变声音、温度正常

2

15min后，断开2#主变110KV开关1102，第一次冲击结束。

同上

3

5min后，合上2#主变110KV开关1102，2#主变第二次充电，检查主变变高间隔及主变本体充电正常。

同上

主变声音、温度正常

4

10min后，断开2#主变110KV开关1102，第二次冲击结束。

同上

5

5min后，合上2#主变110KV开关1102，2#主变第三次充电，检查主变变高间隔及主变本体充电正常。

同上

主变声音、温度正常

6

10min后，断开2#主变110KV开关1102，第三次冲击结束。

同上

7

5min后，合上2#主变110KV开关1102，2#主变第四次充电，检查主变变高间隔及主变本体充电正常。

同上

主变声音、温度正常

8

10min后，断开2#主变110KV开关1102，第四次冲击结束。

同上

9

5min后，合上2#主变110KV开关1102，2#主变第五次充电，检查主变变高间隔及主变本体充电正常。

同上

主变声音、温度正常

10

2#主变第五次2#主变110KV开关1102不断开，连续运行24小时。

同上

主变声音、温度正常

操作人：

操作时间：

6.5GISⅠ段母线受电前检查

表8：

GISⅠ段母线受电前检查

序号

检查内容

检查结果

备注

1

检查110KV接收Ⅰ线线路地刀1146在分位。

2

检查110KV接收Ⅰ线开关线路侧地刀1156在分位。

3

检查110KV接收Ⅰ线开关母线侧地刀1136在分位。

4

检查110KV接收Ⅰ线开关线路侧刀闸1013在分位。

5

检查110KV接收Ⅰ线开关母线侧刀闸1101在分位。

6

检查110KV接收Ⅰ线开关1151在分位。

7

检查110KVⅠ段母线PT刀闸11M5在分位。

8

检查110KVⅠ段母线PT地刀11M56在分位。

9

检查110KV母联开关Ⅰ母侧刀闸1051在分位。

10

检查110KV母联开关Ⅰ母侧地刀1036在分位。

11

检查110KV母联开关105在分位。

12

检查1#主变110KV主变地刀1116在分位。

13

检查1#主变110KV开关1012在分位。

14

GISE01小型断路器在合位。

15

GISE02小型断路器在合位。

16

检查GISEO1、GISE02选择开关方式为远方控制。

检查人：

检查时间：

6.6GISⅠ段母线受电操作步骤

表9：

GISⅠ段母线受操作步骤

序号

操作内容

操作方式

备注

1

合上110KVⅠ段母线PT刀闸11M5。

点击11M5-遥控-控制编号11M5-防误校验-确认-遥控选择-确认-选择成功-遥控执行-执行成功-完毕

2

合上110KV母联开关Ⅱ母侧刀闸1052。

同上

3

合上110KV母联开关Ⅰ母侧刀闸1051。

同上

4

合上110KV母联开关105，对Ⅰ段母线、Ⅰ段母线PT进行第一次冲击，确认设备正常。

同上

5

测量Ⅰ段母线PT二次电压幅值、相位，确认结果正确。

。

6

5min后，断开110KV母联开关105，第一次冲击结束。

无异常，GISⅠ段母线受电成功。

同上

7

1min后，合上110KV母联开关105，对Ⅰ段母线、Ⅰ段母线PT进行第二次冲击，确认设备正常。

同上

8

5min后，断开110KV母联开关105，第二次冲击结束。

同上

9

1min后，合上110KV母联开关105，对Ⅰ段母线、Ⅰ段母线PT进行第三次冲击，确认设备正常。

同上

操作人：

操作时间：

6.71#主变受电操作步骤

表10：

1#主变受电操作步骤

序号

操作内容

操作方式

备注

1

合上1#主变110KV开关1012，1#主变第一次充电，检查主变变高间隔及主变本体充电正常。

同上

主变声音、温度正常

2

15min后，断开1#主变110KV开关1012，第一次冲击结束。

同上

3

5min后，合上1#主变110KV开关1012，1#主变第二次充电，检查主变变高间隔及主变本体充电正常。

同上

主变声音、温度正常

4

10min后，断开1#主变110KV开关1012，第二次冲击结束。

同上

5

5min后，合上1#主变110KV开关1012，1#主变第三次充电，检查主变变高间隔及主变本体充电正常。

同上

主变声音、温度正常

6

10min后，断开1#主变110KV开关1012，第三次冲击结束。

同上

7

5min后，合上1#主变110KV开关1012，1#主变第四次充电，检查主变变高间隔及主变本体充电正常。

同上

主变声音、温度正常

8

10min后，断开1#主变110KV开关1012，第四次冲击结束。

同上

9

5min后，合上1#主变110KV开关1012，1#主变第五次充电，检查主变变高间隔及主变本体充电正常。

同上

主变声音、温度正常

10

1#主变第五次1#主变110KV开关1012不断开，连续运行24小时。

同上

主变声音、温度正常

操作人：

操作时间：

七、HSE管理

7.1风险评估

由于受（送）电过程不稳定的因素较多,天气对电气设备绝缘影响因素较大,操作人员的一时疏忽有可能人身触电或者损坏设备等方面的风险。

7.2要求和注意事项

（1）遵守安全施工各项规章制度，做好变电所内安全和防火工作。

（2）严格执行持证上岗规定，不得无证操作。

（3）操作工具、通讯设备齐全，准备好相应的消防器材，置于受、送电现场。

（4）带电作业要有明显警示标志，带电作业区要用红色塑料带围好，执行监控制度，对安全用具、验电器、绝缘防护用品要作定期检查，保证其可靠安全。

（5）对受送电的具体操作人、监护人、发令人都必须明确规定，分工明确，责任到人。

（6）设置警戒线，使与受送电无关人员不得靠近，以保证送电秩序井然有序。

（7）正式送电前应配好灭火器、验电笔、绝缘胶垫、绝缘手套、绝缘靴、接地棒等物品。

（8）受、送电前组织所有小组成员认真学习本方案，并由HSE专职监督员对受送电小组成员进行安全教育及交底。

（9）专人指挥一切受、送电操作，绝对禁止擅自行动。

（10）核相过程中必须穿戴绝缘手套和绝缘靴，严禁冒险操作。

（11）变电所严禁无关人员随意出入。

（12）变电所受电后所有警示牌必须准备齐全，凡是已送电的设备都应及时挂上警告牌。

送电后，工作负责人需检查设备情况，运行正常后才可离开。

（13）总变和110KV变电所应有专人负责检查一次回路，发现异常立即汇报。

（14）正式送电时应同步做好核相工作，以确保电网投入运行后万无一失。

（15）正式或临时送电，一定要严格执行送电操作规章制度，并做好送电前的检查，确认无误后，按操作制度进行送电。

（16）不属于本次启动范围的用电设备应挂“禁止合闸，有人工作”等警示牌。

（17）变电所送电后应检查所有低压抽屉在抽出位置。

（18）变电所受电后，应严格按照运行的变电所规章制度执行，进入变电所内作业，必须持有工作票。

7.3降低风险因素的措施

操作人员必须持证上岗,严格执行HSE的各项有关规定。

对操作人员进行有针对性的三级安全教育,严格执行《电业安全作业规程》DL408-91《石油化工施工安全技术规程》SH3505-1999安全规定。

7.4HSE管理体系图

图8：

H