变电所受送电施工方案.docx
- 文档编号:9792533
- 上传时间:2023-02-06
- 格式:DOCX
- 页数:38
- 大小:172.40KB
变电所受送电施工方案.docx
《变电所受送电施工方案.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《变电所受送电施工方案.docx(38页珍藏版)》请在冰豆网上搜索。
变电所受送电施工方案
扬子石化扩建45万吨/年精对苯二甲酸
(PTA)生产线
P3总降变电所受送电
施工方案
中国石化集团第四建设公司
南京扬子PTA项目部
编码:
FCC—PTA/方案-039
重大
扬子石化扩建45万吨/年精对苯二甲酸
(PTA)生产线
P3总降变电所受送电
施工方案
编制:
校审:
批准:
中国石化集团第四建设公司
南京扬子PTA项目部
2006年4月10日
1适用范围
本方案适用于扬子石化公司扩建45万吨/年精对苯二甲酸(PTA)生产线氧化工段P3总降变电所受送电。
2工程概况
2.1P3总降压站由扬子石化公司热电厂35kV母线提供双回路电源;P3总降压站35kV部分配置:
2台进线开关柜、3台变压器柜、1台母联柜、3台25000kVA的主变压器。
6kV部分配置:
55台中压开关柜、4台2500kVA变压器。
2台电容器。
2.2扬子石化公司热电厂35kV出线与P3降压站进线之间设线路纵差保护。
P3总降压站的35kV和6kV电源均采用双电源供电,正常时双电源分列运行。
母联开关柜设自动和手动切换装置,正常运行时,母联开关柜选择自动切换位置。
当某一电源失电时,母联开关柜自动投入变为正常段为失电段供电;故障排除后,手动断开母联断路器恢复到双电源分列供电。
P3总降压站的35kV和6kV继电保护均由综合保护继电器实现,并设置一套微机监控系统(能源管理系统)以实现运行和故障时各种信号及数据的采集、记录、控制和管理。
2.3P3总降压站受电包括:
35kV6面高压开关柜接受扬子石化公司热电厂提供的双回路35kV电源,通过两台25000kVA;35/6kV降压变压器变为双回路6kV中压交流电,分别送到两段6kV中压柜,再由6kV中压开关柜为以下用户送电。
空压机组通过一台25000kVA;35/10.5kV降压变压器提供电源,氧化反应富裕能量发电,反送到35kV母线为P3总降提供电源。
3编制依据
3.1SEI设计院设计的35kV、6kV、0.4kV图纸;
3.235kV、6kV、0.4kV开关柜随机资料,检、试验报告;
3.3综合保护说明及检试、验报告;
3.4扬子石化公司动力设备投用规定;
4施工工序及受、送电程序
4.1施工工序
4.2受电前P3总降压站应具备以下条件
4.2.1变电所内部土建施工(含内装修)结束,门、窗完好,预留孔、洞封闭;
4.2.2扬子石化热电厂到P3的两路进线及控制部分电缆应敷设到位,绝缘检查合格、终端头制作及耐压试验合格,接线正确;
4.2.3与受、送电相关的安装、试验工作结束,相应的记录齐全,保护动作的模拟传动正确无误,并经项目组、监理、业主确认;
4.2.4P3总降压站直流电源220V安装、试验结束,达到投入使用条件,能够为35kV、6kV及0.4kV系统提供控制及操作电源;
4.2.5变电所受送电前,消防、通讯设施完好并达到正常使用条件;
4.2.6受、送电前自检自查完毕,三查四定工作结束;
4.2.7受、送电的有关设备及辅助安全用具等准备齐全。
4.3高、低压盘柜及变压器受电程序
.
4.4受、送电程序说明
4.4.1依据扬子石化热电厂以及L90到货的实际情况,此次受、送电可能只有一段供电线路具备送电条件,受电方案将根据实际情况调整;
4.4.2由于扬子石化公司P3总降压站电源最终由扬子石化公司220kV总站提供。
变更线路后,仍需要对35kV盘柜受电程序重新进行;
4.4.3P3总降35kV系统合环试验、热电厂母差保护测试和线路纵差保护测试由电力调度以及电厂负责;
4.4.4电缆、主变空载运行24小时考核;主变重瓦斯保护投信号,24小时内无瓦斯信号,则投跳闸;
4.4.5受、送电计划因其他原因影响,不能按时送电,按实际开始时间的净工期运行;
4.4.6方案中受、送电方式和步骤按业主方案编写,受、送电过程在业主统一指挥下,进行送电操作
5P3总降压站内部盘柜受、送电组织机构
5.1现场受、送电组织机构
6受、送电计划
时间:
计划2006年3月31日开始:
序号
内容
26日上午
26日下午
27日上午
27日下午
28日上午
1
35kV进线电缆冲电
2
35kV母线受电
3
两台主变受电
4
电缆、主变空载运行24小时考核
5
6kV母线受电
6
6kV变压器受电
7
0.4kV母线受电
8
35kV系统备自投试验
9
6kV系统备自投试验
10
400V系统备自投试验
7具体操作步骤
7.135KV操作步骤
7.1.1PTA三降35kVI段系统受电、T2A(1#)主变压器第一次充电
7.1.1.1检查所有受电范围内的设备(热电厂377、378开关及相关的闸刀;P3总降377、378开关;T2A、T2B变压器及相关设备;热电厂至化工厂377、378电力电缆)的安装工作已全部结束,验收合格;
7.1.1.2确认P3总降377、378、300、301、302、601、602、600开关在冷备用状态,35kVI段母线、35kVII段母线、T2A、T2B变压器高、低压侧绝缘合格;
7.1.1.3确认断路器室、刀闸室的SF6气压正常,外观检查无异常现象;35kV所有开关直流操作电源工作正常,各二次控制小开关都已合好,各综合保护继电器工作正常;
7.1.1.4将35kV各柜的远方/就地开关打至就地,377、378柜上的BZT开关打至退出;
7.1.1.5得电调令,合3771刀闸,合377开关;合3001、3002刀闸,合300开关;合3011刀闸,合301开关;
7.1.1.6将变压器瓦斯保护投信号,派一名监护人员去T2A(1#)变压器室观察;
7.1.1.7确认具备受电条件后,向电调申请对线路、PTA三降377、300、301新开关、35kVI、II母线、#1主变充电;
7.1.1.8受电后,检查35kVI段母线、35kvII段母线、301开关、1#主变受电情况及保护动作情况;
7.1.1.9如各保护均未动作,检查I段进线PT工作正常,确认电压显示正确;检查各综合保护继电器显示正常;
7.1.1.10向上级汇报35kVI段系统受电情况。
得电调令,分300开关,分3001、3002刀闸,分301开关。
(301热备用,300冷备用,377运行)
7.1.2P3总降35kVII段系统受电、T2B(2#)主变压器第一次充电:
7.1.2.1确认P3总降378、300、302、602开关在冷备用状态;
7.1.2.2得电调令,合3782刀闸,合378开关,合3022刀闸,合302开关;
7.1.2.3将变压器瓦斯保护投信号,派一名监护人员去2#变压器室观察;
7.1.2.4确认具备受电条件后,向电调申请对线路、P3总降378、302新开关、35kVII母线、#2主变充电;
7.1.2.5受电后,检查35kVII段母线、302开关、2#主变受电情况及保护动作情况;
7.1.2.6如各保护均未动作,检查PT工作正常,确认电压显示正确;检查各综合保护继电器显示正常;
7.1.2.7向上级汇报35kVII段系统受电情况,分302开关(302热备用,378运行)
7.1.335kV核相的操作步骤
35kV的6面盘柜一次回路均采用全封闭结构,因此采用二次核相方法。
7.1.3.1确认377进线柜、378进线柜工作正常,确认两段PT工作正常,电压回路的二次开关合上;
7.1.3.2测量进线柜的端子X6.16、X6.17、X6.18应显示如下数据;
AH11柜
AH16柜
X6.16
X6.17
X6.18
X6.16
0V
100V
100V
X6.17
100V
0V
100V
X6.18
100V
100V
0V
7.1.3.3确认核相正确后,锁紧两段进线柜的柜门。
通过带电显示器核相,ABB仪器上应显示如下数据;
AH11柜
AH16柜
A
B
C
A
没电
有电
有电
B
有电
没电
有电
C
有电
有电
没电
注:
核相结束后,应做好相应的相色标识,以备下次受电时做好依据。
向上级汇报35kV核相情况,得电调令,分378开关(378热备用)
7.1.435kV系统单电源核相
7.1.4.1确认电厂378开关已转冷备用;
7.1.4.2得电调令,合3001、3002刀闸,合300开关,分378柜PT二次小开关(一段电压小母线和二段电压小母线在300合时自动并刀,如果两段电压相序不同则会短路跳PT二次小开关),合378开关(PTA六线378倒送电);
7.1.4.3检查35kVI段系统与35kVII段系统PT工作正常;
7.1.4.4测量378柜PT二次小开关端子SM60:
1与SM60:
2、SM61:
1与SM61:
2、SM62:
1与SM62:
2应显示如下数据:
上端口
下端口
SM60:
1
SM61:
1
SM62:
1
SM60:
2
0V
100V
100V
SM61:
2
100V
0V
100V
SM62:
2
100V
100V
0V
7.1.4.5确认核相正确后,锁紧进线柜的柜门;
7.1.4.6向上级汇报35kV单电源核相情况;
7.1.4.7得电调令,分378开关(378热备用);
7.1.5P3总降35kV系统合环试验、热电厂母差保护测试和线路纵差保护测试(此试验由电力调度及热电厂完成)
7.1.5.1待电厂378、300开关转运行位置;
7.1.5.2得电调令,合378开关。
(35kV系统合环);
7.1.5.3检查35kV系统环流对P3总降开关及继电保护的影响;
7.1.5.4等待热电厂保护人员检查热电厂35kVI、II段母差保护及PTA五线377、PTA六线378线路纵差保护的正确性;
7.1.5.5得电调令,分300开关;
7.1.6P3总降T2A(1#)主变第二、第三次充电
7.1.6.1确认301开关在热备用,601在冷备用;
7.1.6.2得到电调允许,合上301开关,对T2A主变进行第2次充电;
7.1.6.3确认601带电指示器灯亮;
7.1.6.4确认T2A差动综合保护继电器检测正常;
7.1.6.5观察变压器油色、油位,声音有无异常现象;
7.1.6.65分钟后分开301开关;
7.1.6.72分钟后合上301开关,对T2A主变进行第3次充电;
7.1.6.8再次确认T2A差动综合保护继电器检测正常。
观察变压器油色、油位,声音有无异常现象;
7.1.6.95分钟后分开301开关;(301热备用);
7.1.7P3总降T2B(2#)主变第二、第三次充电:
7.1.7.1确认302开关在热备用,602在冷备用;
7.1.7.2得到电调允许,合上302开关,对T2B主变进行第2次充电;
7.1.7.3确认602容性电压指示器灯亮;
7.1.7.4确认T2B差动综合保护继电器检测正常;
7.1.7.5观察变压器油色、油位,声音有无异常现象;
7.1.7.65分钟后分开302开关;
7.1.7.72分钟后合上302开关,对T2B主变进行第3次充电;
7.1.7.8再次确认T2B差动综合保护继电器检测正常。
观察变压器油色、油位,声音有无异常现象;
7.1.7.95分钟后分开302开关;(302热备用);
7.1.8P3总降T2A(1#)主变从一段母线倒到二段母线及T2B(2#)主变从二段母线倒到一段母线操作试验:
7.1.8.1确认3011、3022刀闸在合位,3012、3021刀闸在分位;
7.1.8.2得到电调允许,合上301、302开关;
7.1.8.3待电厂合300开关;
7.1.8.4得电调令,合P3总降300开关;
7.1.8.5合3012、3021刀闸;
7.1.8.6分3011、3022刀闸;
7.1.8.7分P3总降300开关(T2A(1#)主变在二段母线运行,T2B(2#)主变在一段母线运行);
7.1.8.8得电调令,合P3总降300开关;
7.1.8.9合3011、3022刀闸;
7.1.8.10分3012、3021刀闸;
7.1.8.11得电调令,分P3总降300开关。
(恢复正常运行方式)
7.26kV操作步骤
7.2.1P3总降6kVI段系统受电
7.2.1.1确认PTA三降6kVI段母线、II段母线所有工作结束,母线绝缘合格,具备投运条件,6kVI段母线和II段母线所有出线开关、6kV母线分段600开关在冷备用状态,确认301开关在热备用;
7.2.1.2确认6kV受电各柜直流操作电源工作正常,各二次控制小开关都已合好,各综合保护继电器工作正常;
7.2.1.3将601柜和602柜的远方/就地开关打至就地,600柜上的BZT开关打至退出位;
7.2.1.4将601开关、600开关由冷备用转热备用;
7.2.1.5得到电调许可,合上601,600开关;
7.2.1.6合上301开关对601、600开关、6kVI段母线、6kVII段母线充电;
7.2.1.7检查601、600开关、6kVI段母线、6kVII段母线受电状况以及保护动作情况;
7.2.1.8如各保护均未动作,检查一段进线和母线PT工作正常,确认电压显示正确;检查各综合保护继电器显示正常;
7.2.1.9分开600开关,将600开关摇出柜外;
7.2.2P3总降6kVII段系统受电
7.2.2.1确认302开关在热备用;
7.2.2.2将602开关转热备用;
7.2.2.3得到电调许可,合上602开关;
7.2.2.4合上302开关对602开关、6kVII段母线充电;
7.2.2.5检查602开关、6kVII段母线受电状况以及保护动作情况;
7.2.2.6如各保护均未动作,检查二段进线和母线PT工作正常,确认电压显示正确;检查各综合保护继电器显示正常;
7.2.36kV核相操作步骤
7.2.3.1由专人带绝缘手套将母联柜上下口挡板用专用工具撑开;
7.2.3.2在600柜上下口核相,核相仪上电压表应显示如下数据;
上口
下口
A
B
C
A
0
6kV
6kV
B
6kV
0
6kV
C
6kV
6kV
0
7.2.3.3撤出核相仪,将600开关转热备用,一次合相结束;
7.2.3.4确认母线PT柜Y601、Y602在工作位置、运行状态;
7.2.3.5测量柜内X603、X606、X609端子,应显示如下数据;
Y601
Y602
X2:
200
X2:
201
X2:
202
X2:
200
0V
100V
100V
X2:
201
100V
0V
100V
X2:
202
100V
100V
0V
7.2.3.6撤出核相器,锁紧柜门,二次核相结束。
7.2.46kV合环操作步骤
7.2.4.1得电调允许,合上600开关。
(6KV系统合环);
7.2.4.2检查6kV系统环流对PTA三总降开关及继电保护的影响;
7.2.4.3检查T2A、T2B主变差动保护的正确性;
7.2.4.4得电调允许,分开600开关(600热备用);
7.2.56kV变压器充电操作步骤
7.2.5.1确认6kV变压器柜馈出至0.4kV进线柜的电缆及母线绝缘电阻合格;确认变压器柜647容性电压指示器灯不亮;确认6kV变压器柜的断路器在分闸状态,接地刀在接地位置;确认变压器的外观检查,绝缘检查合格,分接开关在指定位置,温度的触点在正常状态;
7.2.5.2将647柜断路器转热备用;
7.2.5.3将647柜内的控制电源小开关均合上;
7.2.5.4合647开关,断路器可靠合闸,面板指示正确;
7.2.5.5检查T3A变的油位、声音应正常;
7.2.5.65分钟后,分647开关,面板指示正确;
7.2.5.7重复步骤第4,第5,第6步,对1#变压器冲击3次,每次间隔2分钟;
7.2.5.8观察变压器人员与操作人员保持联系畅通,注意自身安全,并做好监护;
7.2.5.9重复第1)至第7)步的操作步骤相应的开关位号改为650、649、648对变压器T3B、T4A、T4B充电
7.3400V操作步骤
7.3.1MCC3I段受电操作步骤
7.3.1.1确认变压器T3A投用,确认0.4kV母线相间及对地绝缘合格,各综合保护继电器工作正常;
7.3.1.2确认母联柜HCOO400断路器在冷备用;
7.3.1.3确认母联柜转换开关SA100在手动位置;
7.3.1.4将HAOO401断路器送至工作位置;
7.3.1.5合HAOO401;
7.3.1.6检查HAOO401开关、MCC3I段母线受电状况以及保护动作情况;
7.3.2MCC3II段受电操作步骤
7.3.2.1确认变压器T3B投用,确认0.4kV母线相间对地绝缘;
7.3.2.2确认母联柜HCOO400断路器在冷备用;
7.3.2.3确认母联柜转换开关SA100在手动位置;
7.3.2.4将HBOO402断路器送至工作位置;
7.3.2.5合HBOO402;
7.3.2.6检查HBOO402开关、MCC3II段母线受电状况以及保护动作情况;
7.3.3MCC4I段受电操作步骤
7.3.3.1确认变压器T4A投用,确认0.4kV母线相间对地绝缘;
7.3.3.2确认母联柜JCOO400断路器在冷备用;
7.3.3.3确认母联柜转换开关SA100在手动位置;
7.3.3.4将JAOO401断路器送至工作位置;
7.3.3.5合JAOO401;
7.3.3.6检查JAOO401开关、MCC4I段母线受电状况以及保护动作情况;
7.3.4MCC4II段受电操作步骤
7.3.4.1确认变压器T4B投用,确认0.4kV母线相间对地绝缘;
7.3.4.2确认母联柜JBOO400断路器在冷备用;
7.3.4.3确认母联柜转换开关SA100在手动位置;
7.3.4.4将JBOO402断路器送至工作位置;
7.3.4.5合JBOO402;
7.3.4.6检查JBOO402开关、MCC4I段母线母线受电状况以及保护动作情况
7.3.5400V核相步骤
7.3.5.1确认进线HAOO401断路器、进线HBOO402断路器在工作位置合闸;
7.3.5.2确认母联柜HCOO400控制开关断开位置,将HCOO400拉出柜外;
7.3.5.3HCOO400柜上下口核相,标准电压表应显示如下数据
上口
下口
A
B
C
A
0
0.4kV
0.4kV
B
0.4kV
0
0.4kV
C
0.4kV
0.4kV
0
7.3.5.4用相序表进行相序检查。
锁紧柜门,一次核相结束;
7.3.5.5确认进线JAOO401断路器,进线JBOO402断路器在工作位置合闸;
7.3.5.6确认母联柜JCOO400控制开关断开位置将JCOO400拉出柜外;
7.3.5.7JCOO400柜上下口核相,标准电压表应显示如下数据:
上口
下口
A
B
C
A
0
0.4kV
0.4kV
B
0.4kV
0
0.4kV
C
0.4kV
0.4kV
0
7.3.5.8用相序表进行相序检查;
7.3.5.9将HCOO400、JCOO400转热备用,锁紧柜门,一次核相结束。
7.4BZT试验操作步骤
7.4.135kV系统备自投试验
7.4.1.1确认PTA三降在正常运行方式,35kVI段母线与35kVII段母线、6kVI段母线与6kVII段母线核相正确;
7.4.1.2确认35kV备自投装置在自动位置,6kV及400V备自投装置在自动位置;
7.4.1.3待热电厂分开PTA五线377开关;
7.4.1.4检查300开关备自投动作情况:
PTA三降377开关应在分闸位置,300开关应在合闸位置,6kV及400VBZT应不动作;
7.4.1.5待热电厂合上PTA五线377开关和35kVI、II母线分段300开关;
7.4.1.6得电调令,合377开关,分300开关(热备用),恢复正常运行方式;
7.4.1.7待热电厂分300开关,分开PTA六线378开关;
7.4.1.8检查300开关备自投动作情况:
PTA三降378开关应在分闸位置,300开关应在合闸位置,6kV和400VBZT应不动作;
7.4.1.9待热电厂合上PTA六线378开关和35kVI、II母线分段300开关;
7.4.1.10得电调令,合378开关,分300开关(热备用),恢复正常运行方式
7.4.26kV系统备自投试验
7.4.2.1确认PTA三降在正常运行方式;
7.4.2.2确认6kV备自投装置在自动位置,400V备自投装置在自动位置;
7.4.2.3得电调允许,分301开关;
7.4.2.4检查600开关备自投动作情况:
PTA三降601开关应在分闸位置,600开关应在合闸位置,400VBZT应不动作;
7.4.2.5得电调允许,合601开关(6kV合环),分600开关(热备用),恢复正常运行方式;
7.4.2.6得电调允许,分302开关;
7.4.2.7检查600开关备自投动作情况:
PTA三降602开关应在分闸位置,600开关应在合闸位置,400VBZT应不动作;
7.4.2.8得电调允许,合602开关(6kV合环),分600开关(热备用),恢复正常运行方式;
7.4.3400V系统备自投试验
7.4.3.1确认PTA三降在正常运行方式;
7.4.3.2确认400V备自投装置在自动位置;
7.4.3.3分647开关;
7.4.3.4检查HCOO400开关备自投动作情况:
PTA三降HAOO401开关应在分闸位置,HCOO400开关应在合闸位置;
7.4.3.5分HCOO400开关(热备用),合HAOO401开关,恢复正常运行方式;
7.4.3.6重复第1)至第5)步的操作步骤,647相应的位号改为650、649、648,HCOO400相应的位号改为JCOO400,HAOO401相应的位号改为HBOO402、JAOO401、JBOO402,对MCC3II段、MCC4I段、MCC4II段进行BZT测试。
8机具、仪器使用及措施用料计划
序号
名称
规格型号
单位
数量
备注
1
对讲机
TK—308
部
4
2
高压核相器
FDR
套
1
3
相序表
XZ—1
块
1
4
高压摇表
3122
块
1
5
低压摇表
2426A
块
1
6
绝缘棒
个
2
7
绝缘手套
双
4
8
绝缘靴
双
4
9
警戒绳
米
100
10
警示牌
个
30
11
万用表
块
1
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 变电所 送电 施工 方案