电气专业分系统调试方案(印刷版)

2022年-2023年建筑工程管理行业文档 齐鲁斌创作抚顺石化公司热电厂“以大代小”扩能改造工程分系统调试方案（电气专业）内蒙国电电力工程技术研究院东北电业管理局第一工程公司中国石油抚顺石化公司热电厂2012年5月抚顺石化公司热电厂“以大代小”扩能改造工程电气专业分系统调试方案负 责 人： 孙韶伟试验人员： 孙韶伟 王宜国 白 冰方案编写： 王宜国方案校阅： 孙韶伟方案内审： 张伟鹏方案会审： 张玉丰 孙艳辉 于桂林 李 强 石玉栋方案审核： 袁吉斌方案批准： 黄 杰抚顺石化公司热电厂“以大代小”扩能改造工程电气专业分系统调试组织机构及分工为进一步加强抚顺石化公司热电厂“以大代小”扩能改造工程分系统调试阶段的组织协调、统筹安排和指挥领导工作，确保各专业分系统的调试质量，为机组顺利进入整套启动调试打下坚实基础，成立分系统调试工作组织机构。一、电气专业分系统调试组织机构组 长： 孙韶伟副组长： 张宏斌 石玉栋 关 涛 李国辉 孙艳辉 于桂林 李 强 王少飞成 员： 调试、施工、建设、监理单位及主要设备厂家电气专业相关人员；二、参与调试各单位主要职责分系统调试工作的责任单位是主体调试单位（内蒙国电电力工程技术研究院），分系统调试工作由主体调试单位负责组织指挥，其它单位配合。分系统调试工作由如下单位共同完成：调试单位、施工单位、建设单位、监理单位及主要设备厂家，各单位主要职责如下：1、调试单位主要职责1）按合同负责编制调试大纲，分系统及机组整套启动试运方案和措施；负责临时设施的筹备以及仪器设备进场等；2）提出或复审分部试运阶段的调试方案和措施；3）参加分部试运后的验收签证；4）全面检查启动机组所有分系统的完整性的合理性；5）按合同组织协调并完成启动试运全过程中的调试工作；6）负责提出解决启动试运中重大技术问题的方案和建议，填写调整试运质量验评表，提出调试报告和调试工作总结。7）负责会同监理单位共同审核安装单位提交的单体调试措施和方案，积极参与单体、分系统（由系统调试单位承担）试运调试工作，并负责会同监理单位在单体调试报告上签字验收。8）负责指挥运行操作及对设备系统进行调整，按照调试方案进行各项调试工作，逐项投入各设备和系统的保护、自动、顺序控制系统。9）按照合同约定，完成承包工作范围内的全部调试工作。2、施工单位主要职责1）应完成启动需要的建筑和安装工程及试运中临时设施的施工；2）配合机组整套启动的调试工作；3）编审分部试运阶段的方案和措施，负责完成分部试运工作及分部试运后的验收签证；4）提交分部试运阶段的记录和有关文件、资料；5）做好试运设备与运行或施工中设备的安全隔离措施；负责设备临时标牌的挂牌工作；6）机组移交试生产前，负责试运现场的安全、消防、治安保卫、消缺检修和文明启动等工作；7）在试生产阶段，仍负责消除施工缺陷；提交与机组配套的所有文件资料、备品配件和专用工具等。3、建设单位主要职责1）参加分部试运及分部试运后的验收签证；2）全面协助试运指挥部做好机组启动试运全过程中的组织管理；3）参加试运各阶段工作的检查协调、交接验收和竣工验收的日常工作；4）协调解决合同执行中出现的问题和外部关系；5）在机组启动前，负责完成各项生产准备工作，一般包括燃料、水、汽、气、酸、碱等物质的供应；6）负责提供电气、热控等设备的运行整定值；7）参加分部试运及分部试运后的验收签证；8）做好运行设备与试运设备的安全隔离措施；9）在启动试运中，负责设备代管和单机试运后的启停操作、运行调整、事故处理和文明生产，对运行中发现的各种问题提出处理意见或建议，移交试生产后，全面负责机组的安全运行和维护管理工作等。4、监理单位主要职责1）按合同进行机组启动试运阶段的监理工作；2）负责组织协调机组试运中的缺陷处理和消除工作；3）参与机组调试的验收签证；4）主持整套试运完成后调试质量的评定工作；5）完成监理总结，移交监理资料。5、主要设备厂家职责1）按合同进行技术服务和指导，保证设备性能；2）及时消除设备缺陷；3）处理制造厂应负责解决的设备问题；4）协助处理非责任性的设备问题。III目 录1. 厂用临时授电调试方案12. 厂用授电调试方案103. 10号机组反送电调试方案224. 11号机组反送电调试方案315. 励磁系统调试方案406. 10号机组整套启动调试方案467. 11号机组整套启动调试方案598. 电气反事故措施729. 保证调试人员职业健康措施8510.电气专业防止环境污染措施89厂用临时授电调试方案1. 工程概况抚顺石化公司热电厂“以大代小”扩能改造工程，其厂用电系统由厂用工作电源和厂用备用电源组成。#10、#11发电机组各安装一台高压厂用变压器，容量为31500KVA，这两台变压器分别向各自机组提供6KV工作电源。高压启动备用变压器提供6KV启动备用电源，启备变容量为31500KVA，启备变高压侧电源从66KV配电装置引接，低压侧送到#11机组小间6KV配电室备用段，6KV母线共分六段。由于各种因素启备变不具备授电条件，但是主厂房及辅助车间急需6KV电源，准备调试及达到生产条件。故此经业主协调决定由石化公司热电厂老厂6KV段接引1个回路，临时敷设2根3*185 mm2电缆送至#10机组6KV厂用电源段。由#10机组6KV厂用电源段按设计每段经4根3*240mm2电缆分别送至6KV 工作IA、IB、A段，再由6KV 工作IA段备用进线开关（临时敷设1根3*240mm2电缆）送至6KV 工作A；6KV 工作IB段备用进线开关（临时敷设1根3*240mm2电缆）送至6KV 工作B；6KV 工作A段备用进线开关（临时敷设1根3*240mm2电缆）送至6KV 工作B；故此6KV厂用电系统共6段均带电，满足主厂房及各辅助车间用电需要。本次授电范围6KV厂用工作段共6段，低压段送电根据施工情况调整不在此次授电范围内。（临时厂用授电系统见附图）2. 授电范围2.1 6KV断路器10#机组厂用电源段至IA、IB、IIIA段馈线 611A、611B、631A厂用6KV IA段工作进线开关 612A厂用6KV IB段工作进线开关 612B厂用6KV IIIA段工作进线开关632A厂用6KV IA段备用进线开关 601A乙厂用6KV IB段备用进线开关 601B乙厂用6KV IIIA段备用进线开关 603A乙厂用6KV IIA段工作进线开关 622A厂用6KV IIB段工作进线开关 622B厂用6KV IIIB段工作进线开关 632B2.2 6KV母线厂用6KV IA段厂用6KV IB段厂用6KV IIA段厂用6KV IIB段厂用6KV IIIA段厂用6KV IIIB段2.3 6KV 电压互感器6KV IA段电压互感器6KV IB段电压互感器6KV IIA段电压互感器6KV IIB段电压互感器6KV IIIA段电压互感器6KV IIIB段电压互感器#10机组6KV厂用电源段电压互感器3. 授电前应具备的条件3.1 准备好有关图纸及厂家资料。3.2 准备好下列表计：万用表、相序表、相位表、兆欧表。3.3 授电范围内一、二次设备（#10机组发电机小间6kV厂用电源段及6KV厂用 IA、IB、A、B、A、B段进线开关、备用进线开关、相关馈线开关以及母线PT）应安装调试全部完毕。3.4 设备编号、标志齐全、准确，所有接地应安全可靠。3.5 检查母线相间距离、对地距离应符合要求。3.6 检查母线对地、相间绝缘应良好。3.7 检查二次回路对地绝缘(对弱电元件进行短接)，用2000V摇表测量，应大于 20M。3.8 6KV新投入系统的场地及绝缘瓷瓶彻底打扫干净。3.9 保护整定完毕，控制、信号回路经传动试验正确，保护回路整组通电检查正确。3.10 有关的测量仪表、变送器、指示灯光、事故音响等应全部调试完毕，可投入使用。3.11 有关的测量仪表、变送器、指示灯光、事故音响等应全部调试完毕，可投入使用。3.12 直流电源系统及UPS系统调试完毕。3.13 授电范围内的土建工作应完毕，盘柜孔洞封堵，安全围栏、照明齐全。3.14 具备远方操作条件。4. 安全措施4.1 授电范围内的一、二次设备处，必须配备充足的消防器材，可靠的通讯器材 和足够的照明设备。4.2 授电范围内所有脚手架应拆除，运行设备需挂警示牌，刀闸加锁，无围栏处应加临时围栏。4.3 所有不参与本次授电的设备、开关负荷侧接地刀闸均置于合位，开关置于分离位置。4.4 开关设备投运前应认真检查带电部分的绝缘情况。4.5 无关人员禁止进入授电设备区域。4.6 所有带电设备的试验须至少由两个人来完成，并做好安全措施。4.7 因条件所限，开关的分、合闸需就地操作，临时用电缆接引分、合闸按钮远离开关柜本体，防止人员受伤。开关设备初次试运带负荷时所有人员应远离开关设备。5. 授电前一、二次系统检查5.1 一次系统检查5.1.1 检查本次授电所投入的设备一次连接部分完好，设备的接地可靠，开关动作正常。 5.1.2 母线相色、标志齐全，母线相间、对地距离符合规程要求。5.1.3 检查授电母线范围内所有设备的绝缘合格。5.1.4 确认地网接地电阻符合规程要求，应0.222。5.2 二次系统检查5.2.1 检查端子螺丝紧固，无松动现象，端子头标号正确。5.2.2 检查所有 CT 无开路，PT 无短路，不用的 CT 应在根部短路接地。5.2.3 检查保护定值整定无误，经通电检查可靠动作，测量部分通电指示正确。5.2.4 取下所有授电部分设备高低压侧开关的操作保险或断开开关。6. 厂用授电程序6.1 #10机组6KV厂用电源段母线授电6.1.1 确认#10机组6KV厂用电源段各馈线开关在断开位置，手车置试验位置；检查#10机组6KV厂用电源段母线绝缘。6.1.2 将#10机组6KV厂用电源段电压互感器小车推到工作位置，二次保险投入，投入#10机组6KV厂用电源段母线消谐装置。6.1.3 热电厂原主6KV母线三段送扩建工程#10机组6KV厂用电源段开关合闸送电。6.1.4 检查#10机组6KV厂用电源段电压互感器运行情况，测试母线电压及相序，确认正确。6.2 厂用6KV IA 段母线授电6.2.1 确认#10机组6KV厂用电源段至6kV IA段馈线开关在断开位置，手车置试验位置；检查电缆绝缘。6.2.2 确认6kV IA段各开关在断开位置，手车置试验位置；检查6kV IA段工作进线开关、及6kV IA段母线绝缘并合格。6.2.3 检查 6KV IA段电压互感器绝缘，将 PT 小车推到工作位置，二次保险投入，投入消谐装置。6.2.4 投入开关611A、612A保护，过流时间改为0秒。6.2.5 将开关611A、612A送到工作位，给上控制电源开关。6.2.6 合611A开关送电。6.2.7 合612A开关向 6KV IA 段充电。6.2.8 检查 IA段电压互感器二次电压幅值、相序，观察电压表指示情况。6.3 厂用6KV IB 段母线授电6.3.1 确认#10机组6KV厂用电源段至6kV IB段馈线开关在断开位置，手车置试验位置；检查电缆绝缘。6.3.2 确认6kV IB段各开关在断开位置，手车置试验位置；检查6kV IB段工作进线开关、及6kV IB段母线绝缘并合格。6.3.3 检查 6KV IB段电压互感器绝缘，将 PT 小车推到工作位置，二次保险投入，投入消谐装置。6.3.4 投入开关611B、612B保护，过流时间改为0秒。6.3.5 将开关611B、612B送到工作位，给上控制电源开关。6.3.6 合611B开关送电。6.3.7 合612B开关向 6KV IB 段充电。6.3.8 检查 IB段电压互感器二次电压幅值、相序，观察电压表指示情况。6.4 厂用6KV IIIA 段母线授电6.4.1 确认#10机组6KV厂用电源段至6kV IIIA段馈线开关在断开位置，手车置试验位置；检查电缆绝缘。6.4.2 确认6kV IIIA段各开关在断开位置，手车置试验位置；检查6kV IIIA段工作进线开关、及6kV IIIA段母线绝缘并合格。6.4.3 检查 6KV IIIA段电压互感器绝缘，将 PT 小车推到工作位置，二次保险投入，投入消谐装置。6.4.4 投入开关631A、632A保护，过流时间改为0秒。6.4.5 将开关631A、632A送到工作位，给上控制电源开关。6.4.6 合631A开关送电。6.4.7 合632A开关向 6KV IIIA 段充电。6.4.8 检查 IIIA段电压互感器二次电压幅值、相序，观察电压表指示情况。6.5 厂用6KV IIA 段母线授电6.5.1 确认6KV厂用工作母线IA 段至 6KV IIA段开关（即6KV厂用工作母线 IA 段备用进线开关）在断开位置，手车置试验位置；检查电缆绝缘。6.5.2 确认6kV IIA段各开关在断开位置，手车置试验位置；检查6kV IIA段工作进线开关、及6kV IIA段母线绝缘并合格。6.5.3 检查 6KV IIA段电压互感器绝缘，将 PT 小车推到工作位置，二次保险投入，投入消谐装置。6.5.4 投入601A乙、622A开关保护，过流时间改为0秒。6.5.5 将开关 601A乙、622A送到工作位，给上控制电源开关。6.5.6 合 601A乙 开关送电。6.5.7 合622A开关向6KV IIA段充电。6.5.8 检查 IIA段电压互感器二次电压幅值、相序，观察电压表指示情况。6.6 厂用6KV IIB 段母线授电6.6.1 确认6KV厂用工作母线 IB 段至 6KV IIB段开关（即6KV厂用工作母线 IB 段备用进线开关）在断开位置，手车置试验位置；检查电缆绝缘。6.6.2 确认6kV IIB段各开关在断开位置，手车置试验位置；检查6kV IIB段工作进线开关、及6kV IIB段母线绝缘并合格。6.6.3 检查 6KV IIB段电压互感器绝缘，将 PT 小车推到工作位置，二次保险投入，投入消谐装置。6.6.4 投入601B乙、622B开关保护，过流时间改为0秒。6.6.5 将开关 601B乙、622B送到工作位，给上控制电源开关。6.6.6 合 601B乙 开关送电。6.6.7 合622B开关向6KV IIB段充电。6.6.8 检查 IIB段电压互感器二次电压幅值、相序，观察电压表指示情况。6.7 厂用6KV IIIB 段母线授电6.7.1 确认6KV厂用工作母线 IIIA 段至 6KV IIIB段开关（即6KV厂用工作母线 IIIA 段备用进线开关）在断开位置，手车置试验位置；检查电缆绝缘。6.7.2 确认6kV IIIB段各开关在断开位置，手车置试验位置；检查6kV IIIB段工作进线开关、及6kV IIIB段母线绝缘并合格。6.7.3 检查 6KV IIIB段电压互感器绝缘，将 PT 小车推到工作位置，二次保险投入，投入消谐装置。6.7.4 投入603A乙、632B开关保护，过流时间改为0秒。6.7.5 将开关 603A乙、632B送到工作位，给上控制电源开关。6.7.6 合 603A 乙开关送电。6.7.7 合632B开关向6KV IIIB段充电。6.7.8 检查 IIB段电压互感器二次电压幅值、相序，观察电压表指示情况。6.7.9 6KV IA段、IB段、IIA段、IIB段、IIIA段、IIIB段带电正常后，经检查无误后将过流保护定值恢复。7. 注意事项7.1 所有参加授电人员必须认真熟悉、掌握本措施。7.2 授电过程应纪律严明，统一指挥，按授电措施进行工作。7.3 首次授电由东电一公司具备资质的人员操作，调试人员指挥、监护、测量、记录，由安装人员进行维护。7.4 授电结束后，恢复保护定值。7.5 授电后系统的运行方式及管理由指挥部统一安排。7.6 所有参加厂用授电人员必须认真熟悉、掌握本措施。7.7 厂用授电过程应纪律严明，统一指挥，相互配合，坚守岗位，依照试验措施的项目进行试验、操作。7.8 试验中，安装及运行人员应加强巡视，发现问题及时汇报。7.9 测量及操作人员要指定专人进行工作，其它非指定人员，除因有危及人身及设备安全的情况，依安规进行处理外，不得进行操作。8. 方案编制依据8.1 中国电力建设企业协会颁布的电力工程达标投产管理办法（2006版）8.2 中华人民共和国国家能源局颁发的火力发电建设工程启动试运及验收规程（2009年版）8.3 原中华人民共和国电力工业部颁发的火电工程启动调试工作规定（1996年版）8.4 原中华人民共和国电力工业部颁发的火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）8.5 中华人民共和国水利电力部颁发的电业安全工作规程（热力和机械部分）8.6 中华人民共和国能源部发布的电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）8.7 中国电力建设企业联合会颁布的电力建设工程预算定额（2007年版）8.8 电力建设工程质量监督总站发布的电力建设工程质量监督检查典型大纲（2005年版）8.9 中国华北电力集团公司制定的火电工程启动调试大纲编制纲要（1998年版）8.10 中国华北电力集团公司发布的火电工程启动调试方案编制纲要（1998年版）8.11 中华人民共和国国家发展和改革委员会发布的电力可靠性基本名词术语8.12 内蒙古电力工程技术研究院基建技术方案编写规定（2010年版）8.13 抚顺石化公司热电厂“以大代小”扩能改造工程厂用临时授电系统图8.14 设计及制造厂家技术标准、图纸和要求9. 试验仪器清单设备名称规格型号编 号数量单位检验情况万用表FLUKE-15B930780101台已检验相序表FLUKE-9040UK930400041台已检验相位表1台已检验兆欧表2500V1台已检验兆欧表500V1台已检验10. 附图厂用授电调试方案1. 工程概况抚顺石化公司热电厂“以大代小”扩能改造工程，其厂用电系统由厂用工作电源和厂用备用电源组成。#10、#11发电机组各安装一台高压厂用变压器，容量为31500KVA，这两台变压器分别向各自机组提供6KV工作电源。高压启动备用变压器提供6KV启动备用电源，启备变容量为31500KVA，启备变高压侧电源从66KV配电装置引接，低压侧至厂用6KV启备段。厂用6KV母线共分六段，本次授电范围厂用6KV工作共6段，低压380V厂用共16段。2. 授电范围2.1 6KV断路器启备变低压侧开关6000厂用6KV IA段备用进线开关 601A乙厂用6KV IB段备用进线开关 601B乙厂用6KV IIIA段备用进线开关 603A乙厂用6KV IIA段备用进线开关 602A乙厂用6KV IIB段备用进线开关 602B乙厂用6KV IIIB段备用进线开关 603B乙低备变高压侧开关4600A脱硫低备变高压侧开关4600B1#低厂变高压侧开关46011A输煤变高压侧开关46091#炉脱硫变高压侧开关46111A化水变高压侧开关4605公用变高压侧开关46041A综水变高压侧开关46071A除灰除尘变高压侧开关46142#低厂变高压侧开关46022B输煤变高压侧开关46102B除灰变高压侧开关46152B化水变高压侧开关46062#炉脱硫变高压侧开关46122B综水变高压侧开关46083#炉脱硫变高压侧开关46132.2 6KV母线厂用6KV启备段厂用6KV IA段厂用6KV IB段厂用6KV IIA段厂用6KV IIB段厂用6KV IIIA段厂用6KV IIIB段2.3 6KV电压互感器6KV 启备段电压互感器6KV IA段电压互感器6KV IB段电压互感器6KV IIA段电压互感器6KV IIB段电压互感器6KV IIIA段电压互感器6KV IIIB段电压互感器2.4 6KV/380V变压器 启动备用变低备变脱硫低备变1#低厂变1A输煤变1#炉脱硫变1A化水变公用变1A综水变1A除灰除尘变2#低厂变2B输煤变2B除灰变2B化水变2#炉脱硫变2B综水变3#炉脱硫变2.5 380V断路器低备变低压侧开关4300A脱硫低备变低压侧开关4300B1#低厂变低压侧开关43011A输煤变低压侧开关43091#炉脱硫变低压侧开关43111A化水变低压侧开关4305公用变低压侧开关43041A综水变低压侧开关43071A除灰除尘变低压侧开关43142#低厂变低压侧开关43022B输煤变低压侧开关43102B除灰变低压侧开关43152B化水变低压侧开关43062#炉脱硫变低压侧开关43122B综水变低压侧开关43083#炉脱硫变低压侧开关43132.6 380V母线 380V起备动力中心 380V脱硫起备动力中心380V I动力中心 380V IA输煤动力中心 380V 1#炉脱硫动力中心 380V IA化水动力中心 380V 公用动力中心 380V IA综水动力中心 380V IA除灰除尘动力中心 380V II动力中心 380V IIB输煤动力中心 380V IIB除灰除尘动力中心 380V IIB化水变动力中心 380V 2#炉脱硫动力中心 380V IIB综水动力中心 380V 3#炉脱硫动力中心2.7 380V电压互感器 380V起备动力中心PT 380V脱硫起备动力中心PT380V I动力中心PT 380V IA输煤动力中心PT 380V 1#炉脱硫动力中心PT 380V IA化水动力中心PT 380V 公用动力中心PT 380V IA综水动力中心PT 380V IA除灰除尘动力中心PT 380V II动力中心PT 380V IIB输煤动力中心PT 380V IIB除灰除尘动力中心PT 380V IIB化水变动力中心PT 380V 2#炉脱硫动力中心PT 380V IIB综水动力中心PT 380V 3#炉脱硫动力中心PT3. 授电前应具备的条件3.1 准备好有关图纸及厂家资料。3.2 准备好下列表计：万用表、相序表、相位表、兆欧表。3.3 授电范围内一、二次设备（6KV及380V各段开关及母线PT）应安装调试全部完毕。3.4 设备编号、标志齐全、准确，所有接地应安全可靠。3.5 检查母线相间距离、对地距离应符合要求。3.6 检查母线对地、相间绝缘应良好。3.7 检查二次回路对地绝缘(对弱电元件进行短接)，用500V摇表测量，应大于20M。3.8 6KV新投入系统的场地及绝缘瓷瓶彻底打扫干净。3.9 保护整定完毕，控制、信号回路经传动试验正确，保护回路整组通电检查正确。3.10 有关的测量仪表、变送器、指示灯光、事故音响等应全部调试完毕，可投入使用。3.11 直流电源系统及UPS系统调试完毕。3.12 授电范围内的土建工作应完毕，盘柜孔洞封堵，安全围栏、照明齐全。3.13 具备远方操作条件。4. 安全措施4.1 授电范围内的一、二次设备处，必须配备充足的消防器材，可靠的通讯器材和足够的照明设备。4.2 授电范围内所有脚手架应拆除，运行设备需挂警示牌，刀闸加锁，无围栏处应加临时围栏。4.3 所有不参与本次授电的设备、开关负荷侧接地刀闸均置于合位，开关置于分离位置。4.4 开关设备投运前应认真检查带电部分的绝缘情况。4.5 无关人员禁止进入授电设备区域。4.6 所有带电设备的试验须至少由两个人来完成，并做好安全措施。5. 授电前一、二次系统检查5.3 一次系统检查5.1.1 检查本次授电所投入的设备一次连接部分完好，设备的接地可靠，开关动作正常。 5.1.2 母线相色、标志齐全，母线相间、对地距离符合规程要求。5.1.3 检查授电母线范围内所有设备的绝缘合格。5.1.4 确认地网接地电阻符合规程要求，应0.222。5.4 二次系统检查5.4.1 检查端子螺丝紧固，无松动现象，端子头标号正确。5.4.2 检查所有 CT 无开路，PT 无短路，不用的 CT 应在根部短路接地。5.4.3 检查保护定值整定无误，经通电检查可靠动作，测量部分通电指示正确。5.4.4 取下所有授电部分设备高低压侧开关的操作保险或断开开关。6. 厂用授电程序6.1 厂用6KV启备段母线授电6.1.1 确认启备变高压侧开关、刀闸在开位，低压侧开关在试验位置、开位；用2500V兆欧表测量启备变高低压及地绝缘良好。6.1.2 确认厂用6KV启备段各馈线开关在断开位置，手车置试验位置；用2500V兆欧表测量厂用6KV启备段母线绝缘良好。6.1.3 检查厂用6KV启备段电压互感器绝缘良好，将PT小车推到工作位置，二次保险投入，投入厂用6KV启备段母线消谐装置。6.1.4 合上启备变高压侧刀闸，确认刀闸合闸良好，启备变高压侧开关合闸充电。6.1.5 检查启备变充电良好，变压器空载运行正常。6.1.6 将启备变低压侧开关6000推至工作位置，合上控制直流电源空开，远方合闸。6.1.7 检查厂用6KV启备段电压互感器运行情况，测试母线电压及相序，确认正确。6.2 厂用6KV IA 段母线授电6.2.1 确认厂用6KV启备段至6kV IA段开关601A乙在断开位置，601A乙及601A甲手车置试验位置；用2500V兆欧表测量电缆绝缘良好。6.2.2 确认6kV IA段各开关在断开位置，手车置试验位置；检查6kV IA段备用进线开关、及6kV IA段母线绝缘并合格。6.2.3 检查 6KV IA段电压互感器绝缘良好，将 PT 小车推到工作位置，二次保险投入，投入消谐装置。6.2.4 将601A甲小车推至工作位置。6.2.5 投入开关601A乙的保护，过流时间改为0秒。6.2.6 将开关601A乙送到工作位，给上控制电源开关。6.2.7 合601A乙开关向 6KV IA 段充电。6.2.8 检查 IA段电压互感器二次电压幅值、相序，观察电压表指示情况。6.3 厂用6KV IB 段母线授电6.3.1 确认厂用6KV启备段至6kV IB段开关601B乙在断开位置，601B乙及601B甲手车置试验位置；用2500V兆欧表测量电缆绝缘良好。6.3.2 确认6kV IB段各开关在断开位置，手车置试验位置；检查6kV IB段备用进线开关、及6kV IB段母线绝缘并合格。6.3.3 检查 6KV IB段电压互感器绝缘良好，将 PT 小车推到工作位置，二次保险投入，投入消谐装置。6.3.4 将601B甲小车推至工作位置。6.3.5 投入开关601B乙的保护，过流时间改为0秒。6.3.6 将开关601B乙送到工作位，给上控制电源开关。6.3.7 合601B乙开关向 6KV IB 段充电。6.3.8 检查 IB段电压互感器二次电压幅值、相序，观察电压表指示情况。6.4 厂用6KV IIIA 段母线授电6.4.1 确认厂用6KV启备段至6kV IIIA段开关603A乙在断开位置，603A乙及603A甲手车置试验位置；用2500V兆欧表测量电缆绝缘良好。6.4.2 确认6kV IIIA段各开关在断开位置，手车置试验位置；检查6kV IIIA段备用进线开关、及6kV IIIA段母线绝缘并合格。6.4.3 检查 6KV IIIA段电压互感器绝缘良好，将 PT 小车推到工作位置，二次保险投入，投入消谐装置。6.4.4 将603A甲小车推至工作位置。6.4.5 投入开关603A乙的保护，过流时间改为0秒。6.4.6 将开关603A乙送到工作位，给上控制电源开关。6.4.7 合603A乙开关向 6KV IIIA 段充电。6.4.8 检查 IIIA段电压互感器二次电压幅值、相序，观察电压表指示情况。6.5 厂用6KV IIA 段母线授电6.5.1 确认厂用6KV启备段至6kV IIA段开关602A乙在断开位置，602A乙及602A甲手车置试验位置；用2500V兆欧表测量电缆绝缘良好。6.5.2 确认6kV IIA段各开关在断开位置，手车置试验位置；检查6kV IIA段备用进线开关、及6kV IIA段母线绝缘并合格。6.5.3 检查 6KV IIA段电压互感器绝缘良好，将 PT 小车推到工作位置，二次保险投入，投入消谐装置。6.5.4 将602A甲小车推至工作位置。6.5.5 投入开关602A乙的保护，过流时间改为0秒。6.5.6 将开关602A乙送到工作位，给上控制电源开关。6.5.7 合602A乙开关向 6KV IIA 段充电。6.5.8 检查 IIA段电压互感器二次电压幅值、相序，观察电压表指示情况。6.6 厂用6KV IIB 段母线授电6.6.1 确认厂用6KV启备段至6kV IIB段开关602B乙在断开位置，602B乙及602B甲手车置试验位置；用2500V兆欧表测量电缆绝缘良好。6.6.2 确认6kV IIB段各开关在断开位置，手车置试验位置；检查6kV IIB段备用进线开关、及6kV IIB段母线绝缘并合格。6.6.3 检查 6KV IIB段电压互感器绝缘良好，将 PT 小车推到工作位置，二次保险投入，投入消谐装置。6.6.4 将602B甲小车推至工作位置。6.6.5 投入开关602B乙的保护，过流时间改为0秒。6.6.6 将开关602B乙送到工作位，给上控制电源开关。6.6.7 合602B乙开关向 6KV IIB 段充电。6.6.8 检查 IIB段电压互感器二次电压幅值、相序，观察电压表指示情况。6.7 厂用6KV IIIB 段母线授电6.7.1 确认厂用6KV启备段至6kV IIIB段开关603B乙在断开位置，603B乙及603B甲手车置试验位置；用2500V兆欧表测量电缆绝缘良好。6.7.2 确认6kV IIIB段各开关在断开位置，手车置试验位置；检查6kV IIIB段备用进线开关、及6kV IIIB段母线绝缘并合格。6.7.3 检查 6KV IIIB段电压互感器绝缘良好，将 PT 小车推到工作位置，二次保险投入，投入消谐装置。6.7.4 将603B甲小车推至工作位置。6.7.5 投入开关603B乙的保护，过流时间改为0秒。6.7.6 将开关603B乙送到工作位，给上控制电源开关。6.7.7 合603B乙开关向 6KV IIIB 段充电。6.7.8 检查 IIIB段电压互感器二次电压幅值、相序，观察电压表指示情况。6.7.9 做6KV启备段同IA、IB、IIA、IIB、IIIA、IIIB段核相试验。6.7.10 6KV IA段、IB段、IIA段、IIB段、IIIA段、IIIB段带电正常后，经检查无误后将过流保护定值恢复。6.8 380V启备动力中心段授电6.8.1 确认低备变高低压侧开关4600A，4300A在断开位置，手车置试验位置；检查低备变高低压及地绝缘良好。6.8.2 确认380V启备动力中心段各开关在抽出位置且断开；检查低备变高压侧开关4600A及低备变高低压侧母线绝缘并合格；检查低备变低压侧开关4300A及380V母线绝缘并合格。6.8.3 检查380V启备动力中心电压互感器绝缘，投入PT。6.8.4 投入开关4600A、低备变、4300A的保护。6.8.5 将开关4600A送到工作位，给上控制电源开关。6.8.6 将开关4300A送到工作位，给上控制电源开关。6.8.7 合4600A开关低备变充电，投入低备变风冷，确认低备变带电正常。6.8.8 合4300A开关向380V 启备动力中心段母线充电。6.8.9 检查380V 启备动力中心段母线PT电压幅值、相序正确。其他各段授电程序同上，依次进行。6.9 低压各段核相6.9.1 确认380厂用动力中心各段备用分支开关4001甲、乙，4002甲、乙，4004甲、乙在试验位置，并断开，检查电缆绝缘良好6.9.2 将备用分支开关4001甲，4002甲，4004甲推至工作位置。6.9.3 分别在4001乙，4002乙，4004乙上下方核相应正确。6.9.4 将备用分支开关4001甲，4002甲，4004甲拉至试验位置。脱硫段与脱硫备用段核相程序同上，依次进行。6.9.5 确认IA、IIB化水动力中心备用分支开关0506甲、乙在试验位置，并断开，测量电缆绝缘良好。6.9.6 将备用分支开关0506甲推至工作位置。6.9.7 在备用分支开关0506乙上下方核相应正确。6.9.8 将备用分支开关0506甲拉至试验位置。输煤动力中心，综水动力中心，除尘除灰动力中心核相程序同上，依次进行。7. 注意事项7.1 所有参加授电人员必须认真熟悉、掌握本措施。7.2 授电过程应纪律严明，统一指挥，按授电措施进行工作。7.3 首次送电由东电一公司具备资质的人员操作，每一个系统的授电按规定书写操作票，并实行操作监护制度，调试人员指挥、监护、测量、记录，由安装人员进行维护。7.4 授电结束后，恢复保护定值。7.5 授电操作及试验过程中，一旦发现任何异常，立即停止进行，由调试人员指挥安装人员维护和消缺，处理完毕经各参加方共同确认无误后方可继续进行。7.6 授电后系统的运行方式及管理由指挥部统一安排。7.7 所有参加厂用授电人员必须认真熟悉、掌握本措施。7.8 厂用授电过程应纪律严明，统一指挥，相互配合，坚守岗位，依照试验措施的项目进行试验、操作。7.9 试验中，安装及运行人员应加强巡视，发现问题及时汇报。7.10 测量及操作人员要指定专人进行工作，其它非指定人员，除因有危及人身及设备安全的情况，依安规进行处理外，不得进行操作。8. 方案编制依据8.1 中国电力建设企业协会颁布的电力工程达标投产管理办法（2006版）8.2 中华人民共和国国家能源局颁发的火力发电建设工程启动试运及验收规程（2009年版）8.3 原中华人民共和国电力工业部颁发的火电工程启动调试工作规定（1996年版）8.4 原中华人民共和国电力工业部颁发的火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）8.5 中华人民共和国水利电力部颁发的电业安全工作规程（热力和机械部分）8.6 中华人民共和国能源部发布的电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）8.7 中国电力建设企业联合会颁布的电力建设工程预算定额（2007年版）8.8 电力建设工程质量监督总站发布的电力建设工程质量监督检查典型大纲（2005年版）8.9 中国华北电力集团公司制定的火电工程启动调试大纲编制纲要（1998年版）8.10 中国华北电力集团公司发布的火电工程启动调试方案编制纲要（1998 年版）8.11 中华人民共和国国家发展和改革委员会发布的电力可靠性基本名词术 语8.12 内蒙古电力工程技术研究院基建技术方案编写规定（2010年版）8.13 抚顺石化公司热电厂“以大代小”扩能改造工程厂用临时授电系统图8.14 设计及制造厂家技术标准、图纸和要求9. 试验仪器清单设备名称规格型号编号数量单位检验情况万用表FLUKE-15B930780101台已检验相序表FLUKE-9040UK930400041台已检验相位表1台已检验兆欧表2500V1台已检验兆欧表500V1台已检验10号机组反送电调试方案1. 试验目的根据电力工业部（1996）火电工程启动调试工作规定，为缩短发电机整套启动过程中的试验时间，在发电机启动前进行主变、高厂变反送电试验，检查电压回路、同期回路、厂用电源切换回路、电流回路及相关设备的完好性，特编制此方案。本方案根据工程设计图纸、厂家提供资料编制。1.1 检查主变、高厂变、励磁变在全电压冲击合闸情况下的运行状况。1.2 检查主变、高厂变无载调压分接头位置正确性。1.3 主变及高厂变保护回路电流相位测定。检查主变及高厂变保护的二次电流回路接线的正确性,以及各差动保护元件是否能可靠躲过变压器激磁涌流的影响。1.4 检查发变组控制回路和保护回路的完好性。检查发电机出口各电压互感器的二次电压回路和发电机同期回路二次接线的正确性。检查发电机出口PT二次电压及相序并核相，进行定相试验。1.5 厂用工作电源与备用电源定相及并列。检查6kV厂用系统工作电源与备用电源一次系统电压的相位是否正确,以及工作电源与备用电源之间的正常切换。1.6 检查机组同期系统。1.7 进行6KV厂用电源快切试验。2. 反送电前应具备的条件2.1 准备好有关图纸及厂家资料。准备好下列表计：万用表、相序表、相位表、兆欧表。2.2 反送电范围内一、二次设备应全部安装调试完毕，设备编号、标志齐全、准确。所有接地应安全可靠。2.3 检查一次系统及设备的连接，相序和相色应正确，瓷瓶应完好，各连接螺栓应符合规定要求。检查母线相间距离、对地距离应符合要求，检查母线对地、相间绝缘应良好并做好记录。2.4 检查各充油设备的油位应正常，油质合格，各瓦斯继电器的阀门应打开。2.5 检查各断路器及PT的保险是否符合要求。2.6 检查有关设备的绝缘情况并做好记录。2.7 检查发电机出口引下线应断开，并做好绝缘处理, 有可靠的安全措施，充电时应设专人监护。2.8 各端子排螺丝应拧紧，严防电流回路开路，电压回路短路。差动保护的电流回路只允许在保护屏一点接地。不用的CT应在端子排上短封接地。2.9 检查二次回路绝缘，用1000V摇表测量，应大于10M。2.10 对发电机、高厂变的操作、保护信号和联锁回路的检查和传动均应正确无 误。2.11 主变、高厂变、励磁变所有保护整定完毕，控制、信号回路经传动试验正 确，保护回路及测量回路整组通电检查正确。2.12 主变、高厂变的通风系统应调试完毕。2.13 有关主变、励磁变及高厂变的测量仪表、变送器、指示灯光、事故音响等应全部调试完毕，可投入使用。2.14 与主变、高厂变及励磁变有关的高压试验措施应齐全，瓦斯继电器校验合格。2.15 主变、高厂变消防试验完毕，并经过验收确认。2.16 检查新投入系统的场地及瓷瓶彻底打扫干净。2.17 主变、高厂变通向油枕及散热器的阀门打开，瓦斯继电器内气体排尽。调整好主变电压分接头位置，并经高压试验检查接触电阻合格，插销紧固。2.18 影响倒送电工作的设施要全部拆除,所有将带电的间隔和设备均应挂警示牌。2.19 有关道路应通畅,通讯联络系统好用,照明充分,消防设施齐备。2.20 指挥部提前安排反送电测量主变、高厂变差动向量所需负荷(启动几台大容量电机)。2.21 本措施根据工期进度，汽机冲车前五天实施。2.22 电厂应在反送电前十天将本措施上报中调。2.23 防止误操作的五防功能完好。2.24 电厂运行人员按照方案提前编写操作票。3. 安全措施3.1 反送电范围内的一、二次设备处，必须配备充足的消防器材、可靠的通讯设备和足够的照明设备。3.2 反送电范围内所有脚手架应拆除，运行设备挂警示牌，刀闸加锁，无围栏处应加临时围栏。3.3 拉开主变高压侧断路器( )，断开主变高压侧断路器( )的控制电源开关；拉开主变高压侧隔离刀闸( )，并断开其控制电源开关；合上主变高压侧开关( )两侧接地刀闸；将6KV母线工作进线开关612A、612B、632A、高厂变至IA、IB、A段馈线开关611A、611B、631A和工作进线PT拉出间隔；检查起励装置开关（励磁变低压侧到励磁装置开关）在分位，灭磁开关MK确已断开。3.4 解开发电机的伸缩节，在断开处加装绝缘隔离板，断开点应有足够的安全距离，将发电机定子三相短路并可靠接地。3.5 在主变、高厂变围栏上、励磁变本体上、发电机PT本体上、发变组出口避雷器围栏上、封闭母线本体上悬挂“止步、高压危险”标示牌。3.6 主变、励磁变及高厂变本体、6KV工作电源进线处、封闭母线断开处应设专人看守。3.7 发电机保护盘三米范围内禁止使用对讲机（发射状态）。3.8 将变压器轻瓦斯保护临时改为跳闸。3.9 反送电前再次进行轻、重瓦斯保护跳闸试验。3.10 主变及高厂变高压侧过流保护、中性点零序保护、母联开关保护、分支过 流保护充电前改为临时定值。并请有关单位给出合适定值。3.11 投入主变、高厂变及励磁变所有保护。3.12 做6KV厂用电源定相、合环及快切试验时，6KV工作IA、IB、A段母线 需短时停电，请有关单位提前做好准备工作。3.13 在主变加装紧急跳闸小刀闸。3.14 事故照明切换可靠，并投入使用。4. 反送电试验程序4.1 反送电前的工作4.1.1 空出一条母线，用66KV母联开关（ ）串带发变组出口开关（ ）向主变、高厂变、励磁变进行反充电。4.1.2 检查主变压器、高压厂用变压器、励磁变以及将带电的其它设备的绝缘情况应良好，并要作好记录。4.1.3 检查主变高压侧断路器（ ），两侧隔离刀（ ），及6kV侧工作电源进线612A、612B、632A、高厂变至IA、IB、A段馈线开关611A、611B、631A小车开关在断开位置。主变高压侧开关两侧接地刀在合位。4.1.4 检查此次反送电涉及的所有PT一次、二次保险完好，将发电机出口1-3PT推入工作位置，合PT二次开关，3PT开口三角接入90欧姆消谐电阻；投入6KV工作电源进线PT。4.2 对主变、高厂变、励磁变进行反送电4.2.1 将主变冷却器电源投入，投入冷却器。4.2.2 将高厂变冷却器电源投入，投入冷却器。4.2.3 断开主变高压侧开关两侧接地刀闸，并确认。4.2.4 向调度申请进行主变反送电操作。4.2.5 合上主变高压侧开关母线侧刀闸（ ）及负荷侧刀闸（ ）。4.2.6 给上主变高压侧开关（ ）的控制电源开关。4.2.7 检查主变、高厂变、励磁变及厂用分支的所有保护应全部投入。4.2.8 同期合主变高压侧开关（ ），同期闭锁用母联开关（ ）进行主变首次冲击合闸试验。检查主变、高厂变、励磁变带电情况，如有异常立即拉开。保持合闸状态15分钟。4.2.9 检查励磁变、发电机出口PT二次回路电压幅值、相序。4.2.10 检查高厂变三个工作分支进线PT电压幅值及相序。4.2.11 检查同期回路。4.2.12 检查工作结束后，断开主变高压侧开关（ ），第一次冲击结束。4.2.13 共对变压器进行5次冲击试验，每次间隔5分钟。4.2.14 第五次冲击后，主变、高厂变、励磁变带电运行。4.3 做6KV工作IA段母线充电定相合环试验4.3.1 做好6KV工作IA段停电准备(负荷倒至6KV工作IB段)使其成为空母线。将612A、601A乙开关分支过流保护时间定值临时改为0。4.3.2 断开601A乙开关，6KV工作IA段，断开601A乙开关的控制电源，将601A乙小车开关拉到试验位置。4.3.3 将611A、612A小车开关推入工作位置。4.3.4 给上611A、612A开关的控制电源。4.3.5 合611A、612A开关。4.3.6 测量6KV工作IA段母线PT和发电机端PT的二次电压压差及相序，若压差较大应查明原因。4.3.7 在6KV IA段备用进线开关601A乙上下口进行一次系统定相工作。4.3.8 确认相位、相序正确后，将601A乙小车开关推入工作位置，给上601A乙开关的控制电源。4.3.9 合601A乙开关，进行合环试验并观察环流大小。有异常情况立即拉开601A乙开关。4.3.10 确认正常后，拉开601A乙开关，恢复IA段分支过流定值。4.4 做6KV工作IB段母线充电定相合环试验4.4.1 做好6KV工作IB段停电准备(负荷倒至6KV工作IA段)使之成空母线。将612B、601B乙开关分支过流保护时间定值临时改为0。4.4.2 断开601B乙开关，断开601B乙开关的控制电源，将601B乙小车开关拉到试验位置。4.4.3 将611B、612B小车开关推入工作位置。4.4.4 给上611B、612B开关的控制电源。4.4.5 合611B、612B开关。4.4.6 测量6KV工作IB段母线PT和发电机端PT的二次电压压差及相序，若压差较大应查明原因。4