厂用电受电方案.doc

主厂房6KV、400V受电措施1. 工程概况及工程量江苏国华陈家港电厂一期为两台超超临界单机容量为660MW燃煤机组。发电机额定容量为660MW，额定容量为733.3MVA，发电机出口额定电压20kV，冷却方式为水氢氢，励磁方式采用静态励磁。主变为三相式双绕组主变压器，额定容量为780MVA，变比为55022.5/20kV，采用ODFA冷却方式。高压厂用工作变压器，采用40/25-25MVA的分裂变压器和一台25MVA的双卷公用变压器，变比分别为2022.5/6.3-6.3kV和2022.5/6.3kV，本次受电采用双卷变作为倒送电变压器。本工程高压厂用电的电压为6KV。低压厂用电采用0.38KV电压。低压厂用变压器和容量大于等于200KW的电动机负荷由高压厂用电供电，容量小于200KW的电动照明和检修等低压负荷由0.38KV供电。主厂房高压厂用配电装置布置在汽机房A-B排的9.9m层。辅助厂房6KV配电装置布置在输煤综合楼0米的C-D排之间。根据江苏国华陈家港电厂试运指挥部的要求，考虑到500kV升压站外部线路竣工较迟，为不影响机组分部试转调试工作，决定由附近的变电所临时引接一条20KV线路，通过增加的就地开关箱送电至2B高厂变（双卷变）高压侧，使机组6KV母线以及400V母线带电，为机组辅机试转做好准备。2 编制依据2.1 DL/T 587-1996微机继电保护装置运行管理规程2.2 DL/T 687-1999微机型防止电气误操作装置通用技术条件2.3 DL/T 769-2001电力系统微机继电保护技术导则2.4 DL/T 5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程2.5 DL/T 5147-2001电力系统安全自动装置设计技术规定2.6 GB/T7261-2000继电器及继电保护装置基本试验方法2.7 GB/T14598-1998电气继电器2.8 DL/T 671-1999微机型发电机变压器组保护装置通用技术条件2.9 DL/T 770-2001微机变压器保护装置通用技术条件2.10 DL/T 5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程2.11 DL/T 5147-2001电力系统安全自动装置设计技术规定2.12 GB/T15149-2002电力系统远方保护设备技术要求及试验方法2.13 DL/T 873-2004微机型发电机变压器组动态记录装置技术条件2.14 GB/T 15145-2001微机线路保护装置通用技术条件2.15 GB 16847-1997保护用电流互感器暂态特性技术要求2.16 JB/T 9568-2000电力系统继电器、保护及自动装置通用技术条件2.17 GB/T 14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程2.18 GB/T 15147-2001电力系统安全自动装置设计技术规定2.19 DL 5009.1-2002电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）2.20 国家电网生技2005400号国家电网公司十八项电网重大反事故措施2.21 国电发2000589 号防止电力生产重大事故的二十五项重点要求2.22 厂家技术说明书和设计院的设计图纸2.23 电厂继电保护整定通知书2.24 火力发电建设工程启动试运及验收规程（2009年版）（中华人民共和国国家能源局发布的DL/T 5437-2009）2.25 电力部电综(1998)145号火电施工质量检验及评定标准2.26 电力部电建199640号火电工程启动调试工作规定2.27 江苏方天20KV临时受电调试方案2.28 电气装置安装工程质量检验及评定规程DL/T 5161.1-5161.17-20022.29 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GBJ50150-20063受电准备及作业条件3.1现场环境通道畅通（包括道路）；在6KV和400V开关室等电气设备室配置适量的灭火器；受电范围内脚手架已经全部拆除，并清理出场；受电范围内垃圾已清除，地面平整、干净；受电区域要有隔离措施，并挂设警告牌（标志）。3.2土建专业内装修(或粉刷)完工，验收合格；受电范围地坪完工、平整，验收合格；沟道、孔洞盖板齐全、平整，验收合格；门窗完整，玻璃齐全、清洁，门锁齐全，验收合格。3.3安装专业与本次临时倒送电有关的操作、信号、表计及保护回路均应正确，符合设计要求；回路经试操作正确无误，并经验收合格，文件和手续完备。临时20kV线路、2B高厂变、6kV-2A、6KV-2C、6KV-2B、#2机A和B汽机变、#2炉A和B锅炉变的保护装置经调试合格，整定值与整定通知书相符。直流系统、UPS电源及与受电有关的DCS系统已调试完成，安全可靠。2B高厂变、6kV-2A、6KV-2C、6KV-2B、#2机A和B汽机变、#2炉A和B锅炉变本体及母线等主体设备的绝缘状态良好，瓷套表面清洁，变压器管路阀门位置正确。2B高厂变中性点接地，分接头放在额定位置档。检查2B高厂变的冷却风机电源安全可靠。其它与本次受电有关的一、二次设备均应安装调试结束，经有关部门检验验收合格，报告齐全；备有一定数量的交直流熔丝等备品。6kV和400V开关室应全面检查，所有开关、电压互感器均处于冷备用。在受电与不受电的分界点应采取安全隔离措施，并有醒目的警告标示牌；现场施工电源与临时电源严禁环网；送电范围内的所有临时接地线、短路线应拆除。送电前，相关道路和受电部分及周围场地应平整，安全通道应畅通；消防、照明、通讯设备应齐全，倒送电期间2B高厂变、6kV和400V小室应加设临时消防设备；并经工程质量监督部门按程序进行检查合格。对侧变电站、电厂主控室、6kV开关室、400V开关室及2B高厂变现场之间的通讯设施齐备、畅通。安装作业人员撤离工作现场，开关室、厂用电室等受电设备的区段门锁齐全，投运设备悬挂标示牌、警示牌。带电部分的对地安全距离符合安规要求。在受电现场，受电设备应有系统接线图并应按图标号清晰。试验时，现场应有专人监视被试设备，如有异常应立即汇报。主厂房（包括6kV和400V开关室）、2B高厂变间隔接地系统应完成，接地电阻符合要求。2B高厂变重瓦斯回路接一临时紧急跳闸按钮并试验正确，供试验时现场值守人员发现异常情况时使用。充电时应对6kV工作母线PT采取消谐措施。3.4其他受电方案经有关主管部门批准；成立倒送电领导小组；明确厂用带电后的管理方式和管理单位，受电前应由有关部门组织质检, 认可受电范围内的设备、系统、继电保护具备倒送电条件，不会发生人身、设备事故；受电范围内的所有电气设备做好相应冷态措施，配置适当的警示牌；受电范围内的所有电气设备外壳均可靠接地；非受电范围内的6KV、400V开关应退出。4受电程序及流程图4.1 本次受电范围内的技术准备工作、所有安全隔离措施均已落实完毕后，相关单位的试验人员均已到位。4.2 所有保护均已按照正式定值整定，2B高厂变差动保护，6KV-2B、2C、2A备用分支保护以及400V相关的保护均已投入运行，6KV-1C、2C联络开关的保护投入运行，适当的缩短备用分支过流保护的延时，2B差动保护仅投入高压侧CT，相应的低压侧CT短接退出，使其作为速断保护以便于延伸差动保护的范围，送电结束后恢复。4.3 检查20kV线路、2B高厂变、#2机A和B汽机变、#2炉A和B锅炉变、#2机6kV、2B、2C段母线、#2机380V PC A和B段、#2炉380V PC A段和B段的绝缘电阻应合格，设备符合送电条件。4.4 检查高厂变保护跳闸出口至20KV临时开关的压板已投入，6KV备用进线分支的保护跳闸出口的压板已投入，以及400V相关的保护跳闸出口压板均已投入。4.5 检查20KV PT、6KV-2C段工作进线分支PT均已送至工作位置，并将PT二次小空开合上。4.6 先将20KV线路冲击三次，冲击过程中检查线路的相关PT、CT以及保护（此部分由线路实施）。4.7 线路冲击结束后，合上20KV开关对2B高厂变进行冲击试验。第一次冲击正常后，检查6KV-2C段工作进线分支PT二次相序，相位以及幅值是否正确，正确后并与20KV侧PT进行二次核相。4.8 核相正确后拉开20KV临时开关，间隔5分钟后进行第二次冲击，5分钟后拉开20KV临时开关。4.9 间隔5分钟后准备第三次冲击，在冲击前将2C段工作进线开关J0BCB03推至工作位置，将2C段母线PT推至工作位置，并将PT二次小空开合上，合上20KV临时开关对2B高厂变进行第三次冲击。4.10 2B高厂变三次冲击后，将6KV-2C段备用进线分支开关J0BCB01以及公用段联络开关J0BCB06推至工作位置。4.11 合上2C段工作进线开关J0BCB03对6KV-2C段母线充电，充电正常后，检查2C段母线PT二次的相序、相位、幅值，正确后将2C段工作进线分支PT与2C段母线PT二次核相。4.12 核相正确后，将2C段备用进线分支PT、2B段备用分支PT、1B段备用分支PT均推至工作位置，并将PT二次小空开合上。4.13 将2B段备用进线分支开关20BBB01推至工作位置。4.14 合上2C段备用进线开关J0BCB01，对2B段备用进线开关20BBB01上端头充电，充电正常后，检查2C、2B段备用进线分支PT的二次相序、相位、幅值。并将2C、2B段备用进线分支PT与2C段工作进线分支PT二次核相。4.15 将2B段母线PT推至工作位置，并将PT二次小空开合上。4.16 合上2B段备用进线分支开关20BBB01，对2B段母线充电。充电正常后，检查2B段母线PT的二次相序、相位、幅值。并将2B段母线PT与2B段备用进线分支PT二次核相。4.17 合上1B段备用进线分支开关10BBB01，对1B段母线充电。充电正常后，检查1B段母线PT的二次相序、相位、幅值。并将1B段母线PT与1B段备用进线分支PT二次核相。4.18 将公用段联络开关J0BCA06推至工作位置。4.19 合上公用段联络开关J0BCB06，对联络开关J0BCA06上端头充电。4.20 充电正常后，将1C段备用进线分支开关J0BCA01推至工作位置，1C段母线PT推至工作位置，并将PT二次小空开合上。4.21 合上联络开关J0BCA06对1C段母线充电，充电正常后，检查1C段母线PT二次相序、相位、幅值，并将1C段母线PT与1B段备用进线分支PT进行二次核相。4.22 检查正常后，将1C、1A段备用进线分支PT推至工作位置，并合上PT二次小空开。4.23 将1A段备用进线分支开关10BBA01推至工作位置。4.24 合上1C段备用进线分支开关J0BCA01，对1A段备用分支进线开关10BBA01上端头充电，充电正常后，分别检查1C、1A段备用进线分支PT二次相序、相位、幅值，并将1C、1A段备用进线分支PT与1C段母线PT进行二次核相。4.25 核相正确后，将1A段母线PT推至工作位置。4.26 合上1A段备用进线分支开关10BBA01，对1A段母线进行充电。充电正常后，检查1A段母线PT二次相序、相位、幅值，并与1A段备用进线分支PT二次核相。4.27 #1机组、#2机组6KV送电结束后，恢复2B高厂变低压侧CT回路。江苏电建三公司、上海电力建设有限公司分别由#1机组、#2机组6KV送至400V。4.28 #1机组6KV送至400V由江苏电建三公司完成，具体措施如下：6.28.1 检查#1机组1A汽机变、1A锅炉变、1B汽机变、1B锅炉变、A公用变；400V汽机1A段、锅炉1A段、汽机1B段、锅炉1B段、公用A段母线的一次和二次系统均符合送电条件。6.28.2 检查1A汽机变6KV开关10BBA12、1A锅炉变6KV开关10BBA11、1B汽机变6KV开关10BBB12、1B锅炉变6KV开关10BBB11、A公用变6KV开关J0BCB05；1A汽机变400V开关10BFA01、1A锅炉变400V开关10BFC01、1B汽机变400V开关10BFB01、1B锅炉变400V开关10BFD01、A公用变400V开关J0BHB02均在试验位置。6.28.3 1A汽机变以及400V汽机1A段母线受电。6.28.3.1 测量1A汽机变及高压电缆绝缘合格；6.28.3.2 测量400V汽机1A段母线及PT绝缘合格；6.28.3.3 1A汽机变风扇投入运行；6.28.3.4 检查10BBA12、10BFA01开关保护压板正常投入。6.28.3.5 10BBA12开关转热备用、10BFA01开关在试验位置；6.28.3.6 合上10BBA12开关对1A汽机变冲击三次，本体检查正常、参数显示正常；6.28.3.7 检查正常后，将10BFA01开关转热备用，送400V 汽机1A段母线PT至工作位置；6.28.3.8 合上10BFA01开关对400V 汽机1A段母线充电；6.28.3.9 检查400V 汽机1A段母线参数正常；6.28.3.10 检查1A汽机变的温控器，正常后投入运行。6.28.3.11 对400V 汽机1A段母线PT与6kV 1A段母线PT进行二次核相。6.28.4 1A锅炉变以及400V锅炉1A段母线受电。6.28.4.1 测量1A锅炉变及高压电缆绝缘合格；6.28.4.2 测量400V锅炉1A段母线及PT绝缘合格；6.28.4.3 1A锅炉变风扇投入运行；6.28.4.4 检查10BBA11、10BFC01开关保护压板正常投入。6.28.4.5 10BBA11开关转热备用、10BFC01开关在试验位置；6.28.4.6 合上10BBA11开关对1A锅炉变冲击三次，本体检查正常、参数显示正常；6.28.4.7 检查正常后，将10BFC01开关转热备用，送400V 锅炉1A段母线PT至工作位置；6.28.4.8 合上10BFC01开关对400V 锅炉1A段母线充电；6.28.4.9 检查400V 锅炉1A段母线参数正常；6.28.4.10 检查1A锅炉变的温控器，正常后投入运行。6.28.4.11 对400V 锅炉1A段母线PT与6kV 1A段母线PT进行二次核相。6.28.5 1B汽机变以及400V汽机1B段母线受电。6.28.5.1 测量1B汽机变及高压电缆绝缘合格；6.28.5.2 测量400V汽机1B段母线及PT绝缘合格；6.28.5.3 1B汽机变风扇投入运行；6.28.5.4 检查10BBB12、10BFB01开关保护压板正常投入。6.28.5.5 10BBB12开关转热备用、10BFB01开关在试验位置；6.28.5.6 合上10BBB12开关对1B汽机变冲击三次，本体检查正常、参数显示正常；6.28.5.7 检查正常后，将10BFB01开关转热备用，送400V 汽机1B段母线PT至工作位置；6.28.5.8 合上10BFB01开关对400V 汽机1B段母线充电；6.28.5.9 检查400V 汽机1B段母线参数正常；6.28.5.10 检查1B汽机变的温控器，正常后投入运行。6.28.5.11 对400V 汽机1B段母线PT与6kV 1B段母线PT进行二次核相。6.28.6 1B锅炉变以及400V锅炉1B段母线受电。6.28.6.1 测量1B锅炉变及高压电缆绝缘合格；6.28.6.2 测量400V锅炉1B段母线及PT绝缘合格；6.28.6.3 1B锅炉变风扇投入运行；6.28.6.4 检查10BBB11、10BFD01开关保护压板正常投入。6.28.6.5 10BBB11开关转热备用、10BFD01开关在试验位置；6.28.6.6 合上10BBB11开关对1B锅炉变冲击三次，本体检查正常、参数显示正常；6.28.6.7 检查正常后，将10BFD01开关转热备用，送400V 锅炉1B段母线PT至工作位置；6.28.6.8 合上10BFD01开关对400V 锅炉1B段母线充电；6.28.6.9 检查400V 锅炉1B段母线参数正常；6.28.6.10 检查1B锅炉变的温控器，正常后投入运行。6.28.6.11 对400V 锅炉1B段母线PT与6kV 1B段母线PT进行二次核相。6.28.7 A公用变以及400V公用A段母线受电。6.28.7.1 测量A公用变及高压电缆绝缘合格；6.28.7.2 测量400V公用A段母线及PT绝缘合格；6.28.7.3 A公用变风扇投入运行；6.28.7.4 检查J0BCA05、J0BHA02开关保护压板正常投入。6.28.7.5 J0BCA05开关转热备用、J0BHA02开关在试验位置；6.28.7.6 合上J0BCA05开关对A公用变冲击三次，本体检查正常、参数显示正常；6.28.7.7 检查正常后，将J0BHA02开关转热备用，送400V 公用A段母线PT至工作位置；6.28.7.8 合上J0BHA02开关对400V 公用A段母线充电；6.28.7.9 检查400V 公用A段母线参数正常；6.28.7.10 检查A公用变的温控器，正常后投入运行。6.28.7.11 对400V 公用A段母线PT与6kV 1C段母线PT进行二次核相。6.28.8 #1机组主厂房400V送电结束。6.29 #2机组6KV送至400V由上海电力建设有限公司完成，具体措施如下：6.29.1 检查#2机组2B汽机变、2B锅炉变、B公用变；400V汽机2B段、锅炉2B段、公用B段母线的一次和二次系统均符合送电条件。6.29.2 检查2B汽机变6KV开关20BBB12、2B锅炉变6KV开关20BBB11、B公用变6KV开关J0BCA05；2B汽机变400V开关20BFB01、2B锅炉变400V开关20BFD01、B公用变400V开关J0BHA02均在试验位置。6.29.3 2B汽机变以及400V汽机2B段母线受电。6.29.3.1 测量2B汽机变及高压电缆绝缘合格；6.29.3.2 测量400V汽机2B段母线及PT绝缘合格；6.29.3.3 2B汽机变风扇投入运行；6.29.3.4 检查20BBB12、20BFB01开关保护压板正常投入。6.29.3.5 20BBB12开关转热备用、20BFB01开关在试验位置；6.29.3.6 合上20BBB12开关对2B汽机变冲击三次，本体检查正常、参数显示正常；6.29.3.7 检查正常后，将20BFB01开关转热备用，送400V 汽机2B段母线PT至工作位置；6.29.3.8 合上20BFB01开关对400V 汽机2B段母线充电；6.29.3.9 检查400V 汽机2B段母线参数正常；6.29.3.10 检查2B汽机变的温控器，正常后投入运行。6.29.3.11 对400V 汽机2B段母线PT与6kV 2B段母线PT进行二次核相。6.29.4 2B锅炉变以及400V锅炉2B段母线受电。6.29.4.1 测量2B锅炉变及高压电缆绝缘合格；6.29.4.2 测量400V锅炉2B段母线及PT绝缘合格；6.29.4.3 2B锅炉变风扇投入运行；6.29.4.4 检查20BBB11、20BFD01开关保护压板正常投入。6.29.4.5 20BBB11开关转热备用、20BFD01开关在试验位置；6.29.4.6 合上20BBB11开关对2B锅炉变冲击三次，本体检查正常、参数显示正常；6.29.4