厂用电受电措施

1、方案报审表工程名称：生物热电综合利用项目 编号：SDYN-SEPC-DPT-001致： 监理机构 现报上 厂用系统受电 调试措施，请审查。附件：厂用系统受电调试措施承包单位（章）： 项目经理： 日 期： 专业监理工程师审查意见： 专业监理工程师： 日 期： 总监理工程师审核意见：项目监理机构（章）： 总监理工程师： 日 期： 建设单位审批意见：专业工程师： 建设单位（章）： 项目负责人： 日 期： 日 期： 填报说明：本表一式五份，由调试单位填报，建设单位、生产单位、项目监理机构、调试单位、施工单位各一份。特殊施工技术方案由承包单位总工程师批准，并附验算结果。乙类调试技术措施会签页调试单位：

2、年 月 日施工单位： 年 月 日监理单位： 年 月 日生产单位： 年 月 日建设单位： 年 月 日生物热电综合利用项目厂用系统受电调试措施编制： 审核： 批准：电力建设第一工程公司2017年10月目 录1.工程概况12.编制依据23.受电目的34.受电前应具备的条件及检查内容35.受电程序及操作步骤（110kV线路、110kV母线以及主变受电以调度指令为准）46.调试所用仪器设备117.调试质量目标及验评标准118.安全控制措施118.1 安全管理的一般要求118.2 识别的危险因素及控制措施128.3 安全事故预防措施138.4 事故处理149.施工中的环境因素及控制措施1410.文明施工及

3、成品保护措施1511组织分工1512. 附录17附录1. 受电范围一次系统图17附录2. 重大危险源预控措施18附录3. 调试条件检查确认表19附录4. 调试措施技术交底记录表20附录5. 电气开关传动验收记录表21附录6. 10kV母线送电后检查项目22附录7. 10kV母线受电记录表22附录8. 110KV母线送电后检查项目23附录9. 110KV母线受电记录表23附录10. 倒送电条件检查确认表24 山东电力建设第一工程公司调试运行公司 莒南永能生物热电综合利用项目1.工程概况1.1工程简介生物热电综合利用项目一期工程建设规模为两台75t/h 高温中高压循环流化床生物质锅炉加一台25MW

4、汽轮发电机，配置30MW的发电机，发电机出口电压为10.5kV，升压至110kV后并网。发电机出口设断路器，作为机组并网开关。发电机出口为单母线接线，分别经电抗器向两段10KV厂用母线供电。110KV采用GIS配电装置，设单母线，由110KV天永线架空引接作为并网线，同时预留一路110KV出线间隔，设备采用青岛特锐德生产的预装箱式GIS配电站。正常启动及事故情况下，并网线路受电作为全厂的启动/备用电源，不设专用启/备线路。主变由西电济南变压器股份有限公司生产。主变技术参数如下：型式及型号SFZ11-40000/110额定容量（kVA）40000联结组别YN，d11额定电压（KV）(121

5、77;8×1.25%)/10.5冷却方式ONAN/ONAF 70%/100%额定频率（Hz）50使用条件户外式绝缘耐热等级A厂家西电济南变压器股份有限公司#0备用变、#1、#2低厂变、脱硫变技术参数如下：型式及型号SCB11-1600/10额定容量（kVA）1600联结组别D，yn11额定电流（A）88/2309短路阻抗（%）Uk%=6.25额定频率（Hz）50厂家济南西电特种变压器有限公司化水循环变技术参数如下：型式及型号SCB11-1250/10额定容量（kVA）1250联结组别D，yn11额定电流（A）68.7/1804短路阻抗（%）Uk%=5.99额定频率（Hz）50厂家济南

6、西电特种变压器有限公司1.2受电范围本次受电范围包括110kV线路受电、110kV母线、主变冲击、10kV、段母线、低厂变、400V母线。受电范围一次系统图见附录1。2.编制依据2.1 已批准的施工组织总设计和电气专业施工组织设计2.2 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-20162.3 电力设备预防性试验规程 DL/T59620052.4 火力发电建设工程机组调试技术规范【DL-T5294-2013】2.5 火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程【DL/T5295-2013】2.6 火力发电建设工程启动试运及验收规程【DL/T5437-2009】2.7 火电工程达标投产验

7、收规程【DL/T 5277-2012】2.8 电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）DL5009.1-20142.9 施工图纸、设计说明书、设备厂家技术说明书、出厂试验报告及相关技术资料2.10 设计院图纸及设计变更通知单2.11 莒南永能生物热电公司管理制度汇编及运行规程3.受电目的3.1为机组分部试运及机组整套启动提供可靠的电源，确保机组并网及带负荷试验安全有序的高质量完成。3.2检查110kV线路保护元件单体调试、整定的正确性，满足机组并网运行条件。3.3完成110kV母线及主变在额定电压下的冲击试验。3.4完成厂用系统正式受电，为机、炉启动调试做准备。4.受电前应具备的条件及检查内容4

8、.1受电前应具备的条件按照施工图纸及技术资料，安装完毕并根据施工及验收规范检查合格；各电缆必须挂牌清晰。4.1.1 110kV主变以及110KV母线受电范围内一、二次设备安装工作全部结束，并经验收通过。4.1.2受电范围内各种运行标示牌已准备就绪，各设备代号已编好并贴、印完毕，一次设备挂有明显安全标识牌，并应有“止步 高压危险”、“设备已带电”、“严禁攀登”等字样。4.1.3 通道及出口道路畅通，隔离设施完善。4.1.4电缆防火封堵符合要求，孔洞封严，沟道盖板齐全。4.1.5受电范围内照明充足、可靠；有足够适合电气灭火的消防器材；通讯设施可靠投用。4.1.6 受电范围内障碍物已清除，地面清扫干

9、净，无杂物。如脚手架、安全绳、剩余材料、工器具及垃圾等，验收合格。4.1.7 110kV主变接地符合设计及相关标准要求，盘柜接地符合标准要求。4.1.8受电系统一次设备交接验收工作全部结束，符合GB50150-2016的有关规定。 4.1.9受电设备的继电保护静态调试完毕，保护定值按通知单整定结束，符合保护校验规程及有关文件的要求。4.1.10二次回路查线结束，接线正确、接线端子压接可靠，PT二次回路无短路，CT二次回路无开路，主变以及110KV母线各开关传动试验结束，控制、保护逻辑符合设计要求，相互动作正确、可靠。4.1.11远方控制系统中有关断路器、电压互感器的控制、保护、信号系统已调试完

10、毕，符合有关要求且已具备投运条件。4.1.12通讯、遥信、遥测及计算机监控系统工作正常，新投产设备的遥信、遥测远动信息能正确传送至调度单位。4.1.13各保护已按调度要求投用。4.1.14受电措施经施工单位、建设单位、监理单位批准通过，受电前经过质监站监检合格，确认具备受电条件。 4.1.15设置好足够防火用品及用具，并组织好消防人员及车辆等。4.1.16通讯工具应满足送电的要求。4.1.17操作值班人员应上岗，备好送电所需操作票，按时作好记录。4.2检查内容4.2.1检查线路PT端子箱，接线完整，螺丝紧固，PT回路无短路。导通PT二次自动空气开关。送上交流电源开关、直流电源开关，检查信号指示

11、正确。记录避雷器放电计数器底数。4.2.2检查110KV升压站以及主变高、低压侧开关柜，接线完整，螺丝紧固，CT回路无开路，PT回路无短路。送上交流电源开关、直流电源开关，检查信号指示正确。检查断路器、CT正确。4.2.3检查室内清扫干净，照明充足，通讯方便，消防器材齐全。4.2.4各保护屏柜检查。4.2.4.1检查各屏柜PT回路无短路，PT 回路N线在本屏可靠一点接地。4.2.4.2检查各屏柜接线完整，螺丝紧固，有关CT回路无开路，PT回路无短路。送上直流电源开关，检查信号指示正确。5. 受电程序及操作步骤（110kV线路、110kV母线以及主变受电以调度指令为准）5.1受电程序 第1阶段：

12、通过110kV并网线路天永线开关111对110kV母线冲击送电。第2阶段：通过#1主变高压侧开关101对#1主变冲击送电。第3阶段：通过#1主变低压侧开关2对10kV I段母线冲击送电。第4阶段：通过#1电抗器开关3和10KV段进线开关1201对10KV段母线冲击送电。第5阶段：通过#1厂用工作变高压侧1203开关对#1厂用工作变冲击送电。第6阶段：通过0.4kV I段工作电源进线开关411对0.4kV I段母线冲击送电。第7阶段：通过化水循环变高压侧开关1204对化水循环变冲击送电。第8阶段：通过0.4kV 化水循环段工作电源进线开关412对0.4kV 化水循环段母线冲击送电。第9阶段：通过

13、#2电抗器开关4和10KV段电源进线开关1301对厂用10KV段母线冲击送电。第10阶段：通过#2厂用工作变高压侧1308开关对#2厂用工作变冲击送电。第11阶段：通过0.4kV 段工作电源进线开关421对0.4kV 段母线冲击送电。第12阶段：通过#0厂用备用变高压侧1309开关对#0厂用备用变冲击送电。第13阶段：通过0.4kV 备用段进线开关001对0.4kV 备用段母线冲击送电。第14阶段：通过脱硫变高压侧1310开关对脱硫变冲击送电。第15阶段：通过0.4kV 脱硫段工作电源进线开关422对0.4kV 脱硫段母线冲击送电。第16阶段：厂用10KV母联200开关上下口一次核相及各400

14、V工作母线与备用电源核相。5.2受电具体操作步骤5.2.1 110kV母线冲击试验5.2.1.1用110kV并网线开关111冲击母线。5.2.1.2检查110KV并网线隔离开关111-3、111-1均在合闸位置，线路PT指示正常。5.2.1.3检查110KV并网线开关111在分闸状态，母线PT在工作位置；母线其余间隔断路器均在分闸位置、接地线均已撤走。5.2.1.4在同期屏通过无压合闸，合上110KV并网线开关111冲击110KV母线。15分钟后断开110KV并网线开关111，间隔15分钟后再次冲击，时间为15分钟，共冲击三次。测量110KV母线二次侧电压幅值、相序正确，保持运行状态。5.2.

15、2 #1主变冲击试验5.2.2.1用#1主变高压侧开关101冲击主变。5.2.2.2确认#1主变间隔接地刀闸101-D3在分闸位置。5.2.2.3 确认#1主变高压侧开关101在分闸位置。5.2.2.4确认#1主变低压侧断路器2在试验位置且在分闸状态。5.2.2.5在操作员站远方合闸#1主变高压侧开关101，第一次对#1主变压器冲击。15分钟后断开#1主变高压侧开关101，间隔15分钟后再次冲击，时间为15分钟，共冲击五次。5.2.3 10kV I母线冲击试验5.2.3.1 #1主变低压侧开关2对10kV I段母线冲击送电。5.2.1.2 检查#1主变低压侧开关2在工作位置且为分闸状态，10k

16、V I段母线PT在工作位置；1#发电机开关拉到试验位置，挂“禁止合闸，有人工作”，标识牌，并且拉警戒线。母线其余间隔断路器均在试验位置、接地线均已撤走、接地刀闸均已分闸。5.2.3.3在同期屏通过无压合闸，合上#1主变低压侧开关2冲击10kVI段母线。5分钟后断开#1主变低压侧开关2，间隔5分钟后再次冲击，时间为5分钟，共冲击三次。测量10kV母线二次侧电压幅值、相序正确，保持运行状态。5.2.4 #1电抗器冲击试验5.2.4.1 检查10KV段#1电抗器开关3及厂用10KV段进线开关1201均在试验位置且在分闸状态。5.2.4.2 检查厂用10KV段进线开关1201接地开关在断开位置。5.2

17、.4.3 检查#1电抗器保护投入正确。5.2.4.4 将10KV段#1电抗器开关3摇至工作位置。5.2.4.5 合上10KV段#1电抗器开关3，检查#1电抗器带电正常。5.2.4.6 5分钟后断开10KV段#1电抗器开关3，间隔5分钟后重新合上10KV段#1电抗器开关3对#1电抗器第二次冲击，时间为5分钟，共冲击三次，检查#1电抗器带电正常，保持运行状态。5.2.5 厂用10KV段冲击试验：5.2.5.1 检查厂用10KV段母线上所有开关均在试验位置且在分闸状态。5.2.5.2 检查厂用10KV段进线开关1201保护投入正确。5.2.5.3 将厂用10KV段进线开关1201摇至工作位置。5.2

18、.5.4 投入厂用10KV段母线PT。5.2.5.5 合上厂用10KV段进线开关1201，检查厂用10KV段母线带电正常，测量母线电压幅值、相序正确。5.2.5.6 5分钟后断开厂用10KV段进线开关1201，间隔5分钟后重新合上厂用10KV段进线开关1201对厂用10KV段母线第二次冲击，时间为5分钟，共冲击三次，检查厂用10KV段母线带电正常，保持运行状态。5.2.6 #2电抗器冲击试验5.2.6.1 检查10KV段#2电抗器开关4及厂用10KV段进线开关1301均在试验位置且在分闸状态。5.2.6.2 检查10KV段进线开关1301接地开关在断开位置。5.2.6.3 检查#2电抗器保护投

19、入正确。5.2.6.4 将10KV段#2电抗器开关4摇至工作位置。5.2.6.5 合上10KV段#2电抗器开关4，检查#2电抗器带电正常。5.2.6.6 5分钟后断开10KV段#2电抗器开关4，间隔5分钟后重新合上10KV段#2电抗器开关4对#1电抗器第二次冲击，时间为5分钟，共冲击三次，检查#2电抗器带电正常，保持运行状态。5.2.7 厂用10KV段冲击试验：5.2.7.1 检查厂用10KV段母线上所有开关均在试验位置且在分闸状态。5.2.7.2 检查厂用10KV段进线开关1301保护投入正确。5.2.7.3 将厂用10KV段进线开关1301摇至工作位置。5.2.7.4 投入厂用10KV段母

20、线PT。5.2.7.5 合上厂用10KV段进线开关1301，检查厂用10KV段母线带电正常，测量母线电压数值、相序正确。5.2.7.6 5分钟后断开厂用10KV段进线开关1301，间隔5分钟后重新合上厂用10KV段进线开关1301对厂用10KV段母线第二次冲击，时间为5分钟，共冲击三次，检查厂用10KV段母线带电正常，保持运行状态。5.2.8 厂用10KV母联开关上下口一次核相：5.2.8.1 检查厂用10KV、段母线带电运行正常。5.2.8.2 检查厂用10KV、段分段200开关在试验位置，接地刀闸在断开位置。5.2.8.3 检查厂用10KV、段分段隔离200-D接地刀闸在断开位置。5.2.

21、8.4 将厂用10KV、段分段隔离200-1小车摇至工作位置。5.2.8.5 将厂用10KV、段分段200开关小车拉至柜外。5.2.8.6 在厂用10KV、段分段200开关柜上下口一次核相应正确。5.2.9 #1厂用工作变冲击试验。5.2.9.1检查400V段工作进线开关411在试验位置。5.2.9.2 检查#1厂变保护投入正确。5.2.9.3 将#1厂用工作变高压侧开关1203摇至至工作位置。5.2.9.4 合上#1厂用工作变高压侧开关1203冲击#1低压厂用工作变，检查#1低压厂用工作变无异常。5.2.9.5 持续5分钟后断开#1厂用工作变高压侧开关1203，间歇5分钟后进行第二次冲击。5

22、.2.9.6 间隔5分钟后断开#1厂用工作变高压侧开关1203，间歇5分钟后进行第三次冲击，如无异常现象保持运行状态。5.2.10 400V I段母线冲击试验5.2.10.1 检查400V 段工作进线开关411在试验位。5.2.10.2 检查400V段母线上所有馈线开关均在断开位置，合上母线PT。5.2.10.3 把400V段母线工作进线开关411摇至工作位置，合上操作电源。合上400V段母线工作进线开关411，送电至400V I段。测量400V I段电压幅值、相序正确，保持运行状态。5.2.11 #2厂用工作变冲击试验。5.2.11.1 检查400V 段工作进线开关421在试验位5.2.11

23、.2 检查#2厂变保护投入正确。5.2.11.3 将#2厂用工作变高压侧开关1308摇至至工作位置。5.2.11.4 合上#2厂用工作变高压侧开关1308冲击#2低压厂用工作变，检查#2低压厂用工作变无异常。5.2.11.5 持续5分钟后断开#2厂用工作变高压侧开关1308，间歇5分钟后进行第二次冲击。5.2.11.6 间隔5分钟后断开#2厂用工作变高压侧开关1308，间歇5分钟后进行第三次冲击，如无异常现象保持运行状态。5.2.12 400V 段母线冲击试验5.2.12.1 检查400V 段工作进线开关421在试验位。5.2.12.2 检查400V段母线上所有馈线开关均在断开位置，合上母线P

24、T。5.2.12.3 把400V 段工作进线开关421摇至工作位置，合上操作电源。合上400V 段工作进线开关421，送电至400V 段。测量400V 段电压幅值、相序正确，保持运行状态。5.2.13 #0厂用备用变冲击试验。5.2.13.1 检查400V 备用段工作进线开关001在试验位5.2.13.2 检查#0厂变保护投入正确。5.2.13.3 将#0厂用备用变高压侧开关1309摇至至工作位置。5.2.13.4 合上#0厂用备用变高压侧开关1309冲击#0厂用备用变，检查#0厂用备用变无异常。5.2.13.5 持续5分钟后断开#0厂用备用变高压侧开关1309，间歇5分钟后进行第二次冲击。5

25、.2.13.6 间隔5分钟后断开#0厂用备用变高压侧开关1309，间歇5分钟后进行第三次冲击，如无异常现象保持运行状态。5.2.14 400V 备用段母线冲击试验5.2.14.1 检查400V 备用段工作进线开关001在试验位。5.2.14.2 检查400V备用段母线上所有馈线开关均在断开位置，合上母线PT。5.2.14.3 把400V 备用段工作进线开关001摇至工作位置，合上操作电源。合上400V 备用段工作进线开关001，送电至400V 备用段。测量400V 备用段电压幅值、相序正确，保持运行状态。5.2.14.4 在400V厂用段备用进线008开关上下口进行核相应正确。5.2.14.5

26、 在400V厂用段备用进线007开关上下口进行核相应正确。5.2.14.6 检查400V化水循环段备用进线005开关在试验位置且在分闸状态。5.2.14.7 将400V备用段化水备用分支002开关摇至工作位置。5.2.14.8 合上400V备用段化水备用分支002开关，检查400V化水循环段备用进线电缆带电正常。5.2.14.9 检查400V脱硫段备用进线009开关在试验位置且在分闸状态。5.2.14.10 将400V备用段脱硫备用分支003开关摇至工作位置。5.2.14.11 合上400V备用段脱硫备用分支003开关，检查400V脱硫段备用进线电缆带电正常。5.2.15 化水循环变冲击试验。

27、5.2.15.1 检查400V化水循环段工作进线开关412在试验位置。5.2.15.2 检查化水循环变保护投入正确。5.2.15.3 将化水循环变高压侧开关1204摇至至工作位置。5.2.15.4 合上化水循环变高压侧开关1204冲击化水循环变，检查化水循环变无异常。5.2.15.5 持续5分钟后断开化水循环变高压侧开关1204，间歇5分钟后进行第二次冲击。5.2.15.6 间隔5分钟后断开化水循环变高压侧开关1204，间歇5分钟后进行第三次冲击，如无异常现象保持运行状态。5.2.16 400V 化水循环段母线冲击试验：5.2.16.1 检查400V 化水循环段工作进线开关412在试验位。5.

28、2.16.2 检查400V化水循环段母线上所有馈线开关均在断开位置，合上母线PT。5.2.16.3 把400V 化水循环段工作进线开关412摇至工作位置，合上操作电源。合上400V 化水循环段工作进线开关412，送电至400V化水循环段。测量400V 化水循环段电压幅值、相序正确，保持运行状态。5.2.16.4 检查400V化水循环段备用进线带电正常。5.2.16.5 在400V化水循环段备用进线005开关上下口核相正确。5.2.17 脱硫变冲击试验。5.2.17.1 检查400V脱硫段工作进线开关422在试验位置。5.2.17.2 检查脱硫变保护投入正确。5.2.17.3 将脱硫变高压侧开关

29、1310摇至至工作位置。5.2.17.4 合上脱硫变高压侧开关1310冲击脱硫变，检查脱硫变无异常。5.2.17.5 持续5分钟后断开脱硫变高压侧开关1310，间歇5分钟后进行第二次冲击。5.2.17.6 间隔5分钟后断开脱硫变高压侧开关1310，间歇5分钟后进行第三次冲击，如无异常现象保持运行状态。5.2.18 400V 脱硫段母线冲击试验：5.2.18.1 检查400V 脱硫段工作进线开关422在试验位。5.2.18.2 检查400V脱硫段母线上所有馈线开关均在断开位置，合上母线PT。5.2.18.3 把400V 脱硫段工作进线开关422摇至工作位置，合上操作电源。合上400V 脱硫段工作

30、进线开关422，送电至400V脱硫段。测量400V 脱硫段电压幅值、相序正确，保持运行状态。5.2.18.4 检查400V脱硫段备用进线带电正常。5.2.18.5 在400V脱硫段备用进线009开关上下口核相正确。6.调试所用仪器设备相序表 1只 相位表 1只高压核相仪 1套 万用表 2只 兆欧表 2只（500V、2500V各一个）对讲机 4对 继电保护测试仪一套 7.调试质量目标及验评标准质量目标参考以下文件中关于发电部分的要求：7.1火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程【DL/T5295-2013】7.2火力发电建设工程启动试运及验收规程【DL/T5437-2009】7.3火电工程达

31、标投产验收规程【DL/T 5277-2012】7.4电气装置安装工程电气设备交接试验标准(2016版)7.5火电工程项目质量管理规程DL/T1144-20127.6 PT二次回路无短路，电压正常，相序、相位正确，CT二次回路无开路。7.7 各电气开关操作灵活，动作正常，故障时，能及时动作。7.8 所有表计指示灵活、正确。7.9 所有继电保护工作正常。8.安全控制措施8.1 安全管理的一般要求8.1.1 参加送电人员必须熟悉设备，熟悉措施，充分做好倒送厂用电前的准备工作。8.1.2 从申请受电操作开始，允许进入110KV系统的工作人员，均应认为该部分已带电，任何人不得随便接触带电设备。8.1.3

32、 对一次设备充电时，现场应有专职人员监视和检查，发现异常必须停止试验，待查明原因及处理后继续进行试验。8.1.4 参加送电人员必须服从统一指挥，操作人员根据指定的指挥人员指令执行各项操作。试验人员不得随意改变作业程序，如必须更改，应与指挥人员联系，获得同意后由指挥人员发令才能操作。8.1.5 已带电设备应做好明显标记，并挂上警示牌，认真检查受电设备与施工设备之间的隔离情况，应安全可靠。8.1.6 送电人员完成操作，测量或监护后，须及时汇报，发现异常情况立即报告指挥。为保障通讯信号畅通，除非发现异常情况，无关工作人员不能随意讲话。8.1.7 受电后，办理代管手续，作业人员必须严格执行工作票制度。

33、要配备好安全用器具，如：绝缘手套、绝缘靴、专用接地线、高压验电棒等。8.1.8 不准单独一人到现场操作或测量。8.1.9 带电现场必须配备足够的消防器材。8.2 识别的危险因素及控制措施8.2.1 危险因素：送电前检查，未摇绝缘，设备短路。控制措施：送电前先测试母线及送电设备绝缘良好方可进行。8.2.2 危险因素：送电前检查，CT开路、PT短路。控制措施：送电前对所有的CT、PT二次回路进行检查，螺丝紧固，并进行通电检查及对地绝缘检查。8.2.3 危险因素：送电前检查，防人身触电和高压电击。控制措施：绝缘检查完毕后，要对被试设备充分放电，摇绝缘时操作人要戴绝缘手套。8.2.4 危险因素：测量过

34、程中，防人身伤害。控制措施：测量时将仪器仪表测量线的夹子、表笔用绝缘胶带包好，防止短路和触电。8.2.5 危险因素：送电过程中，设备仪器损坏。控制措施：正确操作设备和使用仪器仪表，严禁不熟悉的人员操作和使用。8.2.6 危险因素：送电过程中，高压电击。控制措施：送电区域拉设警戒线，并挂“高压危险，请勿靠近”警示牌，送电过程中警戒区域周围专人监护，严禁无关人员进入。8.2.7 危险因素：送电过程中，误操作。控制措施：操作人员应认清所要操作的设备，严格执行操作票，操作时要有专人监护。8.2.8 危险因素：送电过程中，误入带电间隔导致触电。控制措施：参加送电人员应认清间隔，听从指挥，严禁误入带电间隔

35、导致触电，设备标示齐全、正确、醒目。8.2.9 危险因素：送电过程中，CT开路、PT短路。控制措施：送电时加强设备及二次回路的巡视，发现异常情况及时进行补救。8.2.10 危险因素：送电过程中，火灾。控制措施：监护人员加强巡查，消防器材配备齐全，发生电气火灾，应先停电。8.3 安全事故预防措施 “安全第一，预防为主，综合治理”是安全生产的方针。让事故隐患提前曝光，做好事故预想，而且让事故隐患无处藏身，从根源上堵塞了意外事故的漏洞；为确保倒送电的安全，制定以下要求：8.3.1 防止电气误操作 切实落实防误操作工作责任制，各单位应设专人负责防误装置的运行、检查、维护、管理工作。防误装置的检修、维护

36、管理应纳入运行、检修规程范畴，与相应主设备统一管理。加强运行、检修人员的专业培训，严格执行操作票、工作票制度，并使两票制度标准化，管理规范化。8.3.2 防止开关设备拒动 断路器在投运前及试运过程中，应定期检查操动机构分合闸脱扣器的低电压动作特性，防止低电压动作特性不合格造成拒动或误动。在操作断路器时，如控制回路电源电缆压降过大，不能满足规定的操作电压，应将其更换为截面更大的电缆以减小压降，防止由于电源电缆压降过大造成断路器拒动。8.3.3 防止互感器损坏 电流、电压互感器分别设置一个连接点，不允许重复接地，严禁电流互感器二次开路，电压互感器二次短路，并保证接线的正确。8.3.4 防止变压器火

37、灾 按照规范配置变压器的消防设施，并加强维护管理，变压器着火处理：立即断开变压器各侧电源，断开变压器各侧隔离刀闸；按“电气消防规程”进行灭火。8.3.5 防止电缆着火事件 凡穿越墙壁、楼板和电缆沟道而进入控制室、电缆夹层、控制柜及仪表盘、保护盘等处的电缆孔、洞、竖井和进入油区的电缆入口处必须用防火堵料严密封堵。电缆夹层、隧道、竖井、电缆沟内应保持整洁，不得堆放杂物，电缆沟洞严禁积油。严禁在电缆沟、竖井有电缆通过处燃烧物件，以防烧毁电缆引发火灾事故。防止报警装置及系统按其设备分工实行区域管理、分片负责，定期检查试验，及时消缺。8.3.6 防止直流系统事故 浮充电运行的蓄电池组，应采用恒压方式进行

38、浮充电。浮充电时，严格控制单体电池的浮充电压上、下限，防止蓄电池因充电电压过高或过低而损坏。应定期对充电、浮充电装置进行全面检查，校验其稳压、稳流精度和纹波系数，不符合要求的，应及时对其进行调整，以满足要求。充电、浮充电装置在检修结束恢复运行时，应先合交流侧开关，再带直流负荷。8.3.7 防止过电压谐振 1) 断路器的开关特性试验应满足规程和设计要求，防止开关断路器非同期合闸引起的谐振过电压。2) 对空母线、空载变压器冲击受电时投入母线 PT 消谐装置。3) 避免操作过电压：在进行投切空母线操作时，加强母线电压监测，发生铁磁谐振时，应立即合上带断口电容器的断路器，切除回路电容，终止谐振，防止隐

39、患发展形成事故。 4) 电磁式电压互感器：在切空母线时，先断开电压互感器，对母线断电；在投空母线时，先断开被送电母线 PT，对母线送电，再合母线电压互感器。8.3.8 母线 PT 故障 PT 本体故障及 PT 二次故障（断线、短路），母线 PT 故障现象：保护装置发出“母线 PT 断线”、 “交流电压消失”、 “保护装置异常”等信号；电压表指示变化：断相电压降低或至零、正常相电压不变。与断相有关的线电压降低或至相电压与断相无关的线电压不变。母线 PT 事故处理步骤，根据光字信号再结合电压表确认并判断 PT 故障。 现场检查设备的故障点（PT 本体、二次空开或熔丝）确认故障点，按照相应的故障处理

40、规程进行处理。8.3.9 安全生产为当前企业发展重中之重，事故预想以教育指导工作人员正确思想为方针，使全体工作人员重视加强防范意识，做好安全生产。8.4 事故处理8.4.1 操作过程中遇到任何异常都应立即停止操作，汇报值长和受电总指挥。8.4.2 受电过程中的事故处理由运行班组在值长的指挥下进行，调试单位和施工单位试运人员协助。9.施工中的环境因素及控制措施9.1送电过程中使用的临时短接线、塑料带、保险丝按B类废弃物进行处理。送电过程中使用的透明胶带、油漆、废电池按C废弃物进行处理。9.2重要环境因素控制序号重要环境因素环境影响目标控制措施1固体废弃物的处置影响周围环境现场无废弃物将临时短接线

41、、塑料带、保险丝及时回收，清理到指定的垃圾箱内2固体废弃物的处置污染周围环境现场无废弃物将胶带、油漆、废电池及时清理到指定的垃圾箱内10.文明施工及成品保护措施 10.1 设备及现场保持清洁，垃圾及杂物及时清理。10.2 严禁乱动现场设备，或踩踏污染现场设备。10.3 严禁操作不熟悉的设备，操作与试验有关的设备时方法要得当，严禁野蛮操作损坏设备。10.4 现场已装饰好的墙面、地面严禁污染。10.5 现场已拉设好的警戒绳、警示标示及设备标示、消防器材等，严禁穿越、损毁、拆除及挪用。11组织分工110KV系统的受电要求高度安全的工作，建设、生产和施工单位务必高度重视。受电前要成立专门的厂用电受电领

42、导小组，负责组织、管理、监督和实施此项工作。并设现场总指挥一人，由调试人员负责，参加方选定各自联络人员；厂用受电领导小组组织结构及分工：11.1 受电前各施工方认真检查受电区域设备及软件资料，对发现的问题应及时整改；整改完毕认为具备受电条件后，请工程监理预检查，发现问题及时处理；最后请质量验收小组检查认可后，方可实施倒送电操作；11.2 受电范围各项操作命令由调试现场负责人下达给电厂值长，电厂值长负责与调度联系，向运行人员布置具体各项操作任务，具体操作由运行人员执行，调试负责监护。绝缘测试由运行人员执行，安装公司电气试验协助配合，绝缘测量结果由调试人员负责检查，核相工作由调试负责，安装电气试验

43、协助、配合，倒送电中的各项检查工作与电厂、监理和安装公司有关人员共同进行；11.3 安装公司负责倒送电过程中发现的设备问题的消缺工作；11.4 受电前生产单位应配备合格的运行人员到岗，对电气主系统熟悉，操作要准备好操作票；11.5 受电后，带电配电室及设备运行的值班、操作由电厂运行人员负责，任何人在已受电的设备上工作，必须按“安规”规定，向电厂运行值班办理“工作票和停送电通知单”后方可工作。12. 附录 附录1. 受电范围一次系统图附录2. 重大危险源预控措施重大危险源预控措施作业指导书名称： 厂用系统受电措施序号施工工序重大危险因素预控措施1开工前准备无证上岗、未交底施工检查人员资质、入厂培

44、训2送电前检查CT开路、PT短路、未摇绝缘，设备短路建立检查表格，严格按措施执行3高压设备名称标示、警戒绳、警示标示。走错间隔、误操作、触电设专人看护，必须挂牌，严格制度4低压设备及二次设备名称标示、警示标示误操作、触电具体设备派专人负责，送电前必须检查到位5一次设备监护及故障处理误操作安排本专业专人监护，能够具备处理解决突发故障6试验及测量误操作安排专业技术人员测量7送电区域警戒触电送电前检查到位，必须严格按要求挂好警戒绳，并安排人员监护附录3. 调试条件检查确认表调试条件检查确认表工程名称:莒南永能生物热电综合利用项目专 业：电气 电气系统名称：110KV及厂用电系统 序号检查内容检查结果

45、备注1所有一次待带电设备绝缘检查。2所有待用保险完好。3所有一次设备接线正确。4所有一次设备电气试验报告完整并合格。5所有保护校验记录完整。6所有二次回路检查完成，无松动。7CT回路无开路，PT回路无短路。8所有待用开关都已远方传动。9所用保护定值均已整定完成。10保护压板均以要求投退。结论经检查确认，该系统已具备系统送电试运条件，可以进行系统试运工作。施工单位代表（签字）： 年 月 日调试单位代表（签字）： 年 月 日监理单位代表（签字）： 年 月 日建设单位代表（签字）： 年 月 日生产单位代表（签字）： 年 月 日附录4. 调试措施技术交底记录表调试措施技术交底记录表调试项目莒南永能生物热电综合利用项目主持人交底人交底日期交底内容1宣读厂用系统受电调试措施；2讲解调试应具备的条件；3描述调试程序和验收标准；4明确调试组织机构及责任分工；5危险源分析和防范措施及环境和职业健康要求说明；6答疑问题。参加人员签到表姓名单 位姓名单 位附录5. 电气开关传动验收记录表 电气开关传动验收记录表工程名称：莒南永能生物热电综合利用项目 系统名称：110KV及厂用电系统 序号开关名称就地传动操作员站传动保护传动联锁传动备注动作情况信号指示动作情况信号指示动作情况信号指示施工单位代