生物热电综合利用项目厂用系统受电调试措施

生物热电综合利用项目厂用系统受电调试措施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：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：第一工程公司2021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（llOkV线路、llOkV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241.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*。发电机出口设断路器，作为机组并*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*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*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±8X1.25%）/10.5冷却方式0NAN/0NAF70%/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、10kVI、II、III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》GB50150-20212.3《电力设备预防性试验规程》DL/T596-20212.4《火力发电建设工程机组调试技术规范》【DL-T5294-2021】2.5《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》【DL/T5295-202】12.6《火力发电建设工程启动试运及验收规程》【DL/T5437-2021】2.7《火电工程达标投产验收规程》【DL/T5277-2021】2.8《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）DL5009.1-20212.9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*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*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4.1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。4.1.1110kV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。4.1.7110kV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GB50150-2021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（llOkV线路、llOkV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：通过llOkV并*线路天永线开关111对llOkV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10kVI段母线冲击送电。第4阶段：通过#1电抗器开关3和10KVII段进线开关1201对10KVII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0.4kVI段工作电源进线开关411对0.4kVI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#2电抗器开关4和10KVIII段电源进线开关1301对厂用10KVIII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0.4kVII段工作电源进线开关421对0.4kVII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400V工作母线与备用电源核相。5.2受电具体操作步骤5.2.1110kV母线冲击试验5.2.1.1用110kV并*线开关111冲击母线。5.2.1.2检查110KV并*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11OKV并*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11OKV并*线开关111冲击11OKV母线。15分钟后断开11OKV并*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。5.2.2#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。5.2.310kVI母线冲击试验5.2.3.1#1主变低压侧开关2对10kVI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，1OkVI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1OkV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10KVI段#1电抗器开关3及厂用1OKVII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1OKVII段进线开关1201接地开关在断开位置。5.2.4.3检查#1电抗器保护投入正确。5.2.4.4将10KVI段#1电抗器开关3摇至工作位置。5.2.4.5合上10KVI段#1电抗器开关3,检查#1电抗器带电正常。5.2.4.65分钟后断