35kV总变电站受电方案.doc

. . . . 国电英力特宁东年产20万吨1,4-丁二醇项目 BDO装置35kV总变电站受 送 电 方 案 编 制： 审 核： 审 批： 中国化学工程第六建设有限公司 二一三年六月目 录1 适用范围12 工程概况及编写依据13 受送电前准备24 受送电范围45 受送电项目46 受送电时间安排57 受送电指挥成员名单58 受送电步骤59 安全措施及注意事项910 重大危险源预知及防范措施1011 附件11 参考. . . . 1 适用范围本方案适用于国电英力特宁东年产20万吨1,4-丁二醇项目35kV总变电站受送电施工。 2 工程概况及编写依据 2.1工程概况 国电英力特宁东年产20万吨1,4-丁二醇项目35kV总变电站为综合自动化变电站，站内35kV系统配置4面西门子高压柜，2台35/10kV 31.5MVA无励磁分接变压器，变压器10kV侧由母线桥连接至10kV开关柜；站内10kV系统配置34面开关柜、3台10/0.4kV干式变压器， 10kV母线及0.4kV母线均配置快切装置。 2.2 编制依据2.2.1电气装置安装工程高压电气施工及验收规范 GB50147-2010。2.2.2电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范 GB50148-2010。2.2.3电气装置安装工程母线装置施工及验收规范 GB50149-2010。2.2.4电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范 GB50168-2006。2.2.5电气装置安装工程盘柜及二次回路接线施工及验收规范 GB50171-2012。2.2.6电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范 GB50172-2012。2.2.7电气装置安装工程低压电器施工及验收规范 GB50254-2010。2.2.8电气装置安装工程电气变流设备施工及验收规范 GB50255-2006。2.2.9石油化工建设工程项目交工技术文件规定SH/T3503-2007。2.2.10石油化工建设工程项目施工过程技术文件规定SH/T3543-2007。2.2.11电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-20062.2.12中国成达工程有限公司提供的设计图纸及相关资料。 3 受送电前准备3.1组织机构及人员安排在总变配电所受电试运行期间，建立试运行组织机构，下设指挥组，操作调试组，技术指导组，物资器材保障与安全监护组。受电前，明确各组、各岗位人员的职责。3.1.1指挥组由建设单位生产技术部及施工单位相关人员组成，统一领导、指挥、协调受电试运行中的各项工作。3.1.2 操作调试组由施工单位相关调试人员组成，具体负责变配电所内受电、送电相关操作工作。受送电操作实行一人唱票，一人操作，一人监护制度。各项准备工作检查完成后，各项操作指令由指令长下达，各指令由专职操作员执行。同时，工作监护人负责监护指令操作员操作的正确性以及参与受电试运行工作相关人员的人身安全。3.1.3技术指导组由设计人员、设备厂家技术代表、建设单位技术人员、专业监理工程师及施工单位技术人员组成。所有受电启动范围内的设备均已按有关施工规范及要求进行安装及调试，已完成遥控、遥信、遥测等调试工作，且经监理单位检查合格。受电前认真检查复核，以便及时处理受电前及受电过程中遇到的技术问题。3.1.4物资器材保障与安全组由建设单位相关人员组成，负责受电过程中所需物资的供应及通讯、消防、应急、安全警示等器材的准备。同时负责变配电所受电运行期间的安全保卫工作，悬挂各警示牌，防止无关人员进入危险区域，并组织意外事故发生后的救护工作。 各组人员安排如下：指挥组：骆宏(组长)，王永斌操作调试组： 王贺宁(监护人)，李中华(指令长)，刘国雄(操作员)技术指导组：严智锋(业主)，路建仕(监理)，左晓明 (设计)物资器材保障与安全组：张兆军、毛成伟负责组织3.2技术保障3.2.1设计单位提供的变配电所图纸及各设备厂家提供的相关技术资料。3.2.2 施工单位提交的现场调试记录报告，试验依据为GB501502006电气装置安装工程电气设备交接试验标准。3.2.2 所有设备的二次线路应检查正确无误，与图纸相符。3.2.3 做低压试送电试验，所有设备动作情况应符合设计要求并动作正常。3.2.4 直流供电系统调试完，并投入正常运行。3.2.5 所有继电保护的定值设置完成且试动作正常，并经建设单位确认。3.3安全保障3.3.1 设置安全围栏，划分受电区域，受电范围警示标志明显。3.3.2组织全体参与人员进行技术讨论，对现场的具体情况进行具体分析，对可能出现的安全隐患进行排查处理。3.3.3建立变配电所出入登记许可制度，受电成功后进行常态化管理，相关专业后续施工必须办理工作票。3.3.4 由指挥小组向所有参与受电工作人员交底，明确任务。 3.3.5 消防设施按规范设置完备。3.4受电前检查验收受电前，由建设单位组织设计单位、监理单位、宁东供电局、设备技术代表及施工单位相关人员对变配电所进行分部工程施工验收。验收合格后，方可联系宁东供电局相关部门合闸输送35KV高压电。 主要检查项目如下：3.4.1 35KV进线、出线电缆安装应符合施工规范要求，电缆头制作优良，连接牢固，电缆绝缘及耐压测试良好。 3.4.2 35KV、10KV高压柜体应接地良好，柜内清洁无杂物，母线联结紧密，电缆孔洞封堵良好，各配电柜相间及对地绝缘良好。配电室门窗安装完成，悬挂高压安全警示牌。高压柜前应铺设橡胶绝缘垫，消防设施配备齐全，通讯联络通畅。3.4.3变压器外壳接地良好，器身无损坏，附件安装正确牢固，温度计及冷却装置完好；检查呼吸器，装置好干燥剂；绝缘油色谱检测合格，密封良好无渗漏，油枕油位指示有明确监视线；分接开关置于中间档；放出瓦斯继电器内残存气体等。3.4.4高压配电装置操作试验良好，整体高压调整试验完成并合格；变压器各项保护模拟操作试验及本体调整试验完成并合格，调试记录整理完毕。3.4.5 提供供电局调度部门的图纸、资料、参数（含实测参数）应符合要求。3.4.6 土建施工已完成，消防设施应配备齐全。3.4.7运行单位须确保35kV总变电站外来临时电源供电可靠，在受送电过程中确保380V交流电源供电正常；3.4.8受送电当天需再次检查如下内容：a )检查在受送电范围内的相关设备，变压器油位应正常、瓦斯继电器内无气体，变压器故障排油系统已完善，具备受电条件； b )相应待投运断路器均在试验位置分闸状态，接地刀闸均在分位，PT隔离刀闸在合位，隔离手车在试验位置，进线PT和母线PT的熔断器均已安装到位；c )35kV主变档位置档，一次电压为35kV，10kV变压器档位位置档。 4 受送电范围 本次受送电的范围包括上级变电所至35kV总变电站2条35kV电力电缆线路、35kV高压柜4面，35kV总变电站1#、2#主变、10kV I段、II段母线，10kV干式变压器及0.4kV盘柜； 5 受送电项目 5.1 上级变电所对35kV总变电站1#、2#进电线路受电； 5.2 35kV总变电站1#、2#变压器充电； 5.3 35kV总变电站10kV I段、II段母线充电； 5.4 35kV总变电站10kV I段、II段母线核相、合环及快切试验； 5.5 35kV总变电站10kV变压器充电； 5.6 35kV总变电站0.4kV盘柜充电； 5.7 35kV总变电站0.4kV母线核相及快切试验； 6 受送电时间安排 计划受送电时间：2013年6月20日 7 受送电指挥成员名单 现场指挥：骆宏 现场操作人：刘国雄 李中华 现场监护人：王永斌 毛成伟 8 受送电步骤 8.1上级变电所对35kV总变1、2#线路充电，线路运行应正常； 8.2 35kV总变电站对1#、2#主变充电； 8.2.1确认35kV总变电站所有受电前准备工作已完成； 8.2.2合上35kV高压2#柜隔离刀闸3501-1，合上35kV高压柜1#柜隔离刀闸3501-2，合上35kV高压1#柜断路器3501，对1#主变送电； 8.2.3 35kV总变电站1#主变受电后，检查1#主变运行情况应正常； 8.2.4 35kV总变电站10kV I段进线柜PT二次电压应正常，检查电压相序应正确； 8.2.5 10分钟后断开35kV高压1#柜断路器3501，1#主变停电，停电10分钟后准备对1#主变进行第二、三、四、五次冲击，变压器带电及停电时间间隔均为5分钟； 8.2.6 确认35kV总变电站1#主变已完成五次冲击后，合上35kV高压4#柜隔离刀闸3502-1，合上35kV高压3#柜隔离刀闸3502-2，合上35kV高压3#柜断路器3502，对2#主变送电，送电后检查2#主变运行情况应正常； 8.2.7检查35kV降压站10kV II段进线柜PT二次电压应正常，检查电压相序应正确； 8.2.8 10分钟后断开35kV高压3#柜断路器3502，对2#主变停电，停电10分钟后准备对2#主变进行第二、三、四、五次冲击，变压器带电及停电时间间隔5分钟； 8.3 35kV总变电站10kV I段、II段母线充电； 8.3.1确认35kV总变电站1#、2#主变完成五次冲击后，准备对10kV I段、II段母线进行充电操作；8.3.2将10kV I段进线断路器摇至工作位置，合上10kV I段进线断路器5101，10kV I段母线第一次充电，10分钟后断开10kV I段进线断路器5101，合上10kV I段母线PT隔离刀闸51-1，合上10kV I段进线断路器5101，10kV I段母线第二次充电；8.3.3检查10kV I段母线PT二次电压应正常，电压相序应正确； 8.3.4断开10kV I段进线断路5101，I段母线停电，再次合上I段进线断路器，10kV I段母线第三次充电，母线带电及停电时间间隔5分钟； 8.3.5将10kV II段进线断路器摇至工作位置，合上10kV II段进线断路器5201，10kV II段母线第一次充电；10分钟后断开10kV II段进线断路器5201，合上10kV II段母线PT隔离刀闸52-1，合上10kV II段进线断路器5201，10kV II段母线第二次充电； 8.3.6检查10kV II段母线PT二次电压应正常，电压相序应正确； 8.3.7断开10kV II段进线断路器5201，II段母线停电，再次合上II段进线断路器5201，10kV II段母线第三次充电，母线带电及停电时间间隔5分钟； 8.4 35kV总变电站10kV I段、II段母线核相、合环及快切试验； 8.4.1确认10kV I段、II段母线充电正常后，准备对10kV I段、II段母线一次进行相别核对； 8.4.2将10kV母线隔离柜手车5001-1摇至工作位置，将10kV母联柜断路器5001手车退出，用无线高压核相器对10kV I段、II段母线分别进行核对，同相相差为0度，异相相差为120度； 8.4.3一次核相完成后，将10kV母联柜断路器5001推入至试验位置并关好柜门；8.4.4确认10kV I段、II段母线核相完成且结果正确，准备进行母线的合环，经过上级变电所同意，允许合环的条件下进行合环试验，将10kV母联柜断路器5001摇至工作位，将快切装置调至解锁位，合上10kV母联柜断路器5001，装置运行应正常，5分钟后，断开10kV母联柜断路器5001，将快切装置调至闭锁位，进行10kV快切试验； 8.4.5确认10kV母联柜手车5001在工作位置，将旋钮旋转至自动位； 8.4.6断开35kV高压1#柜断路器3501，对1#主变停电，10kV I段进线失电， 10kV I段进线断路器5101分闸，10kV 母联柜断路器5001合闸，快切动作成功； 8.4.7合上35kV高压1#柜断路器3501； 8.4.8检查1#主变运行正常后，将10kV母联柜断路器5001分闸，将10kV I段进线柜断路器5101合闸； 8.4.9断开35kV高压3#柜断路器3502，对2#主变停电，10kV II段进线失电， 10kV II段进线断路器5201分闸，10kV 母联柜断路器5001合闸，快切动作成功； 8.4.10合上35kV高压柜3#柜断路器3502； 8.4.11检查2#主变运行正常后，将10kV母联柜断路器5001分闸，将10kV II段进线柜断路器5201合闸； 8.5 35kV总变电站10kV变压器充电； 8.5.1确认10kV I段、II段母线运行正常，确认0.4kV 1#进线断路器4001、2#断路器4002、3#断路器及母联柜断路器4000在试验位置分闸状态； 8.5.2将35kV总变电站0770AH19柜断路器5109摇至工作位置，合上0770AH19柜断路器5109，10kV 1#变压器第一次冲击，观察10kV 1#变压器运行应正常； 8.5.3检查0.4kV 1#进线电压指示应正常，相序应正确； 8.5.4 10分钟后断开停0770AH19柜断路器5109，10kV 1#变压器停电，10分钟后准备对10kV 1#变压器进行第二、三、四、五次冲击，变压器带电及停电时间间隔均为5分钟； 8.5.5将35kV总变电站0770AH20柜断路器5208摇至工作位置，合上0770A20柜断路器5208，10kV 2#变压器第一次冲击，观察10kV 2#变压器运行应正常； 8.5.6检查0.4kV 2#进线电压指示应正常，相序应正确；8.5.7 10分钟后断开停0770AH20柜断路器5208，10kV 2#变压器停电，10分钟后准备对10kV 2#变压器进行第二、三、四、五次冲击，变压器带电及停电时间间隔均为5分钟；8.5.8将35kV总变电站0770AH23柜断路器5111摇至工作位置，合上0770AH23柜断路器5111，10kV 3#变压器第一次冲击，观察10kV 3#变压器运行应正常； 8.5.9检查0.4kV 3#进线电压指示应正常，相序应正确；8.5.10 10分钟后断开停0770AH23柜断路器5111，10kV 3#变压器停电，10分钟后准备对10kV 3#变压器进行第二、三、四、五次冲击，变压器带电及停电时间间隔均为5分钟； 8.6 35kV总变电站0.4kV盘柜受电； 8.6.1确认10kV 1#、2#、3#变压器均已完成五次冲击，且变压器运行正常； 8.6.2将35kV总变电站0.4kV 1#进线断路器4001摇至工作位置，到位后合上1#进线断路器4001，35kV总变电站0.4kV I段母线第一次充电； 8.6.3检查0.4kV I段母线运行应正常，母线电压指示应正常； 8.6.4将0.4kV 1#进线断路器4001分闸，再次合上0.4kV 1#进线断路器4001，0.4kV I段母线第二次充电，5分钟后进行第三次冲击； 8.6.5将35kV总变电站0.4kV II段进线断路器4002摇至工作位置，到位后合上2#进线断路器4002，35kV降压站0.4kV II段母线第一次充电； 8.6.6检查0.4kV II段母线运行应正常，母线电压指示应正常；8.6.7将0.4kV 2#进线断路器4002分闸，再次合上0.4kV II段进线断路器4002，0.4kV II段母线第二次充电，5分钟后进行第三次冲击；8.6.8将35kV总变电站0.4kV III段进线断路器4003摇至工作位置，到位后合上3#进线断路器4003，35kV降压站0.4kV III段母线第一次充电； 8.6.9检查0.4kV III段母线运行应正常，母线电压指示应正常；8.6.10将0.4kV 3#进线断路器4003分闸，再次合上0.4kV III段进线断路器4003，0.4kV III段母线第二次充电，5分钟后进行第三次冲击； 8.7 35kV总变电站0.4kV母线一次核相及快切试验； 8.7.1确认0.4kV I段、II段、III段母线带电且运行正常后，准备对0.4kV I段、II段、III母线进行相别核对； 8.7.2打开0.4kV母联柜后门，用万用表测量1#、2#母线电压，同相应为0V，异相应为400V； 8.7.3确认核相结果无误后，将母联柜后门关好，将母线联络柜断路器4000摇至工作位置，投入备自投出口压板； 8.7.4断开0770AH19断路器5109，10kV 1#变压器停电，0.4kV 1#进线柜断路器4001失电分闸，0.4kV母联柜断路器4000合闸，快切动作成功； 8.7.5合上0770AH19断路器5109，10kV 1#变压器第五次冲击受电； 8.7.6确认10kV 1#变压器运行正常后，将0.4kV母联柜断路器4000分闸，将0.4kV 1#进线柜断路器4001合闸，0.4kV I段母线第三次充电； 8.7.7断开0770AH20断路器5208，10kV 2#变压器停电，0.4kV 2#进线柜断路器4002失电分闸，0.4kV母联柜断路器4000合闸，快切动作成功； 8.7.8将0770AH20柜断路器5208合闸，10kV 2#变压器第五次冲击受电；8.7.9确认10kV 2#变压器运行正常后，将0.4kV母联柜断路器4000分闸，将0.4kV 2#进线柜断路器4002合闸，0.4kV II段母线第三次充电；8.7.10 0.4kV III段母线为单独备用系统，无母联快切装置。 9 安全措施及注意事项 9.1所有参加启动试运行的人员必须遵守电业安全工作规程； 9.2各项操作及试验须提前向上级变电所调度人员申请，同意后方可实施，试验和操作人员应严格按照启动指挥人员的命令进行工作； 9.3所有操作均应填写操作票，操作票的填写及操作由施工单位负责，操作过程由施工单位监护； 9.4试验人员需要在一次设备及相关控制保护设备上装、拆接线时，应在停电状态下、在工作监护人监护下进行； 9.5每个项目完成后，应得到各方的报告，确认运行系统及试验正常后方能进行下一个项目的工作； 9.6受送电过程中如果正在运行设备发生事故或出现故障，应暂停启动操作并向上级变电所调度人员及相关部门汇报；9.7受送电过程中，非指挥、调度、运行及操作监护人员不得随意进入启动设备区域，任何人不得乱动设备，以确保人身和设备安全；9.10 HSE组织机构项目经理：散建明联系方仪施工经理：王永斌联系方式SE主任：毛成装总工：肖黎波技术负责人：骆宏技术员：尹茚、杨文峰安全员：杨增工班组、调试组10 重大危险源预知及防范措施变配电设施，是由变压器、电压及电流互感器、高压电力电缆、继电保护器、高压柜、蓄电池盘、控制盘、信号盘以及一、二次回路组成一个完整的供配电系统，在变配电系统中易发触电、电火花灼伤事故。触电、电灼伤事故预防措