兖矿国际大焦化110KV变电所送电措施.doc

兖矿国际大焦化110KV变电所送电调试措施兖矿东华37处安装第一项目部编制:检查:安检:项目工程师:项目经理: 2005-11-21一 、工程概述兖矿国际大焦化110KV变电所设两路110KV进线电源，变电所内安装7个110KV间隔，110KV母线为单母线分段式接线，分I段母线和II段母线；两段110KV母线分别通过断路器联接1#、2#主变，主变的主要参数为110KV/30KV/10KV40000KVA，变压器低压侧分别接于变电所的30KV、10KV配电系统；变电所内设30KV配电系统和10KV配电系统，接线形式都为单母线分段式接线，正常情况下分裂运行，检修或故障状态下通过母联开关联络两段母线，母联开关和两段进线之间设有硬接线闭锁回路。详见电气主接线图（图号为100WD03003-4）和30KV、10KV二次原理图。本工程于2005年8月中旬正式安装，现已进入最后的送电调试阶段，为此编制本措施。二、送电调试的目的考验配电设备的性能，同时使 30kv 配电室和 lOkv 配电室带电运行，满足厂内试生产或其它用负荷电的需求。三、送电调试的依据1、设计院施工图及生产厂家有关技术资料2、国际大焦提供的保护定值通知单3、试验部门提供的试验报告4、电业部门的操作规程四 、送电调试的范围及内容 1. 送电调试的范围 :本次110KV变电所送电的范围包括：110KV的7个间隔（其中第间隔不送电）、2台110KV/30KV/10KV的主变压器、10台30KV高压配电设备、48台10KV高压配电设备、2套10KV接地补偿设备、2套30KV电容补偿设备、2台100KVA的所内变压器。 2 、送电调试的内容 :（1） 110KV“焦化二线”进线侧受电试验、110KV I段、II段母线带电试验、PT二次核相（包括母联的带电操作）。（2） 2台主变冲击合闸试验，冲击次数5次。（3） 10KV配电系统 I段、II段母线冲击试验，冲击次数3次；PT二次核相（包括母联的带电操作）。（4） 2台所内变压器送电，低压侧核相，控制室交流屏由临时电源切换到永久电源，同时进行交流屏电源自动切换试验及事故照明切换试验。（5） 30KV配电系统 I段、II段母线冲击试验，冲击次数3次；PT二次核相（包括母联的带电操作）。（6） 10KV接地补偿设备送电调试，试运行。（7） 30KV电容补偿设备送电试验，是否试运行由甲方确定。（8） 变电所内所有通风用风机送电调试，试运行。（9） 各系统电流回路的二次信号测量。五 、送电前必须具备的条件1、 所有关键设备均已进行交接验收试验，并合格。2、 所有配电设备均已按设计及规程要求安装并单体凋试完毕 ,设备间的逻辑闭锁关系正确，就地、远控分合操作正确。二次保护装置运行良好，与上位机的通信正常。3、 所有送电的场所及相关道路均己清扫干净 , 所有配电室、控制室的门、窗均已安装、调整完毕 , 照明、通风充足 , 通讯方便 , 并备有足够的消防器材和警示牌 。事故照明满足投用条件。4、 有关一、二次设备编号清楚、正确 , 安全标志明显 。凡送电区域或设备必须挂上警示牌，用红色字体标明“有电（或高压）危险”、“禁止操作”、“禁止进入”等等。5、 所有一、二次电气设备在送电前必须进行试操作和模拟通电检查（整组传动） , 保护定值校验完毕 , 并验收通过 。6、 工程已经过监理部门和甲方初步安装、调试验收 。7、 甲方与电调部门的用电协议已经完成，现场设备通过供电部门检查，并同意送电后，才可进行。六、送电前的检查工作 1、 送电前首先应检查110KV、30KV、10KV、电容补偿室、接地变室的消防器材是否配备齐全，所采用的灭火器的型号是否符合要求，能否用于电器设备灭火。2、 各配电室内的照明是否完好，是否悬挂警示牌。3、 各配电室内是否配备接地操作工具、验电工具。电容补偿室还应配备绝缘鞋和操作用绝缘手套。4、 30KV、10KV室所有的开关手车均在试验位置，且断路器都在分断位置；110KV所有间隔的隔离、断路器均在分断位置；各配电设备的接地刀闸是否均在分断位置。5、 110KV、30KV、10KV PT的二次出口开关或保险应在断开位置。6、 检查二次电流回路的端子联片是否是在连接位置。7、 30KV、10KV高压柜内的所有控制、合闸电源及电压信号输入的开关均应在分断位置。8、 直流屏按照设计把所有控制、合闸电源送出，没有直流接地现象。9、 两台主变的有载调压和中性点接地设备的交流电源是否分断，中性点隔离是否在分断位置。10、 两台主变的有载调压是否使变压器在同一档位上，此档位是否是应该设定的档位。主油位和有载调压油位是否正确。气体继电器是否放气，两侧的观察窗是否打开。其温度控制器温度指示正确。11、 两台所内变的档位是否在统一档位上，此档位是否是应该设定的档位，一次侧的保险是否联通。12、 30KV、10KV的PT一次保险是否放置并联通。13、 控制室所有相关控制保护设备处于正常工作状态,各种保护是否在投入位置。上位机与各保护装置的通信正常、信号正确。14、 各种配电设备的标识及各位置的警示均已满足送电时能识别操作。15、 现场通信用的对讲机、巡视用的手电等是否准备好。16、 指挥人员、操作人员、监护人员是否到现场，并已明确责任分工。七、送电调试的过程上述工作全部完成后即可申请上级110KV开关站对本变电所的两条110KV进线进行送电,待上级开关站确认两进线送电冲击完成后,即可进行本变电所的相关送电调试内容。具体操作步骤如下：1、110KV I段、II段母线带电试验1.1 110KV部分的所有开关的操作尽可能在控制室操作。就地派人监护，用对讲机联系。另外,根据济宁供电公司的通知,两路110KV线路在本次调试期间只送”焦化二线”一个回路（对应变电所内部的110KV的II段母线）,另一个回路不送电。因此，此次送电调试不设计另一回路的操作。具体操作内容如下：110KV所有间隔的近控/远控开关均打至远控位置，解锁/联锁开关打至联锁位置。送110KV间隔的所有控制电源、合闸电源、信号电源和储能电源，确认控制室所有保护、控制屏是否处于带电状态。第一步，通过上位机合110KV II段母线的进线断路器前隔离开关（调度编号为112-3）；第二步，合110KV II段母线的进线断路器后隔离开关（调度编号为112-2）；第三步，分别合110KV I、II段PT的快速负荷开关（调度编号为P11、P12）；第四步，通过上位机分别合110KV II段母线的进线断路器（调度编号112），对110KV II段母线进行冲击试验，冲击次数为3次，第一次受电后持续时间不应少于10min，其它每次间隔5分钟。第3次冲击后，进行PT二次检查。1.2 用相序表在F（设计编号）间隔的二次接线室进行相序测量，相序正确，进行下面的步骤。1.3 通过上位机分别合母线分断断路器两侧的隔离开关(调度编号110-2、110-1)，通过上位机合母联断路器（调度编号为110），使110KV I段母线带电冲击，冲击次数3次，第一次受电后持续时间不应少于10min，其它每次间隔5分钟。第3次冲击后，进行PT二次检查，相序无问题后相位核对；在F3、F5的PT二次接线室，用数字万用表对两110KV PT的二次进行第一次核相检查（第二次核相将在另一回路送电后进行）； PT第一次核相无问题后，分别把PT柜内的电压信号开关合上，把110KV I、II段电压信号送出，再根据设计分别在相关的保护、计量、测量装置上进行110KV电压信号的在位测量检查。1.4 上述工作完成后，分断F5=QSF（调度编号P12），使II段PT退出运行，根据公用总控部分的二次图（图号为100WD03011-26）做电压小母线联络实验，完成后分列。合F5=QSF（调度编号P12），II段PT再投入运行；此时，两段110KV母线都处于带电运行状态。2、两台主变送电试验2.1 两台变压器的有载调压放在I挡，中性点隔离（调度编号为1-D10、2-D10）处理处于合位，投入差动、瓦斯及过流保护。2.2 两台主变压器的送电操作同样在控制室由上位机操作。第一步，分别合110KV出线断路器前隔离（调度编号为101-1、102-2）；第二步，分别合110KV出线断路器后隔离（调度编号为101-3、102-3）。2.3 和主变监护人员及100KV室监护人员联系好之后，即可通过上位机合出线断路器（调度编号101、102），对变压器进行冲击。冲击次数为3-5次，第一次受电后持续时间不应少于10min，其它每次间隔5分钟。2.4 将主变有载调压分接开关调至适当位置，拉开主变中性点隔离开关（调度编号为1-D10、2-D10）。2.5 如变压器无异常情况,即保持两台主变带电运行,进行后续的送电调试工作。3、10KV配电系统送电调试3.1 分别把10KV I 、II段的PT（调度编号为991、992）由试验位置摇至工作位置；分别把10KV I 、II段的受电开关（调度编号为901、902）由试验位置摇至工作位置，将“就地/远控”转换开关打至“就地”位置，储能开关打至“储能”位置，保护联接片投入。合上其柜内的控制、合闸电源；通过就地分/合闸按钮操作受电开关，对I、II段母线分别进行冲击试验，冲击次数为3次，第一次受电后持续时间不应少于10min，其它每次间隔5分钟。第3次冲击后，保持两受电开关的合闸状态，进行PT二次核相试验。3.2 用相序表分别在PT柜（调度编号为991、992）二次线室内的电压信号控制开关前进行相序测量，如非正相序应把10KV的所有开关恢复到送电前的初始状态，检查原因。相序正确后，用数字万用表对两PT的二次进行第一次核相检查，核相无问题后把II段的受电开关902分断；合上母线联络的母线隔离柜（调度编号为9001）内的控制电源开关后,把母线隔离（调度编号为9001）由试验位置摇至工作位置；把母联开关（调度编号为900）由试验位置摇至工作位置，将“就地/远控”转换开关打至“就地”位置，储能开关打至“储能”位置，保护联接片投入。合上其柜内的控制、合闸电源；通过就地分/合闸按钮操作母联开关，使II段母线再次带电；用数字万用表在两PT的二次进行第二次核相检查；两次PT核相无问题后，分别把PT柜内的电压信号开关合上，把10KV I、II段电压信号送出，再根据设计分别在相关的保护、计量、测量装置上进行10KV电压信号的在位测量检查。把II段PT退出运行，根据10KV二次图（图号100WD03015-8）做电压小母线联络试验，完成后分列，再使II段PT投入运行。上述工作完成后，分断母联开关（调度编号为900），并摇至试验位置。分断I段的受电开关901，进行下一步的调试工作。4、所内变压器送电4.1 分别把10KV I、II段上所带的所内变压器的隔离开关941、942由试验位置摇至工作位置，在就地分别合I、II段的受电开关（调度编号为941、942），使两台所内变压器带电。4.2 分别在所内变柜的低压输出箱内的开关前进行相序测量，无问题后合上两台所内变压器的低压输出开关，把电源送到控制室的低压交流屏内的进线开关前。4.3 在低压交流屏内用数字万用表的电压档进行相位核对，无问题后分断两台所内变压器的低压输出开关，停掉临时交流电源（此时注意保护的信号输出），并拆除。4.4 在低压交流屏内，把两台所内变压器的低压输出电缆的“零线”恢复与零母线的连接。然后合两台所内变压器的低压输出开关，使低压交流屏内的两低压进线带电，合上两低压进线开关，恢复所内的交流电源；根据直流系统配电原理图进行交流屏电源自动切换试验及事故照明切换试验。4.5 从此时开始进行10KV配电系统的试运行。5、30KV配电系统送电调试5.1 分别把30KV I 、II段的PT（调度编号为391、392）由试验位置摇至工作位置；分别把30KV I 、II段的受电开关（调度编号为301、302）由试验位置摇至工作位置，将“就地/远控”转换开关打至“就地”位置，储能开关打至“储能”位置，保护联接片投入。合上其柜内的控制、合闸电源；通过就地分/合闸按钮操作受电开关，对I、II段母线分别进行冲击试验，冲击次数为3次，第一次受电后持续时间不应少于10min，其它每次间隔5分钟。第3次冲击后，保持两受电开关的合闸状态，进行PT二次核相试验。5.2 用相序表分别在PT柜（调度编号为391、392）二次线室内的电压信号保险管前进行相序测量，如非正相序应把30KV的所有开关恢复到送电前的初始状态，检查原因。相序正确后，用数字万用表对两PT的二次进行第一次核相检查，核相无问题后把II段的受电开关302分断；合上母线联络的母线隔离柜（调度编号为3001）内的控制电源开关后,把母线隔离（调度编号为3001）由试验位置摇至工作位置；把母联开关（调度编号为300）由试验位置摇至工作位置，将“就地/远控”转换开关打至“就地”位置，储能开关打至“储能”位置，保护联接片投入。合上其柜内的控制、合闸电源；通过就地分/合闸按钮操作母联开关，使II段母线再次带电；用数字万用表对两PT的二次进行第二次核相检查；两次PT核相无问题后，分别把PT柜内的电压信号开关合上，把30KV I、II段电压信号送出，再根据设计分别在相关的保护、计量、测量装置上进行30KV电压信号的在位测量检查。把II段PT退出运行，根据30KV二次图（图号100WD03014-8）做电压小母线联络试验，完成后分列，再使II段PT投入运行。上述工作完成后，分断母联开关（调度编号为300），并摇至试验位置。合II段的受电开关302，使30KV I、II段母线带电试运行。6、10KV接地补偿设备送电调试接地补偿设备由消弧接地控制屏、1#接地变组合柜、2#接地变组合柜三部组成，1#、2#接地变组合柜分别接于10KV高压开关939、940（调度编号），详见设备随机图纸；组合柜送电前首先要送消弧接地控制屏的直流和交流电源，使其正常工作，进行模拟动作试验；无问题后，关闭组合柜的所有外门后，把939、940开关由试验位置摇至工作位置，将“就地/远控”转换开关打至“就地”位置，储能开关打至“储能”位置，保护联接片投入。合上其柜内的控制、合闸电源；通过就地分/合闸按钮操作开关，组合柜第一次带电后，停留10min后再分断,间隔5min后再合闸,使组合柜进入运行状态。然后，由设备厂家测量相关的参数，进行必要的设定。7、30KV电容补偿设备送电试验30KV配电系统每段母线配备一套电容补偿设备，分别接于30KV开关305、306（调度编号），其主要器件包括：电容器、电抗器、放电线圈和隔离开关柜几部分，详见设备厂家的随机原理图。电容补偿设备送电调试前首先要把其围栏门关好，电锁投入使用；由操作人员操作其隔离开关，使其处于闭合状态；把305、306开关由试验位置摇至工作位置，将“就地/远控”转换开关打至“就地”位置，储能开关打至“储能”位置，保护联接片投入；合上其柜内的控制、合闸电源；通过就地分/合闸按钮操作开关。电容器送电调试时，原则上应使本系统带有一定负荷的情况下进行，同时应根据当时的系统电压和功率因数进行，应避免在系统电压高的情况下送电调试。电容器送电调试完成后，应使电容器退出运行，何时投入运行由甲方根据系统无功负荷的潮流或负荷功率因数以及电压情况来决定，或按照供电部门对功率因数给定的指标来决定。8、变电所内所有通风用风机送电调试风机送电调试原则上应在所内变正式投运后进行，由于各配电室内的风机有并联情况存在，因此送电调试的主要内容就是检查风机的转向，出现转向需要调整时，必须停掉本子系统的电源后再调整。9、各系统电流回路的二次信号测量 在上述各系统冲击及核相工作完成后，应对各保护、测量、计量系统的电流信号进行检查，核实电流的通路、相位，特别是差动保护回路。主要测量的电流信号有：（1） 两路110KV的进线、母联的保护电流及测量、计量电流。（2） 两台主变的差动保护电流及测量、计量电流。（3） 10KV、30KV及母联的保护、测量、计量电流。注：在送电调试过程中有些回路可能由于没有负荷而无法进行检测，可以在有负荷送出后再进行测量。八、试运行及需要记录的参数各项调试工作完成后，即进入试运行阶段。在试运行期间必须严密监视控制、保护、计量等信号的运行的正确性。调试过程中需要记录的数据如下：1、 变压器的冲击合闸电流。2、 变压器的24小时运行记录。包括温度、电流。3、 各配电系统的PT二次测量值，各配电系统的PT二次核相记录。4、 所内变压器的二次核相记录。5、 电容补偿装置的冲击合闸电流；接地变组合柜送电冲击电流。6、 调试过程中的修改记录及出现故障情况记录。 注：由于数字保护装置无法记录冲击电流，因此建议用小量程的指针式钳形电流表在CT的二次进行测量。九、所需仪器、仪表及工器具序号名称规格型号单位数 量备 注1相序表块2试验部门准备2数字万用表块2试验部门准备3钳形指针式电流表（050A）块试验部门准备4电工工具套2施工单位准备5兆欧表2500V块1施工单位准备6兆欧表500V块1施工单位准备7对讲机对 2施工单位准备8二次线图纸套 1甲方准备9绝缘操作用具套 1甲方准备10接地工具套 2甲方准备11验电工具10KV、30KV各一套 2甲方准备十、安全注意事项 1. 全体送电人员必须服从指挥 , 密切协作 , 不得擅离岗位 , 擅自作主 。2. 参加送电人员必须熟悉设备 , 熟悉措施 , 充分做好送电前的准备工作。3. 参加送电调试人员应熟练掌握操作、测量、检查的方法和步骤 , 并具备必要的安全知识。4. 送电过程中及设备带电运行过程中