最新内蒙古京泰发电厂110kV启备变受电方案.doc

内蒙古京泰发电厂厂用受电调试措施 编号:XT-JT0201C-2009内蒙古京泰发电厂110kV启备变受电方案及厂用受电调试措施内蒙古电力科学研究院二九年六月措 施 编 号：XT-JT0201C-2009起 讫 时 间：2009年6月2009年8月项目负责人：张智工 作 人 员：董永乐 任乐 李娜编写人员：董永乐审 核： 批 准：摘 要本报告依据火电工程启动调试工作规定及机组调试合同的要求，根据内蒙古京泰发电厂2300MW 1#2#机组一次系统及起备变保护,编写了本措施。关 键 词电力系统综合 目 录1概述 （5）2试验目的及依据 （5）2.1试验目的 （5）2.2试运依据 （5）3受电前应具备的条件 （6）4安全措施 （6）5受电前一、二次系统检查 （7）5.1一次系统检查 （7）5.2二次系统检查 （7）6受电试验程序 （8）6.1高压起动/备用变受电 （8）6.26kV11段母线受电 （9）6.36kV12段母线受电 （96.46kV21段母线受电 （9）6.56kV22段母线受电 （96.6带负荷测差动相量 （9）6.7充电结束后的工作 （9）7注意事项 （9）8组织措施 （10）9现场组织机构 （10）10附录 （10）附录A 110kV一次系统图 （11）附录B 6kV厂用一次系统图 （12）内蒙古京泰发电厂1# 2#机组厂用受电调试措施1 概述内蒙古京泰发电厂1# 机组厂用受电范围包括：起备变高压侧断路器101、起备变低压侧断路器10BBA02、10BBB02、6kV11、6kV12段母线及电压互感器；启备变低压侧断路器20BBA02、20BBB02、6kV21、6kV22段母线及电压互感器。2 试验目的及依据2.1 试验目的2.1.1 检查启备变在全电压冲击合闸情况下的运行状况。检查启备变有载调压开关位置正确性。2.1.2 检查启备变差动保护躲励磁涌流性能。2.1.3 检查6kV备用电源进线PT二次电压幅值、相位及相序并核相，进行定相试验。2.1.4 检查1#、2#机组厂用段母线PT，并与备用电源进线PT核相。2.1.5 若厂用6kV有足够负荷，检查启备变差动向量。2.2 试验依据火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)电力部电建1996159号火电工程启动调试工作规定电力部建设协调司建质199640号火电工程调整试运质量检验及评定标准电力部建设协调司建质1996111号电气装置安装工程质量检验及评定规程DL/T5161.1-5161.17-2002火电机组达标投产考核标准（2001年版）国电电源2001218号火电机组达标投产动态考核办法（试行）国电电源2001218号电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）DL5009.1-2002工程质量监督工作导则建质2003162号防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国电发2000589号设计院设计图纸及一次设备资料3 受电前应具备的条件3.1 准备好有关图纸及厂家资料。3.2 准备好下列表计：万用表、相序表、相位表、兆欧表。3.3 集控室和带电区之间有可靠的通讯联系，受电时起备变处、6kV配电间设专人进行监视并配有电话或对讲机。3.4 受电范围内一、二次设备应安装调试全部完毕。3.5 设备编号、标志齐全、准确，所有接地应安全可靠。3.6 检查母线相间距离、对地距离应符合要求。3.7 检查母线对地、相间绝缘应良好。3.8 检查二次回路绝缘，用1000V摇表测量，应大于10。3.9 110kV、6kV、0.4kV 新投入系统的场地及绝缘瓷瓶彻底打扫干净，6kV、0.4kV配电间和主厂房内低压配电装置操作区域范围内，环境整洁、无施工痕迹，通风良好，电缆沟盖板齐备，防鼠措施完备，安全警示和隔离保卫工作以及消防器材布设均符合规定要求，照明充分，通讯联络正常。3.10 检查起备变内的油位、油质应合格，起备变通向油枕及散热器的阀门打开，瓦斯继电器内气体排尽，事故排油池具备投入条件，操作手轮不允许加锁并挂“禁止操作”警示牌。3.11 起备变有载调压传动正确，档位按调度部门要求整定完毕。3.12 起备变风冷系统传动正确具备投入条件。3.13 保护定值按最新定值通知单要求整定完毕，控制、信号回路经传动试验正确，保护回路整组通电检查正确。3.14 热工组态调试完毕，并配合电气完成受电系统开关的传动工作。3.15 有关的测量仪表、变送器、指示灯光、事故音响等应全部调试完毕，可投入使用。3.16 受电设备的高压试验报告应齐全。3.17 直流电源系统及UPS电源系统调试完毕。3.18 与调度通讯工作全部结束。故障信息系统调试完毕；远动遥测、遥信与调度对调准确、通讯畅通。3.19 生产准备工作安排就绪，运行值班员正式上岗。3.20 受电前申请内蒙电力建设工程质量监督中心站进行受电前监检并通过。4 安全措施4.1 受电范围内的一、二次设备处，必须配备充足的消防器材，可靠的通讯器材和足够的照明设备。4.2受电范围内所有脚手架应拆除，运行设备挂警示牌，刀闸加锁，无围栏处应加临时围栏。4.3 受电期间应配备足够的、经检验合格的安全工器具。4.4 将1#、2#发电机6kV工作电源进线开关拉出间隔，间隔门加锁，并悬挂警示牌。4.5 将6kV备用电源进线开关分支过流保护时限临时改为0秒。4.6 起备变轻瓦斯保护临时改为跳闸。4.7 受电前再次进行本体及有载瓦斯保护跳闸试验。4.8 受电范围内高低压配电室所有不参与本次受电的设备、开关负荷侧接地刀闸均置于合位，开关置试验位。4.9 起备变中性点可靠接地。中性点零序保护执行调度下发的定值。4.10 受电期间应由试运指挥部统一指挥，所有人员均应在现场值班，以保证启动的安全、顺利进行。4.11 受电期间试验、操作人员应严格按照运行规程和操作票制度进行，其他人员不得擅自进行操作。4.12 受电期间受电范围内严禁无关人员进行施工，如有需要应经指挥部批准，并办理相关工作票。4.13 受电期间一旦发生异常情况应立即停止工作并报告试运指挥部。5 受电前一、二次系统检查5.1 一次系统检查5.1.1 检查本次受电所投入的设备一次连接部分完好，设备的接地可靠，开关动作正常。5.1.2 母线相色、标志齐全，母线相间、对地距离符合规程要求。5.1.3 检查受电范围内所有设备的绝缘合格。5.1.4检查起备变高压侧 101断路器在分闸位置，1117、1011、10117、10167、1016、101617在断开位置，受电范围内高低压配电室所有开关在试验位置，并都在分闸位置。5.1.5确认地网接地电阻符合规程要求。5.2 二次系统检查5.2.1 检查端子螺丝紧固，无松动现象，端子头标号正确。5.2.2 检查所有 CT无开路， PT无短路，不用的CT应在根部短路接地。5.2.3 检查保护定值整定无误，经通电检查可靠动作，测量部分通电指示正确。5.2.4 断开所有受电部分设备高低压侧开关的操作保险。5.2.5 启备变有载调压传动正确。5.2.6 启备变风冷系统投入（风冷电源零时改为施工电源）。6 受电试验程序6.1 高压厂用起动/备用变受电6.1 合上1011刀闸。6.2 投入943A距离、零序保护、退出重合闸，6.3 海站第一次给海京线充电至京泰变电站1011刀闸线路侧，检查高压侧110kV PT二次电压值及相序。6.4 再次充电前合上1016刀闸、变压器110kV侧中性点地刀，合上101断路器6.5 投入起动备用变压器差动保护、重瓦斯保护等各个保护压板，轻瓦斯改为跳闸方式。6.6 检查6kV备用进线开关在试验位置,工作进线开关应拉出柜外。6.7 由海站合上153断路器，给110kV线路及起动备用变压器充电。冲击时应有专人在起动备用变压器处监视、监听有无异常情况,若发生异常应立即跳开101断路器。6.8 一切正常后每隔五分钟使用101断路器冲击,共冲击5次,每次5分钟。6.9在第5次冲击无问题后, 保持101断路器在合位。6.2 1#机6kV11段母线受电6.2.1检查6kV11段所有断路器均置于试验位置，检查6kV11段母线绝缘合格。6.2.2 检查 6kV11段母线PT一,二次保险完好，PT绝缘合格，将PT小车推入工作位置，二次插头插好，投入6kV11段母线 PT消谐装置。6.2.3 将备分支过流保护时限改为0秒。6.2.4 检查6kV11段备用电源进线开关绝缘合格，将6kV11段备用电源进线开关推入工作位置，二次插头插好，合操作电源开关，开关控制置于远方。6.2.5 合备用电源进线开关向6kV11段母线充电，检查6kV11段母线PT电压幅值相序。并与6kV11段备用电源进线PT的二次电压核相，若差压较大应查明原因。6.3 1#机6kV12段母线受电6.3.1检查6kV12段所有断路器均置于试验位，检查6kV12段母线绝缘合格。6.3.2 检查 6kV12段母线PT一,二次保险完好，PT绝缘合格，将PT小车推入工作位置，二次插头插好，投入6kV12段母线 PT消谐装置。6.3.3 将备分支过流保护时限改为0秒。6.3.4 检查6kV12段备用电源进线开关绝缘合格，将6kV12段备用电源进线开关推入工作位置，二次插头插好，合操作电源开关，开关控制置于远方。6.3.5 合备用电源进线开关向6kV12段母线充电，检查6kV12段母线PT电压幅值相序。并与6kV12段备用电源进线PT的二次电压核相，若差压较大应查明原因。6.3.6 对6kV11、12段母线PT进行核相检查。6.4 2#机6kV21段母线受电6.4.1检查6kV21段所有断路器均置于试验位置，检查6kV21段母线绝缘合格。6.4.2 检查 6kV21段母线PT一,二次保险完好，PT绝缘合格，将PT小车推入工作位置，二次插头插好，投入6kV21段母线 PT消谐装置。6.4.3 将备分支过流保护时限改为0秒。6.4.4 检查6kV21段备用电源进线开关绝缘合格，将6kV21段备用电源进线开关推入工作位置，二次插头插好，合操作电源开关，开关控制置于远方。6.4.5 合备用电源进线开关向6kV21段母线充电，检查6kV21段母线PT电压幅值相序。并与6kV21段备用电源进线PT的二次电压核相，若差压较大应查明原因。6.5 2#机6kV12段母线受电6.5.1检查6kV22段所有断路器均置于试验位，检查6kV22段母线绝缘合格。6.5.2 检查 6kV22段母线PT一,二次保险完好，PT绝缘合格，将PT小车推入工作位置，二次插头插好，投入6kV22段母线 PT消谐装置。6.5.3 将备分支过流保护时限改为0秒。6.5.4 检查6kV22段备用电源进线开关绝缘合格，将6kV22段备用电源进线开关推入工作位置，二次插头插好，合操作电源开关，开关控制置于远方。6.5.5 合备用电源进线开关向6kV22段母线充电，检查6kV22段母线PT电压幅值相序。并与6kV22段备用电源进线PT的二次电压核相，若差压较大应查明原因。6.5.6 对6kV21、22段母线PT进行核相检查。6.6 带负荷测差动相量 6kV11段、6kV12段、6kV21段、6kV22段母线带电正常后，带一定负荷检查起备变差动保护相量。6.7 充电结束后的工作6.7.1 恢复备分支过流保护定值。6.7.2 恢复风冷电源到正常运行方式。6.7.3 恢复所有保护正式定值，将轻瓦斯保护改回原接线。7 注意事项7.1 厂用受电时间由指挥部统一安排，参加厂用受电试验所有人员由指挥部组织安排，全体人员必须做到听从指挥，相互配合，坚守岗位。7.2 所有参加受电人员必须认真熟悉、掌握本措施。7.3 依照试验措施的项目进行试验、操作。7.4 试验中，安装及运行人员应加强巡视，发现问题及时汇报。7.5 做好反事故预想；在试验中若发生事故等紧急情况，试验和操作人员可不经请示，采取措施跳开101开关。7.6 受电结束后,恢复保护定值。7.7 受电后系统的运行方式及管理由指挥部统一安排。8 组织措施8.1.厂用授电时间由指挥部统一安排，参加厂用授电试验所有人员由指挥部组织安排，全体人员必须做到听从指挥，相互配合，坚守岗位。8.2.调试单位负责试验指挥。