500KV升压站受电方案

1、XX公司×600MW空冷发电机组新建工程项目500KV升压站和35KV系统及10KV厂用电系统受电方案目 录1、 设备及系统概述2、 编制依据3、 受电目的及受电范围4、 受电组织机构5、 受电前具备的条件及受电步骤6、 保护配置7、 受电项目记录内容及使用的测量表计8、 职业健康安全及环境管理1. 设备及系统概述新建的500KV升压站由两回出线为白巴1号2号线(至500KV巴林变)送入电网。白巴1号2号线侧各有一台容量为3*60MVA的并联电抗器，500KV母线分别命名500KV母线，升压站装有3个完整串,9组4000A断路器，6组母线地刀，20组隔离刀闸，26组接地刀闸，8组避雷

2、器，8组电压互感器，9组电流互感器。两台主变压器容量为3*240MVA，550/20KV,接线方式YN,d11。两台高备变容量为105MVA，525/38.5KV,接线方式YN,d11。 两台启备变压器容量为75/50/50MVA，38.5/10/10KV,接线方式D,Yn1, Yn1。两段独立的35KV母线在设计阶段增加了一台母联断路器。厂用电系统有6段10KV母线组成。两台600MW发电机组。2. 编制依据2.1 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2.2 电力建设施工及验收技术规范(热工仪表及控制装置篇)2.3 火电工程启动调试工作规定电力部

3、建设协调司建质199640号2.4 电力建设工程质量监督检查典型大纲（火电、送变电部分）（增补版）电力建设工程质量监督总站 2007.062.5 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2.6 电气装置安装工程、电气设备交接试验标准（GB50150-2006）2.7 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国家电力公司国电发2000589号2.8 国家电网公司电力安全工作规程（电力线路部分）国家电网安监200583号2.9 国家电力公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）国家电网安监200583号2.10 火电机组达标投产考核标准（2006版）中国电力企业联合

4、会2.11 辽宁东科电力有限公司质量管理手册2.12 制造厂图纸，质量保证书，安装和使用说明书、设计和调试有关文件及会议纪要。2.13 东北电力设计院图纸2.14 白音华金山发电有限责任公司500KV系统一次设备编码2.15 东北电网有限公司部门文件调通中心200917号<<关于下发白音华发电厂新建500KV设备命名编号及调度关系的通知>>2.16 继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T 14285-932.17 火力发电厂继电保护设计导则DL/T 5177-20033. 受电目的及受电范围3.1 受电目的3.1.1 500KV升压站和35KV母线系统，1、2号高备变

5、，1号启备变及10KV厂用电系统受电。3.1.2 检查受电范围内一次设备在额定电压下运行情况是否正常。3.1.3 检查1、2号高备变和1号启备变5次冲击时保护的情况，并录制变压器5次冲击时的电压和电流波形。3.1.4 检查受电范围内电流、电压二次回路，检查电流、电压幅值、相序及相关表计的正确性。3.1.5 为机组的安装、调试和启动提供交流电源。3.2 受电范围3.2.1 两条500KV白巴输电线路；3.2.2 500KV升压站I母线和II母线；3.2.3 第一串5011、5012、5013断路器及相关联设备；第二串5021、5022、5023断路器及相关联设备；第三串5031、5032、503

6、3断路器及相关联设备；(1号主变和2号主变的高压侧套管除外即门型架外侧受电)3.2.4 1号、2号高备变及35KV母线系统；3.2.5 1号启备变及间隔设备；3.2.6 1号机10KV厂用1A段和10KV厂用1B段及10KV公用1A和1B段, 2号机10KV厂用A段、B段。3.2.7 2条35KV 1、2号露天阜矿馈线。（待定）3.2.8 受电一次系统图见附图。4. 受电组织机构 成立以电厂、调试、安装、监理、设计单位参加的受电组织机构，以便组织进行受电前的方案讨论、措施落实、验收监督，以及受电时的指挥和异常情况时的决断。机构的构成如下，启动受电前由白音华金山发电有限公司组织。受电过程中由调试

7、单位指挥并监护整个过程的操作及保护的投入，建设单位负责设备的操作及保护的投入工作，安装单位负责受电过程中的设备维护及检查。生产单位负责向调度申报受电方案及在受电过程中与调度的联系。建设单位负责整个受电过程中的协调工作。监理单位负责整个受电过程的监护工作及组织设备单体试验的检查与验收工作。设计院负责解决设计疑难问题。4.1 受电领导小组（联系电话见附表1）4.1.1送电领导小组：组 长：XXXX5. 受电前应具备的条件及受电步骤（见附图）5.1 受电前应具备的条件5.1.1 本次受电范围内一、二次设备应全部安装完毕，设备标志、编号齐全准确，经检查验收合格，提交正式安装验收报告。5.1.2与本次受

8、电有关的保护、测量、信号及控制回路均调试完毕，保护根据“定值通知单”整定完毕且传动试验动作正确，回路经试验正确无误，经验收检查合格。5.1.3 500KV升压站内相关断路器、刀闸、接地刀闸、PT刀闸之间的联锁试验正确无误，经验收检查合格。5.1.4 受电范围内所有一次设备电气交接试验合格，并提交电气试验报告。5.1.5受电范围内接地网系统安装工作全部结束,符合设计要求和交接试验规程规定，经验收合格并有相关报告。5.1.6 1号和2号高备变有载调压装置调试完毕，且动作可靠，方向正确，直流接触电阻测试合格。5.1.7 1号启备变分接头位置符合电厂运行要求，并三相一致。5.1.8 以上所述3台变压器

9、本体无缺陷，外表整洁，无渗漏油和油漆脱落现象，变压器上无杂物，安装坡度合格，测温表经校验合格且指示正确，事故排油设施完好。5.1.9 3台变压器和2台并联的电抗器的外壳应接地良好，接地电阻合格，各部油位正常，各阀门开闭位置正确，油色正常，绝缘油化学分析及耐压试验合格, 本体瓦斯继电器经专业部门校验合格。5.1.10 所有与本次受电有关设备的临时桥架及接地线应全部拆除，套管和绝缘子应清洁，无裂纹，受电有关部分均应装设围栏并挂“止步高压危险”标示牌。5.1.11 变压器高压侧开关、隔离刀闸、接地刀闸及中性点接地电阻回路调试完毕。5.1.12 受电设备的测量系统及变压器和线路所用的故障录波系统调试完

10、毕，具备投运条件。5.1.13 NCS网络监控、五防监控系统、远动及遥测系统具备投运条件。5.1.14 与本次受电有关的直流电源系统、交流电源（外加临时刀闸动力电源）、UPS具备投运条件，并安全可靠。5.1.15 500KV母线保护调试完毕，CT接入母差回路，保护停用中，受电后可以马上带负荷检查500KV母差保护，1、2号高备变，1号启备变间隔电流回路接线正确性。1、2号高备变安装临时保护，定值整定，传动试验正确且停用中。5.1.16 1、2号高备变500KV断路器失灵保护调试完毕，并验收合格。5.1.17 受电范围内一、二次设备处配备足够的消防器材，有正常照明及事故照明。5.1.18 带电范

11、围内场地平整，通道畅通，通风良好，电缆沟盖板齐备，防鼠措施完备。所有端子箱有防沙措施。（500KV站内电缆孔洞封堵完毕）5.1.19 与受电有关的所有一、二次设备应清扫干净，无灰尘及杂物。5.1.20 受电范围内PT二次开口三角处消谐装置可投入使用，如无消谐装置则加装临时消谐装置。5.1.21 500KV线路一次定相完毕，线路对调完毕。两段35KV母线静态一次定相完毕。5.1.22 受电时电厂与调度之间通信良好。5.1.23 单控室和带电区之间有可靠的通讯联系，受电时3台变压器处、2台并联电抗器处、500KV升压站内、35KV母线配电室内、10KV母线配电室内设专人进行监视并配有对讲机。5.1

12、.24 运行班组已成立，运行人员具备上岗条件，受电前备齐操作票、运行记录和继电保护运行记录。5.1.25 受电前，运行人员测量3台变压器、2台并联电抗器、2段35KV母线、6段10KV厂用母线绝缘。5.1.26 受电前，临时将轻瓦斯改为跳闸，用变压器瓦斯保护做跳闸试验, 保护出口跳变压器高、低压侧开关，然后分别用厂用高压母线备用电源进线过流保护做跳闸试验。5.1.27 参加受电的人员要熟悉下发的受电启动方案，受电时要坚守各自岗位，服从指挥，并且在受电前向运行人员进行技术交底。5.2受电启动时的保护配置5.2.1 由于此次受电是本侧升压站由白巴1号2号线从对侧巴林变电所引入电源，所以在白音华金山

13、发电有限公司升压站内部发生故障时，对侧巴林变电所线路保护临时套应能迅速跳闸，作为此次受电时的主保护。5.2.2 由于未经带负荷检查，受电启动时白音华金山发电有限公司母差保护退出，线路保护投入；1号和2号电抗器的保护投入。5.2.3 1和2号高备变、1号启备变、1号和2号电抗器冲击时差动、高压侧复压过流、中性点过流灵敏段、瓦斯和压力释放保护皆作为主保护投入。 5.2.4 35KV厂用母线I段、II段受电时，I段、II段和母联电源开关速断、过流保护投入。5.2.5 10KV厂用母线IA段、IB段、A段、B段、公用IA段、IB段（加母联开关）受电时备用电源进线开关速断、过流保护投入。10KV厂用段弧

14、光保护投入。5.3受电试验步骤及措施5.3.1 受电前的准备工作5.3.1.1按受电方案的组织机构，通知有关人员到岗。5.3.1.2确认电厂500KV升压站内所有开关、刀闸、接地刀闸均在断开位置。5.3.1.3确认500KV线路无电压。5.3.1.4再次确认500KV升压站母线绝缘正常。5.3.1.5确认500KV升压站继电保护全部停用。5.3.1.6确认500KV升压站直流工作电源和交流工作电源工作正常。5.3.1.7检查500KV升压站PT二次空气开关在断开位置。 5.3.1.8确认两段35KV母线系统上的手车式开关全部在分闸状态，并全部拉至试验位置,二次插头断开，控制电源断开。5.3.1

15、.9确认10KV厂用母线IA段、IB段、IIA段、IIB段，公用IA、IB段及母联开关受电时工作与备用电源进线开关及进线PT在间隔外，在小车开关上挂 “禁止合闸，有人工作”标示牌。5.3.1.10在1号、2号主变出口高压侧500KV升压站门型构架处三相断引完毕。5.3.1.11在500KV升压站5022、5023、5031、5032开关加装临时合流相电流速断保护，保护定值已按临时定值单整定完毕，且保护在停用中。5.3.1.12修改35KV的IA、IB母线工作进线开关及1号启备变高压侧开关、低压侧开关、阜矿1号、2号线电源开关过流保护临时定值，按临时定值单整定完毕，且保护停用中。5.3.1.13

16、将1号、2号高备变， 1号启备变，1号和2号电抗器轻瓦斯保护加跳闸回路。5.3.1.14对受电范围内的一次设备进行绝缘检查，检查结果要符合规程规定。5.3.1.15退出500KV线路保护、母差保护，将1、2号高备变高压侧开关5022、5023、5031、5032失灵保护改为发信号。5.3.1.16用1、2号高备变，1号启备变，1号和2号电抗器瓦斯保护、差动保护和零序电流保护做跳闸试验。5.3.1.17用厂用高压母线备用电源进线过流保护做跳闸试验。5.3.1.18通知调度白音华金山发电有限公司500KV升压站受电工作准备完毕。5.3.2 500KV升压站受电5.3.2.1白巴1号线受电的操作：（

17、1） 在1号线路1号电抗器保护屏投入电抗器电气量及非电气量保护。（2）得调度令投入白巴1号线线路两套保护。（3） 确认1号线路接地刀闸5011217、1号线路电抗器接地刀闸501167在断位；5011、5012开关及两侧刀闸50111、50112、50121、50122在断开位置，合上1号电抗器50116隔离刀闸。投入电压互感器TV3二次空气开关（申请白巴1号线受电）（4）得调度令后白巴1号线及1号电抗器第一次冲击试验。（5) 检查避雷器F2、F3，出线并联电抗器7AT，投运状况。（6)检查线路侧电压互感器TV3的一次状况，测量二次电压及相序。（7)将白巴1号线的1号电抗器两套微机保护轮停，测

18、相位，正确后将白巴1号线1号电抗器两套微机保护投入正常方式。 （8）进行白巴1号线的1号电抗器第二、三、四、五次冲击试验，冲击五次结束后，白巴1号线停电。5.3.2.2白巴2号线受电的操作：（1） 投入白巴2号线路的2号电抗器电气量及非电气量保护。（2） 得调度令投入白巴2号线线路两套保护。（3） 确认2号线路接地刀闸503317、2号线路电抗器接地刀闸503367在断位；5032、5033开关及两侧刀闸50321、50322、50331、50332在断开位置，合上2号电抗器50336隔离刀闸。投入电压互感器TV8的二次空气开关（申请白巴2号线受电）。(4） 得调度令后白巴2号线及2号电抗器第

19、一次冲击试验。(5） 检查避雷器F7、F8，出线并联电抗器8AT，投运状况。(6） 检查线路侧电压互感器TV8的一次状况，测量二次电压及相序。(7） 将白巴2号线2号电抗器两套微机保护轮停，测相位，正确后将白巴2号线2号电抗器两套微机保护投入正常方式。(8） 进行白巴2号线2号电抗器第二、三、四、五次冲击试验，第五次结束后，白巴2号线停电。5.3.2.3 500KV升压站母线及各串元件充电：(1） 确认500KV升压站第一串501117、501127、5011217、501217、501227、501317、5013117、501327接地刀闸在断位。(2） 确认500KV升压站第二串5021

20、17、502127、5021217、502217、502227、502317、5023117、502327接地刀闸在断位。（3） 确认500KV升压站第三串503117、503127、5031217、503217、503227、503317、5033117、503327接地刀闸在断位。（4） 确认500KV升压站I、II母线接地刀闸5117、5127、5217、5227、5237、5247在断位。（5） 合上50111、50112、50121、50122、50131、50132、50211、50212、50221、50232、50311、50332刀闸；合上5011、5012、5013、502

21、1、5022、5023、5031、5033开关。（6）确认5032开关在断位，确认50321、50322、50222、50231、50312、50331刀闸在断位。投入电压互感器TV1、TV2 、TV4、TV5二次空气开关。（7）联系调度白巴1号线受电，给500KV升压站母线及各串元件充电。（8）拉开5033开关，合上50331、50322刀闸及5032开关。（9）合上5033开关给白巴2号线充电。（10）检查设备情况，测量I、II母线和1号、2号主变高压侧出口电压互感器TV1、TV2 、TV4、TV5二次电压及相序。（11）分别进行白巴1号线路TV3与500KV I母线TV1、500KV I

22、I母线TV2、1号主变TV4、2号主变TV5、白巴2号线路TV8，500KV I母线TV1与500KV II母线TV2，白巴2号线路TV8与500KV I母线TV1、500KV II母线TV2、1号主变TV4、2号主变TV5，1号主变TV4与2号主变TV5二次核相。5.3.2.4 检查开关同期回路正确性（1）检查5011开关入1号线1号主变串测控屏50111刀闸二次接点；（2）分别检查5012开关入1号线1号主变串测控屏和1号机组同期屏的50121刀闸二次接点，50122刀闸二次接点；（3）分别检查5013开关入1号线1号主变串测控屏和1号机组同期屏的50131刀闸二次接点，50132刀闸二次

23、接点；(4）分别检查5021开关入2号主变1号高备变串测控屏和2号机组同期屏的50212刀闸二次接点，50211刀闸二次接点；(5）检查5033开关入2号线2号高备变串测控屏的50332刀闸二次接点，50331刀闸二次接点。5.3.2.5测量5012、5013、5033间隔CT相位；500KV II母线（5013、5033开关）母差保护CT相位、差流，保护停用中。5.3.2.6投入5012、5013、5033开关非全相保护及失灵保护。5.3.2.7拉开5033开关，白巴2号线停电；拉开5013开关及两侧刀闸50131、50132。5.3.2.8合上5033开关，联系调度白巴2号线受电，进行白巴

24、2号线给II母线充电。5.3.2.9分别进行白巴2号线路TV8与500KV I母线TV1、白巴1号线路TV3、1号主变TV4、2号主变TV5以及500KV I母线TV1与500KV II母线TV2二次核相。（实际是一次系统核相）5.3.2.10 2号高备变冲击试验（1）确认2号高备变低压侧接地刀闸350217、3502117断开。分接头在9B位置。（2）投入2号高备变电气量及非电气量保护, 投入电压互感器TV7二次空气开关。（3）退出白巴2号线线路纵联保护运行，投入两套变压器后备保护(或者投入5031、5032临时合流相电流保护。) 将复压过流保护的复压元件退出，使复压过流保护变为纯过流保护，

25、延时修改为0.1S。其它保护投入。（4）检查2号高备变低压侧开关1ACB06在试验位。（5）合上2号高备变低压侧刀闸35021。（6）拉开5032开关，合上50321刀闸。（7）合上开关5032进行2号高备变第一冲击，检查2号高备变本体，同时对冲击录制波形。(8）运行5分钟，拉开5032开关，停止5分钟，合上5032开关进行第二次冲击2号高备变试验。 (9）运行5分钟，拉开5032开关，停止5分钟，合上5032开关次进行第三次冲击2号高备变试验。(10）运行5分钟，拉开5032开关，停止5分钟，合上5032开关次进行第四次冲击2号高备变试验。(11）运行5分钟，拉开5032开关，停止5分钟，合

26、上5032开关次进行第五次冲击2号高备变试验。（12）测量2号高备变TV7二次电压幅值及相序，并进行2号高备变TV7与白巴2号线路TV8、500KV I母线TV1、500KVII母线TV2二次核相。（13）检查5031、5032开关同期回路接线正确（做条件短接50312刀闸接点35G）。检查5031开关进入2号线2号高备变串测控屏的50311刀闸二次接点。检查5032开关进入2号线2号高备变串测控屏的50321刀闸二次接点；50322刀闸二次接点。(14)2号高备变冲击、测量工作结束后保持运行状态。(15）短接50312刀闸条件恢复。5.3.2.11 1号高备变冲击试验(1)确认1号高备变低压

27、侧接地刀闸350117、3501117断开。（2)投入1号高备变电气量及非电气量保护, 投入电压互感器TV6二次空气开关。（3)投入5022、5023两套变压器后备保护(或者投入5022、5023临时合流相电流保护。) 将复压过流保护的复压元件退出，使复压过流保护变为纯过流保护，延时修改为0.1S。其它保护投入。（4)检查1号高备变低压侧开关1ACA06在试验位。（5)合上1号高备变低压侧刀闸35011。（6)拉开5023开关，合上50231刀闸。（7）合上开关5023进行1号高备变第一冲击，检查1号高备变本体，同时录制波形。（8）运行5分钟，拉开5023开关，停止5分钟，合上5023开关进行

28、第二次冲击1号高备变试验。（9）运行5分钟，拉开5023开关，停止5分钟，合上5023开关次进行第三次冲击1号高备变试验。（10）运行5分钟，拉开5023开关，停止5分钟，合上5023开关次进行第四次冲击1号高备变试验。（11）运行5分钟，拉开5023开关，停止5分钟，合上5023开关次进行第五次冲击1号高备变试验。（12）测量1号高备变TV6二次电压幅值及相序，并进行1号高备变TV6与白巴2号线路TV8、500KV I母线TV1、500KVII母线TV2、1号主变TV4、2号主变TV5二次核相。（13）检查5022、5023开关同期回路接线正确（做条件短接50222刀闸接点23G）。检查50

29、22开关进入2号线2号高备变串测控屏的50221刀闸二次接点。检查5023开关进入2号线2号高备变串测控屏的50232刀闸二次接点；50231刀闸二次接点。（14）1号高备变冲击、测量工作结束后保持运行状态，投入白巴2号线线路纵联保护运行。（15）短接50222刀闸条件恢复。5.3.2.12 500KV升压站I、II母线合环试验：（1）通知调度电厂500KV升压站具备合环条件。（2）得到调度允许后，合上5013开关两侧刀闸50131、50132，合上5013开关第一串合环。（记录合环电流）（3）拉开5022开关，合上50222刀闸。（4）合上5022开关，第二串合环成功。（记录合环电流）（5）

30、拉开5031开关，合上50312刀闸。（6）合上5031开关，第三串合环成功。（记录合环电流）（7）通知调度白巴1号线第一串合环、第二串合环、第三串合环结束。5.3.2.13 35KV段母线冲击试验（1）35KV II段母线冲击试验a 投入35KV I、II段母线进线及母联开关过流保护。b 确认35KV II段母线各负荷开关在试验位置，投入35KV II 段1ACB02消弧装置和PT。c 确认35KV I段1ACA01母联开关及35KV II段1ACB01隔离开关在试验位置。d 将2号高备变低压侧1ACB06开关送至工作位。e 合上2号高备变低压侧开关1ACB06给35KV II段母线充电，检

31、查一、二次设备情况，测量母线PT二次电压及相序。（2）35KV I段母线冲击试验a 确认35KV I段母线各负荷开关在试验位置，投入35KV I 段1ACA02消弧装置和PT。b 确认1号高备变低压侧开关1ACA06在试验位置。c 将35KV II段1ACB01母联隔离开关送至工作位置。d 将35KV I段1ACA01母联开关送至工作位置。e 合上35KV I段1ACA01母联开关。f 检查一、二次设备情况，测量35KVI母线PT二次电压及相序；两段母线PT二次核相。g 将阜矿1号、2号线电源开关过流保护投入。h 分别对阜矿1号、2号线进行冲击试验，冲击结束停止阜矿1号、2号线运行，恢复阜矿1

32、号、2号线电源开关过流保护正常运行。i 冲击结束，将阜矿1号、2号线电源开关1ACA03、1ACB03拉出间隔位置。j 拉开35KV I段母线1ACA01母联开关，将开关拉出间隔。k 将1号高备变低压侧1ACA06开关送至工作位。l 合上1号高备变低压侧开关1ACA06给35KV I段母线充电。m 再次进行35KV I、II段母线PT核相。5.3.2.14 1号启备变系统冲击试验（1）确认1号启备变高压侧刀闸35012、接地地刀350127在断开位置，1起/备变高压电缆侧接地刀闸3501217在断开位置。（2）确认1号启备变高压侧1ACA05开关和各段10KV厂用母线备用电源进线（1BBA03

33、、1BBB03、ABCA02、ABCB02、2BBA03、2BBB03）开关小车在试验位置。（3）投入1号启备变电气量保护及非电量保护。投入1号启备变高压侧电源开关过流保护。解除1号高备变的两套差动保护。（4）检查1号和2号机10KV厂用1A段、1B段、2A段、2B段和公用1A段、1B段备用进线PT（1BBA04、1BBB04、2BBA04、2BBB04、ABCA01、ABCB01）小车一次保险。（5）将1号和2号机10KV厂用1A段、1B段、2A段、2B段和公用1A段、1B段备用进线PT（1BBA04、1BBB04、2BBA04、2BBB04、ABCA01、ABCB01）小车一次保险投入，并

34、将PT小车推入工作位置，PT二次空开投入。（6）首次受电时，1号启备变冷却装置停止，以便倾听变压器带电时有无异音。（7）合上1号启备变高压侧刀闸35012。 （8）将1号启备变高压侧1ACA05开关推入工作位置。（9）在1号启备变冲击前，启动录波装置录取冲击过程中出现的励磁涌流波形。（10）远方合1号启备变高压侧开关1ACA05，进行1号启备变第一次冲击，冲击中观察保护情况，检查并倾听变压器有无异常。（11）检查励磁涌流波形，从波形图中检查变压器是否正常。（12）以上检查无异常后，拉开1号启备变高压侧开关1AC05， 1号启备变第一次冲击完毕。（13）以后每隔5分钟对1号启备变冲击一次，每次1

35、号启备变带电运行5分钟后拉开高压侧开关1AC05，并录取励磁涌流波形，共进行5次。（14）第5次1号启备变冲击试验结束后， 保持1号启备变在带电状态， 1号启备变冲击试验完毕。5.3.2.15 1号机厂用段10KV母线系统受电（1）投入10KV厂用母线1A段和1B段备用电源进线（1BBA03、1BBB03）开关过流保护及弧光保护。（2）确认10KV厂用母线1A段和1B段工作进线（1BBA02、1BBB02）开关、进线PT（1BBA01、1BBB01）小车及所有负荷开关小车在试验位置，二次插头和控制直流断开。（3）投入10KV厂用母线1A段和1B段母线PT（1BBA21、1BBB21）消谐装置。

36、（4）确认1号机10KV厂用1A段、1B段备用进线PT（1BBA04、1BBB04）小车在工作位。（5）将10KV厂用母线1A段和1B段备用电源进线（1BBA03、1BBB03）开关推入工作位置并将控制直流投入。（6）远方合10KV厂用工作母线1A段备用电源进线1BBA03开关使1A段母线带电。（7）检查10KV厂用母线1A段PT和1A段备用进线PT运行情况，测量1A段母线PT和1A段备用进线PT二次电压及相序，确认正确。（8）远方合10KV厂用1B段备用电源进线1BBB03开关使1B段受电，测量1B段母线PT和1B段备用进线PT二次电压及相序，并进行10KV厂用母线1A段PT与1A段备用进线

37、PT、1B段母线PT与1B段备用进线PT、工作母线1A段PT与1B段母线PT二次核相，确认正确。（9）以上检查无误后保持10KV厂用母线1A和1B段带电状态，结束1A和1B段受电工作。5.3.2.16 公用段10KV母线系统受电（1）分别投入10KV公用母线1A段和1B段备用进线（ABCA02、ABCB02）开关过流保护及弧光保护。（2）确认10KV公用段母线1A段和1B段工作进线（ABCA21、ABCB21）开关、进线PT（ABCA22、ABCB22）小车及所有负荷开关小车在试验位置，二次插头和控制直流断开。将1A段的母联（ABCA20）开关拉到检修位置（在此母线断口处核相）。（3）确认10

38、KV公用段母线1A段和1B段母线PT消谐装置正确投入。（4）分别确认10KV公用段母线1A段和1B段PT一次保险投入，并将PT（ABCA17、ABCB17）小车推入工作位置，合上其二次空开，PT直流开关合上。（5）将10KV公用段母线1A段和1B段备用电源进线（ABCA02、ABCB02）开关，母联开关ABCB20推入工作位置并将控制直流投入。（6）远方合10KV公用段母线1A段备用电源进线ABCA02开关使1A段母线带电。（7）检查10KV公用段母线1A段PT运行情况，测量PT二次电压及相序，确认正确，并进行10KV公用段1A段母线PT与1A段备用电源进线PT二次核相。（8）远方合10KV公

39、用段1B段备用电源进线ABCB02开关使1B段受电，然后测量1B段母线PT二次电压及相序，并进行10KV公用1B段母线PT与1B段备用电源进线PT二次核相。远方合10KV公用段母联开关ABCB20，公用段母线1A与1B段PT一、二次核相（在母联开关ABCA20断口处），确认正确。（9）以上检查无误后保持公用段母线1A和1B段带电状态。将母联（ABCA20）开关推入工作位置，合上母联开关做合环试验，检测合环电流，然后断开母联开关（ABCA20），结束1A和1B段受电工作，两列母线开环运行。（10）请示调度停止白巴1号和2号线路保护，2号高备变。停止1号启备变差动电气量保护。（11）在10KV厂用

40、母线1A段和1B段、2A段和2B段、公用段母线1A段和1B段分别带40006000kW的厂用负荷检查各电流回路的CT相位，同时检查1号高备变、1号启备变保护正确，投入1号高备变、1号启备变电气量保护。（12）恢复35KV IA母线工作进线开关及1号启备变高压侧开关、低压侧开关过流保护临时定值，保护投入。（13）1号高备变、1号启备变轻瓦斯保护由跳闸改为信号（14）1号高备变、1号启备变重瓦斯保护由信号改为跳闸（15）以上检查正确后，汇报调度。5.3.2.17 2号机厂用工作段10KV母线系统受电（1）投入10KV厂用工作母线2A段和2B段备用电源进线（2BBA03、2BBB03）开关过流保护及

41、弧光保护。（2）确认10KV厂用工作母线2A段和2B段工作进线（2BBA02、2BBB02）开关、进线PT（2BBA01、2BBB01）小车及所有负荷开关小车在试验位置，二次插头和控制直流断开。（3）投入10KV厂用工作母线2A段和2B段母线PT（2BBA21、2BBB21）消谐装置。（4）确认2号机10KV厂用工作2A段， 2B段备用进线PT（2BBA04、2BBB04）小车在工作位。（5）将10KV厂用母线2A段和2B段备用电源进线（2BBA03、2BBB03）开关推入工作位置并将控制直流投入。（6）远方合10KV厂用2A段母线备用电源进线2BBA03开关使2A段母线带电。（7）检查10K

42、V厂用母线2A段PT和1A段备用进线PT运行情况，测量2A段母线PT和2A段备用进线PT二次电压及相序，确认正确。（8）远方合10KV厂用2B段备用电源进线2BBB03开关使2B段受电，测量2B段母线PT和2B段备用进线PT二次电压及相序，并进行10KV厂用2A段母线PT与2A段备用进线PT、2B段母线PT与2B段备用进线PT、工作母线2A段PT与2B段母线PT二次核相，确认正确。（9）以上检查无误后保持厂用工作母线2A和2B段带电状态，结束2A和2B段受电工作。5.3.2.18 500KV升压站CT相位测量：(1)拉开5023、5013、5031开关，测量5011、5021、5022开关间隔

43、电流回路CT相位；测量I母线母差保护（5011、5021开关）CT 相位、差流，保护停用中。(2）投入白巴1号线线路保护及5011、5021、5022开关非全相保护及失灵保护。(3）合上5023开关，拉开5022开关，测量5023开关间隔CT相位；测量II母线母差保护（5033、5023开关）CT 相位、差流、差压。(4） 投入500KV升压站II母线母差保护及5023开关非全相保护及失灵保(5）拆除5022、5023开关加装临时合流相电流速断保护。(6）合上35KV IA、IB段母线母联开关1ACA01，检查环流及波形。(7）拉开1号高备变低压侧开关1ACA06。(8） 测量5032开关间隔

44、、2号高备变电流回路的CT相位正确，投入2号高备变电气量保护及5032开关非全相保护及失灵保护。(9）合上5031开关，拉开5032开关，测量5031开关间隔CT 相位；测量I母线母差保护（5031、5011开关）CT 相位，差流、差压。(10）投入500KV升压站I母线母差保护、5031开关非全相保护及失灵保护、白巴2号线线路保护。(11）将2号高备变轻瓦斯保护由跳闸改为信号。(12)将2号高备变重瓦斯保护由跳闸改为信号。(13)恢复5031、5032开关加装临时合流相电流速断保护。(14)合上5032开关，拉开5021、5012开关，拉开50121、50122、50131、50132、50

45、211、50212、50221、50222刀闸。(15)合上1号高备变低压侧开关1ACA06。(16)拉开35kV I、II段母线母联开关1ACA01。(17)确认1号、2号高备变、1号启备变、白巴1号线、2号线保护正常投入(18）将白巴1号、2号线路对侧巴林变电所临时套定值改回正常运行定值(19）恢复1号、2号主变出口高压侧500KV升压站门型构架处三相母线断引。6. 保护配置及调试质量检验标准6.1 保护配置本次受电范围内设备的保护装置主保护，装置设有的保护如下表所示。6.1.1 7AT电抗器保护配置表序号 保护名称保护跳闸方式及动作出口压板1差动保护瞬时2匝间保护3过流延时4过负荷延时5

46、接地电抗器过负荷延时6重瓦斯保护瞬时7轻瓦斯保护瞬时8压力释放瞬时9突发压力速动瞬时10绕组温度11油位异常6.1.2 8AT电抗器保护配置表序号 保护名称保护跳闸方式及动作出口压板1差动保护瞬时2匝间保护3过流延时4过负荷延时5接地电抗器过负荷延时6重瓦斯保护瞬时7轻瓦斯保护瞬时8压力释放瞬时9突发压力速动瞬时10绕组温度11油位异常126.1.3 1号高备变保护配置表序号 保护名称保护跳闸方式及动作出口压板1差动保护（压板LP1）瞬时2高压侧复压过流（压板LP2）延时3过激磁（压板LP3）4高压侧零序过流（压板LP6）延时5过负荷调压闭锁（LP10）延时6启动通风1、2（LP11、12）7

47、本体重瓦斯保护（压板8LP7）瞬时8轻瓦斯保护9有载调压重瓦斯（压板8LP8）瞬时10本体压力释放（8LP10）瞬时11本体压力继电器（8LP9）瞬时12有载调压压力释放（8LP12）瞬时13有载调压压力继电器（8LP11）瞬时14油温高15绕组温度高16油位异常6.1.4 2号高备变保护配置表序号 保护名称保护跳闸方式及动作出口压板1差动保护（压板LP1）瞬时2高压侧复压过流（压板LP2）延时3过激磁（压板LP3）4高压侧零序过流（压板LP6）延时5过负荷调压闭锁（LP10）延时6启动通风1、2（LP11、12）7本体重瓦斯保护（压板8LP7）瞬时8轻瓦斯保护9有载调压重瓦斯（压板8LP8）

48、瞬时10本体压力释放（8LP10）瞬时11本体压力继电器（8LP9）瞬时12有载调压压力释放（8LP12）瞬时13有载调压压力继电器（8LP11）瞬时14油温高15绕组温度高16油位异常6.1.5 1号启备变保护配置表序号 保护名称保护跳闸方式及动作出口压板1差动保护（压板LP1）瞬时2高压侧复压过流（压板LP2）延时3高压侧零序过流（压板LP3）延时4A绕组零序过流（I段LP5，II段LP6）I段5II段6B绕组零序过流（I段LP8，II段LP9）I段7II段8压力释放（QP3）瞬时9启动通风1、2（LP11、12）10重瓦斯保护（QP1）瞬时11轻瓦斯保护12油位异常13油温高14绕组温度

49、高1510KV分支1A分支过流保护延时1610KV分支1B分支过流保护延时1710KV分支1C分支过流保护延时1810KV分支2A分支过流保护延时1910KV分支2B分支过流保护延时2010KV分支2C分支过流保护延时21启备变I分支零序过流保护延时22启备变II分支零序过流保护延时6.1.6 500KV临时加装相电流速断保护配置表序号开关及保护名称保护跳闸方式及动作出口压板15022速断保护25023速断保护35032速断保护45033速断保护6.1.7 35KV进线及母联保护配置表序号开关及保护名称保护跳闸方式及动作出口压板1速断、过流保护2速断、过流保护3速断、过流保护6.1.8 35K

50、V 负荷馈线保护配置表序号开关及保护名称保护跳闸方式及动作出口压板11号阜矿速断、过流保护22号阜矿速断、过流保护6.1.9 在就地母线室的10.5 KV备用分支进线保护配置表序号备用开关及保护名称保护跳闸方式及动作出口压板11BBA03速断、过流保护21BBB03速断、过流保护32BBA03速断、过流保护12BBB03速断、过流保护2ABCA02速断、过流保护3ABCB02速断、过流保护冲击1号、2号高备变时，保护只投入1号、2号高备变差动和瓦斯跳闸保护，由500KV母线向1号、2号高备变充电时，母线差动保护暂时退出，等1号启备变带上厂用6个段的负荷后可将其余保护依次投入（在1号启备变带厂用负荷前，将1号启备变差动保护先退出）。等带一定负荷检查母线差动、1号启备变差动保护接线正确后再投入相应差动保护功能。6.2 调试质量检验标准6.2.1受电范围内的所有一次设备在额定电压下运行状况良好。6.2.2 所有CT二次回路无开路现象，PT二次无短路现象，电压相序正确。6.2.3 与受电有关的控制回路正确，信号及闭锁回路完好。6.2.4 保护装置运行稳定，动作正确。6.2.5 变压器