《750kv升压站受电调试措施全套.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《750kv升压站受电调试措施全套.docx（17页珍藏版）》请在课桌文档上搜索。
1、750kv升压站受电调试措施全套1.概况1.1 系统描述二期采用750kV电压等级接入系统，750kV出线2回，1回至灵州750kV换流站，线路长度大约36km,另一回经方家庄电厂至灵州750kV换流站，线路长度大约22km。厂内新建750kV配电装置，2660MW机组以发电机一变压器组方式接入厂内750kV配电装置，电气主接线为3/2断路器接线。厂内750kV配电装置母线上装设一组370MVar（容量暂定）的750kV并联电抗器。2 .编写依据2.1 火力发电建设工程启动试运及验收规程DL/T5437-20092.2 火力发电建设工程机组调试质量验收与评价规程DL/T5295-201323火
2、电工程达标投产验收规程国家能源局DL5277-20122.4 火力发电建设工程机组调试技术规范国家能源局DL/T5294-20132.5 电力建设安全工作规程第一部分：火力发电DL5009.1-20142.6 防止电力生产事故的二十五项重点要求及编制释义国家能源局发2014161号2.7 工程建设标准强制性条文（电力工程部分）20112.8 施工图纸电气部分2.9 厂家技术说明书及图纸3 .调试目的及目标3.1 通过本系统倒送电工作,进一步检验75OkV系统电气设备的设计、安装质量，设备的运行特性，为75OkV升压站系统能够长期、安全、稳定地运行，以及下一步机组的分步试运提供安全可靠的电源，使
3、之满足机组安全可靠的运行要求。3.2 在调试过程中严格按照控制措施对重要环境因素和不可容许风险进行控制，防止发生火灾及触电，防止CT开路、PT短路，防止主设备损坏事故。4 .送电应具备的条件4.1 与倒送电有关的一、二次设备均应安装调试结束并经验收合格，报告齐全。4.2 倒送电领导小组已经成立。4.3 倒送厂用电具体方案已经审批完毕，并已向调度汇报，经调度认可。4.4 运行规程、图纸审批完毕。4.5 运行人员经过规程、现场学习当班考试合格，学习、熟悉倒送电方案。倒送电操作票准备完毕。4.6 安全器具、仪器仪表准备完毕。4.7 设备标识正确、齐全。4.8 75OKV升压站的NCS系统、五防操作系
4、统已具备投用条件，远控750KV升压站各间隔设备正常，与调度通讯、远动畅通。控制、保护、测量、信号、报警回路正确，符合设计及启动规程要求。4.9 DCS、NCS电气倒送电相关部分已具备投用条件，与倒送电有关的开关和刀闸经DCS操作正确；控制、保护、测量、信号、报警回路正确，符合设计及启动规程要求。4.10 受电系统的土建、正式门窗、正式照明、防护挡板、消防器材、消防管路已完成，并经相关监督部门按程序进行检查后方允许系统带电。4.11 受电部分及周围场地应清理完毕，保证道路畅通，场地清洁，照明充足。4.12 升压站的接地系统应完成，接地电阻符合要求。4.13 直流系统、UPS电源已调试完备，应保
5、证重要设备的直流系统交流电源安全可靠。4.14 升压站各间隔所有开关均处于冷备用状态，隔离刀闸应断开，接地刀闸在断开位置。4.15 继电保护定值单下达，继电保护装置的定值与整定通知书相符。4.16 调度、集控室、750KV升压站现场之间的通讯设施齐备、畅通。5 .措施执行5.1 本措施经批准后，由广州粤能电力科技开发有限公司组织实施。本措施不能作为实际的受电操作票使用，具体的受电操作应严格按电厂的操作票进行。5.2 750kV二期启备变间隔受电完毕，受电范围内涉及的设备均交由电厂运行部管理。53受电过程中由电厂运行人员进行操作，安装及调试人员配合并监督受电工作。5.4 上海电力监理咨询有限公司
6、在受电过程中做技术监督工作。5.5 未尽事宜，经试运领导小组协调后交有关方面执行。5.6 调试仪器设备及工器具序号名称数量提供单位1三相继电保护测试仪1个广州粤能2相位表1个广州粤能3相序表1个广州粤能4数字万用表1个广州粤能6 .受电范围75OkV升压站I、II母KOABAo4、KOABAo5母线及受电间隔附属设备。7 .送电前的检查及准备工作7.1 750kV升压站7.1.1 750kV第一间隔系统准备及检查工作a.750kV升压站第一串中开关K0ABA01GS002开关、75OkV升压站第一串I母边开关Koabaoigsooi开关、75OkV升压站第一串11母边开关koabaoigsoo
7、3开关两端连接导线紧固良好，开关在断开位置，设备状态在NCS操作界面反映正常。b.750kV升压站第一串中开关I母侧隔离开关K0ABA01GS203隔离开关、75OkV升压站第一串中开关11母侧隔离开关K0ABA01GS204隔离开关、750kV升压站第一串I母边开关I母侧隔离开关K0ABA01GS201隔离开关、75OkV升压站第一串I母边开关11母侧隔离开关K0ABA01GS202隔离开关、750kV升压站第一串11母边开关I母侧隔离开关K0ABA01GS205隔离开关、750kV升压站第一串II母边开关II母侧隔离开关K0ABA01GS206隔离开关、750kV出线一隔离开关KoABAO
8、lGS207隔离开关、#3主变高压侧隔离开关KOABAoIGS200隔离开关，隔离开关在断开位置，设备状态在NCS操作界面反映正常。c.750kV升压站第一串中开关I母侧隔离开关接地刀闸KOABAOIGS305接地刀闸、750kV升压站第一串中开关II母侧隔离开关接地刀闸K0ABA01GS306接地刀闸、750kV升压站第一串I母边开关开关侧隔离开关接地刀闸K0ABA01GS303接地刀闸、75OkV升压站第一串工母边开关11母侧隔离开关接地刀闸KOABAOIGS304接地刀闸、750kV升压站第一串11母边开关开关侧隔离开关接地刀闸K0ABA01GS307接地刀闸、750kV升压站第一串II
9、母边开关II母侧隔离开关接地刀闸KoABAOlGS308接地刀闸、750kV出线一隔离开关开关侧接地刀闸KOABAOIGS310接地刀闸、#3主变高压侧隔离开关开关侧接地刀闸KOABAOIGS301接地刀闸，接地刀闸在断开位置（除#3主变高压侧隔离开关主变侧接地刀闸KOABAOIGS300接地刀闸、75OkV出线一隔离开关出线侧接地刀闸K0ABA01GS311接地刀闸、750kV升压站第一串I母边开关工母侧隔离开关接地刀闸K0ABA01GS302接地刀闸、750kV升压站第一串II母边开关II母侧隔离开关接地刀闸KOABAOlGS309接地刀闸在合闸位置以外），设备状态在NCS操作界面反映正常
10、。e.检查750kV开关柜接线端子完整,螺丝紧固，回路联片已连接,CT二次无开路，PT二次无短路现象。7.L2750kV开关控制箱、隔离刀闸控制箱检查：a.检查各间隔控制电源、储能电源（电机电源）开关已合闸上。b.检查各电流电压回路接线完整，螺丝紧固，无开路和短路现象。e.检查断路器操作转换开关在远方位置，隔离刀闸转换开关在远方位置。d.检查控制回路、信号回路接线正确、完整，螺丝紧固，无接线松动、虚接现象。7.1.3750kV第二间隔系统准备及检查工作a. 750kV升压站电抗器侧开关K0ABA02GS001开关，两端连接导线紧固良好，开关在断开位置，设备状态在NCS、DCS操作界面反映正常。
11、b. 750kV升压站电抗器侧隔离开关K0ABA02GS201隔离刀闸，隔离开关在断开位置，设备状态在NCS、DCS操作界面反映正常。c. 750kV升压站电抗器侧隔离开关接地刀闸KOABAO2GS303接地刀闸，接地刀闸在断开位置，设备状态在NCS、DCS操作界面反映正常。d.检查乃OkV开关柜接线端子完整，螺丝紧固，回路联片已连接，CT二次无开路，PT二次无短路现象。1.1.2 750kV第二间隔开关控制箱、隔离刀闸控制箱检查：a.检查各间隔控制电源、储能电源（电机电源）开关已合闸上。b.检查各电流电压回路接线完整，螺丝紧固，无开路和短路现象。c.检查断路器操作转换开关在远方位置，隔离刀闸
12、转换开关在远方位置。d.检查控制回路、信号回路接线正确、完整，螺丝紧固，无接线松动、虚接现象。1.1.3 750kV第三间隔系统准备及检查工作与第一间隔大致相同，这里就不在叙述。1.2 送电范围内所有电气设备绝缘电阻检测合格，并有测量记录。1.3 带电前测量交流回路的直流电阻；检查同一CT三相电流回路直阻是否平衡。检查电流、电压二次回路接地点与接地状况。打印保护装置正式定值，并与保护定值通知单进行逐项核对；检查软压板，确认软压板投退情况与定值要求致。8 .送电的方法及步骤8.1 升压站受电（以75OkV出线一受电为例）8.1.1 750kV升压站第一串11母边开关K0ABA01GS003开关送
13、电至11母K0ABA05母线：a.确认750kV出线一隔离开关出线侧接地刀闸K0ABA01GS311接地刀闸在断开位置，并在操作把手上悬挂“禁止合闸，有人工作标示牌；检查完毕后，断开其操作电源小空开。b.确认75OkV升压站第一串I母边开关I母侧隔离开关接地刀闸K0ABA01GS302接地刀闸、75OkV升压站第一串！母边开关II母侧隔离开关接地刀闸K0ABA01GS309接地刀闸在断开位置，并在操作把手上悬挂禁止合闸，有人工作标示牌；检查完毕后，断开其操作电源小空开。c.再次确认本间隔所有接地刀闸在断开位置，并在操作把手上悬挂禁止合闸，有人工作标示牌；检查完毕后，断开其操作电源小空开。d.确
14、认750kV出线一隔离开关K0ABA01GS207隔离开关在断开位置，750kV升压站第一串11母边开关KoABAoIGS003开关在断开位置，投入充电保护，检查完毕后，合上其操作电源小空开。e.按照调度操作命令依次合上相对应的隔离刀闸，DCS操作界面反映无异常后,在DCS远方操作界面上合750kV升压站第一串II母边开关K0ABA01GS003开关。如就地发现异常现象，立即断开开关，对相关一次设备进行检查；如无异常，运行5分钟后断开开关，间隔5分钟后在操作冲击三次。8.1.2 750kV升压站第一串中开关K0ABA01GS002开关送电至I母KOABAO4母线：a.确认本间隔所有接地刀闸包括
15、母线接地刀闸在断开位置，并在操作把手上悬挂“禁止合闸，有人工作标示牌；检查完毕后，断开其操作电源小空开。b.根据运行操作票依次在DCS或者NCS远方合上750kV第一串相关隔离刀闸，远方DCS或者NCS合上750kV升压站第一串I母边开关K0ABA01GS001开关，单侧无压合上750kV升压站第一串中开关K0ABA01GS002开关给母线I充电，如就地发现异常现象，立即断开开关，对线路及开关设备进行检查；如无异常，运行5分钟后断开开关，然后在操作冲击三次。8.2 升压站电抗器充电：a.确认本间隔所有接地刀闸在断开位置，并在操作把手上悬挂禁止合闸，有人工作标示牌；检查完毕后，断开其操作电源小空
16、开。b.远方合I母至电抗器隔离刀闸，检查合到位后远方合电抗器侧断路器，如就地发现异常现象，立即断开开关，对相关一次设备进行检查；如无异常，运行5分钟后断开开关，然后在操作冲击三次。8.3 测量升压站内所有装置PT二次测进线及装置采样值，并进行线路、工母、11母PT二次核相。8.4 中开关是否和环运行，需要和调度进行协商来确定。操作前要进行在电压互感器二次进行核相。9 .环境及健康安全9.1 环境因素识别评价识别环境管理体系覆盖范围内的活动、产品和服务中能够控制的、或能够对其施加影响的环境因素，并确定重要环境因素，以便进行管理、控制和更新。识别和评价的结果见项目部环境因素识别评价表。9.2 危险
17、源辨识评价充分识别所有进入工作场所人员的活动、工作场所设施的危险源，并对其进行风险评价和风险控制。识别和评价的结果见项目部危险源辨识评价表及不可容许风险清单。9.3 危险点分析及预防措施通过对单体调试和分系统调试过程中存在的危险源进行风险评价，确定了以下几个重要的危险点，并提出相应的预防措施进行风险控制：调试安全风险控制计划1、编码：编制日期：2016年10月15日版本：A2、工程项目：神华国华宁东发电厂二期2660MW扩建工程机组号：#33、施工项目：750KV升压站受电措施序号危险点描述拟采取安全技术措施风险等级控制责任单位/人确认方法时机班组部项主贝门目任部人1二次回路检查测绝缘，防止人
18、身触电措施L使用兆欧表测二次回路绝缘,应有两人担任。2 .测量用的导线应绝缘良好,端部应有绝缘套。3 .测量绝缘时,应验明回路确无电压，并无人工作。4 .工作人员、兆欧表的位置要合适,导线长度适宜,并与带电保护屏,保持安全距离。XSPVV2装置试验,防止人身触电措施1 .接引电源时，试验电源的容量及电压等级要符合要求。2 .验设备与电源之间要有空气开关隔离，熔断容量要合适,不要选择过大。3 .电源线要GAT绝缘良好，端部接有插头；接引电源时，要带绝缘手套；使用的工具要有绝缘套。4.二次回路通电试验前，应第二人检查无误,回路上确无人工作后，方可试验。防止调L保护要严SAP试误整格执行定值通定措施
19、知单整定。2 .试验台切换开关的位置及仪表的档位要准确。3 .要按试验规程调试，复试定值不准确时，要首先检查方法是否正确。4 .要做好试验记录；试验用仪器仪表要定期检验合格。4调试仪1.试验电源YAPVV器,防止仪表损坏措施的电压等级要符合试验仪器的要求。2 .试验仪器仪表的档位要准确；给电前检查调压器是否零位。3 .试验接线应经第二人检查，保证其正确无误。5防止试验时所加电压由电压互感器二次侧向一次侧反充电措施试验需加电压时，为防止由电压互感器二次侧向一次侧反充电，除应二次回路断开外，还应取下一次保险或断开刀闸。YAP6防止引起其他运行设备保护误动措施试验时，与其他保护如母差、失灵等保护的连
20、接线需解开，并用绝缘胶布分别包好。GST7防止误1.试验时，如GSP接线或 遗漏接 线措施需解线或拆开CT端子连片，应做好记录，试验结束恢复时应根据记录恢复接线，并经第二人检查确认。2.坚决杜绝CT开路，PT短路现象的发生。注：1.风险等级：J极度，G高度，X显著，Y一般,S稍有。2 .控制方法：W见证，H停工待检,S连续监护，A提醒。3 .控制时机：P作业前，D每天一次，W每周一次,T每次作业前。10 .安全文明生产措施10.1 安装作业人员撤离工作现场，开关室、厂用电室等受电设备的区段门锁齐全，投运设备悬挂标示牌、警示牌。带电部分的对地安全距离符合安规要求。10.2 消防设施齐全，各开关室
21、配有灭火器，倒送电期间启备变现场加设临时消防设备。10.3 受电设备应有系统接线图并应按图标号清晰。10.4 受电的高压设备应设有遮拦并悬挂警告牌或标示牌，各开关室应有门锁。10.5 参加倒送电的有关人员应熟悉受电系统和设备的运行规程，认真学习本措施，服从统一指挥。10.6 倒送电前必须对升压站设备做好一次、二次的安全隔离工作。10.7 送电前对所有工作人员进行交底，无关人员严禁进入作业区。10.8 严格执行操作票及操作票监护制度，监护人员必须熟悉所操作的系统和任务。10.9 认真进行送电前的检查工作，凡危及人身及设备安全的隐患、缺陷必须消除后方可送电。10.10 带电设备附近要设专人监护，发
22、现异常情况要及时汇报，紧急情况应先处理后汇报。10.11 参与人员要明确分工，服从指挥，各负其责。10.12 一次设备操作人员要带绝缘手套，穿绝缘鞋，配戴必须的安全防护用品。IL厂用电深度调试策划11 .1策划目的深度开展电气分系统及整套调试工作，优化调试方案、细化调试步骤、对调试项目提前介入、全程跟踪，深入分析、精心策划，可有效防止电气保护和自动装置发生拒动和误动。11.1.1 根据电气二次回路特点,细化电气二次回路静态调试步骤,保证接线正确、可靠，不留死角。11.1.2 优化控制回路传动方案，减少设备动作次数，延长使用寿命，确保控制回路投运正确可靠。11.2调试要点11.2.1 分系统调试
23、要点11.2.1.1 电流、电压回路检查。a.检查电流互感器至就地端子箱及端子排，就地端子排至各个保护、自动、计量、测量等处的电流回路，确认极性符合设计和现场实际运行情况。b.电流互感器、电压互感器的铭牌、变比、容量、精度等参数与设计及现场实际吻合。c.检查电流、电压二次回路绝缘，应满足标准要求。d.确认现场CT一次安装位置和二次线圈的实际位置，不出现保护死区。e检查电流、电压二次回路接地点及电流、电压回路的一点接地情况。11.2.1.2 控制、信号二次回路接线检查：a.根据原理图进行全回路查线，检查二次接线的正确性和可靠性，消除寄生回路。b.检查接线端子质量，避免使用劣质端子。c.检查直流二
24、次回路，防止出现寄生回路，满足保护、自动装置的要求。d.对直流熔断器的额定电流进行核对，使设计和现场实际运行情况符合，直流开关上下级之间能满足逐级配合要求。e.对二次回路进行绝缘检查。f.检查强电端子与弱电端子的分界，防止强电窜入弱电；检查交、直流电源端子布置，防止交直流混串。11.2.1.3 整组传动：单体调试完成后，进行系统整组传动，确认装置和整个回路的正确性。a.电量保护传动。根据定值，逐个进行保护传动。要求如下：保护装置保护动作指示灯动作正确，保护出口、开关动作情况正确，NCS、ECS报警、故障录波器启动量、远动告警等正确；附录：电气专业检查卡电气专业1 施工组织设计、施工技术措施（方
25、案）和审批文件及施工技术交底记录等资料。2 电气设备和电气系统安全运行环境及消防施设检查：重点检查发电机、油浸变压器（电抗器、互感器）、电缆等防火部位消防设施齐全并已投用。3 所有电气设备及相关部位的安全标志齐全、规范；设备名称、编号等齐全、书写醒目、正确。4 断路器、隔离开关、互感器等一次设备安装、调整符合厂家规定；安全接地符合规定；安装调整记录和验收签证齐全、规范；母线压接、焊接等试件送检报告合格；一次设备及系统电气安全距离符合规范要求；全部电气系统一次设备交接试验项目齐全并符合标准要求。5 各类盘、屏安装固定方式符合设计，封堵合格；盘、屏正面及背面均有名称、编号；盘、屏内部元件和装置的规
26、格、型号符合设计，二次配线正确，标识清晰。6 各类继电保护装置及自动装置经调试，动作正确，并按定值通知单整定完毕（定值通知单为经审批、签字并加盖公章的正式定值通知单）。7 二次交流、直流回路绝缘良好，接线正确；二次交流回路负载测量已进行，并有报告；二次回路抗干扰的保护室内和室外等电位接地网应按设计及反措要求施工完毕。8 系统整组电气传动试验已完成；开关设备合、分闸操作试验、联锁试验、保护回路整组传动试验均能正确动作和指示；故障录波器能正常投入；倒送电相关的电网系统保护和安全自动装置静态调试已完成；调度、通讯通道开通等工作已完成，通讯、远动装置能正常投用。9 直流电源系统投用正常，符合设计。10
27、 防雷设施齐全、完好；接地网施工符合设计及规范要求；各种电气设备、设施及电缆接地、连接符合要求，安装记录和签证等齐全、规范；接地电阻值符合设计要求，试验报告规范、有效。倒送电人员组织机构总指挥：指挥：广州粤能电力科技开发有限公司1人山东电力建设第三工程公司1人宁夏神华国华宁东发电有限责任公司1人总监护：安全：宁夏神华国华宁东发电有限责任公司1人一次设备操作：宁夏神华国华宁东发电有限责任公司1人一次操作监护：山东电力建设第三工程公司1人广州粤能电力科技开发有限公司1人二次设备操作：宁夏神华国华宁东发电有限责任公司1人二次操作监护：广州粤能电力科技开发有限公司1人山东电力建设第三工程公司1宁夏神华
28、国华宁东发电有限责任公司1人设备监护：升压站：山东电力建设第三工程公司2人网络室：广州粤能电力科技开发有限公司1人宁夏神华国华宁东发电有限责任公司1人二次测量：宁夏神华国华宁东发电有限责任公司2人山东电力建设第三工程公司2人广州粤能电力科技开发有限公司1人数据汇总：广州粤能电力科技开发有限公司1人山东电力建设第三工程公司参加人员：宁夏神华国华宁东发电有限责任公司参加人员：项目分工业主单位负责完成倒送厂用电相关设备的安装及调试验收工作，配合升压站及主变等设备受电前的检查工作。调试单位负责调试措施或方案的编写及安全技术交底，调试数据的整理与记录，对倒送厂用电调试过程中发生的问题进行记录，协调处理，
29、编写报调试告。广州粤能电力科技开发有限公司为调试负责单位，负责倒送厂用电的指挥、测量、数据汇总工作。安装单位山东电力建设第三工程公司电气专业负责送电范围内开关操作、监护、相关部分测量、设备监视和消缺处理。设备制造厂家负责调试指导，并对测试中发现的问题进行处理。并提供对设备和系统进行维护和起动所必需的专用测试、设备和工具。本次送电中对送电所涉及的设备采取设备所调试单位各负其责的办法，送电前由调试单位组织各单位对各个送电设备进行共同检查，倒送电过程中现场必须指定专人监护，发现问题及时汇报总指挥。技术交底记录表工程项目名称：神华国华宁东发电厂二期2x660MW扩建工程试验项目：75OkV升压站受电编
30、号:系统名称：#3机组75OkV升压站受电调试负责人：交底时间、地点：交底人：参加人员签名：(1)各单位应结合“25项重点反事故措施和有关规定要求，制定和落实反事故的措施，做好厂用电及保安系统的安全措施，以确保电气设备整套启动和带负荷试运行的安全顺利进行。(2)所有参加启动试验的人员应熟悉本方案的有关步骤和方法，提前作好试验前的各项准备工作。(3)整个启动试验应根据启动委员会的命令,在试验负责人统一指挥下进行。没有指挥人的命令,任何人不得擅自操作设备,无关人员不得进入试验区域。(4)各项操作应严格按电业生产安全规程的要求进行，在拆装短路排和断开点软连接时应先检查开关是否断开，并先验电，确认不带
31、电并挂牢接地线后再进行工作。在进行一次核相时应戴绝缘手套，穿绝缘胶鞋。任何时候工作都应有两人以上相互监护进行。(5)整个试验过程设专人监视开关站、变压器等一次设备的运行情况，监视人必须精力集中，发现异常情况立即报告。(6)所有参加启动试验人员必须根据分工做好试验前的各项检查及准备工作，认真学习本方案，熟悉本方案中规定的方法和步骤及有关规定。(7)启动过程中执行两票三制。(8)各项操作至少要由两人进行。监护人必须对所操作的范围熟悉，对操作的正确性负责。(9)为确保试验的顺利进行，试验人员应穿工作服戴安全帽进入试验现场,与试验无关人员不得进入试验现场。加强对试运现场防火及安全保卫工作。(10)与本
32、次启动有关的配电室，及配电装置要加锁和挂警告牌。试运现场清洁、道路通畅、照明和消防设备完备，通讯设施齐全。(Il)所有操作与试验工作都必须严格按照电业安全工作规程执行，当发生危及运行中系统安全的事故时，由有关运行人员按电气运行规程紧急处理。(12)在现场接线、拆线、试验工作中严禁CT回路开路，PT回路短路。在所有的运行设备上接线、拆线、试验时要得到现场运行人员许可后才能开始工作。测量作业完毕后，确认CT短路连片恢复后，且PT测量回路接线脱离测量点后，方可撤除测量回路接线，并作好记录。(13)试验过程中密切监视试验设备及系统运行状态，一旦出现威胁设备安全或系统安全状况立即暂停试验。现场检查测试数据及设备是否出现异常情况，以决定是否继续进行试验。(14)在保护小室、装有复用通信保护设备的机房内，和在从事电气二次回路工作的场合，禁止使用手机或者其它无线通讯工具。(1(15)工作现场严禁在严禁吸烟区域吸烟或动火。备注：调试过程中具体操作见#3机组75OkV升压站受电措施。
