反送电

NEPRI 编 号： XCYL-TSFA-DQ-04 密 级：

许昌禹龙发电有限责任公司

2×660MW机组三号主变倒送电试验方案

辽宁东科电力有限公司

2008年11月

项目负责人：项目参加人：

方案编写人： 项目 调总 ：

王 琪 黄 晓 鹏 王 琪 魏 来

目 录

1.编制依据 ........................................................................................................................................... 1

2.概述 ................................................................................................................................................... 1

3.受电范围及受电试验检查项目 ....................................................................................................... 2

4.受电前应具备的条件 ....................................................................................................................... 2

5.受电时继电保护投入及安全措施 ................................................................................................... 3

6.受电操作步骤 ................................................................................................................................... 3

7.环境、职业健康安全风险因素控制措施....................................................................................... 5

8.组织分工及时间安排 ....................................................................................................................... 5

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三号主变倒送电试验方案

1.编制依据

1.1 《火力发电厂几本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》电力部电建[1996]159号。

1.2 《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质[1996]40号。

1.3 《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[1996]11＃1 1.4 《火电施工质量安装工程施工及验收规程（电气专业）》。 1.5 《火电机组达标投产考核标准（1998年版）》电力工业部。

1.6 《火电机组达标投产动态考核办法（试行）》国家电力公司[1998]国家电力公司。 1.7 《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》DL5009.1-92能源部能源基[1992]129号。

1.8 《许昌禹龙电厂工程调试合同》。

1.9 《东北电力设计院设计图纸，参照一次设备资料》。 1.10 《二十五项反措要求》。

2.设备及系统概述

大唐电力许昌禹龙发电有限公司二期工程为新建两台2X660MW超超临界燃煤机组，发电机（QFSN-660-2）由哈尔滨电机有限责任公司生产，额定功率为660MW、额定电压20kV、额定电流21170A、功率因数0.9（滞后）、额定转数3000rpm、额定频率50HZ。励磁为UN5000静止励磁系统。三号主变（SFP-750000/500）形式为三相双线圈铜绕组无励磁调压油浸式电力变压器，额定电压（525±2×2.5%）/20kV、额定容量750MVA、 额定电流846.8/21170A，联结组别为YN-d11，短路阻抗高-低18%，三号主变为特变电工衡阳变压器有限公司生产；三号机组高厂变型号为SFP10—CY-63000/20额定容量为 63000／40000-40000kVA 形式为三相三线圈铜绕组无励磁调压油浸式电力变压器，额定容量为40/25/25MVA、额定电压为（20±2×2.5%）/6.3/6.3kV、额定电流

11.7/2291.1/2291.1A、联结组别为Dyn1-yn1，高厂变由特变电工沈阳变压器集团有限公司生产；工程电气主接线采用发电机变压器组单元接线，直接接入500kV系统，厂内500kV配电装置采用3/2断路器接线方式。两回进线两回出线为两个完整串，电抗器采用一组断路器从500kV Ⅰ母线引接。 主要设备参数为： 三号主变参数：

三号主变为SFP10-750000/500 TH：三相相式 三号主变变比（525±2×2.5％）／20 kV 额定容量：750000kVA

额定电流高压侧846.8A、额定电流低压侧21170A 生产厂家：特变电工变压器集团有限公司生产 高厂变参数：

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型号为SFP10—CY-63000/20

额定容量为63000／40000-40000kVA 额定电压20±2×2.5％/6.3-6.3 kV

额定电流为1818.7／3665.7-3665.7A、联结组别为Dyn1yn1 生产厂家：特变电工变压器集团有限公司生产 3.受电范围及受电试验检查项目 3.1 受电范围：

3.1.1 三号主变、三号高厂变、励磁变，经封闭母线充电至发电机出线软连接断开处。 3.1.2 三号高厂变带6kV厂用电源631段、632段。 3.2 受电过程中的试验及检查项目

3.2.1额定电压下对一次设备（包括断路器、隔离刀闸、PT、避雷器、CT、母线、主变、高厂变、发电机出口PT、厂用进线分支PT）的工作性能检查。 3.2.2 对发变组PT二次侧电压值的测量、相序检查、PT二次定相。 3.2.3 电流互感器二次回路检查（CT二次电流及相位测量）。 3.2.4 三号发变组同期系统的检查。

3.2.5 高压厂用6kV电源系统的一次定相，6kV厂用电源及备用电源的切换试验。 3.2.6 检查送电设备继电保护装置的可靠性及正确性，保证机组试运工作的正常进行。 4.受电前应具备的条件

4.1受电前500 kV变电站运行方式。受电前许昌禹龙电厂500kV变电站龙昌1号线路，龙昌2号线路、500kVⅠ、Ⅱ母线、500kV 电抗器、正常运行。5013、5023、5022、5021开关运行50113G、50121G、50122G、50111G、50112G隔离刀闸及5011、5012开关在断位。

4.2 所有受电设备的绝缘试验及特性试验应合格，试验记录齐全并经确认。

4.3 三号主变，三号高厂变冷却系统试运良好，消防设施完备，事故喷水应经实际试验，事故排油坑应畅通，变压器测温装置经验收合格，变压器本体围栏齐全、场地平整、照明充足，变压器铁心及外壳接地应良好。

4.4 所有要受电的设备应标志齐全、双重编号名称正确、电气设备接地连接正确及接触良好，接地电阻符合设计要求。送电区域挂“设备带电、高压危险”等警示牌。 4.5 通讯系统可以正常投入运行。

4.6受电设备按系统的保护回路、控制回路、信号回路调试完毕，经整组传动操作试验完毕，就地及远方信号指示正确，接地刀闸与隔离刀闸、断路器之间的相互闭锁关系检查正确。

4.7 500 kV系统、发变组所有保护及测控装置调试工作结束，具备投运条件。三号发变组同期系统静态调试及模拟检查完毕。

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4.8带电设备测量系统及表计校验完毕并指示正确，发变组关口计量系统配置齐全并经验收合格。

4.9 三号主变、高厂变充电前确定好分接头位置，测量直流电阻符合要求。

4.10 三号发电机出线端部软连接断开，发电机定子线圈三相短路接地，在断开处加装绝缘隔板，做好安全措施并设专人监护。

4.11 三号主变、三号高厂变充电前和充电24小时后应取油样做色谱分析。三号主变倒送电方案应提前报调度审批。

4.12主变受电前电厂运行部门应组织人员提前编写操作票。 5.受电时继电保护投入及安全措施

5.1 三号主变受电时保护及测量系统投入情况 5.1.1 三号主变、三号高厂变、所有保护投入。

5.1.2 将三号主变、三号高厂变轻瓦斯保护临时改为跳闸。 5.1.3发电机－变压器组故障录波和分析系统故障装置投入。 5.1.4变电所500kVⅠ母差保护退出。 5.1.5 将6kV高压厂用分支保护投入。 5.2 主变受电的安全措施

5.2.1 所有受电范围内电气设备悬挂“高压危险”标志牌，必要的地方可设遮拦。 5.2.2主变倒送电时在500kV变电站、三号主变本体、三号高厂变本体、6kV高压厂用母线室、发电机出口PT柜处、派专人看护并配备对讲机，如有异常及时通知受电指挥部。

5.2.3 受电前再次用主要保护（三号主变压器差动、三号高厂变差动、瓦斯保护等）实际带开关做保护传动试验，确保保护动作正确无误。 6.受电操作步骤 6.1受电设备检查

6.1.1 受电前检查500kV变电站501137D、501167D、501127D、501117D、501217D、501227D接地刀闸应在断位。

6.1.2受电前检查50111G、50112G、50113G、50121G、50122G隔离刀闸应在断位。 6.1.3受电前检查5012、5011开关在断位。

6.1.4 6kV高压厂用电源工作进线开关6311、6321在断位且在试验位置。 6.2 测量倒充电设备一次系统的绝缘。

6.3 检查三号主变分接头在调度指定位置，确认三号主变一次中性点接地良好。 6.4 检查500kV 三号主变高压500kV侧PT在投入位置，合上PT二次开关。检查三号发电机出口三组PT在工作位置，合上一次保险及二次开关。检查6kV高压厂用6311、6321开关进线PT在投入位置，合上一次保险及二次开关。

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6.5 请示调度，得令后，合上50111G、50112G、50113G隔离刀闸，合5011断路器第一次对三号主变、高厂变进行带电冲击，对主变励磁涌流进行录波。通知三号主变、高厂变及发电机电压互感器本体处监视人员检查是否有异音(临时将变压器风扇退出),如发现有异常应立即通知受电指挥。

6.6待各变压器运行稳定后，测量三号主变高压500kV侧PT二次电压值、相序、开口三角电压，并与500kV侧Ⅰ母线PT定相。测量发电机出口三组PT二次电压值、相序、开口三角电压，并分别与主变高压500kV侧PT，500 kVⅠ母线PT定相。在电压互感器柜、发变组保护屏、同期屏、电度表屏、计量屏、故障录波器屏等处分别对PT进行电压及相序测量检查。

6.7测量6kV 6311、6321工作电源进线PT二次电压值、相序，并与发电机出口PT进行定相。

6.8投入5011开关自动准同期装置，检查同期装置指示情况（应指示在12点），确认正确后，断开5011开关。

6.9 间隔5分钟，合50121G、50122G刀闸，合5012开关对三号主变、三号高厂变等进行第二次冲击试验。

6.10 一切正常后，投入5012开关自动准同期装置，检查同期装置指示情况（应指示在12点）。确认正确后，拉开5012开关。

6.11 合5012开关对三号主变压器进行第三至第五次冲击合闸试验，每次间隔5分钟，检查变压器差动保护及其它保护运行情况，第五次冲击合闸后，不再断开5012开关（河南监理建议冲击1－2次）。

6.12 6kV厂用工作及备用电源一次定相及厂用电源切换试验。

6.12.1. 6kV厂用工作电源与6kV厂用备用电源一次定相。将高压厂用6kV 6311工作电源进线开关、厂用6kV 6321工作电源进线开关拉至检修位置，分别用6kV核相棒在6kV 6311工作电源进线开关、6kV 6321工作电源进线开关的上下口之间进行一次定相,电压值及相序应正确。

6.12.2 6kV高压厂用电源切换试验（试验步骤以高压厂用6kV 6311段为例，6kV 6321段切换步骤一致）。将6kV 6311工作电源进线开关小车推入工作位置，投入厂用6 kV 6311段微机厂用电快切装置，检查装置显示的开关量及电压值正确。检查两侧电源相位差及电压差，如两侧电源相位差及电压差在允许范围内，将快切装置选择并联半自动方式，手动启动装置，自动合上6 kV 6311工作电源进线开关，记录环流后，手动断开6 kV 6311工作电源进线开关；将快切装置选择并联自动方式，分别进行备用→工作、工作→备用切换一次；模拟发电机保护动作、开关误跳，快切装置动作备用电源应可靠投入，试验三次，且每次均应动作可靠。试验结束后，将厂用电源切换至工作电源。 6.13高厂变带30%厂用负荷（尽量多带负荷），检查三号主变、三号高厂变各组CT二次电流值及相位。同时检查各装置内部显示的电压、电流、功率值应正确。

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6.14 确认正确后，6kV厂用工作段负荷仍由启备变供电。 6.15 汇报调度，500 kV变电所运行方式，按照调度意见执行。

6.26 三号主变、高厂变轻瓦斯由跳闸改回信号位置，主变、高厂变取油样化验分析。 7.环境、职业健康安全风险因素控制措施 7.1 本项目可能造成不良环境因素：无 7.2 本项目可能出现的危险源识别如下： 7.2.1 生产工作场所未戴或未正确佩戴安全帽。

7.2.2 调试生产场所沟、孔、洞在基建期间多处不全，楼梯、照明不完好。 7.2.3 生产场所未按照规定着装。 7.2.4 继电保护装置调试与投运。 7.2.5 高电压。

7.3 对可能出现的危险源采取的控制措施如下：

7.3.1 在生产工作场所配备足够安全帽，要求所有工作人员正确佩戴安全帽。 7.3.2 进入现场时，注意警戒标志，对明显危及人生安全的工作场所，禁止进入，照明不良的场所不得进入工作。 7.3.3 生产场所按规定着装。

7.3.4 运行环境温度、湿度、电磁辐射等保持在制造厂许可的技术条件内，并注意防尘、防污。

7.3.5 严格执行操作票、工作票制度，防止电气误操作。 7.3.6 做好反事故预想。

7.3.7 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，采取措施跳开充电开关。

7.3.8 做好电缆孔洞的防火封堵工作，配备足够的消防器材。受电时配备一定数量的医务人员。

7.4 本项目中安全组织措施如下：

7.4.1 所有参加本次试验人员应学习本措施，并熟悉受电系统和设备的运行规程。试前要任务明确，试验时要精力集中，服从统一指挥，不得擅自离开自己的岗位，如要改动接线或更动设备，一定要事先征得试验负责人同意。

7.4.2 试验中如发现异常要及时汇报，如遇设备操作问题，应听从调试人员指挥。 7.4.5 在整个试验过程中，每个参加试验的人员和与试验有关的人员始终应遵守《电力安全工作规程》的有关规定，不得违反。所有人都有权有责任制止任何违反电力安全规程的行为。 8.组织分工及时间安排

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8.1 送电组织形式，成立送电领导小组，下设验收组、运行组、维护调试组、安全保卫组。

8.2 各机构职责：

8.2.1 送电领导小组职责：审定和批准倒送电技术措施，检查送电条件，协调各方面工作，研究解决送电期间发生的问题，安排送电步骤。根据各职能组在送电前的检查、操作和调试的准备情况，安排受电过程，指挥并协调各职能组现场工作。

8.2.2 设备验收组职责：审核受电有关设备的调试报告，审定有关设备的运行条件，监督受电设备的运行性能和调试工作的质量。

8.2.3 运行操作组职责：执行送电运行操作并监视设备运行状态。

8.2.4 维护调试组职责：受电前的调试准备和送电期间的试验工作，分析研究调试中的技术问题。维护检查受电设备以保证设备具备受电条件，抢修送电期间可能发生的设备故障和缺陷。

8.2.5 安全保卫组职责：负责审查送电范围内的消防设施应符合有关规定的要求，一旦发生火情,立即组织采取有效的抢救措施。 8.3 各单位分工：

8.3.1 送电工作在送电领导小组领导下由东北电力科学研究院、天津电建公司、禹龙发电有限责任公司和立新监理公司、消防部门分工合作、互相配合、共同进行。 8.3.2 禹龙发电有限公司负责相应的协调工作。 8.3.3 送电的操作由禹龙发电有限责任公司负责。

8.3.4 送电工作结束后，受电设备由禹龙发电有限责任公司与天津电建公司、协商并确定受电设备的管理方式。

8.4 受电时间：整个操作及试验约需要24小时。

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