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倒送電實施方案

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上一篇：工程創優實施方案

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版本編制/日期審核/日期部門/單位會簽/日期部門/單位批準/日期
XXXX 電廠工程 ＃1 機組
倒 送 電 施工方案
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CODE 0 1 0 - 2 1 1 7 - 4 5 1 1 - 2 0 5 0 0 2 0 3 0 3 0 - 0 1 6 4 - 1 0
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廠用受電試驗方案共 25 頁第 2 頁
目 錄
1、編制目的
2、編制依據
3、受電范圍
4、受電試驗項目
5、受電前應具備的基本條件
6、受電前的檢查及準備工作
7、受電試驗程序
8、安全措施
9、組織分工
10、附錄
廠用受電試驗方案共 25 頁第 3 頁
1、編制目的
XXXX 電廠工程4 臺機組共用一臺40MVA 的高壓啟動/備用變壓器，作為機
組的啟動/備用電源。啟備變電源取自500kV 系統，使用一個500kV 斷路器。
在 500kV GIS 倒送電完成(啟備變500kV 斷路器5001 已經沖擊受電過)
以及與廠用受電有關的電氣設備安裝、調試結束后，為了考驗一次系統能否
正常地投入運行，以及檢查二次部分的測量、控制、保護、信號裝置的正確
性，實現廠用受電的控制目標，為#1 機分部試運轉創造必要的條件，特編制
本方案。
實施過程中可能會因為安裝調試進度以及負荷的需要而分段進行，但一
般情況下不影響本方案與實施過程的一致性。
2、編制依據
本方案編制時，所示版本均為有效，各方應探討使用下列標準最新版本
的可能性。
2.1 浙江省電力設計院提供的相關圖紙和有關設備廠家資料；
2.2 GB50150-91《電氣安裝工程電氣設備交接試驗標準》；
2.3 DL 400-91《繼電保護和電網安全自動裝置檢驗條例》；
2.4 GB/T14285-1993《繼電保護校驗規程》；
2.5 《火力發電廠基本建設工程啟動及竣工驗收規程》。
3、受電范圍
3.1 500kV GIS 升壓站01 號高壓備用變壓器間隔（包括01 號高備變5001
開關、隔離開關50012、隔離開關50016、電流互感器、電壓互感器）；
3.2 500kV 開關到01 號高壓備用變壓器之間的架空導線、01 號高壓備用變
壓器及附屬設備、01 號高壓備用變壓器高壓側避雷器；
廠用受電試驗方案共 25 頁第 4 頁
3.3 01 號高壓備變壓器#1 機側 6kV 側離相封閉母線及低壓側避雷器；
3.4 6kV 1A 段母線及備用進線開關、6kV 1B 段母線及備用進線開關、兩個備用
進線壓變、兩段母線的壓變；
3.5 #1A 鍋爐變、#1B 鍋爐變高、低壓側開關及其380V PC 母線；
3.6 #1A 汽機變、#1B 汽機變高、低壓側開關及其380V PC 母線；
3.7 #1A 除塵變、#1B 除塵變高、低壓側開關及其380V PC 母線；
3.8 #1A 脫硫變、#1B 脫硫變高、低壓側開關及其380V PC 母線；
3.9 #1 照明變高、低壓側開關及其380V MCC 母線；
3.10 #1 檢修變高、低壓側開關及其380V MCC 母線；
3.11 #01A 除灰變高、低壓側開關及＃01A,#01B 段380V PC 母線；
3.12 #01A 公用變高、低壓側開關及＃01A,#01B 段380V PC 母線；
3.13 #01A 循泵變高、低壓側開關及＃01A,#01B 段380V PC 母線；
3.14 #1 化水變高、低壓側開關及＃1,#2 段380V PC 母線；
3.15 #1 行政樓變高、低壓側開關及其380V MCC 母線；
3.16 #1 暖通變高、低壓側開關及其380V MCC 母線；
3.17 #1 廠前區變高、低壓側開關及＃1,#2 段380V MCC 母線；
3.18 6kV 輸煤1 段饋線電源開關； 6kV 輸煤1 段進線開關；6kV 輸煤1 段
進線壓變；6kV 輸煤1、2 段母線；6kV 輸煤1、2 段母線壓變；
3.19 #1 綜合水變、#2 綜合水變高、低壓側開關及其380V PC 母線；
3.20 輸煤變A、輸煤變B 高、低壓側開關及其380V PC 母線；
3.21 卸煤變A、卸煤變B 高、低壓側開關及其380V PC 母線；
3.22 T2 轉運變A、T2 轉運變B 高、低壓側開關及其380V PC 母線；
3.23 380V 鍋爐MCC 1A、1B 段母線；
廠用受電試驗方案共 25 頁第 5 頁
3.24 380V 汽機MCC 1A、1B、1C、1D 段母線；
3.25 380V 保安MCC 1A、1B、1C 段母線；
3.26 380V 公用MCC #01A,#01B 段母線；
3.27 380V 除塵MCC #1A,#1B 段母線；
3.28 380V 脫硫MCC #1A,#1B,＃1C 段母線；
3.29 380V 除灰MCC #1A,#1B 段母線；
3.30 380V 循泵MCC #01A,#01B 段母線；
3.31 380V 綜合水MCC #1A,#1B 段母線；
3.32 380V 化水MCC #1A,#1B 段母線；
3.33 380V 輸煤MCC 段母線；
3.34 380V 卸煤MCC 段母線；
3.35 與上述設備相關的所有保護、控制、測量、信號等系統。
4、受電試驗項目
4.1 用500kVGIS 升壓站雙蘭線5013 開關對50012 閘刀、01 號高備變5001
開關進行沖擊合閘，范圍至隔離閘刀50016 的上端頭；
4.2 用500kV GIS 升壓站01 號高備變5001 開關對01 號高壓備變及低壓側
6kV 離相封閉母線進行沖擊合閘試驗；
4.3 啟備變的有載調壓裝置檢查試驗；
4.4 用6kV 1A 段備用進線開關對6kV 母線1A 進行沖擊合閘； 用 6kV 1B
段備用進線開關對6kV 母線1B 進行沖擊合閘；
4.5 對汽機變（#1A、#1B），鍋爐變（#1A、#1B），除塵變（#1A、#1B），脫
硫變（#1A、#1B），#1 照明變，#1 檢修變，#01A 除灰變，#01A 公用變，#01A
循泵變，#1 化水變，#1 行政樓變，#1 暖通變，#1 廠前區變分別進行沖擊合
廠用受電試驗方案共 25 頁第 6 頁
閘試驗，并對其相應PC 段母線進行沖擊合閘試驗；
4.6 進行380V 汽機PC 1A 段和1B 段、鍋爐1A 段和1B 段、除塵1A 段和1B
段、脫硫1A 段和1B 段、檢修1 段和照明1 段進行核相、切換試驗；
4.7 分別對汽機MCC #1A、#1B 母線，鍋爐MCC #1A、#1B 母線，除塵變MCC
#1A、#1B 母線，脫硫MCC #1A、#1B 母線，#1 照明MCC 母線，#1 檢修MCC 母
線，公用MCC #01A、#01B 母線，行政樓MCC 母線，暖通MCC 母線，廠前區
MCC #1A、#1B 母線分別進行沖擊合閘試驗；
4.8 對輸煤6kV A、B 段母線進行沖擊合閘試驗；
4.9 對輸煤變（#1A、#1B），卸煤變（#1A、#1B），綜合水變（#1A、#1B），
T2 轉運變（#1A、#1B）分別進行沖擊合閘試驗，并對其相應PC 段母線進行
沖擊合閘試驗；
4.9 進行380V 輸煤PC 1A 段和1B 段、卸煤PC 1A 段和1B 段、綜合水PC 1A
段和1B 段、T2 轉運站PC 1A 段和1B 段進行核相、切換試驗；
4.8 對380V 輸煤MCC 1A、1B 段，綜合水MCC 1A、1B 段母線，卸煤MCC 1A、
1B 段母線進行合閘送電試驗；
5、受電前應具備的基本條件
5.1 受電各階段啟動受電范圍內土建已竣工，做到道路暢通，門窗齊全，
通訊、空調、照明良好、消防、通訊設施完善，經驗收合格，具備值班運行
條件；
5.2 500kV 升壓站已受電完畢，具備送電條件
5.3 01 號高備變5001 開關失靈保護及臨時過流保護、高備變差動保護、
高壓側速斷保護、備變復壓過流保護、備變低壓側速斷保護、6kV 備用電源
進線開關保護臨時定值計算完成并出具書面整定單；
廠用受電試驗方案共 25 頁第 7 頁
5.4 受電范圍內電氣設備安裝調試結束，經驗收合格，具備投運條件；
5.5 #1 機直流系統及UPS 均已調試完畢并已投運；ECS 系統電氣操作部分
能正常投運；
5.6 受電設備現場標志正確、明顯、齊全并符合運行規范，設備正式命名
已下達，運行與試驗必需的各種機工具已準備齊全；
5.7 01 號高備變間隔母差CT、高備變差動保護CT 經一次通流試驗，確保
裝置動作行為的正確性。
5.8 受電試驗組織指揮機構已確定，職責明確；
5.9 本試驗方案已經有關方面評審通過并獲得批準，相關各方都應經過安
全交底、技術交底并熟悉本方案；
5.10 操作分工應明確并已形成紀要；
5.11 消防、通訊設施能滿足運行需要；
5.12 現場運行規程及典型操作票已制定，運行操作人員熟悉一、二次設備
及有關規程。
5.13 受電范圍開關室電纜封堵完成，防小動物措施齊全。
6、受電前的檢查及準備工作
6.1 受電前的檢查工作
受電前應由業主、監理、火電各方共同組織進行一次全面的檢查，檢查
內容應包括如下內容但應不限于此：
6.1.1 檢查清除受電設備上的一切遺留物，以免造成短路或接地故障；
6.1.2 檢查所有受電的一次設備目測相位正確；
6.1.3 測量所有受電的一次設備絕緣良好并作好記錄；
6.1.4 檢查所有電流回路無開路現象，電壓回路無短路現象，端子排無松
廠用受電試驗方案共 25 頁第 8 頁
動現象，試驗前將所有端子排緊固一遍；
6.1.5 檢查所有受電范圍內的斷路器及隔離刀閘已處于冷備用狀態，并已
打開受電范圍內所有設備的接地閘刀；
6.1.6 檢查受電范圍內所有電壓互感器一、二次熔絲良好，接觸可靠；
6.1.7 檢查啟備變瓦斯繼電器放氣完畢；
6.1.8 檢查受電范圍內的高備變保護，6kV 母線1A、1B 備用電源進線開關
保護，各臺廠用變壓器保護以及380V PC、MCC 進線開關保護運行正常，可以
投入；
6.1.9 檢查高壓備變檔位及各臺低壓廠用變壓器調壓檔位，應按運行要求
正確放置；
6.1.10 檢查高壓備變的中性點接地電阻，接地應可靠；
6.1.11 檢查受電范圍內的相關設備封堵應完整，無遺漏。
6.1.12 封閉母線微正壓裝置已經投入，壓力正常。
6.2 受電前的準備工作
6.2.1 準備好各屏柜的鑰匙和專用工具；
6.2.2 準備必要的備品備件，比如高壓一次熔絲、二次熔絲等等；
6.2.3 準備好所有試驗用的儀器設備及與本次受電有關的圖紙、資料、記錄
表格等。
6.2.4 沖擊錄波設備已經接好，CT 回路無開路現象。
7、受電試驗程序
7.1 用500kV GIS升壓站雙蘭線5013開關對50012閘刀、01號高備變5001
開關進行沖擊合閘，范圍至隔離閘刀50016 的上端頭，升壓站一次接線圖如
圖一。
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7.1.1 將500kV GIS 升壓站所有負荷倒至I 母，空出II 母，投入500kV GIS
升壓站II 母兩套母差保護（母差CT 已經經過一次通流校驗，確認正確）。
7.1.2 合01 號高備變500kV 開關母線側閘刀50012；確認50016 閘刀在“斷
開”位置。
7.1.3 合01 號高備變500kV 開關5001 開關；
7.1.4 合雙蘭線5013 開關對50012 閘刀、01 號高備變5001 開關進行沖擊
合閘。
7.1.5 5 分鐘后，分開01 號高備變5001 開關及50012 閘刀。
7.2 用500kV GIS 升壓站01 號高備變5001 開關對01 號高備變及其低壓側
6kV 封閉母線進行沖擊合閘試驗，范圍至6kV 母線備用進線開關的上端頭，
一次接線圖如圖二。
7.2.1 投入01 號高備變5001 開關失靈保護（定值按臨時定值執行）。
7.2.2 投入 01 號高壓備變保護（非電量保護、備變差動保護、備變過激磁
保護、備變高壓側速斷保護、備變復壓過流保護、備變高壓側零序過流保護、
備變低壓側速斷保護、備變低壓側零序過流保護），其中備變高壓側速斷保護、
備變復壓過流保護、備變低壓側速斷保護定值改為臨時定值。
7.2.3 把 6kV 母線1A 段的備用進線PT、6kV 母線 1B 段的備用進線PT 推到
工作位置。
7.2.4 合 01 號高備變500kV 開關母線側閘刀50012、合01 號高備變500kV
開關變壓側閘刀50016。
7.2.5 合 01 號高備變5001 開關對01 號高備變及低壓側6kV 封閉母線進行
第一次沖擊，同時錄取勵磁涌流，密切監視01 號高備變本體及封閉母線的運
行情況，并及時報告現場總指揮。
廠用受電試驗方案共 25 頁第 10 頁
7.2.6 記錄01 號高備變高壓側的避雷器計數器與運行電流值。
7.2.7 測量01 號高備變高壓側壓變二次側電壓幅值與相序，與雙蘭線線路
PT 進行核相試驗。
7.2.8 測量6kV 1A、1B 段備用進線PT 二次側電壓幅值與相序，并進行核相。
7.2.9 01 號高備變運行10 分鐘后斷開01 號高備變5001 開關。
7.2.10 間隔5 分鐘后，合01 號高備變5001 開關對01 號高備變及其低壓側
封閉母線進行第二次至第四次沖擊合閘試驗，每次沖擊時間5 分鐘，間隔時
間5 分鐘。
7.2.11 第四次沖擊結束后，分開01 號高備變5001 開關，把6kV 備用進線
開關（6kV 1A 段、6kV 1B 段）推到工作位置，但開關必須在分閘位置，并做
好防止誤合閘措施及掛上“禁止合閘，有人工作”禁示牌。
7.2.12 合01號高備變5001開關對01號高備變及其低壓側封閉母線進行第
五次沖擊合閘試驗。
7.2.13 沖擊試驗后檢查01 號高備變的有載調壓裝置
7.2.13.1 用有載調壓裝置降壓，監視低壓側表計，其電壓變化應正確。
7.2.13.2 用有載調壓裝置升壓，監視低壓側表計，其電壓變化應正確。
7.2.13.3 如有異常，應立即斷開01 號高備變5001 開關。
7.2.13.4 檢查完畢后，把01 號高備變有載調壓裝置放在運行要求檔位。
7.2.14 01 號高備變沖擊結束后，修改為臨時定值的保護的定值改回正式定
值。
7.3 用6kV 1A 段備用進線開關對6kV 1A 段母線進行沖擊合閘。
7.3.1 投入 6kV 1A 段備用進線開關過流保護（定值改臨時定值）。
7.3.2 合上6kV 1A 段備用進線開關，對6kV 1A 段母線進行沖擊，同時檢
廠用受電試驗方案共 25 頁第 11 頁
查一、二次設備的工作情況，測量6kV 1A 段母線PT 二次側電壓幅值和相序，
并對6kV 1A 段備用進線PT 二次側與6kV 1A 段母線PT 二次側進行核相。
7.3.3 共沖擊三次，每次3 分鐘，間隔3 分鐘。
7.3.4 第三次沖擊后，保持6kV 1A 段母線處于帶電狀態。
7.4 用6kV 1B 段備用進線開關對6kV 1B 段母線進行沖擊合閘。
7.4.1 投入 6kV 1B 段備用進線開關過流保護（定值改臨時定值）。
7.4.2 合上 6kV 1B 段備用進線開關，對6kV 1B 段母線進行沖擊，同時檢查
一、二次設備的工作情況，測量6kV 1B 段母線PT 二次側電壓幅值和相序，
并對6kV 1B 段備用進線PT 二次側與6kV 1B 段母線PT 二次側進行核相。
7.4.3 共沖擊三次，每次3 分鐘，間隔3 分鐘。
7.4.4 第三次沖擊后，保持6kV 1B 段母線處于帶電狀態。
7.4.5 6kV1A、6kV1B 母線都帶電后，對6kV 1A 段母線PT 與6kV 1B 段母線
PT 二次側進行核相。
7.4.6 把兩段6kV 備用進線開關保護的臨時定值改回正式定值。
7.5 對6kV 工作段下的各臺低壓廠用變壓器進行三次沖擊合閘試驗，并對
其低壓PC 母線進行三次沖擊合閘試驗。
6kV 工作段下的低壓廠用變壓器主要包括：汽機變（#1A、#1B），鍋爐變
（#1A、#1B），除塵變（#1A、#1B），脫硫變（#1A、#1B），＃1 照明變，＃1
檢修變，＃01A 除灰變，#01A 公用變，#01A 循泵變，#1 化水變，#1 行政樓
變，#1 暖通變，#1 廠前區變。
7.5.1 將各低壓廠用變壓器低壓側380V PC母線電源進線開關由檢修改為熱
備用狀態。
7.5.2 投入保護，風扇投自動，將變壓器高壓側開關由檢修改為熱備用狀態。
廠用受電試驗方案共 25 頁第 12 頁
7.5.3 合變壓器高壓側開關，對變壓器進行沖擊，檢查一、二次設備的工作
狀態，沖擊三次，每次5 分鐘，間隔5 分鐘。
7.5.4 第三次沖擊后，保持變壓器帶電狀態。
7.5.5 合變壓器低壓側工作電源進線開關，對380V PC 母線進行沖擊，檢查
一、二次設備的工作狀態，并檢查母線一次側電壓幅值、相序及母線PT 二次
側電壓幅值、相序；共沖擊三次，每次3 分鐘，間隔3 分鐘。
注：由于#01B 公用變、#01B 循泵變、#01B 除灰變、#2 廠前區變，#01B
檢修變,#01B 化水變，#2 暖通變都在＃2 機，故公用01B 段、循泵01B 段、
除灰01B 段、廠前區2 段、化水2 段，暖通2 段PC 母線均由相應的＃1 機廠
用母線經分段聯絡開關進行送電試驗。
7.5.6 第三次沖擊后，保持各380V PC 母線帶電。
7.6 對380VPC 母線進行不同母線不同電源之間的核相及切換試驗。
7.6.1 進行汽機1A 段和1B 段、鍋爐1A 段和1B 段、除塵1A 段和1B 段、脫
硫1A 段和1B 段、照明1 段和檢修1 段、廠前區1 段和廠前區2 段、公用01A
段和公用01B 段、除灰01A 段和除灰01B 段、循泵01A 段和循泵01B 段，化
水1段和化水2段，暖通1段和暖通2段PC母線進行不同電源之間核相試驗。
7.6.2 對具有不間斷功能的380V PC 進行不同電源之間的切換試驗
試驗包括汽機1A 段和1B 段、鍋爐1A 段和1B 段、公用01A 段和公用01B
段、廠前區1 段和廠前區2 段PC 母線。
7.6.2.1 將A 段和B 段母線之間的聯絡開關由檢修改為熱備用狀態，并把
A,B 兩段進線開關和分段聯絡開關都打至“遠方”狀態。
7.6.2.2 對母聯開關上下兩端進行一次電壓核相。
7.6.2.3 在ECS 的CRT 中先選擇“A TO B”，然后在ECS 中選擇母線聯絡
廠用受電試驗方案共 25 頁第 13 頁
開關，進行合閘操作，母線聯絡開關合上，經過延時后，B 段進線開關應自
動跳開。
7.6.2.4 在ECS 中選擇B 段進線開關，進行合閘操作，B 段進線開關合上，
經過延時后，母線聯絡開關應自動跳開。
7.6.2.5 在ECS CRT 中先選擇“B TO A”，然后在ECS 中選擇母線聯絡開
關，進行合閘操作，母線聯絡開關合上，經過延時后，A 段進線開關應自動
跳開。
7.6.2.6 在ECS 中選擇A 段進線開關，進行合閘操作，A 段進線開關合上，
經過延時后，母線聯絡開關應自動跳開，恢復正常的供電方式。
注：由于＃01B 公用變、＃2 廠前區變，＃2 檢修變都在＃2 機，故公用01B
段、廠前區2 段、檢修2 段母線的進線開關都要等＃2 機倒送電時才能投運，
故上述PC 段的切換試驗須等到#2 機廠用受電后才能進行。
7.6.3 對照明1 段進線開關和照明分段聯絡開關之間進行切換試驗。
7.6.3.1 在380V 照明1 段已由#1 照明變及380V 照明1 段進線開關送電的狀
態下，把380V 照明分段聯絡開關由檢修改為熱備用狀態，并把進線開關和分
段聯絡開關都打至“遠方”狀態；
7.6.3.2 合上在＃1 機檢修段上的去＃1 機照明段的聯絡刀閘；
7.6.3.3 對母聯開關上下兩端進行一次電壓核相。
7.6.3.4 在ECS 的CRT 中選擇照明段分段聯絡開關，進行合閘操作，聯絡開
關合上，經過延時后，＃1 機照明段進線開關應自動跳開。
7.6.3.5 在ECS 的CRT 中對＃1 機照明段進線開關進行合閘操作，＃1 機照明
段進線開關合上，經過延時后，照明段聯絡開關自動跳閘。
7.7 對三取二方式，需間斷供電的380V PC 母線進行切換試驗
廠用受電試驗方案共 25 頁第 14 頁
試驗范圍包括除塵1A 段和1B 段、脫硫1A 段和1B 段、檢修1 段和檢修
2 段、除灰01A 段和除灰01B 段、循泵01A 段和循泵01B 段，化水1 段和化
水2 段，暖通1 段和暖通2 段PC 母線。
7.7.1 將A 段和B 段母線之間的聯絡開關由檢修改為熱備用狀態。
7.7.2 對聯絡開關進行合閘操作，此時聯絡開關應無法合閘。
7.7.3 斷開B 段母線進線開關，合上A 段和B 段母線之間的聯絡開關,對B
段母線進行沖擊。
7.7.4 對A 段母線和B 段母線進行一次、二次電壓核相。
7.7.5 核相結束后,對B 段進線開關進行合閘操作，此時B 段進線開關應無
法合閘。
7.7.6 斷開A 段和B 段母線之間的聯絡開關，合上B 段母線進線開關。恢復
正常的供電方式，即A（或B）段仍由A 變（或B 變）供電。
7.8 對6kV 輸煤1、2 段母線進行沖擊合閘試驗。
7.8.1 對6kV 輸煤1 段母線段進行沖擊合閘
7.8.1.1 投入6kV 輸煤1 段母線側電源1 進線開關保護。
7.8.1.2 投入廠內6kV 1A 母線側6kV 輸煤1 段電源1 饋線開關保護
7.8.1.3 退出6kV 輸煤饋線開關聯跳進線開關的連鎖回路后，合上6kV 輸煤
1 段母線側6kV 輸煤1 段電源1 進線開關。
7.8.1.4 合廠內 6kV 1A 母線側6kV 輸煤1 段電源1 饋線開關對6kV 輸煤1
段母線及電纜進行首次沖擊合閘試驗。
7.8.1.5 檢查一、二次設備的工作狀態，并檢查6kV 輸煤1 段母線壓變二次
電壓幅值及相序。
7.8.1.6 共沖擊三次，每次3 分鐘，間隔3 分鐘。
廠用受電試驗方案共 25 頁第 15 頁
7.8.1.7 第三次沖擊后，不拉開6kV 1A 側6kV 輸煤1 段電源1 饋線開關，
保持6kV 輸煤1 段母線帶電，恢復6kV 輸煤饋線開關聯跳進線開關的連鎖回
路。
7.8.2 對6kV 輸煤2 段母線進行沖擊合閘
7.8.2.1 合6kV 輸煤1/2 段母聯開關，對6kV 輸煤2 段母線進行沖擊合閘。
7.8.2.2 檢查一、二次設備的工作狀態，并檢查6kV 輸煤2 段母線壓變二次
電壓幅值及相序，同時對6kV 輸煤1、2 兩段的母線壓變二次電壓進行核相試
驗。
7.8.2.3 共沖擊三次，每次3 分鐘，間隔3 分鐘。
7.8.2.4 沖擊試驗結束后，保持6kV 輸煤1、2 段帶電。
7.8.3 對6kV 輸煤1、2 兩段下的各臺低壓廠用變壓器進行三次沖擊合閘
試驗，并對其低壓PC 母線進行三次沖擊合閘試驗，PC 送電后對380V 母線進
行核相及切換試驗，方法和操作步驟與主廠房低壓廠變及其PC 沖擊送電相一
致，在此不再詳述。
6kV 輸煤1、2 兩段下的低壓廠用變壓器主要包括：輸煤變（#1A、#1B），
卸煤變（#1A、#1B），綜合水變（#1A、#1B），T2 轉運變（#1A、#1B）。
7.9 對380V 保安MCC 1A、1B、1C 段進行合閘送電試驗。
7.9.1 合380V 鍋爐1A 段到保安MCC 1A 段的饋線開關，沖擊到保安1A 段工
作電源進線，檢查工作電源進線PT 的二次電壓幅值及相序。
7.9.2 合380V 保安1A 段工作電源進線開關，對保安MCC 1A 段送電。
7.9.3 檢查一、二次設備的工作狀態，檢查保安MCC 1A 段母線電壓和相序。
7.9.4 對保安MCC 1A 段工作電源進線電壓和母線電壓進行一、二次電壓核
相試驗。
廠用受電試驗方案共 25 頁第 16 頁
7.9.5 核相試驗結束后，分保安1A 段工作電源進線開關。
7.9.6 合380V 鍋爐1B 段到保安MCC 1A 段的饋線開關，沖擊到保安1A 段備
用電源進線，檢查備用電源進線PT 的二次電壓幅值及相序。
7.9.7 合380V 保安1A 段備用電源進線開關，對保安MCC 1A 段送電。
7.9.8 檢查一、二次設備的工作狀態，檢查保安MCC 1A 段母線電壓和相序。
7.9.9 對保安MCC 1A 段備用電源進線電壓和母線電壓進行一、二次電壓核
相試驗。
7.9.10 核相試驗結束后，保持保安1A 段帶電。
7.9.11 380V 保安MCC 1B 段、1C 段的合閘送電試驗步驟同380V 保安MCC 1A
合閘送電試驗。
7.9.11 380V 保安MCC 1A、1B 段都帶電后，對二段母線電壓進行核相。
7.9.12 保安段的電源切換試驗等到柴油機調試完以后進行，試驗方案另出。
7.10 對380V 汽機MCC 1A、1B、1C、1D 段、鍋爐MCC 1A、1B 段、380V 公
用MCC01A、01B 段進行合閘送電試驗。
7.10.1 將汽機MCC 1A 段進線（1）雙投閘刀置“0”位，推進并合上380V
汽機1A 段到汽機MCC 1A 段的饋線開關，雙投閘刀上端帶電后，合上雙投閘
刀進線（1）側閘刀，對汽機MCC 1A 段送電。
7.10.2 檢查一、二次設備的工作狀態，并測量汽機MCC1A 段的母線電壓及
相序。
7.10.3 拉開380V 汽機MCC1A 段進線（1）側閘刀。
7.10.4 將汽機MCC 1A 段進線（2）雙投閘刀置“0”位，推進并合上380V
汽機1B 段到汽機MCC 1A 段的饋線開關，雙投閘刀上端帶電后，合上雙投閘
刀進線（2）側閘刀，對汽機MCC 1A 段送電。
廠用受電試驗方案共 25 頁第 17 頁
7.10.5 檢查一、二次設備的工作狀態，并測量汽機MCC 1A 段的母線電壓及
相序。
7.10.6 在380V 汽機1A 段電源進線開關（1）和380V 汽機1B 段電源進線開
關（2）都合上時，對380V 汽機MCC 1A 段進線雙投閘刀上下兩路電源進行核
相檢查。
7.10.7 保持汽機MCC1A 母線由汽機1A 段供電。
7.10.8 380V 汽機MCC1B、1C、1D 段母線；380V 鍋爐MCC1A、1B 段；380V
公用MCC01A、01B 段母線的合閘送電試驗與380V 汽機MCC1A 段的合閘送電試
驗步驟相同。
7.11 對所有相關的電流電壓表指示以及計算機采樣顯示值進行一次檢查。
7.12 廠用電帶上一定負荷后，對所有相關的保護進行帶負荷校驗。
8、安全措施
8.1 廠用受電范圍內道路通暢，照明充足，通訊無阻，消防設施齊全。
8.2 所有受電區域應加掛“止步、高壓危險”告示牌，受電區域與施工區
域應加安全隔離標志，并應有專人巡視。
8.3 所有受電設備應加掛“有電危險”或“高壓危險”警告牌。
8.4 在集控室、網控控制屏、備用電源進線開關柜等加掛“禁止合閘，有
人工作”警告牌。
8.5 在受電之前兩天，利用公司廣播等宣傳工具，發出受電通告，對施工
現場作業人員進行安全教育。
8.6 應詳細編寫好操作票并嚴格按此執行。
8.7 受電操作必須在監護下按操作票進行。
8.8 試驗必須服從統一指揮，試驗人員不得隨意改變作業程序，如須更改
廠用受電試驗方案共 25 頁第 18 頁
應與指揮人員聯系，獲得同意后由指揮人員發令才能操作。
8.9 受電期間就地一次設備應配置巡視人員，其職責是發現異常情況及時
報告，試驗人員立即停止試驗，待查明原因及處理后才能繼續進行試驗。
8.10 對不受電的一次設備開關應拉至檢修位置，接地閘刀操作機構要用掛
鎖鎖住。
8.11 01 號高備變低壓側封閉母線與#2 機、#3 機、#4 機組應有明顯的斷開
點，并做好安全隔離措施。
8.12 所有參加受電的試驗人員應由各單位進行技術和安全事宜交底，明確
分工，各負其責。
8.13 試驗結束，檢查被試設備上有無遺留的工具、導線等，并將設備恢復
原狀。
9. 組織分工
待定（業主，監理，火電：工程部、電自公司、調試公司）
10. 附錄
廠用受電試驗方案共 25 頁第 19 頁
雙龍一線
#2主變 #4主變
#1主變 雙龍二線
500kVⅠ母
500kVⅡ母
01號高備變
附圖一#3主變
廠用受電試驗方案共 25 頁第 20 頁
6kV 1A段母線
Y20W-420/1006W1
515±8×1.25%/6.3kV
01號高備變
Ud=16%
Ynyn0
00BCT01
500kV II母線
500127 50012
01號高備變5001開關
500167
50016
5001617
架空導線
SZ-40MVA/500kV
6kV離相封閉母線 到6kV 2A、2B、3A、3B、4A、4B段
6kV 1B段母線
6kV 1B段母線工作進線開關 6kV 1A段母線工作進線開關
6kV 1B段母線備用進線開關 6kV 1A段母線備用進線開關
至#1B高壓廠變 至#1A高壓廠變
有明顯的斷開點
附圖二
廠用受電試驗方案共 25 頁第 21 頁
作業風險控制計劃（RCP）
NO: 579100000-0102923-4511-20500203030-0164-10 工程項目： 機組號：通用作業過程/活動: 高壓啟備變保護校驗共 5 頁第 1 頁
控制
序號
危險
代碼
控制措施危險描述
方法時機
實施單位
或部門
實施人
（簽字）
監測單位
或部門
監測人
（簽字）
啟備變受電試驗
1 11599 必須在倒送電前對所有參加人員進行安全技
術交底
設備損壞、人身
觸電
P T 班組工區
2 11599 高電壓區域嚴禁使用金屬梯子人身觸電S T 班組工區
3 11015 嚴格按照倒送電方案操作
設備損壞、人身
觸電
S T 班組工區
4 515 帶電接線時應驗電并有專人監護人身觸電S T 班組班組
5 51005 受電前受電設備絕緣合格、地刀全部打開設備損壞R P 班組班組
6 51010 雨天進入升壓站不要進入高壓帶電區域人身觸電A P 工區工區
7 13010 禁止在繼保室保護屏、DCS 控制臺周圍使用
對講機
保護、設備誤動A P 工區工區
8 51005 臨時閉鎖措施應有記錄并在工作完成后及時
恢復
影響運行安全R T 班組班組
9 51010
所有受電區域應加掛“止步、高壓危險”告
示牌，加裝安全隔離措施，并有專人巡視以
免走錯間隔
人身觸電A P 工區工區
廠用受電試驗方案共 25 頁第 22 頁
作業風險控制計劃（RCP）
NO: 579100000-0102923-4511-20500203030-0164-10 工程項目： 機組號：通用作業過程/活動: 高壓啟備變保護校驗共 5 頁第 2 頁
控制
序號
危險
代碼
控制措施危險描述
方法時機
實施單位
或部門
實施人
（簽字）
監測單位
或部門
監測人
（簽字）
10 51010 嚴禁對現場與圖紙不熟悉的情況進行工作
設備損壞、人身
觸電
A P 班組工區
11 51005 保護投運時保證保護定值、二次回路正確無
誤
保護誤動S T 班組班組
12 50505 配備必要通迅工具，各點監護人員應保持聯
絡通暢
影響安全運行A P 工區工區
13 515 送電時按操作票操作并有專人監護以免誤操
作
設備損壞、人身
觸電
S T 班組班組
14 515 電壓回路檢查時不得端子錯位、嚴禁拉拔端
子接線并有專人監護
保護誤動、設備
損壞、人身觸電
S T 班組班組
15 515 專人監護受電設備，有異常立刻停止試驗設備損壞H T 班組班組
6kV母線受電試驗
16 515 帶電接線時應驗電并有專人監護人身觸電S T 班組班組
17 51005 受電前受電設備絕緣合格、地刀全部打開設備損壞R P 班組班組
18 13010 禁止在繼保室保護屏、DCS 控制臺周圍使用
對講機
保護、設備誤動A P 工區工區
廠用受電試驗方案共 25 頁第 23 頁
作業風險控制計劃（RCP）
NO: 579100000-0102923-4511-20500203030-0164-10 工程項目：廠 機組號：通用作業過程/活動: 高壓啟備變保護校驗共 5 頁第 3 頁
控制
序號
危險
代碼
控制措施危險描述
方法時機
實施單位
或部門
實施人
（簽字）
監測單位
或部門
監測人
（簽字）
19 51010
所有受電區域應加掛“止步、高壓危險”告
示牌，加裝安全隔離措施，并有專人巡視以
免走錯間隔
人身觸電A P 工區工區
20 51010 嚴禁對現場與圖紙不熟悉的情況進行工作
設備損壞、人身
觸電
A P 班組工區
21 51005 臨時閉鎖措施應有記錄并在工作完成后及時
恢復
影響運行安全R T 班組班組
22 51005 保護投運時保證保護定值、二次回路正確無
誤
保護誤動S T 班組班組
23 515 送電時按操作票操作并有專人監護以免誤操
作
設備損壞、人身
觸電
S T 班組班組
24 50505 配備必要通迅工具，各點監護人員應保持聯
絡通暢
影響安全運行A P 工區工區
25 515 電壓回路檢查時不得端子錯位、嚴禁拉拔端
子接線并有專人監護
保護誤動、設備
損壞、人身觸電
S T 班組班組
26 515 專人監護受電設備，有異常立刻停止試驗設備損壞H T 班組班組
廠用電快切試驗
27 515 帶電接線時應驗電并有專人監護人身觸電S T 班組班組
廠用受電試驗方案共 25 頁第 24 頁
作業風險控制計劃（RCP）
NO: 579100000-0102923-4511-20500203030-0164-10 工程項目： 機組號：通用作業過程/活動: 高壓啟備變保護校驗共 5 頁第 4 頁
控制
序號
危險
代碼
控制措施危險描述
方法時機
實施單位
或部門
實施人
（簽字）
監測單位
或部門
監測人
（簽字）
28 13010 禁止在繼保室保護屏、DCS 控制臺周圍使用
對講機
保護、設備誤動A P 班組班組
29 51010 嚴禁對現場與圖紙不熟悉的情況進行工作
設備損壞、人身
觸電
A P 班組工區
30 51005 裝置投運時保證裝置定值、二次回路正確無
誤
裝置誤動S T 班組班組
31 515 切換操作時按操作票操作并有專人監護以免
誤操作
設備損壞、人身
觸電
S T 工區工區
32 50505 配備必要通迅工具，各點監護人員應保持聯
絡通暢
影響安全運行A P 工區工區
33 515 電壓回路檢查時不得端子錯位，嚴禁拉拔端
子接線并有專人監護
裝置誤動、人身
觸電
S T 班組班組
34 51005 切換前應做好母線負荷倒排操作
影響設備安全
運行
S P 工區工區
35 51005 檢查母線PT、工作PT與備用PT二次電壓引
入極性、相序應一致
設備拒動R T 班組班組
36 51005 臨時閉鎖措施應有記錄并在工作完成后及時
恢復
影響運行安全R T 班組班組
廠用受電試驗方案共 25 頁第 25 頁
作業風險控制計劃（RCP）
NO: 579100000-0102923-4511-20500203030-0164-10 工程項目： 機組號：通用作業過程/活動: 高壓啟備變保護校驗共 5 頁第 5 頁
控制
序號
危險
代碼
控制措施危險描述
方法時機
實施單位
或部門
實施人
（簽字）
監測單位
或部門
監測人
（簽字）
37 11599
調試結束后，不得將實驗儀表，設備，工具，
導線等遺留在生產設備處，盤柜門關閉，臨
時拆除或短接線恢復
設備損壞A T 班組班組
以下空白
編制： 審核： 批準：
注： 控制方法： W：見證； H：停工待檢； S：連續監護； A：提醒； R：記錄確認。
控制時機： P：作業開始前； D：每天至少一次； Z：每周一次(4Z：每月一次，12Z：每季一次)； T：活動連續過程停頓或中斷后重新開始作業前。

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