第一篇：MCC室受電管理方案

目錄

一、目的二、MCC配電系統簡介

三、成立送電管理小組

四、技術準備

五、送點步驟

六、操作要點及技術要求

七、安全管理規定

八、MCC送電管理規定

MCC室受電管理方案

一、目的：為保證MCC室受電后安全規范運行管理，保障設備單體試車順利進行，確保供配電系統供電正常運行。

二、MCC配電系統簡介：擴建（絲氨酸）MCC室位于三樓，有兩臺動力低壓配電柜1AA、2AA，負荷為三級，配電電壓為A380/220V三相四線制，主電纜有廠區變電所引來。

三、成立送電管理小組:

1、由專業工程師負責，協調辦理送電試車手續。成立以電氣隊長為組長的送電小組，專人專管，完成每臺設備的送電試車運轉。

2、實行送電工作票制度，有管理公司和業主、我方安全員簽字，三方共管，確保安全運行。

四、技術準備：

1、對進行受送電的盤（柜）設備、電纜認真復核，確保各項性能及電氣動作可靠、準確，對受送電人員進行安全技術操作要點培訓，確保送電安全。

2、機具儀表準備：萬用表、相序表，1000V絕緣搖表、通訊聯絡工具、電工工具、套筒扳手、活扳手、梅花扳手、絕緣鞋、絕緣手套、絕緣墊等，以及“有電危險，禁止靠近”等警示牌、警示帶。

五、送電步驟：

低壓安裝完畢分支

回路合格檢查動力電纜絕緣依次送各分支回路

六、受送電操作要點及技術要求：

1、盤（柜）及電纜送電前要確保電氣安裝工作結束，核查無誤，周邊環境清理干凈。

2、盤內清理干凈無雜物。

3、盤內接線完畢，各壓線螺絲緊固，平墊、彈墊齊全。

4、電纜相序清晰，標志清楚。

5、接地良好，完整可靠。

6、盤內布線合理，相間、對地距離不小于20mm。

7、各回路位號核對無誤，電纜型號與圖紙相符。

8、各回路絕緣1000V搖表檢查不低于0.5MΩ。

9、嚴禁帶負荷拉、合閘送電。

10、準備必要的對講機。

11、嚴禁單人操作。

12、操作人員要穿戴合格的電氣勞保用品。

13、送電現場要設專人監護和設警標帶，防止無關人員進入送電現場，杜絕安全事故的發生。

14、按電氣安全操作規程正確操作，送電要先合總閘，后送負荷閘，斷電要先斷負荷閘，后斷總閘。

15、在有關各方面組織下統一指揮、共同送電。每次送電前都要重新檢查回路絕緣，必須符合電氣要求。

七、安全管理規定:

1、參加人員必須持國家勞動部門頒發的特殊工種電工操作許可證，熟悉本供配電系統設備的性能、熟悉操作要領。

2、參加人員對配電房的安全運行、監視、維護和消防等安全措施負有責任，嚴格按有關安全規定作業。

3、在配電室的電氣設備上的作業必須嚴格按照操作規程進行操作，嚴格執行工作票制度、工作許可制度，工作監護制度、工作間斷、轉移和終結制度。

4、在配電房全部停電的電氣設備及其他用電回路上的工作，必須先完成停電、驗電、裝設接地線、懸掛標示牌和裝設遮欄等安全技術措施，執行時應有監護人在場監護。

5、在任何電氣設備上的作業，除特殊許可外，禁止帶電作業。

6、電氣設備的金屬外殼等必須有可靠的接地或接零，不得拆除其接地線。

7、所有供配電設備的防護遮攔，通行過道必須有明顯的標示牌。

8、供配電房的專用安全防護用品，不得另作他用，并定期檢測其安全性能。

9、供配電房必須配有專用干式滅火器材，并保持長期性有效。

10、供配電房消防設施進行定位、定點管理、定期檢查，不得隨意亂拿亂放，保持整齊、衛生。

11、受電前，配電室的門窗應能鎖閉，鑰匙有專人負責管理，并實行進入登記制度。

八、MCC室工作管理規定：

1、非工作人員，未經許可禁止進入供配電房。

2、工作人員進入供配電房應保持頭腦清醒，服裝整齊，紐扣扣緊，嚴禁穿拖鞋。在配電室門口備足鞋套，進入人員必須按要求穿戴。

3、供配電房內嚴禁堆放易燃、易爆物品及雜物，保持整潔、干燥，嚴禁吸煙。

4、配電房內無異常聲響，門窗完整，照明、通風良好，溫濕度正常，配電設備電壓電流表指示正常；雨天無漏雨、積水現象，熱天冷卻裝置和通風設備運行正常。

5、注意堵塞洞孔，防止小動物串入室內，造成設備短路，影響供電。

6、禁止帶電檢修，如在特殊情況下需帶電工作時，應做好防觸電、防短路等安全措施，并設專人監護。

7、除緊急情況外，未經上級批準不得隨意拉閘停電。

8、保持地面地板清潔干凈。

9、所有回路的開關必須按編號加開關鎖，需要送電必須辦理三方簽字的送電工作票，口說無憑，禁止送電。

10、相關回路掛警示牌，如：“禁止合閘，有人工作”或者“禁止拉閘”

11、編制送電試車登記表，做到清晰記錄，送電測試合格后，有關人

員簽字確認。

第二篇：變電所受電方案

某變電所受電方案

編制：

審核：

審定：

批準：

二00七年七月十八日

目錄

1．概況...........32．主裝臵變電所受電前應具備的條件和準備工作..........3

3．主裝臵變電所10kv高壓系統運行說明..........3

4.受電程序..............3

4.1 10KVⅠ（Ⅱ）段高壓柜...............3

4.2 所用變壓器受電..............44.3 變電所低壓開關柜送電...............55．人員安排..............5

1．概況

主裝臵變電所為某項目工程供配電核心變電所,它的安全受電及正常運行將為化工裝臵的開車和運行提供動力保障。為主裝臵變電所安全受電編制該方案。

2．主裝臵變電所受電前應具備的條件和準備工作

⑴ 高低壓電氣各分項工程已通過三級中間驗收（施工單位自檢，監理單位初檢，項目領導組組織的專業驗收）。

⑵ 電氣設備各項試驗全部完成且合格，有關記錄齊全完整，帶電部分的接地線全部拆除。⑶ 所有微機保護、電氣監控系統、自備投裝臵及相應的輔助設施均安裝齊全，調試整定合格。

⑷ 項目領導組組織的專業驗收發現的缺陷已整改或已消除。

⑸ 現場設備衛生打掃干凈，消防器具備齊，通訊暢通。

⑹ 高、低壓二次回路保護調校已結束且動作準確、可靠。

⑺ 各類開關應跳合自如。

⑻ 盤上儀表已較驗且應指示正確、可靠。

⑼ 配齊試驗合格的安全工具，如驗電器、絕緣手套、絕緣靴及臨時接地線等，配電室的操作走廊必須鋪設橡皮地毯。

⑽ 備好警告標志牌如“止步,高壓危險”，“禁止合閘,有人工作”等。

⑾ 受電方案必須經啟動試運行指揮組批準，并向參加次項工作的人員交底。

3．主裝臵變電所10kv高壓系統運行說明

主裝臵變電所10kv高壓系統,設計運行方式為單母線分Ⅰ、Ⅱ段，由Ⅰ、Ⅱ段進線開關兩路分別供電，10kvⅠ、Ⅱ段母聯開關，在正常情況下處于斷開位臵，母聯開關打至備自投自動投用狀態。當任一段進線電源發生故障跳閘，母聯備自投裝臵自動合閘，從而保證本變電所能正常運行。現變電所實際運行方式為一路電源從變電站供電（Ⅰ段進線開關受電），在受電前，把Ⅱ段進線開關退出，母聯開關合上，并把母聯選擇開關打至退出位臵。

4.受電程序

4.1 10KVⅠ（Ⅱ）段高壓柜

4.1.1 受電前對所有開關柜及柜內母線均應進行外觀檢查如有無連接螺絲松動及碰鐵現象。

4.1.2 檢查所有高壓開關饋線柜是否在分斷位臵。

4.1.3.用2500V搖表檢測柜內母線相間、對地絕緣應合格。檢測全部斷路器、小車相間、對地絕緣應合格。檢測Ⅰ段進線電纜相間及對地絕緣應合格。

4.1.4 用500V搖表檢測柜內二次回路絕緣應合格。

4.1.5 核對母線相序與進線相序是否一致。

4.1.6先送空載電纜線路。變電站在送電前應將送饋線的過流保護時限調整為0″。

4.1.7 高壓Ⅰ段進線開關柜在首次送電前應將所有饋線開關柜拉至隔離位臵，但PT柜經檢查合格后應推入運行位臵。且必須將進線柜過流時限調整為0″，其余柜子首次送電依次調整保護時限為0″進行，以防短路情況快速切除。

4.1.8 變壓器保護首次送電仍按0″考慮，核實速斷保護必須投入過流定值時限0″，如躲不過勵磁涌流再作調整。

4.1.9 高壓Ⅰ段帶電后，應檢查盤面儀表指示情況，一切指示應正常。3.3.1.10 高壓Ⅰ段和Ⅱ段母線PT相序核對。用萬用表測兩組電壓小母線的同名相（即a—a′,b—b′和c—c′）電壓指示必須近似為零，而異名相（即a—b′, a—c′和b—c′，b—a′，c—a′，c—b′）電壓指示必須近似為電壓小母線的額定電壓（一般為100V）。如相序不對，必須斷開Ⅰ段進線開關，再在PT柜二次回路換接相序使其正確無誤。

4.1.10 高壓Ⅰ、Ⅱ段母線送電后，變電站送天河化工饋線過流時限恢復，Ⅰ段進線電纜過流時限恢復。

4.2 所用變壓器受電

4.2.1變壓器送電前的檢查包括以下內容：

⑴各種交接驗收單據齊全，數據符合要求。包括變壓器的高壓進線電纜相間、對地絕緣電阻和吸收比應合格。

⑵變壓器應清理、擦拭干凈，頂蓋上無遺留雜物，本體及附件無缺損，且不滲油。⑶變壓器一、二次引線相位正確，絕緣良好。

⑷接地線良好。

⑸通風設施安裝完畢，工作正常，消防設施齊全。

⑹保護裝臵整定值符合規定要求，操作及聯動試驗正常。

4.2.2送電試運行。變壓器檢查無誤后，可以進行送電試運行，此時為空載運行，低壓側各開關均為開路狀態。

⑴變壓器第一次投入時，可全壓沖擊合閘，由高壓側投入。

⑵變壓器第一次受電后，持續時間不少于lOmin，應無異常情況。

⑶變壓器進行3次全壓沖擊合閘，應無異常情況，勵磁涌流不應引起保護裝臵誤動作。⑷記錄每次的沖擊電流，空載電流，一、二次電壓及溫度值。

⑸因為本系統以后可能會出現變壓器并聯運行，所以應核對好兩段母線的相位。⑹空載運行24h，如無異常情況，可投入負荷運行。

4.3 變電所低壓開關柜送電

4.3.1 測量低壓盤內母線對地、相間絕緣，應合格。

4.3.2 將所有低壓抽屜柜拉至隔離位臵，并進行逐個外觀檢查如有無連接螺絲松動及碰鐵現象。并用500V兆歐表檢測一、二次相間、對地絕緣應合格，控制回路接線應準確，可靠。

4.3.3 將進線開關柜搖至運行位臵，合進線開關。

4.3.4 低壓柜母線帶電后，檢查盤面儀表指示情況，并掛“盤面已帶電”標志牌。

4.3.5 核對低壓Ⅰ段和Ⅱ段的相序。

⑴在母聯柜上進行。用萬表750V交流擋，核對兩路電源的相序。

⑵ 用萬用表測兩組電壓母線的同名相（即a—a′,b—b′和c—c′）電壓指示必須近似為零，而異名相（即a—b′, a—c′和b—c′，b—a′，c—a′，c—b′）電壓指示必須近似為電壓母線的額定電壓（一般為380V）。如相序不對，必須斷開進線開關電源和母聯開關，再在母聯回路換接相序使其正確無誤。

4.3.6作低壓母線開關自投試驗。

把母聯柜開關搖入運行位臵，母聯備自投臵投入位。分別模擬過流和手動分低壓Ⅰ段、Ⅱ段進線，閉鎖母聯備自投。

4.3.7 低壓進線正常后，變壓器高壓柜過流時限保護恢復。

5．人員安排

5.1現場總指揮：

5.2技術負責人：

5.3現場操作人員：

5.4現場操作監護人：

第三篇：風電110kV受電方案

目 錄 編制目的 2 編制依據 3 設備及系統簡介 4 受電范圍 5 組織分工 6 使用儀器設備 7 受電應具備的條件 8 受電步驟 9 安全注意事項

杜尚別500kV變電站送電方案 編制目的

為了疆莊風電一場110kV升壓站工程的調試工作管理，明確此次升壓站受電工作的任務和各方職責，規范程序，使受電工作有組織、有計劃、有秩序地進行，確保升壓站受電工作安全、可靠、順利的完成，特制定本方案。2 編制依據

《電氣設備安裝工程電氣設備交接試驗標準》 《電力系統自動裝置檢驗條例》

《繼電保護和電網安全自動裝置檢驗條例》

《火電工程調整試運質量檢驗及評定標準(1996年版)》 設計、制造技術文件 3 設備及系統簡介

1)系統簡介

疆莊風電一場110kV升壓站工程，110kV設計為2條110kV出線間隔，2臺主變間隔，2組110kVPT，1#、2#主變共10條35kV線路，1臺所用變，2組35kV接地變，2組PT，2組SVG，2臺35kV主變進線開關； 110kV系統采用的單母線接線方式，35kV采用的單母線接線方式。

本次啟動范圍：110kV出線間隔，110kVPT，1#、2#主變間隔，1#、2#主變35kV進線開關；35kV站用變，35kVPT，35kV出線、35kVSVG、35kV接地變，配置情況是：110kV每條母線配置一套母線保護，每回110kV線路配置一套微機保護裝置；35kV每條母線配置一套母線保護，35kV每回線路配置一套微機線路保護測控裝置； 35kV配置相應的SVG、電抗器、所用工作變保護；

監控系統配置的是綜合自動化監控系統和微機五防裝置，配置遠動主機屏設備，該遠動主機與微機保護、監控設備構成完整自動化監控系統，滿足哈密地區國家電網調度中心要求。

2)系統特點

從保護到控制、信號及測量均采用微機裝置，自動化程度高，操作方便，這樣對運行人員的技術素質要求相應也高。4 受電范圍

疆莊風電一場110kV升壓站工程升壓站的初次受電范圍暫按如下考慮，最終杜尚別500kV變電站送電方案

以調度部門的調度措施為準。

升壓站110kVⅠ母、Ⅱ母及其各自所帶PT，110kV疆莊風一線帶1#主變、110kV疆莊風二線帶2#主變；35kVⅠ母、Ⅱ母及其各自所帶PT，35kVI段母線，35kV疆能風一線，35kV疆能風二線、35kV疆能風三線、35kV疆能風四線，35kV疆能風五線，I段1號SVG、I段1號接地變，一臺所用工作變；35kVII段母線，II段2號SVG、I段2號接地變，35kV疆能風六線，35kV疆能風七線，35kV疆能風八，35kV疆能風九線，35kV疆能風十線 5 組織分工

升壓站站運行人員負責與調度部門的聯系，負責受電過程中的設備操作，以及受電設備的代管和受電后的安全運行。

安裝單位負責受電設備的安全隔離措施制作，負責受電現場的安全、消防、保衛等任務，并負責設備檢修和臨時措施的拆裝工作。

調試單位負責編寫與調度措施相配套的升壓站受電方案，受電前對參加受電的有關單位人員進行技術交底，準備好試驗儀器設備，作好試驗記錄，解決受電過程中出現的技術問題，服從調度人員的指揮。

疆莊風電一場110kV升壓站工程升壓站站受電操作由受電指揮部統一指揮，變電站運行人員進行操作。

所有參加受電工作人員必須佩戴標識證。6 使用儀器設備

調試單位應準備好如下儀器設備：

交流電壓表； 數字萬用表； 相序表； 相位表；

微機繼電保護試驗裝置； 受電應具備的條件

(1)受電區域內的場地基本平整，消防、交通及人行道路暢通，網控室、集控室的土建裝修工作全部結束，受電區域已設有明顯標志和分界，危險區設有圍欄和警告標志。

杜尚別500kV變電站送電方案

(2)受電區的施工腳手架已全部拆除并清掃干凈（含電纜井、溝）。(3)受電區的梯子、平臺、步道、欄桿、護板等已按設計安裝完畢，并正式投入使用。

(4)受電范圍內的生活用水系統和衛生、安全設施已投入正常使用，消防系統已投用。

(5)受電區域具有充足的正式照明，事故照明能及時自動投入。

(6)運行崗位已有正式的通訊裝置，試運增設的臨時崗位，已設有可靠的通訊聯絡設施。

(7)主控和網控的空調裝置、采暖及通風設施已按設計能正常投入使用。(8)生產單位按規定已配備好相應的合格運行人員，并配備好相應的工具、圖冊、資料，運行人員已正式上崗。

(9)受電范圍的安裝工作結束并經驗收簽證，辦理代管手續。(10)按《電氣設備安裝工程電氣設備交接試驗標準》完成以下一次設備的調整試驗: a)全部高壓斷路器；

b)#

1、#2主變及#1所用工作變 c)電壓互感器、電流互感器； d)避雷器、SVG、接地變； e)絕緣子； f)母線隔離開關； g)接地裝置；

(11)送電范圍內的線路保護、主變及所用電保護、母線保護、電抗器保護、電容器保護的靜態調試工作結束，并完成帶開關整組傳動試驗及保護的通道對調試驗，經驗收合格。

(12)110kV故障錄波、35kV故障錄波、主變故障錄波裝置調試結束并投運。(13)通訊及遠動裝置調試完畢并投運。

(14)受電范圍的所有指示儀表、電度表、電氣量變送器經校驗合格。(15)微機五防系統調試完畢并投入使用。

杜尚別500kV變電站送電方案

(16)保護定值按調度要求整定完畢。(17)受電工作經有關質監部門檢查同意。

8、工作方法：

一次系統的檢查

1、檢查本次受電所投入的設備一次連接部分完好，設備外殼接地良好，開關動作正常。

2、母線相色、標志齊全。

3、用2500V絕緣搖表檢查主變對地絕緣良好，35kV系統對地及相間絕緣良好。

4、檢查主變油路暢通，瓦斯繼電器氣體放凈

5、檢查110kV疆莊風一線1915開關在分閘位置、110kV疆莊風二線1916開關在分閘位置，1#主變高壓側1101開關在分閘位置，2#主變高壓側1102開關在分閘位置，所有隔離刀閘都在分位，所有接地刀閘都在分位，1#主變低壓側所有開關在分閘位置，2#主變低壓側所有開關在分閘位置。

二次系統的檢查

1、檢查端子螺絲緊固，無松動現象，端子頭標號正確。

2、檢查所有CT無開路，PT無短路，不用的CT應在端子排上短路接地。

3、檢查保護定值無誤，通電檢查可靠動作，測量部分通電指示正確 受電步驟

注：變電站的受電步驟以調度部門的措施為準，此方案重點為配合調度部門的措施而需要現場測試的項目。

新能風電-疆潤莊風一線線路充電

(1)檢查變電站一次設備為如下狀態：疆莊風電一場110kV升壓站所有隔離開關、接地開關、斷路器均在斷開位置；所有電壓互感器二次回路空開在斷開位置。

2、聯系疆潤回莊子220kV匯集站：合上新能風電I-疆潤莊風一線線路斷路器對疆莊風電一場升壓站疆潤莊風一線1915集電線路進行三相沖擊；

杜尚別500kV變電站送電方案

3、檢查正常后，匯報電網調度部門，聽調度令監視表計； 110kV疆潤莊風一線1915及110kVI母充電

1、檢查110kV疆能莊風一線母線側19151D接地刀閘在分閘位置，110kV疆能莊風一線斷路器側19153D1接地刀閘分閘位置，110kV疆能莊風一線出線側19153D2接地刀閘分閘位置

2、合疆潤莊風一線間隔19151隔離開關，合疆潤莊風一線間隔19153隔離開關；

3、檢查疆潤莊風一線間隔1915保護定值確已按定值通知單正確輸入，保護確已正確投入；

4、合I母電壓互感器111Y隔離開關，投母線PT所屬二次空開。

5、合疆潤莊風一線間隔1915斷路器，及本側110kV母線及母線PT第一次充電，充電后檢查本側母線PT及線路PT電壓幅值、相序、不平衡電壓檢查正常后本側核相后斷開本側疆潤莊風一線間隔1915斷路器，進行下次充電，共三次，每次間隔10分鐘。

1#主變充電

1、檢查1號主變所有保護都投入，檢查保護定制正確，投入1#主變全部風冷系統。

2、檢查1號主變壓器110kV母線側11011D接地刀閘、1號主變壓器110kV側11013D接地刀閘在分閘位置，合上1號主變壓器110kV側11011隔離開關，合上1號主變中性點111D接地刀閘，合1號主變110kV側1101斷路器對變壓器首次沖擊合閘試驗。

3、檢查母線PT及主變帶電情況，如有異常立即拉開，如無異常保持帶電狀態。

4、檢查母線PT二次電壓幅值、相序、零序不平衡電壓，檢查線路保護裝置、主變保護裝置，監控系統、，故障錄波器電壓正常后準備斷開1號主變110kV側1101斷路器

5、合上1號主變110kV側1101斷路器對1號主變進行第二次沖擊合閘試驗1#主變共進行5次充電，每次間隔5分鐘，第五次充電試驗結束后，準備對 35kV系統充電。

杜尚別500kV變電站送電方案

35kV系統充電

1、檢查1號主變低壓側保護及跳閘壓板正常投入。

2、投母線PT351Y,投入消諧裝置。

3、將3501開關送至工作位置。

4、送上3501斷路器控制電源。

5、合3501開關。

6、檢查35kV母線PT二次電壓幅值、相序、零序不平衡電壓。

7、主變運行正常后斷開1號主變中性點111D接地刀閘 35kV1#站用變充電

1、投入35kV 1#站用變所有保護及相應的出口壓板。

2、將35kV 1#站用變3581開關送至工作位置。

3、送上35kV 1#站用變3581斷路器控制電源。

4、合上35kV 1#站用變進線3581斷路器，給1#站用變第一次充電。

5、檢查35kV1#站用變無異常

6、檢查380V電壓幅值、相序正確，檢查1#站用變保護裝置及監控系統工作正常，7、斷開1#站用變進線3581斷路器

8、#站用變共進行3次充電試驗，每次間隔時間5分鐘 35kV1#接地變充電

1、投入35kV1#接地變所有保護及相應的出口壓板。2、35kV 1#接地變35X1斷路器控制電源。

3、合上35kV1#接地變35X19D接地刀閘

4、將35kV 1#接地變35X1開關送至工作位置。

4、合上35kV 1#接地變35X1開關斷路器，給35kV 1#接地變第一次充電。

5、檢查35kV 1#接地變無異常

6、檢查35V母線電壓幅值、相序正確，檢查35kV 1#接地變保護裝置及監控系統工作正常。7、35kV 1#接地變共進行3次充電試驗，每次間隔時間5分鐘 35kV1#SVG充電

杜尚別500kV變電站送電方案

1、投入35kV1#SVG所有保護及相應的出口壓板

2、檢查35kV母線電壓在允許范圍內

3、檢查35kV1#SVG35V18D接地刀閘在分閘，35kV1#SVG 35V1D接地刀閘在分閘位置。

4、將35kV1#35kV1#SVG35V1開關送至工作位置，合上35kV1#SVG35V18隔離開關

5、合上35kV 35kV1#SVG 35V1開關斷路器，合上35kV1#SVG35V18G斷路器，35kV 1#SVG第一次充電。

6、檢查35kV 1#SVG無異常

7、檢查35V母線電壓幅值、相序正確，檢查35kV 1#接地變保護裝置及監控系統工作正常。8、35kV1#SVG共進行1次充電試驗，35kV線路充電

1、投入35kV疆能風一線所有保護及相應的出口壓板

2、合上35kV疆能風一線3511斷路器控制電源。

3、檢查35kV疆能風一線35111D接地刀閘在分閘位置

4、將35kV疆能風一線3511開關送至工作位置

5、合上35kV疆能風一線3511開關斷路器，35kV疆能風一線3511集電線路第一次充電。

6、檢查35kV疆能風一線3511集電線路無異常

7、檢查35kV疆能風一線3511電壓幅值、相序正確，檢查35kV疆能風一線3511保護裝置及監控系統工作正常。8、35kV疆能風一線3511集電線路共進行3次充電試驗，每次間隔時間5分鐘 新能風電II-疆潤莊風二線線路充電，110kV疆潤莊風二線1916及110kVII母充電，主變充電及35kV系統充電均以上充電方式一致。

系統受電后試運行

升壓站受電結束后，試運24小時，按照調度要求恢復保護正常運行方式；調試單位應配合運行人員對受電設備進行觀察和巡視，檢查高壓開關，主變運行狀況，檢查保護、測量、計量回路是否正確，運行過程中出現的問題應積極解決和處理。

杜尚別500kV變電站送電方案 安全注意事項

(1)嚴格執行操作票及操作票監護制度，監護人員必須熟悉操作的系統和任務。

(2)帶電設備附近要有專人監護，發現異常情況及時匯報，危機時先處理后匯報。

(3)參加受電人員要明確分工，堅守崗位，服從指揮，無關人員不得進入現場。

(4)設備帶電后，現場應懸掛有帶電標志的警示牌。

杜尚別500kV變電站送電方案

第四篇：光伏電站受電方案

35KV長豐廣銀光伏電站 受電應急預案及安全措施

批準：胡仁道 審核：房公柱 編寫：殷嘉駿

長豐廣銀光伏發電有限公司

2017年02月19日 35KV廣銀光伏電站是長豐縣廣銀光伏發電有限公司建設的22.5WM光伏發電工程。分成19個并網發電單元，每個發電單元容量約為1.2MW，19個1000kW集中式逆變器逆變輸出交流0.315 kV電壓后，各通過1回0.315kV線路分別送至雙分裂升壓變的0.315kV經升壓變升壓至35kV后，通過35kV電纜線路接至光伏電站的35kV母線，然后每6~7臺升壓變為1組匯集為1回35kV集電線路，共3組通過3回35kV集電線路接至站內35kV母線，最終以1回35kV電壓等級接至220kV北城變35kV側。近期進行試投運，為確保電站投運工作順利進行，保證人身及設備安全，保障電網安全穩定運行，特編制本應急措施。

第一章 組織措施

一、成立35KV廣銀光伏電站應急領導小組 組 長：房公柱

副組長： 田璞、牟善寧、王金中

成 員：李洪舉、殷嘉駿、劉殿偉、張允輝、夏翔坤 負責本次投運應急領導工作。包括準備工作的審查，最終決定是否具備投運條件。同時在35KV廣銀光伏電站投運現場設投運應急總指揮、應急技術總負責：

投運應急總指揮：牟善寧、田璞

各項投運期間應急命令，對整個投運工作的組織、調度、安全及

其他相關工作負總責。

投運應急技術總負責：各設備廠家人員 王金中

責投運應急的技術工作，對投運各個環節的技術工作負全面責任。

投運應急領導小組下設6個專門小組，6個專門小組直接向投運應急總指揮負責，如果在投運中出現技術或其他疑難問題不能確定時，需報告投運應急總指揮和應急技術總負責，由投運應急總指揮和應急技術總負責組織人員進行核查、論證，確定無誤時，方可繼續投運。

1、安全監察組： 組 長：王金中

副組長：牟善寧成 員：殷嘉俊 成 員：殷嘉駿

安全監察組組長主要負責接受投運命令，安排部署工作人員對電站投運過程中的各個工作環節進行安全監督和檢查，制止一切違章行為，對整個投運過程中的發令、操作、調度、現場運行及搶修等工作負安全監督和檢查責任。

2、技術監督組： 組長：牟善寧、田璞

成員：各設備廠家人員 李洪舉

負責接受投運應急總指揮命令，在投運前對35KV廣銀光伏電站線路技術情況和所內一、二次設備技術情況進行全面檢查（包括各種保護投入情況），從技術角度負責，最終向現場總指揮匯報是否具備投運條件。

3、通訊保障組： 組長：殷嘉駿 成員：李洪舉

接受投運應急總指揮命令，負責與長豐縣北城區110KV變電站及長豐縣、區電力調度中心聯系有關調度事宜。

4、事故應急處理組：

（1）設備應急處理組： 組長：牟善寧 副組長：田璞 成員：李洪舉、殷嘉駿、劉殿偉、張允輝、夏翔坤 接受投運應急總指揮命令，負責投運期間35KV廣銀光伏電站內操作及運行中一切意外問題的應急處理工作。

（2）線路應急處理組： 組長：張允輝

成員：睿明電力施工技術人員

接受投運總指揮命令，負責投運期間線路巡視及線路故障的應急處理工作。

6、救護消防組： 組長：劉殿偉 成員：施工單位人員

接受應急總指揮命令，負責現場意外情況的緊急救護和消防工作，做到救護消防材料和人員均到位。

第二章 投運程序

一、啟動投產時間：2017年02月19日～02月20日

二、啟動投產設備范圍：

35KV長豐廣銀光伏電站：35KV廣銀光伏363線路及保護、35kV母線及保護、35kV母線PT、35kV#1集電線路301、#2集電進線302、SVG裝置±2MVAR 304及其保護、接地變站用變及其保護303，25MW 光伏陣列#1~#20逆變單元和對應箱變及相應光伏組件。

三、投產應具備的條件：

1．02月19日00：00前，35KV廣銀光伏電站并網光伏進線線路施工工作結束，相位正確；上述線路經驗收確認線路具備送電條件。

2.35KV廣銀光伏電站投產的一、二次設備及自動化、通訊設備和消防安全設施均已驗收合格，各級調度自動化通道驗收完好。

3.各級調度與電站通信聯絡暢通，職責明確，并交換各自人員名單。施工單位與運行單位做好設備及安裝技術資料，備品、備件的交接工作，各類安全用具、消防器具、現場設備命名均已準備齊全，運行規程、典型操作票編制完成并經過審定、批準，并報地調備案，運行人員已經過相關業務培訓，熟悉一、二次設備及自動化設備的運行和操作。

4.啟動總指揮聽取各部門匯報，確認具備上述條件后報告地調當值。

四、投運前準備工作（每項工作完畢，打“√”確認）

1、由技術監督組、安全監察組確認：35KV廣銀光伏電站安裝工程（包括35kV廣銀光伏301線路、35kV高壓開關室高壓開關柜、#1—#20方陣及中控室內安裝工程）均已全部結束，各種試驗項目均按照交接試驗完成，達到合格要求且具備投運條件。

2、由調度組確認：35KV長豐廣銀光伏電站35kV廣銀光伏363線路保護已調試完畢，相關計量裝置已經調試合格，滿足電網倒送電的要求。

3、由安全監督組確認：已經對35KV長豐廣銀光伏電站主系統進行全面巡視檢查（由線路應急搶修組根據投運總指揮命令安排人員進行），巡視檢查無異常，以巡視單位書面的巡線卡為依據。

4、由安全監察組確認：線路應急搶修組已經對35kV廣銀光伏363線路并網線路進行絕緣搖測，絕緣電阻合格，以測試人員的記錄為依據。

5、由技術監督組確認：已經對35KV長豐廣銀光伏電站光伏電站中控室內蓄電池進行了充分的充電，充電工作完畢，直流系統運行正常，電壓在規定范圍內。中控室內UPS電源工作正常。

6、由調度組確認：35KV長豐廣銀光伏電站通信暢通。在投運期間，務必保證與合肥市地調通信，電話具備錄音功能。

7、由安全監察組確認以下準備工作均已完成：

1)對運行人員進行專門培訓并合格，做到會操作設備、能識別信號、能正確處理日常記錄； 2)運行管理各項規章制度，各運行人員應熟知； 3)竣工資料、圖紙現場到位；

4)運行必備的工器具、安全用具、消防器材等準備齊全，并試驗合格；

5)所有調試工作已完成，試驗各項指標均合格，試驗報告單完整、齊全；

6)投運前，各小組人員必須提前到位并簽到；

7)投運操作票已經經過安全監察組、技術監督組審核批準； 8)所有投運命令及操作票已經模擬預演；

8、各小組各自的準備工作已經完成，逐一向投運總指揮進行匯報，確認無異常；

9、投運總指揮已經請示投運領導小組組長，同意開始投運。投運總指揮同意投運確認簽字：

五、投運程序

經過投運領導小組總指揮簽字許可，長豐廣銀光伏電站已經具備投運條件。投運程序如下：

1、檢查35KV長豐廣銀光伏電站所有斷路器、隔離刀閘及接地刀均在斷開位置，所有小車開關均在試驗位置；35KV長豐廣銀光伏電站及35KV廣銀光伏363線路工作全部終結，安全措施全部拆除，,人員全部撤離，匯報合肥地調。

2、檢查并核對35KV廣銀光伏3631線路保護、35kV母線保護、35kV接地變站用變保護、35kV SVG裝置±2MVAR保護、#1集電線路保護、#2集電線路保護按保護定值單要求已全部投入。

3、經確認條件許可后，由啟動試運行指揮小組及當值值長與調度取得聯系，向合肥市地調申請對35KV廣銀光伏363投運。

4、由合肥市地調下令用北城變3631開關向35KV廣銀光伏363充電3次。

5、將35kV母線PT投入運行。

6、向合肥市地調申請用35KV廣銀光伏363向35kV母線及母線PT充電1次，正常后匯報合肥市地調。

7、經總指揮許可35KV長豐廣銀光伏電站分別通過301、302、開關對35kV#1集電進線、#2集電進線充電3次，每次3分鐘。充電完成后35kV#1集電進線、#2集電進線帶電運行。

8、經合肥地調調許可35KV長豐廣銀光伏電站將合上SVG裝置±2MVAR連接變高壓側隔離刀閘，合上SVG連接變304開關對SVG 連接變壓器充電3次，每次5分鐘，充電完成后SVG連接變帶電。

9、經總指揮許可35KV長豐廣銀光伏電站將合上接地變站用變303開關對接地變充電3次，每次5分鐘，充電完成后接地變帶電。

10、經總指揮許可35KV長豐廣銀光伏電站通過逆變升壓一體機高壓側負荷開關分別對#1—#20箱變充電3次，每次5分鐘，充電完成后#1—#20箱變帶電。

11、向地調申請35KV長豐廣銀光伏電站投入逆變器，逆變器運行正常后向地調匯報。12、35kV廣銀光伏363線路帶負荷后，35KV廣銀光伏363線路兩側做線路光差保護六角圖正確；做35kV母線差動保護六角圖正確，匯報地調。

第三章 安全措施

一、安全技術措施及組織措施

1、所有操作必須嚴格遵守《電業安全作業規程》的有關規定；

2、操作人員、監護人員思想要高度集中，電氣設備在未經驗明確無電壓前，一律視為有電，在安全措施未做好之前，必須保持安全距離； 在電氣設備上操作必須遵守以下技術措施：

1）停電； 2）驗電； 3）接地；

4）懸掛標示牌和裝設遮欄（圍欄）。

3、所有安全用具必須確認經過試驗并合格后方可使用；

4、嚴禁超范圍使用驗電設備，在正式驗電之前必須進行試驗并在同等級有電設備上檢驗，驗電器應逐漸接近導體；

5、正常的送、停電操作，必須實行操作票制度，操作票應由主值班或值班長簽發；

6、操作人員執行操作時，必須嚴格執行三人工作制，其中對設備熟悉者做監護人；

7、操作前，要認真核對設備名稱和編號，嚴格執行監護復誦制；

8、操作人員在執行操作任務時，帶電作業必須穿高壓絕緣靴，戴好高壓絕緣手套，嚴防觸電事故發生；

9、操作（值班）人員在設備運行過程中，應做好光伏電站內電氣設 備的巡視檢查工作，保證各個保護裝置和信號裝置的正常工作，保證光伏電站運行正常；

10、光伏電站的變壓器投運時，嚴禁無關人員進入隔離區。

11、若光伏電站發生緊急事故，值班人員有權采取緊急停電措施，在處理完畢后，應立即向投運總指揮和公司調度匯報；

12、工作現場嚴禁閑雜人員出入，不準高聲喧嘩，不準圍觀操作，不準出入帶電危險區；

13、送、停電的投運工作由投運總指揮統一發令，投運操作完畢后，應由35KV廣銀光伏電站操作組組長向調度組匯報。領導小組和其他各小組發現操作過程中出現的問題，應立即反饋給投運總指揮，由投運總 指揮根據情況下達處理命令。

14、原則上，投運操作工作具備遠方操作（光伏電站集控室計算機操作）條件的，全部進行遠方操作，就地操作必須由投運總指揮許可方可進行。

二、操作過程中的應急處理

1、操作中出現不順利或卡滯等

35KV廣銀光伏電站35kV高壓開關室內開關柜均帶五防閉鎖系統，在操作過程中，一定要嚴格按照已經審批的操作票進行操作，當出現按照正常操作順序操作出現卡滯等情況時，要及時匯報投運總指揮，由投運總指揮安排后續的檢修事宜，嚴禁硬拉、硬合機構，造成事故。

2、手車處于工作位置之后出現異常聲音

出現此種情況時，若斷路器在斷開狀態則應迅速將手車由工作位置 搖至試驗位置或拉至柜外；當斷路器在合時，應立即斷開斷路器，然后 再將手車拉至試驗位置或拉至柜外。匯報投運總指揮，由總指揮安排后 續檢修等事宜。

3、電氣設備著火

遇有電氣設備著火時，應立即切斷有關設備電源，然后進行救火。對帶電設備應使用干粉滅火器、二氧化碳滅火器等滅火，不得使用泡沫 滅火器滅火。

4、光伏電站配置的各種滅火器齊全，符合使用需要。

長豐吉電新能源有限公司

2017年02月19日

第五篇：廠用電受電方案

廠用電受電方案

1.1 設備概況及主要技術參數

1）啟備變

額定容量：54/35-35 額定電流：3207.6A 接線組別：YNyn0-yn0,d11 短路電壓百分比UK=21% 額定電壓：高壓側141.7

變比：230±2×2.5%／6.3KV 2）220kV 斷路器

系統標稱電壓

額定工作電壓

額定電流

220kV 252kV

4000A（LW35S）/3150A（LW10B）50kA(rms)1.3 125kA(峰值)額定短路開斷電流

首相開斷系數

額定短路關合電流

額定短路熱穩定電流（持續3s）

50kA(rms)額定峰值耐受電流

125kA(峰值)3 隔離開關

型號：GW7-252DW/GW10-252DW 額定電壓：252kV 額定電流：3150A 額定熱穩定電流：50kA（3s）額定動穩定電流：125kA 4）220kV 電流互感器

型號：LVQB-220W2 額定電壓：220kV 變比：2×1250/1A,1250/1A 極次組合：0.2S/0.5S/5P/5P/5P/5P/5P/5P 額定熱穩定電流：50kA（3s）額定動穩定電流：125kA 5）220kV 電壓互感器

1.2 引用標準及規范

1）《火電廠基本建設工程啟動及驗收管理辦法（2006年版）》；

2）《火電工程調整試運質量檢驗及評定標準（2006年版）》；

3）《火電工程啟動調試工作管理辦法（2006年版）》；

4）《火電機組達標投產考核辦法（2006年版）》；

5）《火電機組啟動驗收性能試驗管理辦法（2007年版）》；

6）《火力發電廠基本建設工程啟動及竣工驗收規程（2009版）》；

7）

原電力部1997年頒發的《火電工程調整試運質量檢驗及評定標準》；

8）

原電力部建質〖1996〗40號文頒發的《火電機組啟動調試工作規定》；

9）

原電力部電綜合〖1998〗179號文頒發的《火電機組啟動驗收性能試驗導則》；

10）除上述國家及電力工業部頒發的規范、規程以外，檢查驗收仍需遵照如下圖紙、文件；

11）經會審簽證的施工圖紙和設計文件；

12）批準簽證的設計變更；

13）設備制造廠家提供的圖紙和技術文件；

14）項目法人與施工單位、設備材料供貨商單位簽訂的合同文件中有關質量的條款；

15）2.15 項目法人與監理單位簽訂的合同文件及相關監理文件。

1.3 送電目的

1）檢查送電系統一次設備的工作性能；

2）檢查送電系統二次電流回路、電壓回路的正確性；

3）檢查送電設備繼電保護裝置的可靠性及正確性；

4）確保機組試運工作正常進行。

1.4 受電范圍

1.4.1

受電一般分四部份實施：?

1）為新建電廠系統，調試單位負責實施；

2）220KV線路及高壓啟動變壓器充電檢查，調試單位負責實施；

3）6KV廠用系統送電檢查，調試單位負責實施；

4）380V低壓廠用電送電檢查，施工單位負責實施；

5）根據送電部分的實際情況繪制受電圖紙。

1.5 受電前應具備的條件

1）與送電相關的一、二次設備安裝工作全部結束，并經檢驗合格；

2）高壓啟動變及低壓廠用變絕緣試驗合格，送電前取油樣作色譜分析（送電后按運行規定取樣分析)；

3）有載調壓裝置及冷卻裝置正確投入運行，分接頭置于額定位置（或運行要求的位置），送電時冷卻器停用，有載調壓裝置置于手動位置；

4）要求送電用所有高壓開關安裝調試完畢，動作可靠；

5）要求送電用所有高壓開關的隔離刀閘調整試驗結束；

6）受電用開關與刀閘間相互閉鎖試驗結束，符合設計要求；

7）送電系統的繼電保護按“定值通知單”整定完畢，動作正確可靠(包括線路保護、母線保護、啟動變保護、6KV母線保護、低壓廠用變及低壓廠用電保護)；

8）送電用各開關的控制、信號、測量裝置調試工作結束，傳動試驗正確；

9）UPS系統調試完畢，試驗合格；

10）受電系統電氣設備的名稱、?編號、標志牌應清晰準確；

11）主控室、啟動變、6KV盤間、380V盤間等有關受電設備周圍，消防設施齊備，道路暢通，照明充足，通信設施齊全。

1.6 受電前準備工作

1）在6KV母線設備屏準備臨時電壓表一塊（或萬用表）；

2）將電廠母線電壓二次出線從端子板上用臨時電纜引至廠用電控制盤空端子板上，以便受電后作母線（啟動變高壓側）與6KV母線二次定相；

3）根據實際情況在高壓母線和6KV母線PT二次線圈上加裝消諧裝置，防止空負荷送電系統諧振；

4）故障錄波器投入運行；

5）檢查未投入使用的CT二次是否短接，PT二次是否斷開；

6）受電線路對側應裝有可靠的臨時保護；

7）電前線路應完成線路參數測試及一次定相工作。

1.7 受電程序

送電方式按兩條線路，雙母線單分段，一臺啟動變，兩段6KV母線和一臺低壓廠用工作變，一臺低壓備用變進行。

1）線路受電；

2）升壓站Ⅰ母線受電；

3）升壓站Ⅱ母線受電；

4）高壓啟動變壓器受電；

5）6KV母線受電；

6）低壓廠用變及低壓廠用電受電。

1.8 送電步驟及檢查項目

1.8.1 線路受電（按照新建電廠兩條線路考慮）：

1）檢查受電線路母線側隔離刀閘在斷位；

2）檢查受電線路開關在斷位；

3）投入對側線路充電保護；

4）通知線路對端空沖線路Ⅰ；

5）檢查本側線路Ⅰ出口PT電壓及相序；

6）線路Ⅰ沖擊5次，每次間隔5分鐘；

7）線路對端空沖線路Ⅱ；

8）檢查本側線路Ⅱ出口PT電壓及相序；

9）線路Ⅱ沖擊5次，每次間隔5分鐘。

1.8.2 升壓站Ⅰ母線受電：

1）檢查Ⅰ母線所有設備開關斷位；

2）母聯開關兩側刀閘在斷位；

3）檢查母聯開關在斷位；

4）檢查Ⅰ母線PT二次開關（或熔斷器）在合位；

5）合線路母線側刀閘；

6）合線路開關空沖Ⅰ母線三次；

7）檢查Ⅰ母線PT二次電壓值及相序，并與線路PT進行二次定相。

1.8.3 升壓站Ⅱ母線受電：

1）檢查Ⅱ母線所有設備開關斷；

2）斷開線路開關使Ⅰ母線停電；

3）檢查Ⅱ母線PT二次開關（或熔斷器）在合位；

4）合母聯開關兩側隔離刀閘；

5）合線路開關恢復Ⅰ母線送電；

6）投入母聯開關充電保護；

7）合母聯開關空沖Ⅱ母線三次；

8）檢查Ⅱ母線PT二次電壓值及相序，并與線路PT進行二次定相。

1.8.4 利用母聯開關進行線路Ⅰ及線路充電至母線環并，檢查保護及測量回路：

1）線路Ⅰ充電至母線Ⅰ，線路Ⅱ充電至母線Ⅱ；

2）合母聯開關Ⅰ母線刀閘；

3）合母聯開關Ⅱ母線刀閘；

4）合母聯開關；

5）對端變電所調整運行方式，使線路Ⅰ、線路Ⅱ帶負荷運行；

6）檢查線路保護、母差保護、母聯開關保護及所有測量電流回路數值及相位的正確性，并投入其保護裝置。

1.8.5 高壓啟動變壓器受電：

1）斷開線路Ⅱ本側出口開關（1ADA06GS003）及出口刀閘（1ADA06GS101），線路Ⅰ通過母線Ⅰ、母聯開關帶母線Ⅱ運行；

2）檢查6KV備用進線開關在斷位，試驗位置；

3）檢查6KV母線PT在工作位置，PT二次插頭插入，二次開關（或熔斷器）投入；

4）檢查啟動變冷卻器停用；

5）檢查啟動變高壓側中性點接地刀在合位；

6）合啟動變壓器高壓側Ⅱ母線隔離刀閘；

7）投入啟動變過流保護、瓦斯保護及壓力失放保護；

8）合啟動變開關，進行第一次送電，觀察沖擊電流；

9）檢查啟動變壓器送電時有無異常現象；

10）檢查啟動變油溫、一次電壓、二次電壓及一次電流；

11）如果啟動變帶有有載調壓裝置，檢查有載調壓裝置的調壓情況，即檢查三相同步性，電壓變化范圍和規律；

12）檢查啟動變壓器低壓側PT二次電壓相位及相序；

13）確認啟動變壓器運行正常后，進行5沖擊試驗，每次間隔5分鐘。

1.8.6 6KV母線受電：

1）檢查 6KV 母線所有開關在開位，且開關小車在試驗位置；

2）檢查 6KV所有小車接地刀在開位；

3）將6KV母線備用工作進線開關推至工作位置，投入備用分支過流保護及過負荷保護；

4）合6KV母線備用工作進線開關，6KV母線送電；

5）檢查 6KV 母線有無異常現象；

6）進行 6KV 母線電壓、相序檢查；

7）進行 6KV 母線與啟動變高壓側Ⅰ母線（Ⅱ母線）二次定相。

1.8.7 低壓廠用變及低壓廠用電受電：

1）檢查380V 工作母線所有負荷開關在斷位；

2）檢查低廠變低壓側開關（380V 工作段工作進線開關）在開位；

3）檢查380V 工作母線電壓互感器工作位置，二次保險合位；

4）投入低壓廠用變壓器電流保護；

5）將低壓廠用工作變高壓側小車開關推入工作位置，合廠用變開關，沖擊低廠變開關5次，每次間隔5分鐘；

6）低廠變5次沖擊無異常后，合380V 工作段工作進線開關，380V 工作段受電；

7）測量380V 工作段母線電壓及相序，并與6KV備用段母線PT進行二次定相。

1.8.8 低壓廠用備用變及380V備用段送電（與低壓廠用工作變相同）。1.8.9 400V 工作段備用自投試驗：

1）進行380V 工作段母線、380V 備用段母線一次定相；

2）利用380V 工作段與380V 備用段聯絡開關進行380V母線環并試驗；

3）380V母線環并無異常后拉開380V聯絡開關；

4）投入備用自投開關（BK）；

5）用低廠變保護跳開低壓廠用工作變高、低壓開關；

6）380V 工作段與380V 備用段聯絡開關應能自動投入。

1.8.10 根據負荷情況依此檢查、6KV系統、380V系統保護及測量回路是否正確，并及時投入。1.9 安全措施

1）送電前應由運行單位、施工單位及調試單位三方各派有關人員聯合對電氣一、二次設備進行仔細檢查，以便提早發現隱患。

2）為確保送電的安全進行，遠方操作投入運行的電氣設備均由電廠運行人員負責操作，就地操作投入運行的電氣設備由施工單位人員負責操作。所有操作均應嚴格執行有關操作規程。

3）送電期間應由安裝單位派人對主要電氣設備進行監護，一旦有異常應立即向現場指揮人員報告。

4）所有在帶電設備上的試驗工作須至少由兩人來完成，并做好安全措施。

5）送電期間應有一定數量的專職消防人員及醫護人員在場以應付可能出現的非常情況。