国华沧东电厂220KV升压站及#1机组高低压厂用带电调试措施讨论稿.docx

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国华沧东电厂220KV升压站及#1机组高低压厂用带电调试措施讨论稿

施工技术措施（方案）报审表

编号:

工程名称

河北国华黄骅发电厂一期工程分系统及整套启动调试

合同编号

HTC068

致西北电力建设工程监理有限责任公司黄骅电厂工程监理部：

我方已根据施工合同的规定完成了220KV升压站及#1机组高、低压厂用系统带电调试措施的编制，并经我单位上级技术负责人审查批准，请予以审查。

附：

200KV升压站及#1机组高、低压厂用系统带电调试措施

施工单位（章）：

河北省电力建设调整试验所

黄骅发电厂工程调试项目部

项目负责人：

年月日

项目监理部审查意见：

监理部（章）：

总监理工程师：

年月日

沧电工程审查意见：

工程部（章）：

工程部：

年月日

总（副）工程师：

年月日

备注：

本表一式三份，由承包单位填报，项目法人、项目监理部、承包单位各存一份。

220KV升压站及＃1机组

高、低压厂用系统带电调试措施

措施编号：

DQ003

措施编写：

郝晓光

措施审核：

措施批准：

河北省电力建设调整试验所

二○○五年十一月六日

调试技术措施签署页

调试监理审批意见：

调试监理工程师：

年月日

安全监理工程师：

年月日

质量监理工程师：

年月日

建设单位审批意见：

专业工程师：

年月日

安全负责人：

年月日

质量负责人：

年月日

目录

1系统概述

2编制依据

3调试目的

4带电范围

5调试应具备的条件

6准备工作

7220KV升压站带电

8高压启动备用变带电

9厂用6KV母线带电

10厂用低压变压器、各低压PC段、MCC带电

11质量检查标准及检查方法

12调试组织分工

13作业危险源分析及安全措施

1系统概述

河北国华沧东发电有限责任公司一期工程2×600MW机组设计为发变组单元接线方式，#1机组经主变接入220KV升压站，电厂侧升压站为双母线接线GIS设备，设计为两条220KV出线至对侧临海变电站，设一台高压启动备用变压器。

每台机组设一台高压厂用变压器和一台高压公用变压器。

高压厂用电系统接线形式为：

每台机组设置两段6KV工作段和一段6KV公用段，其他6KV段有：

输煤6KVA、B段、海水淡化6KVA、B段、取水泵房6KVA、B段、雨水泵房6KV段。

低压厂用电系统为：

每台机组设两台电除尘变、一台电除尘备用变、两台锅炉变、两台汽机变、一台检修照明变，公用系统低压变有：

一台检修变、两台脱硫变、两台综合楼低压变、两台升压站低压变、两台除灰变、两台公用变、两台煤场变、两台输煤变、两台运煤变、两台化学水变、两台海水预处理低压变、两台工业废水变、两台取水泵房低压变、两台等离子点火低压变。

低压系统为各系统动力中心（PC）和电动机控制中心（MCC）供电方式，分别由各自的低压厂用变压器供电，电源引自6KV厂用段，包括锅炉PC、汽机PC、电除尘PC、照明MCC、脱硫PC、综合办公楼PC、升压站PC、除灰PC、公用PC、煤厂PC、运煤PC、化学水PC、海水预处理PC、工业废水PC、取水泵房PC。

每台机组设有一台快速起动柴油发电机组和一个保安PC段，当厂用电源消失时，通过保安PC段给汽机保安MCC和锅炉保安MCC提供电源，为机组安全停机负荷和保证人员安全的负荷供电。

2编制依据

2.1《河北国华沧东发电有限责任公司2×600MW机组工程调试大纲》

2.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》1996

2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》1996

2.4《电力建设施工及验收技术规范》1996

2.5《电气设备交接试验标准》GB50150-91

2.6《电力变压器运行规程》DL/T572-95

2.7《电业工作安全规程·发电厂和变电所电气部分》DL/T408-2002

2.8《电气装置安装工程质量检验及评定规定》GB50254—96

2.9河北国华黄骅发电厂厂用电系统技术协议、工程相关会议纪要

2.10北京国电华北电力有限责任公司关于沧东发电公司工程的设计图纸和资料

2.11设备制造厂供货资料及有关设计图纸、说明书

3试验目的

为保证机组正常进入分部试运及整套启动，必须有厂用电源的可靠保证，本次调试和带电工作就是要使220KV升压站、高备变、#1机6KV系统、400V系统和公用系统带电，满足机组启动试运要求，为今后机组各系统的试运创造条件。

4带电范围

4.1220KV港口I线线路、CB21开关、DS21、DS22、DS23刀闸、FES21快速接地地刀、ES21、ES22地刀、VT21线路PT、TA、避雷器、线路保护、自动装置及相应测控系统。

4.2220KV港口Ⅱ线线路、CB51开关、DS51、DS52、DS53刀闸、FES51快速接地地刀、ES51、ES52地刀、VT51线路PT、TA、避雷器、线路保护、自动装置及相应测控系统。

4.3220KVⅠ母线、VT31Ⅰ母线PT、DS31Ⅰ母PT刀闸、ES31、ES32地刀、220KVⅡ母线、VT32Ⅱ母线PT、DS32Ⅱ母PT刀闸、ES33、ES34地刀、避雷器、CB41母联开关、DS41、DS42刀闸、ES41、ES42地刀、母线双套保护、失灵保护、自动装置及相应测控系统。

4.4#1高压启动备用变压器、CB61开关、DS61、DS62刀闸、ES61、ES62地刀、TA、避雷器、分支接地电阻、启备变低压侧分支至6KV工作段、公用段封母。

4.5#1机组6KV厂用工作A、B段、公用A段、公用段至输煤段电缆及输煤A段、公用段至海水淡化段电缆及海水淡化A段、公用段至取水泵房电缆及取水泵房A段、公用段至雨水泵房电缆及雨水泵房A段，各工作段母线、电缆、VT，备用进线开关，刀闸小车，开关，进线开关保护、自动装置及相关测控系统。

4.6#1机组低压变压器：

#1、#2锅炉工作变、汽机工作变，#1、#2除尘变、备用变，#1照明变、#1检修变，#1除灰变，#1脱硫变，#1综合楼低压变，#1升压站变，#1除灰变，#1公用变，#1煤厂变、#1输煤变，#1运煤变、#1化学水变、#1海水预处理变，#1工业废水变，#1取水泵房变，相关变压器的高、低压侧开关、刀闸小车、电缆，相关变压器的保护、测控系统。

4.7#1机组低压系统：

锅炉PCA、B段，汽机PCA、B段，电除尘PCA、B段，#1机照明PC段，检修及照明PC段，脱硫PCA、B段，综合办公楼PCA、B段，升压站PCA、B段，除灰PCA、B段，主厂房公用PCA、B段，煤厂PCA、B段，输煤PCA、B段，运煤PCA、B段，化学水PCA、B段，海水预处理PCA、B段，工业废水PCA、B段，取水泵房PCA、B段，包括相关段母线、TV、进线开关、母联开关、变压器保护、自动装置及测控系统。

4.8#1机组锅炉MCCI、II段、#1给煤机MCC、锅炉保安MCC，汽机MCCI、II段、汽机保安MCC，废水处理MCC、石膏脱水车间MCC、石灰石卸料间及浆液制备车间MCC，维修楼MCC、汽车库及消防车库MCC，升压站MCC、暖通MCC、煤仓间MCC、空压机房MCC、凝结水精处理MCC，推煤机库MCC、T3装MCC，#5转运站MCC、#6转运站MCC、碎煤机室MCC、输煤综合楼MCC、点火油泵房MCC、启动锅炉房MCC，供氢站MCC、海水淡化MCC，制氢站MCC、海水预处理MCC、综合泵房消防MCC，工业废水MCC，相关段母线TV、进线开关、保护及测控系统。

5调试应具备的条件

5.1场地环境应具备的条件

5.1.1带电范围内的所有建筑项目完成，并经验收合格。

5.1.2带电范围内的建筑工程的消防、通风、电缆沟等均已完成，并经质检部门检查通过，临时措施须经有关部门认定，应满足要求。

5.1.3带电范围内道路通畅，场地平整，所有孔洞、沟盖盖好，照明充足，围拦、带电标志等安全设施齐全。

5.1.4带电范围内按设计要求配置消防器材。

5.2设备系统应具备的条件

5.2.1带电范围内的一次、二次电气设备已安装完毕，相关电力、控制、信号、通讯等电缆敷设接线完成，安装记录齐全，具有相应的安装、试验报告，并经规定的验收程序验收合格。

5.2.2带电范围内的一、二次设备接地良好，符合规范，并验收合格。

5.2.3变压器的气体继电器、压力释放器、冷却系统、油系统等均已检查验收合格，接线和动作正确。

变压器特殊消防完善，已试运正常。

5.2.4带电范围内的变压器、开关、刀闸等一次设备已按要求编号完毕，并挂有明显安全标识牌。

5.2.5电气交接试验结束，试验报告齐全，并经验收合格，电气回路操作、指

示正常，符合设计要求。

5.2.6NCS系统安装已完成，且调试已完成，并经规定的验收程序验收合格，具备投运条件。

5.2.7启动范围内的DCS系统已调试完毕，各种控制、测量功能正确。

5.2.8带电范围内继电保护装置和自动装置的试验已按程序完成，并经规定的验收程序验收合格。

5.2.9故障录波器安装完毕，安装记录齐全，并经规定的验收程序验收合格。

5.2.10蓄电池组安装完毕、充放电调试完毕，并验收合格，浮充正常。

5.2.11直流屏安装完毕、校验、调试完毕，并验收合格，能投入使用。

5.2.12UPS装置安装完毕，交接试验程序已完成，试验记录齐全，并经规定的验收程序验收合格，能投入使用。

5.2.13带电范围内测量仪表、信号系统的试验已按程序完成。

5.2.14带电范围内设备的传动试验及联锁试验已按程序完成。

5.2.15带电范围内电流、电压二次回路均已通电检查，确认接线正确、接触可靠。

备用CT二次回路短接并可靠接地。

所有通流、通压、传动试验均已形成调试报告，经灵达电厂、监理确认签证，形成带电前调试工作正式文件包。

5.2.16带电措施经过试运指挥部批准，并成立带电指挥小组，明确指挥系统和参加人员，并组织交底，明确责任。

5.2.17带电前经过质监中心站监检合格，确认具备带电条件。

6准备工作

6.1查所有带电范围内的开关、刀闸、地刀在断位，开关小车、TV小车在试位，断操作电源及合闸电源。

6.2测所有一次设备的绝缘电阻，绝缘应符合要求。

6.3变压器瓦斯继电器放气，抽头置“中间”位置，强迫油循环冷却系统置“自动”位置。

6.4查所有的TV熔断器完好，置于工作位置，消谐装置投入运行。

6.5查所有的控制、信号、测量回路的熔断器完好，并应有相应的备品。

6.6查所有的保护、控制压板、控制把手在断位。

6.7查所有变送器电源、干式变压器温控箱电源应正常投入。

6.8继电保护定值单交运行人员备案。

6.9准备相应的工具（如220KV一次定相器）、图纸、仪表、记录表格等。

调试步骤

7220KV升压站带电

7.1220KV线路港口I线带电

（注：

7.1～7.3条220KV系统带电内容以调度带电措施为准，以调度指令为准进行操作）

7.1.1查港口I线CB21开关于断位，DS21、DS22、DS23刀闸于断位，FES21快速接地地刀、ES21、ES22地刀于断位，VT21线路PT二次熔断器完好于正常位置。

7.1.2查港口II线CB51开关于断位，DS51、DS52、DS53刀闸于断位，FES51快速接地地刀、ES51、ES52地刀于断位，VT51线路PT二次熔断器完好于正常位置。

7.1.3查220KVI、II母线地刀ES31、ES32、ES33、ES34于断位，合入I、II母线PT刀闸DS31、DS32，查I、II母线PTVT31、VT32二次熔断器完好于正常位置，查母联CB41开关于断位，查DS41、DS42刀闸于断位，查ES41、ES42地刀于断位，升压站其它开关、刀闸、地刀均于断位。

7.1.4投入港口I线线路全部保护，重合闸于退出位置。

投入港口II线线路全部保护，重合闸于退出位置。

投入母线双套保护、失灵保护。

查升压站故障录波器工作正常，升压站测控系统工作正常。

7.1.5由对端变电站对港口I线按A、B、C顺序分相进行充电，于本站升压站线路侧PT一次验电，于PT二次进行验电。

7.1.6港口I线分相充电完毕，跳开对侧开关。

合开关线路侧刀闸DS23和入I母线侧刀闸DS21。

送CB21开关操作电源，合CB21开关。

由对侧变电站进行三相充电，充至本站I母线，充电三次。

最后一次充电前，合DS41刀闸，第三次充电充至CB41开关，充电完毕，拉开DS41。

三相充电时检查母线PTVT31二次电压，应分别于线路保护、母线保护、失灵保护、录波器、NCS、遥测、计量系统处进行检查，检查二次电压数值正常、相序正确、开口角电压正常。

7.1.7港口I线带电完毕。

7.2港口II线线路带电

7.2.1由对端变电站对港口II线按A、B、C分相进行充电，于本站升压站线路侧PT一次验电，于PT二次进行验电。

7.2.6港口II线分相充电完毕，跳开对侧开关。

开关线路侧刀闸DS53和入I母线侧刀闸DS52。

送CB51开关操作电源，合CB51开关。

由对侧变电站进行三相充电，充至本站II母线，充电三次。

最后一次充电前，合DS42刀闸，第三次充电充至CB41开关，充电完毕。

三相充电时检查母线PTVT32二次电压，应分别于线路保护、母线保护、失灵保护、录波器、NCS、遥测、计量系统处进行检查，检查二次电压数值正常、相序正确、开口角电压正常。

7.2.7港口II线带电完毕。

7.3投CB41开关充电保护，合DS41刀闸，检同期合CB41开关系统合环，充电完毕退充电保护。

升压站带电结束后，运行方式按调度运行方式进行。

负荷电流满足要求后进行两条线的线路保护、母线差动保护及测控系统的向量检查。

8高压启动备用变带电

8.1查启备变高压侧CB61开关、DS61、DS62刀闸、ES61地刀于断位；将#2机6KVA段（20BBA）备用进线开关（20BBA05）和#2机6KVB段（20BBB）备用进线开关（20BBA05）拉出柜外，并于柜体处悬挂带电危险标示牌；查#1机6KVA段（10BBA）备用进线开关（10BBA05）、#1机6KVB段（10BBB）备用进线开关（10BBA05）、公用6KVA段（01BCA）备用进线开关（01BCA05）、公用6KVB段（01BCB）备用进线开关（01BCB05）于断位、于试验位置；#1机6KVA、B工作段、公用段所有开关均处于断位、于试验位置。

8.2查#1机6KVA段备用分支PT（10BBA04）、#1机6KVB段备用分支PT（10BBB04）、公用6KVA段备用分支PT（01BCA04）、公用6KVB段备用分支PT（01BCB04）、#2机6KVA段备用分支PT（20BBA04）、#2机6KVB段备用分支PT（20BBB04）一、二次熔断器完好，查消谐装置工作正常，将上述PT小车推入工作位置，送上二次保险。

8.3投入启备变所有保护：

双套保护：

投入启备变差动、启备变复压过流t2、高压侧零序过流I段t2、高压侧零序过流II段t2、A分支零序过流t2、B分支零序过流t2，出口投全停I（II）；投入高压侧零序过流I段t1、高压侧零序过流II段t1出口投跳母联（此出口方式根据调度方式确定）；投入启备变复压过流t1，出口投跳A、B分支；投入A分支零序过流t1，出口投跳A分支；B分支零序过流t1，出口投跳B分支；投入变压器本体保护：

重瓦斯、有载调压重瓦斯、压力释放、冷却器全停、油面温度高II、绕组温度高II，出口投全停III；投入启备变过负荷、油面温度高I、绕组温度高I、轻瓦斯、油位，发信；投入启备变通风和A、B分支复合电压元件。

查启备变接入的故障录波器工作正常。

投入#1机6KVA、B段、公用6KVA、B段备用进线分支保护：

过流保护。

8.4合DS61（00ADA06GS001）刀闸，启备变高压侧开关CB61（00ADA06GS000）一侧带电。

8.5送高压侧开关CB61（00ADA06GS000）的操作电源，合CB61开关，变压器带电。

变压器冲击5次，每次间隔5分钟。

变压器冲击时要求录波。

变压器带电后，测量#1机6KVA、B段备用分支PT、#2机6KVA、B段备用分支PT、公用6KVA、B段备用分支PT二次电压、相序、开口角电压应正确。

保护屏、快切屏、故障录波器屏、变送器屏处电压应正确，监控画面显示应正确。

第4次冲击完毕后，保持变压器带电状态，进行变压器有载调压试验，以分支电压为基准，最高不超过额定电压5%为原则。

有载调压调高和调低均试验完毕后，恢复中间调节抽头位置。

进行第5次冲击，启备变、#1机6KVA、B备用进线开关、#2机6KVA、B备用进线开关及公用6KVA、B段备用进线开关的电源侧带电。

8.6负荷电流满足要求后进行保护系统和测控系统的向量检查。

9厂用6KV母线带电

9.1#1机6KVA段（10BBA）母线带电

9.1.1查#1机6KVA段（10BBA）备用进线开关（10BBA05）于断位、于试验位置，查备用进线分支保护已投入；查#1机6KVA段所有开关均处于断位、于试验位置；查带电范围内所有的地刀均在断位；查#1机6KVA段母线PT（10BBA03）一、二次熔断器完好，查消谐装置工作正常，将上述PT小车推入工作位置，送上二次保险。

9.1.2将备用进线开关（10BBA05）推入工作位置，送开关操作电源，合备用进线开关（10BBA05），6KVA段母线带电。

9.1.3母线带电后，测量母线PT二次电压、相序、开口角电压，进行6KVA段备用进线PT和母线PT二次定相结果应正确。

快切屏、故障录波器屏、变送器屏处电压应正确，DCS监控画面显示应正确。

9.2#1机6KVB段（10BBB）母线带电

9.2.1查#1机6KVB段（10BBB）备用进线开关（10BBB05）于断位、于试验位置，查备用进线分支保护已投入；#1机6KVB段所有开关均处于断位、于试验位置；查带电范围内所有的地刀均在断位；查#1机6KVB段母线PT（10BBB03）一、二次熔断器完好，查消谐装置工作正常，将上述PT小车推入工作位置，送上二次保险。

9.2.2将备用进线开关（10BBB05）推入工作位置，送开关操作电源，合备用进线开关（10BBB05），6KVB段母线带电。

9.2.3母线带电后，测量母线PT二次电压、相序、开口角电压，进行6KVB段备用进线PT与母线PT、6KVA段与B段二次定相结果应正确。

快切屏、故障录波器屏、变送器屏处电压应正确，DCS监控画面显示应正确。

9.3公用6KVA段（01BCA）母线带电

9.3.1查公用6KVA段（01BCA）备用进线开关（01BCA05）于断位、于试验位置，查备用进线分支保护已投入；公用6KVA段所有开关均处于断位、于试验位置；查带电范围内所有的地刀均在断位；查公用6KVA段母线PT（01BCA03）一、二次熔断器完好，查消谐装置工作正常，将上述PT小车推入工作位置，送上二次保险。

9.3.2将备用进线开关（01BCA05）推入工作位置，送开关操作电源，合备用进线开关（01BCA05），公用6KVA段母线带电。

9.3.3母线带电后，测量母线PT二次电压、相序、开口角电压，进行公用6KVA段备用进线PT和母线PT二次定相结果应正确。

快切屏、故障录波器屏、变送器屏处电压应正确，DCS监控画面显示应正确。

9.4公用6KVB段（01BCB）母线带电

9.4.1查公用6KVB段（01BCB）备用进线开关（01BCB05）处于断位、于试验位置，查备用进线分支保护已投入；查公用6KVB段所有开关均处于断位、于试验位置；查带电范围内所有的地刀均在断位；查公用6KVA段母线联络开关（01BCA07）处于断位，并拉出间隔；查公用6KVB段母线PT（01BCB03）一、二次熔断器完好，查消谐装置工作正常，将上述PT小车推入工作位置，送上二次保险。

9.4.2将公用6KVB段母线联络刀闸（01BCB07）推入工作位置，将公用6KVB段备用进线开关（01BCB05）推入工作位置，送开关操作电源，合备用进线开关（01BCB05），公用6KVB段母线带电。

9.4.3母线带电后，测量母线PT二次电压、相序、开口角电压，进行公用6KVB段备用进线PT与母线PT、公用6KVA与B段二次定相，结果应正确。

快切屏、故障录波器屏、变送器屏处电压应正确，DCS监控画面显示应正确。

9.4.4检查完毕后，在6KVA段母线联络开关（01BCA07）间隔进行一次定相，结果应正确。

9.4.5投入母线联络开关（01BCA07）保护，并将开关送至工作位置，合母线联络开关（01BCA07），公用6KVA、B段合环，监视合环电流。

合环后跳开母线联络开关，并送至试验位。

9.5输煤6KVA段（00BCE）进线电缆及母线带电

9.5.1查公用6KVA段（01BCA）上的输煤6KVA段电源开关（01BCA08）于断位、于试验位置，查电源进线保护已投入；查输煤6KVA段（00BCE）上的电源进线开关（00BCE01）于断位、于试验位置，查电源进线保护已投入；查输煤6KVA段上所有开关均处于断位、于试验位置；查带电范围内所有的地刀均在断位；查输煤6KVA段母线PT（00BCE19）一、二次熔断器完好，查消谐装置工作正常，将上述PT小车推入工作位置，送上二次保险。

9.5.2将输煤6KVA段（00BCE）上的电源进线开关（00BCE01）推入工作位置，送开关操作电源，合电源进线开关（00BCE01）；将公用6KVA段上的输煤6KVA段电源开关（01BCA08）推入工作位置，送开关操作电源，合电源开关（01BCA08），输煤6KVA段进线电缆及母线带电。

9.5.3母线带电后，测量母线PT二次电压、相序、开口角电压应正确，DCS监控画面显示应正确。

9.6输煤6KVB段（00BCF）进线电缆及母线带电

9.6.1查公用6KVB段（01BCB）上的输煤6KVB段电源开关（01BCB08）于断位、于试验位置，查电源进线保护已投入；查输煤6KVB段（00BCF）上的电源进线开关（00BCF01）于断位、于试验位置，查电源进线保护已投入；查输煤6KVB段上所有开关均处于断位、于试验位置；查输煤6KVA段母线联络开关（00BCE02）处于断位，并拉出间隔；查带电范围内所有的地刀均在断位；查输煤6KVB段母线PT（00BCF19）一、二次熔断器完好，查消谐装置工作正常，将上述PT小车推入工作位置，送上二次保险。

9.6.2将输煤6KVB段（00BCF）母线联络刀闸（00BCF02）推入工作位置，将输煤6KVB段上的电源进线开关（00BCF01）推入工作位置，送开关操作电源，合电源进线开关（00BCF01）；将公用6KVB段上的输煤6KVB段电源开关（01BCB08）推入工作位置，送开关操作电源，合电源开关（01BCB08），输煤6KVB段进线电缆及母线带电。

9.6.3母线带电后，测量母线PT二次电压、相序、开口角电压，进行输煤6KVA段与B段母线PT二次定相，结果应正确。

DCS监控画面显示应正确。

8