变电所受送电施工方案.docx
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变电所受送电施工方案
扬子石化扩建45万吨/年精对苯二甲酸
（PTA）生产线
P3总降变电所受送电
施工方案
中国石化集团第四建设公司
南京扬子PTA项目部
编码：
FCC—PTA/方案-039
重大
√
综合
一般
扬子石化扩建45万吨/年精对苯二甲酸
（PTA）生产线
P3总降变电所受送电
施工方案
编制：
校审：
批准：
中国石化集团第四建设公司
南京扬子PTA项目部
2006年4月10日
1适用范围
本方案适用于扬子石化公司扩建45万吨/年精对苯二甲酸（PTA）生产线氧化工段P3总降变电所受送电。
2工程概况
2.1P3总降压站由扬子石化公司热电厂35kV母线提供双回路电源；P3总降压站35kV部分配置：
2台进线开关柜、3台变压器柜、1台母联柜、3台25000kVA的主变压器。
6kV部分配置：
55台中压开关柜、4台2500kVA变压器。
2台电容器。
2.2扬子石化公司热电厂35kV出线与P3降压站进线之间设线路纵差保护。
P3总降压站的35kV和6kV电源均采用双电源供电，正常时双电源分列运行。
母联开关柜设自动和手动切换装置，正常运行时，母联开关柜选择自动切换位置。
当某一电源失电时，母联开关柜自动投入变为正常段为失电段供电；故障排除后，手动断开母联断路器恢复到双电源分列供电。
P3总降压站的35kV和6kV继电保护均由综合保护继电器实现，并设置一套微机监控系统（能源管理系统）以实现运行和故障时各种信号及数据的采集、记录、控制和管理。
2.3P3总降压站受电包括：
35kV6面高压开关柜接受扬子石化公司热电厂提供的双回路35kV电源，通过两台25000kVA；35/6kV降压变压器变为双回路6kV中压交流电，分别送到两段6kV中压柜，再由6kV中压开关柜为以下用户送电。
空压机组通过一台25000kVA；35/10.5kV降压变压器提供电源，氧化反应富裕能量发电，反送到35kV母线为P3总降提供电源。
3编制依据
3.1SEI设计院设计的35kV、6kV、0.4kV图纸;
3.235kV、6kV、0.4kV开关柜随机资料，检、试验报告;
3.3综合保护说明及检试、验报告;
3.4扬子石化公司动力设备投用规定;
4施工工序及受、送电程序
4.1施工工序
安装、试验结束
A级共检点
建立受、送电组织机构
联合检查
新设备投用申请
操作票办理
受电前复查、确认
操作程序预演
正式受、送电
P3总降压站投入运行
移交业主运行管理
A级共检点
4.2受电前P3总降压站应具备以下条件
4.2.1变电所内部土建施工（含内装修）结束，门、窗完好，预留孔、洞封闭；
4.2.2扬子石化热电厂到P3的两路进线及控制部分电缆应敷设到位，绝缘检查合格、终端头制作及耐压试验合格，接线正确；
4.2.3与受、送电相关的安装、试验工作结束，相应的记录齐全，保护动作的模拟传动正确无误，并经项目组、监理、业主确认；
4.2.4P3总降压站直流电源220V安装、试验结束，达到投入使用条件，能够为35kV、6kV及0.4kV系统提供控制及操作电源；
4.2.5变电所受送电前，消防、通讯设施完好并达到正常使用条件；
4.2.6受、送电前自检自查完毕，三查四定工作结束；
4.2.7受、送电的有关设备及辅助安全用具等准备齐全。
4.3高、低压盘柜及变压器受电程序
向上级提出书面申请，办理受送电的工作票
35kvII段系统受电、T2B（2＃）主变压器第一次充电
35KV核相
PTA三降35kv系统合环试验、热电厂测试母差保护和线路纵差保护
6KV变压器充电操作
6kV母联备自投
PTA三降6kvI段系统受电
35kV单电源核相
T2A/T2B主变第二，三次充电
6kV高压柜二段进线
6KV核相
400VMCC3I段受电
400VMCC3II段受电
400VMCC4I段受电
PTA三降6kvII段系统受电
400VMCC4II段受电
400V核相
35KV系统备自投试验
400V系统备自投试验
6KV合环试验
6KV系统备自投试验
35kvI段系统受电、T2A（1＃）主变压器第一次充电
受送电部位检查
.
4.4受、送电程序说明
4.4.1依据扬子石化热电厂以及L90到货的实际情况，此次受、送电可能只有一段供电线路具备送电条件，受电方案将根据实际情况调整；
4.4.2由于扬子石化公司P3总降压站电源最终由扬子石化公司220kV总站提供。
变更线路后，仍需要对35kV盘柜受电程序重新进行；
4.4.3P3总降35kV系统合环试验、热电厂母差保护测试和线路纵差保护测试由电力调度以及电厂负责；
4.4.4电缆、主变空载运行24小时考核；主变重瓦斯保护投信号，24小时内无瓦斯信号，则投跳闸；
4.4.5受、送电计划因其他原因影响，不能按时送电，按实际开始时间的净工期运行；
4.4.6方案中受、送电方式和步骤按业主方案编写，受、送电过程在业主统一指挥下，进行送电操作
5P3总降压站内部盘柜受、送电组织机构
5.1现场受、送电组织机构
6受、送电计划
时间：
计划2006年3月31日开始：
序号
内容
26日上午
26日下午
27日上午
27日下午
28日上午
1
35kV进线电缆冲电
2
35kV母线受电
3
两台主变受电
4
电缆、主变空载运行24小时考核
5
6kV母线受电
6
6kV变压器受电
7
0．4kV母线受电
8
35kV系统备自投试验
9
6kV系统备自投试验
10
400V系统备自投试验
7具体操作步骤
7.135KV操作步骤
7.1.1PTA三降35kVI段系统受电、T2A（1＃）主变压器第一次充电
7.1.1.1检查所有受电范围内的设备（热电厂377、378开关及相关的闸刀；P3总降377、378开关；T2A、T2B变压器及相关设备；热电厂至化工厂377、378电力电缆）的安装工作已全部结束，验收合格；
7.1.1.2确认P3总降377、378、300、301、302、601、602、600开关在冷备用状态，35kVI段母线、35kVII段母线、T2A、T2B变压器高、低压侧绝缘合格；
7.1.1.3确认断路器室、刀闸室的SF6气压正常，外观检查无异常现象；35kV所有开关直流操作电源工作正常，各二次控制小开关都已合好，各综合保护继电器工作正常；
7.1.1.4将35kV各柜的远方/就地开关打至就地，377、378柜上的BZT开关打至退出；
7.1.1.5得电调令，合3771刀闸，合377开关；合3001、3002刀闸，合300开关；合3011刀闸，合301开关；
7.1.1.6将变压器瓦斯保护投信号，派一名监护人员去T2A（1＃）变压器室观察；
7.1.1.7确认具备受电条件后，向电调申请对线路、PTA三降377、300、301新开关、35kVI、II母线、＃1主变充电；
7.1.1.8受电后，检查35kVI段母线、35kvII段母线、301开关、1＃主变受电情况及保护动作情况；
7.1.1.9如各保护均未动作，检查I段进线PT工作正常，确认电压显示正确；检查各综合保护继电器显示正常；
7.1.1.10向上级汇报35kVI段系统受电情况。
得电调令，分300开关，分3001、3002刀闸，分301开关。
（301热备用，300冷备用，377运行）
7.1.2P3总降35kVII段系统受电、T2B（2＃）主变压器第一次充电：
7.1.2.1确认P3总降378、300、302、602开关在冷备用状态；
7.1.2.2得电调令，合3782刀闸，合378开关，合3022刀闸，合302开关；
7.1.2.3将变压器瓦斯保护投信号，派一名监护人员去2＃变压器室观察；
7.1.2.4确认具备受电条件后，向电调申请对线路、P3总降378、302新开关、35kVII母线、＃2主变充电；
7.1.2.5受电后，检查35kVII段母线、302开关、2＃主变受电情况及保护动作情况；
7.1.2.6如各保护均未动作，检查PT工作正常，确认电压显示正确；检查各综合保护继电器显示正常；
7.1.2.7向上级汇报35kVII段系统受电情况，分302开关（302热备用，378运行）
7.1.335kV核相的操作步骤
35kV的6面盘柜一次回路均采用全封闭结构，因此采用二次核相方法。
7.1.3.1确认377进线柜、378进线柜工作正常，确认两段PT工作正常，电压回路的二次开关合上；
7.1.3.2测量进线柜的端子X6.16、X6.17、X6.18应显示如下数据；
AH11柜
AH16柜
X6.16
X6.17
X6.18
X6.16
0V
100V
100V
X6.17
100V
0V
100V
X6.18
100V
100V
0V
7.1.3.3确认核相正确后，锁紧两段进线柜的柜门。
通过带电显示器核相，ABB仪器上应显示如下数据；
AH11柜
AH16柜
A
B
C
A
没电
有电
有电
B
有电
没电
有电
C
有电
有电
没电
注：
核相结束后，应做好相应的相色标识，以备下次受电时做好依据。
向上级汇报35kV核相情况，得电调令，分378开关（378热备用）
7.1.435kV系统单电源核相
7.1.4.1确认电厂378开关已转冷备用；
7.1.4.2得电调令，合3001、3002刀闸，合300开关，分378柜PT二次小开关（一段电压小母线和二段电压小母线在300合时自动并刀，如果两段电压相序不同则会短路跳PT二次小开关），合378开关（PTA六线378倒送电）；
7.1.4.3检查35kVI段系统与35kVII段系统PT工作正常；
7.1.4.4测量378柜PT二次小开关端子SM60：
1与SM60：
2、SM61：
1与SM61：
2、SM62：
1与SM62：
2应显示如下数据：
上端口
下端口
SM60：
1
SM61：
1
SM62：
1
SM60：
2
0V
100V
100V
SM61：
2
100V
0V
100V
SM62：
2
100V
100V
0V
7.1.4.5确认核相正确后，锁紧进线柜的柜门；
7.1.4.6向上级汇报35kV单电源核相情况；
7.1.4.7得电调令，分378开关（378热备用）；
7.1.5P3总降35kV系统合环试验、热电厂母差保护测试和线路纵差保护测试（此试验由电力调度及热电厂完成）
7.1.5.1待电厂378、300开关转运行位置；
7.1.5.2得电调令，合378开关。
（35kV系统合环）；
7.1.5.3检查35kV系统环流对P3总降开关及继电保护的影响；
7.1.5.4等待热电厂保护人员检查热电厂35kVI、II段母差保护及PTA五线377、PTA六线378线路纵差保护的正确性；
7.1.5.5得电调令，分300开关；
7.1.6P3总降T2A（1＃）主变第二、第三次充电
7.1.6.1确认301开关在热备用，601在冷备用；
7.1.6.2得到电调允许，合上301开关，对T2A主变进行第2次充电；
7.1.6.3确认601带电指示器灯亮；
7.1.6.4确认T2A差动综合保护继电器检测正常；
7.1.6.5观察变压器油色、油位，声音有无异常现象；
7.1.6.65分钟后分开301开关；
7.1.6.72分钟后合上301开关，对T2A主变进行第3次充电；
7.1.6.8再次确认T2A差动综合保护继电器检测正常。
观察变压器油色、油位，声音有无异常现象；
7.1.6.95分钟后分开301开关；（301热备用）；
7.1.7P3总降T2B（2＃）主变第二、第三次充电：
7.1.7.1确认302开关在热备用，602在冷备用；
7.1.7.2得到电调允许，合上302开关，对T2B主变进行第2次充电；
7.1.7.3确认602容性电压指示器灯亮；
7.1.7.4确认T2B差动综合保护继电器检测正常；
7.1.7.5观察变压器油色、油位，声音有无异常现象；
7.1.7.65分钟后分开302开关；
7.1.7.72分钟后合上302开关，对T2B主变进行第3次充电；
7.1.7.8再次确认T2B差动综合保护继电器检测正常。
观察变压器油色、油位，声音有无异常现象；
7.1.7.95分钟后分开302开关；（302热备用）；
7.1.8P3总降T2A（1＃）主变从一段母线倒到二段母线及T2B（2＃）主变从二段母线倒到一段母线操作试验：
7.1.8.1确认3011、3022刀闸在合位，3012、3021刀闸在分位；
7.1.8.2得到电调允许，合上301、302开关；
7.1.8.3待电厂合300开关；
7.1.8.4得电调令，合P3总降300开关；
7.1.8.5合3012、3021刀闸；
7.1.8.6分3011、3022刀闸；
7.1.8.7分P3总降300开关（T2A（1＃）主变在二段母线运行，T2B（2＃）主变在一段母线运行）；
7.1.8.8得电调令，合P3总降300开关；
7.1.8.9合3011、3022刀闸；
7.1.8.10分3012、3021刀闸；
7.1.8.11得电调令，分P3总降300开关。
（恢复正常运行方式）
7.26kV操作步骤
7.2.1P3总降6kVI段系统受电
7.2.1.1确认PTA三降6kVI段母线、II段母线所有工作结束，母线绝缘合格，具备投运条件，6kVI段母线和II段母线所有出线开关、6kV母线分段600开关在冷备用状态，确认301开关在热备用;
7.2.1.2确认6kV受电各柜直流操作电源工作正常，各二次控制小开关都已合好，各综合保护继电器工作正常；
7.2.1.3将601柜和602柜的远方/就地开关打至就地，600柜上的BZT开关打至退出位；
7.2.1.4将601开关、600开关由冷备用转热备用;
7.2.1.5得到电调许可，合上601，600开关；
7.2.1.6合上301开关对601、600开关、6kVI段母线、6kVII段母线充电；
7.2.1.7检查601、600开关、6kVI段母线、6kVII段母线受电状况以及保护动作情况；
7.2.1.8如各保护均未动作，检查一段进线和母线PT工作正常，确认电压显示正确；检查各综合保护继电器显示正常；
7.2.1.9分开600开关，将600开关摇出柜外；
7.2.2P3总降6kVII段系统受电
7.2.2.1确认302开关在热备用;
7.2.2.2将602开关转热备用；
7.2.2.3得到电调许可，合上602开关；
7.2.2.4合上302开关对602开关、6kVII段母线充电;
7.2.2.5检查602开关、6kVII段母线受电状况以及保护动作情况；
7.2.2.6如各保护均未动作，检查二段进线和母线PT工作正常，确认电压显示正确；检查各综合保护继电器显示正常；
7.2.36kV核相操作步骤
7.2.3.1由专人带绝缘手套将母联柜上下口挡板用专用工具撑开;
7.2.3.2在600柜上下口核相，核相仪上电压表应显示如下数据；
上口
下口
A
B
C
A
0
6kV
6kV
B
6kV
0
6kV
C
6kV
6kV
0
7.2.3.3撤出核相仪，将600开关转热备用，一次合相结束；
7.2.3.4确认母线PT柜Y601、Y602在工作位置、运行状态；
7.2.3.5测量柜内X603、X606、X609端子，应显示如下数据;
Y601
Y602
X2：
200
X2：
201
X2：
202
X2：
200
0V
100V
100V
X2：
201
100V
0V
100V
X2：
202
100V
100V
0V
7.2.3.6撤出核相器，锁紧柜门，二次核相结束。
7.2.46kV合环操作步骤
7.2.4.1得电调允许，合上600开关。
（6KV系统合环）；
7.2.4.2检查6kV系统环流对PTA三总降开关及继电保护的影响；
7.2.4.3检查T2A、T2B主变差动保护的正确性；
7.2.4.4得电调允许，分开600开关（600热备用）；
7.2.56kV变压器充电操作步骤
7.2.5.1确认6kV变压器柜馈出至0.4kV进线柜的电缆及母线绝缘电阻合格；确认变压器柜647容性电压指示器灯不亮；确认6kV变压器柜的断路器在分闸状态，接地刀在接地位置；确认变压器的外观检查，绝缘检查合格，分接开关在指定位置，温度的触点在正常状态；
7.2.5.2将647柜断路器转热备用；
7.2.5.3将647柜内的控制电源小开关均合上；
7.2.5.4合647开关，断路器可靠合闸，面板指示正确；
7.2.5.5检查T3A变的油位、声音应正常；
7.2.5.65分钟后,分647开关，面板指示正确；
7.2.5.7重复步骤第4，第5，第6步，对1#变压器冲击3次，每次间隔2分钟；
7.2.5.8观察变压器人员与操作人员保持联系畅通，注意自身安全，并做好监护；
7.2.5.9重复第1）至第7）步的操作步骤相应的开关位号改为650、649、648对变压器T3B、T4A、T4B充电
7.3400V操作步骤
7.3.1MCC3I段受电操作步骤
7.3.1.1确认变压器T3A投用，确认0.4kV母线相间及对地绝缘合格，各综合保护继电器工作正常；
7.3.1.2确认母联柜HCOO400断路器在冷备用；
7.3.1.3确认母联柜转换开关SA100在手动位置；
7.3.1.4将HAOO401断路器送至工作位置；
7.3.1.5合HAOO401；
7.3.1.6检查HAOO401开关、MCC3I段母线受电状况以及保护动作情况；
7.3.2MCC3II段受电操作步骤
7.3.2.1确认变压器T3B投用，确认0.4kV母线相间对地绝缘；
7.3.2.2确认母联柜HCOO400断路器在冷备用；
7.3.2.3确认母联柜转换开关SA100在手动位置；
7.3.2.4将HBOO402断路器送至工作位置；
7.3.2.5合HBOO402；
7.3.2.6检查HBOO402开关、MCC3II段母线受电状况以及保护动作情况；
7.3.3MCC4I段受电操作步骤
7.3.3.1确认变压器T4A投用，确认0.4kV母线相间对地绝缘；
7.3.3.2确认母联柜JCOO400断路器在冷备用；
7.3.3.3确认母联柜转换开关SA100在手动位置；
7.3.3.4将JAOO401断路器送至工作位置；
7.3.3.5合JAOO401；
7.3.3.6检查JAOO401开关、MCC4I段母线受电状况以及保护动作情况；
7.3.4MCC4II段受电操作步骤
7.3.4.1确认变压器T4B投用，确认0.4kV母线相间对地绝缘；
7.3.4.2确认母联柜JBOO400断路器在冷备用；
7.3.4.3确认母联柜转换开关SA100在手动位置；
7.3.4.4将JBOO402断路器送至工作位置；
7.3.4.5合JBOO402；
7.3.4.6检查JBOO402开关、MCC4I段母线母线受电状况以及保护动作情况
7.3.5400V核相步骤
7.3.5.1确认进线HAOO401断路器、进线HBOO402断路器在工作位置合闸；
7.3.5.2确认母联柜HCOO400控制开关断开位置，将HCOO400拉出柜外；
7.3.5.3HCOO400柜上下口核相，标准电压表应显示如下数据
上口
下口
A
B
C
A
0
0.4kV
0.4kV
B
0.4kV
0
0.4kV
C
0.4kV
0.4kV
0
7.3.5.4用相序表进行相序检查。
锁紧柜门，一次核相结束；
7.3.5.5确认进线JAOO401断路器，进线JBOO402断路器在工作位置合闸；
7.3.5.6确认母联柜JCOO400控制开关断开位置将JCOO400拉出柜外；
7.3.5.7JCOO400柜上下口核相，标准电压表应显示如下数据：
上口
下口
A
B
C
A
0
0.4kV
0.4kV
B
0.4kV
0
0.4kV
C
0.4kV
0.4kV
0
7.3.5.8用相序表进行相序检查；
7.3.5.9将HCOO400、JCOO400转热备用，锁紧柜门，一次核相结束。
7.4BZT试验操作步骤
7.4.135kV系统备自投试验
7.4.1.1确认PTA三降在正常运行方式，35kVI段母线与35kVII段母线、6kVI段母线与6kVII段母线核相正确；
7.4.1.2确认35kV备自投装置在自动位置，6kV及400V备自投装置在自动位置；
7.4.1.3待热电厂分开PTA五线377开关；
7.4.1.4检查300开关备自投动作情况：
PTA三降377开关应在分闸位置，300开关应在合闸位置，6kV及400VBZT应不动作；
7.4.1.5待热电厂合上PTA五线377开关和35kVI、II母线分段300开关；
7.4.1.6得电调令，合377开关，分300开关（热备用），恢复正常运行方式；
7.4.1.7待热电厂分300开关，分开PTA六线378开关；
7.4.1.8检查300开关备自投动作情况：
PTA三降378开关应在分闸位置，300开关应在合闸位置，6kV和400VBZT应不动作；
7.4.1.9待热电厂合上PTA六线378开关和35kVI、II母线分段300开关；
7.4.1.10得电调令，合378开关，分300开关（热备用），恢复正常运行方式
7.4.26kV系统备自投试验
7.4.2.1确认PTA三降在正常运行方式；
7.4.2.2确认6kV备自投装置在自动位置，400V备自投装置在自动位置；
7.4.2.3得电调允许，分301开关；
7.4.2.4检查600开关备自投动作情况：
PTA三降601开关应在分闸位置，600开关应在合闸位置，400VBZT应不动作；
7.4.2.5得电调允许，合601开关（6kV合环），分600开关（热备用），恢复正常运行方式；
7.4.2.6得电调允许，分302开关；
7.4.2.7检查600开关备自投动作情况：
PTA三降602开关应在分闸位置，600开关应在合闸位置，400VBZT
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