1、目录一、编制说明 第2页 二、工程概况 第2页三、编制依据 第4页四、参加初送电设备及相关参数 第4页五、初送电组织体系及分工 第5页六、初受送电前必须具备的条件 第6页七、初送电程序 第6页八、送电前的全面检查 第7页九、受送电 第10页十、安全及文明施工的要求 第13页十一：主要仪器、仪表、工具 第14页附录一：安全技术主要危险源识别表一、编制说明：本技术文件为XX石油化工责任有限公司（SECCO）90万吨乙烯装置2、3#变电所受送电施工技术措施，为确保所有受送电工作有组织及安全地进行和受送电操作一次成功，特编制本方案，各相关部门遵照执行。如方案中有未提及操作规程，而在实际操作过程中碰到的2、事项应按照有关标准、规范进行操作。二、工程概况： XX90万吨乙烯装置安装工程的电气工程由XX工程建设公司设计，XX石油化工有限责任公司建设，XX建设监理公司监理，XX工程有限公司承接二标段全部电气安装施工任务。本次变电所受送电工作包括装置区2、3变电所受电全部内容。2#变电所内设置两台10/6KV 3750KVA电力变压器，四台10/0.4KV 2500KVA电力变压器，3#变电所内设置四台10/0.4KV 2500KVA电力变压器，两个变电所电源均由装置区内1#变电所SWGR-10KV-011/A/B引入，整个电力系统的正常运行方式为两段进线分别给其母线供电，母联断路器在正常情况下处于分闸3、状态。为了进行设备的检修和防止不必要的停电，需要进行倒负荷操作，为保证供电的连续性，母联将合上，两段母线并列运行，但在非常短的时间后（通常小于1分钟），一侧的进线柜被分开。系统的运行方式变为一个进线带所有的两段母线。这种运行方式在设备检修完成另一段进线供电恢复时被切换成正常的两段进线分别给本段母线供电，母联分闸的方式。在一段进线上侧有故障，自动切换装置将动作，切开故障的线路，自动合上母联，当另一段供电恢复正常的时候。正常方式的运行方式将被恢复，进线将合上，两段母线并列运行，但在非常短的时间后（通常为小于1分钟），母联开关将被分开。每个变电所内使用一套完善的SCADA系统，实现对整个变电所高压开4、关及低压进线母联开关操作控制、各类信号输出、报警监视、系统通讯等。本变电所主接线简图如下：（见下页）镇海炼化20万吨/年聚丙烯工程变电所主接线简图10#柜 09#柜H-u10-2#主变 H-u09-1#主变 TM02TM01AH10AHO-1AHO-2AH9AH4AH14AH2AH1AH3AH5AH13ACC12PT2TM3ACC11TM2TM1PT1PC0LCC1-3PC5PC6PC10PC9 MCC1 MCC2说明：09#柜和10#柜为化肥厂电站变电所35KV高压柜。三、编制依据：3.1 中国石化工程建设公司详细设计图纸和设备制造厂家技术文件；3.2 施工规范标准建筑电气工程施工质量验收规5、范（GB50303-2002）电气装置安装工程高压电器施工及验收规范（GBJ147-90）电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范（GBJ148-90）电气装置安装工程母线装置施工及验收规范（GBJ149-90）电气装置安装工程盘柜及二次回路接线施工及验收规范（GB50171-92）电气装置安装工程电气设备交接试验标准（GB50150-91）石油化工施工安全技术规程（SH3505-1999）3.3 SECCO相关标准规范四、受电条件4.1 建筑工程需达到的条件变电所屋顶、室内地面及内墙上的建筑装饰工作全部结束；变电所电缆夹层、配电间、电气控制室、变电所通道出口、变压器室内及6、门前地面清理干净无障碍物，道路保持通畅；所有门窗（包括变压器室）安装完毕，所有孔洞封闭完。变电所室内及变压器室内照明投用；变压器室内建筑安装工作全部结束，卵石铺设完毕。4.2 暖通安装工程需达到的条件室内暖通安装工作全部结束，包括风道、保温、风机、电动阀门等；变电所空调系统可投入使用。4.3 火灾报警控制系统、消防工程需达到的条件火灾报警控制系统完善；消防设备按设计要求布置合理齐全，消防通道通畅，有明显疏散指示标志，并有警界线和警示牌设立。4.4 通讯工程需达到的条件变电所内和外界应保持良好的联络，设置固定通讯设施（调度电话1部）；准备移动通讯设备（对讲机）4对。4.5 电气安装工程需达到的条7、件4.5.1 变压器变压器主体安装结束，附件安装完无遗漏，6KV变压器注油结束；所有动力和控制电缆敷设接线完毕、准确、牢固，高压电缆头制作安装完试验合格；变压器防雷接地、中性点接地系统安装完，接地电阻符合要求；变压器低压母线槽的连接完毕，螺栓紧固、齐全，相色标志齐全；变压器本体擦拭干净无遗漏物品，所有密封无渗漏，所有阀门都在正确的开关位置，指示标志正确；变压器本体所有试验结束，有载调压操作机构、温度控制器、压力释放阀、瓦斯继电器、吹风装置等安装校验完毕。4.5.2 高、低压开关柜高、低压开关柜安装完毕，开关柜和基础槽钢之间螺栓连接牢固。开关柜内主母线安装完毕，柜间联络母线桥安装固定完毕，螺栓固8、定牢固，力矩值符合要求，母线室清扫干净无遗留物品，母线相色标志齐全清晰。开关柜内控制小母线接线完毕，盘间联络电缆敷设接线完毕，接线准确牢固。6KV开关柜进线电缆安装接线完毕。进线柜与母线桥连接固定完毕。所有去变压器动力控制电缆敷设接线完毕，接线准确牢固，标志齐全。所有因试验而拆除的接线恢复完毕。开关柜内电气元器件安装完毕，试验合格，所有柜内接线完，高压电缆头试验合格。综合继电保护装置接线、调试完毕，开关操作正常，控制信号报警显示正常。变压器开关控制系统调试完毕，进线、母联、PT联动试验完毕，开关动作正常，母线试验合格。开关柜接地系统完善，接地电阻符合要求。4.5.3 低压母线槽母线吊杆支架固定9、牢固，母线槽安装完毕，螺栓连接紧固。母线槽和变压器、盘柜连接完毕，相序正确。母线槽封闭箱内清扫干净，无遗留物品。母线槽试验完毕并合格。4.5.4 直流屏直流屏、蓄电池安装完毕，固定牢固。交流电源进线，直流馈线电缆敷设接线完毕。直流屏、蓄电池充放电试验完毕，可投入运行。4.5.5 SCADA系统控制屏RTU560、工作台EWS安装完，固定牢固。与综保REF542连接的光缆敷设接线完，回路校验准确。输入输出模块安装固定牢固，UPS安装完,电源、信号接线完。EWS和RTU560之间连线完。系统静态组态调试完。每个输入输出回路通讯、报警正常，操作和信号显示画面正确，备自投切换操作正确。4.6 其他条件10、送电方案编制完毕并已审批。与受电相关的安装试验工作均结束，所有安装试验记录等资料齐全合格。所有安装和试验经检查无质量、安全方面的问题，相关责任人员在受电意见书上签字。成立受电工作小组，相关责任人员明确分工细则。与受电有关的ABB盘柜厂家调试人员、SCADA系统调试人员在场。与受电有关的人员、机具、试验及操作器具等准备工作充分，准备好各类绝缘器具。准备一套完整的电气图纸。5 受电组织机构及分工为确保变电所受电工作的顺利进行，项目部成立变电所受电工作组，负责对外协调、送电前条件检查、现场指挥、操作监护和故障处理。项目部受电工作小组组织机构如下：组 长：陆卫东副组长：刘抚玲、於振平、顾宏芳、孙国兵组11、 员：杨晓峰、宣学军、王磊、谢云等分工如下：对内总调度兼对外协调 陆卫东负责对外联络，受电前施工质量、相关条件检查确认，受电过程监护。 孙国兵负责受电前HSE、消防检查确认，受电过程安全监督。 刘抚玲负责受电前检查、受电过程监护，受电操作及故障处理 顾宏芳负责协助受电前检查、受电操作及故障处理 杨晓峰负责6 受电范围和受电程序6.1 受电范围：本次受电范围为2、3#变电所6KV、0.4KV母线受电，主要设备包括：2#变电所6KV电力系统（SWGR-6KV-021A/B）：10/6KV变压器2台（11-XFR-6KV-021A/B）6KV高压电缆2根（11-XFR-6KV-021A/B-P）6K12、V母线2段（SWGR-6KV-021A/B）6KV开关柜5台（021A/B-HT00、HA01HA02、HB01HB02）2#变电所0.4KV电力系统（SWGR-0.4KV-021A/B、SWGR-0.4KV-022A/B）：10/0.4KV变压器4台（11-XFR-0.4KV-021A/B、11-XFR-0.4KV-022A/B）0.4KV低压母线槽4段0.4KV母线4段（SWGR-0.4KV-021A/B、SWGR-0.4KV-022A/B）0.4KV开关柜10台（021A/B-HT00、022A/B-HT00、HA01HA02、HB01HB02）直流柜（11-DCP-12-B011）3#13、变电所0.4KV电力系统（SWGR-0.4KV-031A/B、SWGR-0.4KV-032A/B）：10/0.4KV变压器4台（11-XFR-0.4KV-031A/B、11-XFR-0.4KV-032A/B）0.4KV低压母线槽4段0.4KV母线4段（SWGR-0.4KV-031A/B、SWGR-0.4KV-032A/B）0.4KV开关柜10台（031A/B-HT00、032A/B-HT00、HA01HA02、HB01HB02）直流柜1台（11-DCP-12-C011）6.2 受电主要程序2#变电所受电程序：受电前检查申请1#变电所向2#变电所电力变压器11-XFR-6KV-021A送电11-14、XFR-6KV-021A受电申请1#变电所向2#变电所电力变压器11-XFR-6KV-021A送电受电前检查申请1#变电所向2#变电所电力变压器11-XFR-6KV-021B送电1-XFR-6KV-021B受电申请1#变电所向2#变电所电力变压器11-XFR-6KV-021A送电35/10KV变压器受电进线母联备自投35KV母联柜处核相10KV B段母线受电10KV A段母线受电35/6KV变压器受电6KV A段母线受电10KV进线母联备自投10KV母联柜处核相6KV进线母联备自投6KV母联柜处核相6KV B段母线受电10/0.4KV变压器受电PP1 进线母联备自投PP1 母联柜处核相PP1 15、B段母线受电PP2 B段母线受电PP2 A段母线受电PE1 B段母线受电PE1 A段母线受电PP2进线母联备自投PE2 A段母线受电PE1进线母联备自投PE1母联柜处核相PE2母联柜处核相PE2 B段母线受电COMMON B段母线受电COMMON A段母线受电COMMON 进线母联备自投COMMON 母联柜处核相35/10(6)/0.4KV三级备自投联跳配合检查完成全部受电操作PP2母联柜处核相PE2进线母联备自投最终全部为单母线分段状态PP1 A段母线受电6/0.4KV变压器受电受电前检查和准备6.1 6KV开关柜送电前检查6.1.1所有涉及受电的盘柜和电缆安装、试验调整工作已全部结束，安装16、试验记录已按要求报验，施工记录合格齐全。6.1.2全面检查开关柜控制小室、开关室、母线室、电缆室、释放通道、盘间母线桥箱体内是否遗留有安装或试验用的工具和其他杂物，各个小室内应全面清扫干净。对于因安装或试验过程中拆除的部件，如操动机构、电缆通道等的盖板等是否重新按要求安装好。检查盘柜本体上各类螺栓等连接件应固定牢固。6.1.3检查开关柜本体与基础间固定牢固，接地良好。检查开关柜本体上的接地开关、避雷器、电流互感器、电压互感器、零序电流互感器、各类表计、智能型控制/保护单元REF542+、微型开关、高压绝缘部件等元件应齐全完好，安装正确、固定牢固。6.1.4逐台拉出全部10/6KV开关，清除灰尘17、，对滑动部位加润滑油，检查真空灭弧室外罩不得有破损；检查断路器插接触头处弹簧无松弛，位置正确，表面清洁无灰尘并涂有一层导电膏。检查各部位螺丝不得有缺少、松动现象；开关推拉应轻便，不得有卡涩现象。6.1.5检查开关柜控制电缆按要求绑扎固定好，接线正确牢固，排列合理。按设计图纸详细检查开关设备上所有接线应正确无松动，端子排上标明回路名称，电缆芯线上套好芯线接线端子编号。检查高压电缆头连接固定牢固，相色正确，标志清晰，终端螺栓紧固，用2500V摇表测量电缆绝缘应正常。6.1.6检查10/6KV柜内母线连接应正确，须和进线电源电缆相序一致。母线相色应正确，标志清楚。所有母线螺丝重新检查一遍，螺栓紧固不18、得有松动，弹簧垫圈和平垫无缺，螺栓长度、朝向、材质若不合要求应予改正。母线相间及对地距离不得小于100毫米。用2500V摇表摇测各段母线绝缘应正常。6.1.7检查相邻柜之间接地母排应连接固定牢固，并和主接地网相连。检查所有电流互感器和电压互感器的二次绕组应有可靠的保护接地，电流互感器二次侧不得开路，电压互感器二次侧不得短路。检查电缆接地线应在穿过零序互感器后接地。6.1.8手动操作检查断路器开关的位置状态指示情况和分合操作情况，检查接地开关的位置状态指示情况和分合情况均应正常，动作灵活可靠，机械联锁可靠，位置状态指示器应正确反映当前状态。6.1.9检查全部断路器在断开位置，检查柜内所有控制操作19、电源开关均在断开位置，拆除柜内及工作区域内的临时接地线和短接线，封闭好柜门，由专人保管柜门钥匙。6.2 母线槽受电前检查6.2.1所有低压母线槽安装和试验完毕。安装试验记录已按要求报验，施工记录合格齐全。6.2.2检查母线槽相与相之间连接可靠，对应一致，连接螺栓紧固，相色标志齐全。检查母线槽封闭箱内干净无杂物遗留。检查母线槽的支、吊架应安装牢固，位置合理。6.2.3检查母线槽支撑绝缘子固定良好，母线与设备连接可靠，电气距离符合规范要求。用500V摇表测量绝缘合格。检查母线槽外壳接地良好。6.3 变压器受电前检查6.3.1所有变压器的安装和试验工作均已结束，安装试验记录齐全合格，已按要求报验。620、.3.2检查变压器底部基础应固定牢固，10KV主变箱体水平安装，朝油枕方向安装有气体继电器的导油管有1%-1.5%的升高坡度，0.4KV变压器应水平安装。检查变压器油位应正常，箱体、散热片、套管等各焊缝和接合面无渗油现象。箱盖表面清洁无杂物，螺栓齐全紧固，密封垫齐全，无渗油现象。检查油色、油位是否正常，吸潮剂有无变色、变质、潮解现象。6.3.3检查变压器高低压套管绝缘子应完好无损，是否清洁，有无裂纹、破损现象。所有附件包括分接开关电动操作机构、操作杆、温度计、吸湿器、吹风装置、压力释放阀、气体继电器、油压继电器、温度控制器等安装固定牢固无遗漏。检查接地电阻箱等安装固定牢固。检查变压器档位在有载21、调压额定电压位置。检查瓦斯继电器应充满油，阀门应打开。检查散热器油阀应打开。6.3.4检查变压器中性点及外壳接地良好。所有本体上的接线正确牢固无松动，标识清楚。检查变压器低压侧相序和母线槽及盘柜侧一致，相位标志清楚。6.3.5检查高压电缆固定牢固，电缆头与高压套管连接紧固，相位正确，标志清楚。电缆、母线槽软联接与箱罩之间保持足够的绝缘距离。控制电缆接线正确牢固无松动，芯线标识清楚，排列合理。6.4 低压柜受电前检查6.4.1 低压开关柜安装和进线母联等柜的试验工作均已结束，安装试验记录齐全合格，并已按要求报验。6.4.2从变压器低压端开始检查母线连接的正确性和相色的正确性。检查盘内母线连接螺丝22、紧固，弹簧垫和平垫要齐全，螺栓长度，朝向及材质符合要求。检查相色标志齐全清楚。6.4.3检查母线相间及对地净距不得小于20毫米。母线清洁无灰尘、杂物。用500伏摇表检查母线绝缘应合格。检查接地母线盘间连接可靠，并接地良好。6.4.4检查进线、母联断路器开关分合操作正常可靠，进出位置指示正确能反映当前状态，进出过程灵活无卡涩现象。检查开关抽屉推拉灵活，接触良好。检查盘内元件应完好无损，安装牢固。6.4.5低压柜柜体安装固定牢固，接地良好。柜体内清扫干净无遗留物。检查所有电流互感器和电压互感器的二次绕组应有可靠的保护接地，电流互感器二次侧不得开路，电压互感器二次侧不得短路。6.4.6 检查电缆接线23、正确牢固无松动，芯线编号齐全清晰。电缆头排列布置合理，美观。用500V摇表测量电源回路电缆绝缘合格。检查进线母联断路器在断开位置，所有抽屉开关均在断开位置。控制操作电源开关在分断位置。拆除柜内及工作区域内的临时接地线和短接线，封闭好柜门，由专人保管柜门钥匙。6.5 电缆桥架、电缆受电前检查6.5.1 电缆桥架、电缆已按规范施工完，所有施工和试验记录均按要求报验，记录合格齐全。6.5.2 电缆桥架基本贯通，连接固定牢固，电缆敷设完后桥架支撑无变形坍塌现象。电缆敷设排列合理，无明显交叉，所有电缆在进盘前固定良好。6.5.3 电缆挂牌齐全清晰，标明起点、终点、电缆型号规格、电压等级等。低压电缆用5024、0V摇表测量绝缘合格，高压电缆用2500V摇表测量绝缘合格。电缆芯线两端编号应对应。6.6 直流屏、微机监控系统受电前检查6.6.1 直流屏、微机监控系统调试结束，有合格的试验记录并可立即投入运行。检查临时电源电缆是否能满足用电负荷要求，检查直流屏、RTU560柜上元件是否完好无损，螺丝紧固，柜内清洁。检查蓄电池表面有无漏液现象，正负极接线正确牢固，与开关引线一致。6.6.2 用500V摇表检查交直流系统电缆绝缘应合格。检查电缆接线位置正确，接线牢固，标志清楚齐全。送电检查输出电压电流是否符合要求，电压波动是否在正常范围内。旁路和蓄电池组的切换应正常。投入蓄电池组，检查电池组输出电压、电流是否25、符合要求。检查电池组的内阻、温度、容量及均、浮充运行状态是否符合要求。检查母线电压、电流，母线对地绝缘电压、电阻合格。检查各馈出开关支路的分、合、跳闸情况，检查系统运行情况是否正常。 6.6.3 检查微机监控系统接线正确无误，各类卡件安装固定牢固，RTU560与REF542+和RTD之间信号光缆安装完，检查电源电缆连接可靠，RTU560柜与工作台EWS之间电缆连接完。开机检查RTU560与其连接的设备通讯正常，接收数据可靠，信息及时准确，各类信号显示正确，能反映实际情况。遥控操作正常，能很好的实现遥信功能。遥控方面包括断路器的分合闸、备自投切换、主变的有载调压、电容投切控制、信号复归等，遥信方26、面包括主变的轻瓦斯、重瓦斯、油位、风扇、油温，线路的继电保护故障、空开跳闸、过流、速断、重合闸，电容器的运行、故障，直流系统运行、故障、电池充放电以及控制回路断线监视、事故音响回路监视、TV二次回路断线监视等各类监视信号等。6.7 临受电前的准备6.7.1 相关人员包括甲方协调部门、质监站、监理、总包协调部门、项目部受电工作组、厂家代表全部到位，变电所禁止无关人员进出。受电前已经和上级变电所联系妥当，受电小组各责任人组织会签，由项目经理发受电开始令。准备好受电操作规程和具体倒闸操作票，所有电气设备除专业人员外，其他人一律不得触摸。6.7.2 受电操作的试验器具和绝缘器具准备完毕，摆放在显眼位置27、，变电所受电区域拦设警戒线，挂警告牌。通讯工具准备妥当，消防设施布置妥当。受电操作由生产部门人员进行，三公司及厂家代表全程监护指导。6.7.3 将10/6KV开关柜断路器小车全部置于检修位置，PT柜小车在运行位置，接地开关在断开位置，进线母联开关柜上挂“止步，高压危险”标示牌，低压开关柜进线母联断路器在检修位置，所有配出空开在分断位置锁定，进线母联开关柜上挂“止步，高压危险”标示牌。6.7.4 接通直流屏电源，接通微机监控系统电源，接通室内照明电源。6.7.5 变电所内所有受电操作均在操作台EWS上用鼠标命令进行。使用前微机监控系统调试人员应对操作人员进行严格的培训交底。操作人员必须熟悉操作方28、式，操作步骤，操作规程，人机操作界面画面清晰明了，标识清楚正确，简单直观，易于操作。所有开关的分合闸操作，备自投操作，都已在开关试验位置进行了自动远控和手动操作试验，EWS上能正确反应开关状态，最后将系统备自投转换方式转为手动切换状态。7 受电操作步骤7.1 6KV电力变压器11-XFR-6KV-021A受电7.6.1检查6KV电力变压器11-XFR-6KV-021A已达送电条件，检查低压侧进线柜25-1A01断路器在检修位置。将10KV开关柜HA06断路器小车摇至试验位置，插上小车二次插头，合直流操作控制电源开关，未储能电机储能完毕。将断路器小车摇至运行位置。关闭柜门。7.6.2操作10KV29、开关柜HA06断路器合闸，10KV 变压器25-TRN-0003A受电并送至低压进线上端。检查LCD显示正常，REF542+上单线图显示开关状态变化正常，EWS显示屏上模拟图状态变化并发出开关动作信号。观察变压器运行正常，无异常报警现象，变压器声音正常。检查变压器起动电流和空载运行电流电压情况正常，检查油温正常并做好记录。7.6.3变压器第一次冲击合闸后空载运行15分钟后，再次冲击合闸四次。每次运行5分钟，停3分钟。检查无异常情况。7.7同样操作10KV变压器25-TRN-0005B，25-TRN-0004A/B，6KV变压器20-TRN-0003A/B，21-TRN-0003A/B，22-T30、RN-0003A/B受电。7.1 10KV开关柜母线受电及备自投7.4.1合上10KV进线、母联和PT柜操作、控制、加热器、保护装置、信号回路等电源的微型空气开关，10KV开关柜内合闸弹簧储能电机储能完毕，观察综合保护继电器信号显示和EWS显示屏上显示是否正确，包括单线图上断路器位置指示、接地开关位置指示正常、上级允许合闸信号指示正常，运行、报警、闭锁、通信等状态显示正常。10KV进线、母联、PT、开关柜内微型空气开关为SM10、SM30、SM31、SM60、SM90。7.4.2将10KV开关柜A段进线柜HA03的断路器小车摇至试验位置，插上断路器小车二次插头，将小车摇至工作位置，关闭柜门。操31、作进线柜HA03断路器合闸，10KV A段母线受电，带电显示灯亮。检查LCD显示正常，REF542+上单线图显示开关状态变化正常，EWS显示屏上模拟图状态变化并发出开关动作信号。7.4.3将10KV开关柜B段进线柜HB05的断路器小车摇至试验位置，插上断路器小车二次插头，将小车摇至工作位置，关闭柜门。操作进线柜HB05断路器合闸，10KV B段母线带电。检查LCD显示正常，REF542+上单线图显示开关状态变化正常，EWS显示屏上模拟图状态变化并发出开关动作信号。7.4.4在母联柜处断路器上下端头核对两段母线电源一次相位，在控制小室X6-18端子处核对PT二次电源相位。7.4.5在EWS操作台32、进行电源备自投操作，将系统操作切换到自动状态，分断35KV开关柜HA03断路器，10KV A段母线失电，A段进线断路器分闸，母联柜断路器自动合闸，并发出备自投动作信号。观察LCD显示开关状态正常。EWS显示屏模拟图显示开关状态变化。将系统操作切换到手动状态。7.4.6再次合35KV开关柜HA03断路器， 10KV A段进线断路器上端得电，操作复归键复归系统，进线断路器自动合闸，母联柜断路器分闸。将系统操作切换到手动状态。7.4.7同样操作B段进线电源备自投。最终状态为单母线分段运行。将母联开关柜断路器摇至检修位置。在开关柜上挂警戒牌。7.8 PP1低压柜25-SB-0001 母线受电及备自投733、.8.1合上0.4KV进线、母联柜操作、控制等电源的微型空气开关，合闸弹簧储能电机储能完毕，观察综合保护继电器信号显示和EWS显示屏上显示是否正确，包括单线图上断路器位置指示、接地开关位置指示正常、上级允许合闸信号指示正常，运行、报警、闭锁、通信等状态显示正常。0.4KV进线、母联柜内微型空气开关为Q0、Q1、F1、F2、F3、F4。 7.8.2将PP1 0.4KV开关柜A段进线柜25-1A01的断路器小车摇至运行位置，关闭柜门。操作进线柜25-1A01断路器合闸，PP1低压柜A段母线受电。检查LCD显示正常，REF542+上单线图显示开关状态变化正常，EWS显示屏上模拟图状态变化并发出开关动34、作信号。7.8.3将PP1 0.4KV开关柜B段进线柜25-1B01的断路器小车摇至运行位置，关闭柜门。操作进线柜25-1B01断路器合闸，PP1低压柜B段母线受电。检查LCD显示正常，REF542+上单线图显示开关状态变化正常，EWS显示屏上模拟图状态变化并发出开关动作信号。7.8.4在母联柜25-1T00处断路器上下端头核对两段母线电源相位正确。7.8.5在EWS操作台进行电源备自投操作，将系统操作切换到自动状态，分断10KV开关柜HA06断路器，PP1低压柜A段母线失电，A段进线断路器分闸，母联柜断路器自动合闸，并发出备自投动作信号。观察LCD显示开关状态正常。EWS显示屏模拟图显示开关35、状态变化。将系统操作切换到手动状态。7.8.6再次合10KV开关柜HA06断路器， PP1低压柜A段进线断路器上端得电，操作复归键复归系统，进线断路器自动合闸，母联柜断路器分闸。将系统操作切换到手动状态。7.8.7同样操作B段进线电源备自投。最终状态为单母线分段运行。将母联开关柜断路器摇至检修位置。在开关柜上挂警戒牌。7.9同样操作0.4KV PP2、PE1/2、COMMON部分低压柜母线A/B段受电和进线备自投。7.10三级联动试验7.10.1将35KV母联柜三工位开关操作至母线连接位，10KV母联柜断路器摇至运行位置，0.4KV PP1部分母联柜断路器摇至运行位置。在EWS操作台上将系统切36、换到自动状态。7.10.2向上级变电所申请分断35KV A段进线电源，35KV 母线A段失电备自投，10/6KV母线A段失电备自投，0.4KV PP1、PP2、COMMON、PE1、PE2母线A段失电备自投。检查三级备自投的时间差和配合情况是否符合要求。应从最高级开始逐级备自投。7.10.3同样操作B段母线备自投。最后全部为单母线分段运行。整个系统在自动投入状态。7.11所有受电操作全部结束。变电所正式投入运行。1 受电安全技术措施8.1组织操作人员认真学习有关电业安全规程，认真进行安全技术交底。8.2组织操作人员熟悉操作内容。操作人员在操作时必须做到心中有数。8.3受电时任何电气设备在未证实37、无电之前均视为有电。受送电时，必须服从受送电工作小组的统一指挥，严格按操作票进行操作，不得随意改变操作命令。8.4无关人员不得进入变电所和变压器室，操作人员应有专人进行安全监护。 8.5操作人员在摇测绝缘后，应带绝缘手套对设备进行放电。8.6在核相和验电时所有操作必须站在绝缘垫上，不得触碰盘柜及其它金属体， 必须穿戴经检验合格的绝缘鞋和绝缘手套。8.7在开关小车推至工作位置前，必须确认主开关及接地闸刀在正确的位置或状态。8.8受电前应拆除遗留的临时接地短接线和试验设施，确认接地开关在断开位置。在受电区域悬挂警戒牌，拦设好警戒绳。8.9进行二次回路开关操作时，应看清图纸内容，理解并确定所操作回路38、的功能及应操作的具体开关、端子和压板，操作中应严格监护。8.10停送电操作时应严格遵循操作规程，确认断路器、隔离开关、接地开关机械联锁正常。送电时先操作断路器，后操作隔离开关，停电则相反。8.11远控操作人员和现场操作人员应紧密配合一致，本级变电所和上级变电所应协调一致，听从专人指挥。8.11受电操作中如出现问题，要弄清楚事情的原因，不能盲目下结论。确实现场不能解决问题时，应及时汇报。对问题要及时发现，及时整改，保证受电工作顺利进行。2 变电所受电后的管理9.1本次变电所受电范围比较大，由于变电所内安装工作还有很多，为了保证安全，受电一段时间后，要通知上级变电所停聚丙烯变电所电源。9.2变电所39、停电后安装工程继续展开，变电所执行前期管理制度。3 使用器具计划序号名称单位数量序号名称单位数量1试电棒只2兆欧表500V只22相位比较器只1兆欧表2500V只23相序表只1数字万用表只24绝缘用具套2开关柜操作器具套25接地线米10警戒线米若干6对讲机付2警戒牌块若干7开关柜钥匙套若干接地电阻测试仪台1参加初送电设备及相关参数1 外围电源部分l 化肥厂电站变电所35KV高压柜09#和10#柜。l H- u09-1#主变电缆线和H- u10-2#主变电缆线。说明：该部分设备送电前的检查和送电时的操作由相关方面负责，具体要求见外围电源部分受送电方案。2 PP变电所部分：l 主变压器2台（TM0140、TM02）：SF9-12500/35 钱江电气集团股份有限公司生产，钟罩式；l ABB生产的中压柜36台：ZS1型；l 6KV变压器3台：S10/M-1600/6.322.5%/0.4KV 2台 S10/M-630/6.322.5%/0.38/0.22KV 1台l 负荷中心PC柜13台（华建生产）；l MCC配电柜16台；l LCC配电柜5台；l 直流电源盘1套；l 微机监控盘及马达再起动柜5台。说明：未提到的配电柜或操作台待货到安装完毕后，则逐级进行受电。一、 初送电组织体系及分工1. 组织 成立本变电所受送电领导小组，由有关领导担任组长，电气安装、试验、质量、技术人员及电气安装施工经理及41、班组长、试验班组长、工程计调、安全保卫部门等人员为成员。仪电公司电工三班和检测工程公司电气试验班组全体人员参加。甲方代表、监理、厂家现场试验调试人员也必须参加。2. 分工及职责：1) 组长：组织、协调各部门工作，对受送电的安全、操作负全责；2) 副组长：协助组长组织、协调各部门工作，对受送电的安全、操作负主要责任；3) 工程部门：协调各部门工作及对外联系并协助组长安排工作；4) 安全部门：对受送电现场进行安全检查，确认并消除现场存在的不安全因素，并在受送电现场配齐消防设施和设立警界线；5) 保卫部门：负责受送电变电所的保安，防止设备、器材丢失；6) 电气安装技术员：对受送电设备进行受送电前的全42、面检查，确认；并进行受送电监护；7) 质量员：在受送电前组织相关部门对受送电设备进行全面检查，并对施工质量最终确认；8) 电气试验技术员：受送电前对受送电设备全面确认其试验项目，并对受送电进行监护；9) 电气安装班班长：受送电前检查安装项目完整性，完好性；10) 电气试验班班长：受送电前检查试验项目完整性，完好性；11) 电工班组成员：送电前具体项目检查，送电操作故障处理。3、初送电组织体系组长：李宗德副组长：张建华质量部经理毛银栋工程部经理林敏技术经理黄峰安全经理柯俊质量员陈安明电气技术员查正雄电气安装班组：严永祥电气试验班组：顾宏方二、 初受送电前必须具备的条件三、 初送电程序： 第一阶段43、： TM01、TM02两台主变全面检查合格办理变压器受电工作票变压器受电令签发变压器受电 第二阶段： 全面检查6KV开关柜6KV开关柜段受电6KV开关柜段受电 第三阶段： 全面检查6KV变压器TM1柜和TM1变压器TM1变压器受电 全面检查6KV变压器TM2柜和TM2变压器TM2变压器受电 全面检查6KV变压器TM3柜和TM3变压器TM3变压器受电第四阶段： 全面检查段PC柜和PC5进线柜段PC柜受电 全面检查段PC柜和PC6进线柜段PC柜受电 全面检查LCC柜和LCC-3进线柜 LCC柜受电 第五阶段： 全面检查MCC1组配电柜MCC1受电 全面检查MCC2组配电柜MCC2受电 第六阶段： 44、现场电机、照明箱、插座等受电，根据现场实际情况按需从配电柜中 送电至设备。四、 送电前的全面检查1、35KV两台主变压器1) 变压器安装及试验项目全部完毕，且合格，记录齐全；2) 变压器外观清洁无损伤、渗油现象；3) 变压器风机及其控制柜调试完毕且合格（变压器厂家进行）4) 变压器二次侧至6KV进线柜的母线桥安装完毕且试验合格，记录齐全。5) 变压器本体的温度继电器、气体继电器、压力释放阀接点动作灵活可靠，温度继电器和气体继电器的校验报告齐全。6) 变压器本体及外壳接地完成且合格。7) 变压器油位正常，散热器、气体继电器进出口阀门均应在开启位置。8) 变压器室门安装完毕，并上锁挂“止步，高压危45、险！”标志牌。2、6KV配电柜38台（8台由中石化二公司负责）1) 有关安装、试验工作结束，记录齐全，试验结果合格。2) 各项整定值整定完毕，综合保护继电器、差动继电器各项参数设定完毕，逻辑软件编程完毕。3) 开关柜外观完好，无损伤现象，内部接地母排连接可靠，并和装置接地系统连接可靠，配电柜基础和外壳接地完好。4) 打开断路器手车门，逐台抽出配电柜手车，清除断路器室内灰尘和手车断路器上的灰尘，对机械滑动部位加润滑油，对隔离插头涂电力复合脂，检查手车各部位螺栓、卡簧，不得有缺少松动现象，手车各种机械联锁须调整可靠，接地良好。5) 手动分合闸断路器几次，动作应灵活可靠，并检查手车指示器的指示位置正46、确，然后将手车均置于分开位置。6) 打开电缆室前门，检查出线动力电缆接线可靠，避雷器、零序互感器接线可靠，并检查电缆室中清洁，有无多余的电缆线头、外皮、螺栓螺帽等。7) 检查接地开关动作可靠：当手车处于试验/隔离位置时，接地开关才能操作，开关柜门关闭且当闭锁状态解除后方允许关合接地开关。8) 打开低压室门，重点检查端子排二次接线应可靠，无松脱，试验用的接线已拆除，柜内熔断器应齐全完好，规格正确，REF542综保继电器和差动继电器7SD610、电流表、电压表等接线正确可靠。9) 打开母线室后面外壳，检查柜中母线清洁，母线搭接螺栓及搭接是否合格及对地的安全净区（35KV-300mm, 6KV-1047、0mm.）10) 检查所有电流互感器（差动除外）和电压互感器的二次绕组应有可靠的保护接地，电流互感器二次侧不得开路，电压互感器二次侧不得短路。11) 检查结束后，所有柜门、盖板一律关好、装好，所有螺栓拧紧。3、6KV变压器三台（全密封变压器）a) 变压器安装及试验项目全部完毕，且合格，记录齐全；b) 变压器外观清洁无损伤、渗油现象c) 变压器二次侧至低压进线柜的母线桥安装完毕且试验合格，记录齐全。d) 变压器本体的温度继电器、压力释放阀接点动作灵活可靠，温度继电器的校验报告齐全。e) 变压器本体及外壳接地完成且合格。f) 变压器室门安装完毕，并上锁挂“止步，高压危险！”标志牌。g) 变压器室消48、防设施齐全，土建工作完成。4、低压配电柜（PC柜、MCC柜、LCC柜等）l 配电柜安装及各项试验项目完毕且合格，记录齐全；l 各项整定值整定完毕，综合保护继电器各项参数设定完毕；l 逐台打开配电柜前门和后门，检查配电柜中有无灰尘、电缆线头、多余的螺栓、螺帽、垫片等，并检查柜内主母线及分支母线的搭接螺栓和搭接面以及对地的安全净区是否合格；l 逐台抽出配电柜断路器，清除断路器室内灰尘和手车断路器上的灰尘，对机械滑动部位加润滑油，对隔离插头涂电力复合脂；l 手动分合闸断路器几次，动作应灵活可靠，并检查手车指示器的指示位置是否和实际位置一致，然后将手车均置于分开位置；l 检查所有电流互感器和电压互感器49、的二次绕组应有可靠的保护接地，电流互感器二次侧不得开路，电压互感器二次侧不得短路。l 各项内容检查完毕，将配电柜门关好，并且将断路器和各控制开关均处于分闸位置。5、直流电源柜l 初送电所需的直流操作电源由独立的施工用电电源来提供，该施工电源接直流电源的进线1和2的开关端子上，并将正式电源电缆敷设到位，当低压柜受电后则将将正式电源电缆接直流电源的进线1和2的开关端子上，并对直流电源和其上端低压柜进行检查后，将直流电源正式受电。l 检查直流电源接地端子和其基础是否接地，直流屏输出电压是否符合设计要求。五、 受送电一、准备工作1、 提前三天向电气部电气调度提出初送电申请，提出送电时间、送电设备；2、50、 本变电所送电方式：由化肥厂电站变电所35KV高压柜09#柜输出至本变电所1#主变压器TM01，6KV进线柜AH9开关合上段受电；由化肥厂电站变电所35KV高压柜10#柜输出至本变电所2#主变压器TM02，6KV进线柜AH10开关合上段受电；3、 在提出初送电申请后，由三公司质量部门组织对受电设备进行全面大检查，该项内容必须认真执行，决不能马虎。4、 在本变电所和化肥厂电站变电所35KV高压配电柜室之间开通可靠的通讯联系，便于送电安全操作。5、 申请批准后，由质量、安全、工程、技术部门、甲方代表、监理等进行会签，镇海炼化工程公司项目经理签发本变电所受电令；6、 在每次受电前，用2500V摇表检51、查6KV进线母线桥和柜中主母线的绝缘；用500V摇表检查400V低压进线母线桥和柜中主母线的绝缘。二、受送电l TM01主变压器和TM02主变压器受电1、 将化肥厂电站变电所35KV高压柜09#柜手车至工作位置，插上控制插头和合上合闸熔丝，此时断路器应处于合闸位置，TM01变压器受电，并持续10分钟；2、 10分钟试验后，再使TM01变压器进行四次空载全电压冲击合闸，若无异常，则变压器运行24小时；3、 将化肥厂电站变电所35KV高压柜10#柜手车至工作位置，插上控制插头和合上合闸熔丝，此时断路器应处于合闸位置，TM02变压器受电，并持续10分钟；4、 10分钟试验后，再使TM02变压器进行四52、次空载全电压冲击合闸，若无异常，则变压器运行24小时；5、 变压器进行空载全电压冲击合闸时，励磁涌流不应引起变压器差动保护动作，变压器带电后，所有变压器本体焊缝和密封面应无渗油现象；6、 变压器受电后，门应上锁，并挂“止步，高压危险！”警示牌，并进行24小时电工值班监护，晚上变压器室应有照明。l 6KV开关柜受电1、 当变压器24小时试运合格后，方可操作6KV进线开关；2、 将6KV开关柜AH 9进线柜和AH10进线柜和AH1、AH2两PT柜中断路器至工作位置，插上控制插头，投入直流系统，此时进线柜断路器位置指示器为“分”位置；3、 送上AH9柜合闸熔丝、控制开关，此时断路器应处于“合”位置，53、6KV高压柜段母线受电；4、 检查段进线柜上综合保护继电器R542中电压显示读数应接近6KV；5、 将母联柜AH0-1和隔离柜AH0-2断路器小车推到工作位置，再分别插上母联柜AH0-1和隔离柜AH0-2控制插头，送上AH0-1和隔离柜AH0-2柜合闸熔丝、控制开关，此时断路器应处于“合”位置，从而6KV段母线送电至段母线，然后在两段6KV PT柜的二次端子排上用万用表检查对应相电压小母线间的电压差，检查两段PT柜二次接线的正确性； 6、 断开母联柜AH0-1和隔离柜AH0-2断路器，将小车拉至试验位置，取下合闸熔丝；7、 重复上述步骤3、4，使6KV段母线受电；8、 6KV配电柜受电结束。说54、明：段和段并列运行试验原则上由炼化公司电气部进行，但要注意两段电压相位应一致。l 6KV变压器受电1、 分别将6KV高压柜AH3、AH4、AH5进行合闸操作，使变压器TM1、TM2、 TM3受电；2、 变压器受电后的要求同TM01和TM02主变压器。l 低压配电柜受电1、分别将PC5、PC6、LCC1-3配电柜进行合闸操作，使PC柜段和段主母线和LCC1配电柜主母线受电；2、将PC9、PC10两路断路器进行合闸操作，将MCC1-1和MCC2-1进线柜断路器进行合闸操作，则MCC1和MCC2两组配电柜受电。l 现场受电1、 现场电动机、照明箱、检修插座的受电按照现场实际情况和工程进度的需要依次进55、行送电；2、 现场需要送电时，必须提前填写送电票，送电票中必须包括受电设备的位号和受电日期、送电回路号、送电前的检查内容和注意事项。六、 安全及文明施工的要求1、 参加本变电所受送电人员必须了解本受电系统，并熟悉各种用电设备的位置和操作步骤；2、 受送电前，一切电气设备开关应处断开位置，以防万一；3、 进入变电所的人员必须熟知安全用电，任何与电源连接的电气设备未经验电，一律认为有电不得乱动变电所柜上的开关和显示屏；4、 操作时，操作人员必须认真负责，谨慎操作，按操作步骤一步一步进行操作；5、 正确使用测量仪器、设备、绝缘防护用品等；6、 在对变压器、配电柜进行全面检查时必须认真仔细，做到疏而不56、漏；7、 对已受电的设备设立警示牌“有电危险”“已带电”等；8、 变电所内和变压器室内消防设施齐全，安全通道通畅，并设立紧急疏散点；9、 变电所受电后建立电工值班制和守卫进行守卫，进入变电所的人员必须有出入证方可入内；10、 对在变电所中作业产生的垃圾要及时运走，做到变电所中干净整洁；11、 施工作业人员严禁打闹，与业主、监理、设计、土建施工人员讲话要文明；12、 安全技术主要危险源识别表见附录一；13、电工在操作时，本措施未提到而在实际操作时遇到的情况一律按照石油化工施工安全技术规程（SH3505-1999）进行操作。十一：主要仪器、仪表、工具2500V摇表一只500V摇表一只试验设备一套万57、用表两只对讲机4对电工组合工具10套绝缘鞋两双绝缘手套两双验电笔5根灭火器20瓶“禁止合闸，有人工作”警告牌五块“高压危险” 警告牌五块“禁止拉闸” 警告牌五块 附录一：安全技术主要危险源识别表序号工序、场所或设备介质、温度、压力、标高危险因素主要对策1受电触电、烧伤火灾、爆炸1、 受电前办理作业票；2、 对受电设备进行全面质量大检查；3、 对受电设备电气试验进行全面检查；4、 在作业现场放置灭火器；5、 操作时认真仔细，必要时穿绝缘靴和戴绝缘手套。2送电触电、烧伤火灾、爆炸1、送电前办理作业票；2、对送电设备进行全面质量大检查；3、 送电设备的电气试验进行全面检查；4、 对送电线路进行全面检58、查5、 操作时认真仔细，必要时穿绝缘靴和戴绝缘手套6、 在作业现场放置灭火器，附录二：镇海炼化机动处和电气部对本变电所受送电的特殊要求镇海炼化机动处和电气部对本变电所受送电的特殊要求如下：1、 变压器受电后不进行空载运行，直接受电至高、低压柜；2、 盘柜受电后，增加一次核相试验、一次并列试验、一次6KV“BZT”即备用电源自投试验、一次成组低电压试验等内容；3、 送电由电气部运行值班人员填写操作票并负责操作监护，施工单位（石化三公司、二公司）施工人员负责操作；4、 电力调度管辖设备由机动处编制具体送电操作方案，6KV以下配电变压器及低压母线的送电由电气部编制操作方案；5、 35KV线路变压器及6KV母线一次冲击试验完成后，施工单位创造条件提供2000KW的负荷，冲击完成后同时进行带负荷试验，用于检验化肥电站35KV母差保护和线路变压器纵差动保护的正确性。