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1、精选优质文档-倾情为你奉上* 电 厂 一 期 工 程 #1 机 组厂 用 电 受 电 方 案批准：生产单位审核:监理单位审核:施工单位审核：编写单位审核：编写： *有限公司 年 月 日*电厂一期工程#1机组厂用电受电方案1. 系统概况*电厂一期工程装机容量为2600MW，2台机组均采用发电机-变压器-线路组接线方式。设有两台高压备变压器，电源引自*220kV变电所的220kV配电装置。鉴于工程需要，2006年9月10日进行#1机组厂用电部分受电。 2编制依据2.1 火电工程调整试运质量检验及评定标准（电力部建质1996111号）。2.2 电气安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范（GB50
2、131-92）。2.3 电气装置安装工程电气设备交接试验标准（GB5015091）。2.4 电业安全工作规程（DL40891）。2.5 火电工程启动调试工作规定（电力部建质199640号）。2.6 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（电力部电建1996159号）。2.7 电气装置安装工程及验收规范（GB-92）。2.8 中调、电厂下发的系统编号图。2.9 主要设备的出厂技术文件、说明书。3. 受电范围 3.1 220kV*线及线路PT。3.2 220kV #01、02启备变220kV 2000开关，20001、20006、20009刀闸。3.3 01启备变本体、02启备变本体。3.4 1
3、机6kV I段备用电源进线PT、1机6kV II段备用电源进线PT、1机6kV III段备用电源进线PT、1机6kV I段备用电源进线开关1610、1机6kV II段备用电源进线开关1620、1机6kV III段备用电源进线开关1630、1机6kV I段母线及母线PT、1机6kV II段母线及母线PT、1机6kV III段母线及母线PT。3.5 输煤6kV A段电源进线开关1639、16391、输煤6kV A段母线及母线PT、输煤6kV B段母线及母线PT、输煤6kV联络开关01190、联络刀闸011901。3.6 1机1低厂变高压侧开关1611、1机1低厂变本体、1机工作400V PC A段
4、工作电源进线开关141A、1机工作400V PC段联络开关1410、1机工作400V PC A段母线及母线PT，1机2低厂变高压侧开关1621、1机2低厂变本体、1机工作400V PC B段工作电源进线开关141B、1机工作400V PC B段母线及母线PT。3.7 1公用变高压侧开关1634、1公用变本体、公用400V PC A段工作电源进线开关144A、公用400V 段联络开关01440、公用400V PC A段母线及母线PT、公用400V PC B段母线及母线PT。3.8 1机保安400V PC A段电源进线开关1A1A、1机保安400V PC A段母线及母线PT、1机保安400V PC
5、 B段电源进线开关1B1B、1机保安400V PC B段母线及母线PT。4. 受电应具备的条件4.1 本受电方案已通过各有关单位的会审并得到批准，报中调备案。4.2*电厂运行人员正式上岗，编制好现场运行规程，准备好操作用品、用具，所有受电范围内的运行设备印制好编号，并挂牌。4.3 本受电范围内的建筑工程、照明、通风、消防、采暖系统、电缆沟道、变电站建筑构架已完成并经施工单位自检合格报监理部按程序进行了检查验收，能满足厂用电系统带电要求。4.4所有受电范围内的继电保护装置已按调度下达的定值单整定并调试完毕。所有启动范围的继电保护二次回路接线准确无误。所有保护通过了开关传动试验，线路保护通过了通道
6、对调试验。*电厂继电器室和单元控制室启备变故障录波器可以投入正常运行。4.5在受电范围内各种消防设施和消防设备已按要求安装完毕和配备齐全，并经验收合格，能投入使用。4.6 受电范围内各开关、刀闸传动正确，指示正常。4.7 测量各CT二次阻值合理，无开路现象。备用CT应可靠短路接地。4.8 测量各PT二次阻值合理，无短路现象。中性点应可靠接地。其高低压保险齐全、容量合适。4.9 检查二次回路交、直流电源保险应齐备，容量合适。4.10 厂用直流系统、UPS系统已投入运行。4.11继电器室、单元控制室站用交、直流系统正常，确保厂用电受电设备用电安全可靠。 4.12 所有受电变压器的全项目试验合格,资
7、料齐全。4.13 所有受电范围内的盘柜、元器件安装已全部完成,且资料齐全。4.14 试验现场应备有充足完好的消防设施及设备。并经消防管理部门验收。4.15 变压器散热器及油枕的截门应打开。变压器的调压开关应在要求的位置并通过直流电阻测量确定接触良好。4.16 检查各充油设备的油位应正常、无渗漏现象。4.17 各带电设备及装置的绝缘试验应合格。一次设备接地良好。4.18 通讯设备齐备，禁止在保护盘、DCS盘周围使用步话机。4.19 调试单位准备好录波设备,作好充电时的录波准备。4.20 启备变低压侧6kV共箱母线至1、2机接口隔离措施完善。4.21电建和运行单位各自确认投运前各项有关工作均已完成
8、。天津电建和贵港电厂运行部门协商安排操作、监护及值班人员名单和班次，并将各值班长和试运行操作和监护人员名单报至中调和地调，以便联系。4.22 火电工程厂用电受电前质量监督检查大纲的要求已检查合格，监理部、 电厂、质监站已签字确认。5组织措施及职责5.1成立贵港电厂#1机组厂用电系统受电领导小组，成员由*电厂、*电建、调试单位、*设计研究院、监理公司等有关单位组成，领导工程验收组和受电试运行指挥组对工程进行验收、投产、移交。5.2 受电前的检查工作由 电厂、 电建、调试单位、 设计研究院、监理公司组成联合检查组进行。5.3 受电试运行指挥组由 电厂、 电建、调试单位、 设计研究院、监理公司组成，
9、对受电过程中的安全、质量、进度全面负责。5.4 电厂运行人员负责在受电前和受电过程中的设备操作和填写操作票，调试单位负责对操作票的审核。5.5 调试单位负责编写倒送厂用电的技术措施和安全措施，并负责受电过程中的指挥和试验工作。5.6 电建负责设备受电过程中的监护和设备维护工作，受电前确定操作监护人名单。5.7 受电指挥组指挥负责协调现场运行及调试人员进行受电工作，受电过程中220kV受电范围内的一、二次设备的操作需由中调值班调度员下令到运行值班人员执行。受电过程中如受电现场出现异常情况，运行值长应立即通报调度员和受电领导小组，并迅速核实现场情况，然后决定受电工作是否继续进行。5.9 设备正式移
10、交前的消缺及运行故障处理仍由天津电建、调试单位负责。5.10 电厂应提前一周向中调、地调提出受电申请。5.11 试运组织机构如下：（具体名单见附件一） 现场技术组 检查验收组 厂用受电领导小组 厂用受电指挥组 现场消缺组 运行操作组 安全监护组 6安全措施6.1所有参加 电厂#1机组厂用电系统和启备变系统受电工作的人员必须遵守电业安全工作规程。6.2 试验和操作人员应严格按照受电指挥组的命令进行工作，本次受电工作，220kV部分由中调根据本方案向现场值班员下令，值班员填写操作票并操作，调试单位对操作票进行审核。操作过程由值班人员和施工单位人员监护。6.3试验人员需要在一次设备及控制设备上装、拆
11、接线时，应在停电状态下、在工作监护人监护下进行。在继电器室、单元控制室、保护盘等设备进行工作和测试时，必须遵守电业安全工作规程。6.4 受电过程中若出现异常或故障，应立即停止受电，并报告相关调度和领导小组，并按现场有关规定进行处理。处理完成后，及时向相应调度部门及现场指挥领导小组汇报，同意后方可能进行下一步操作。6.5 每个操作步骤完成后，应得到各方的报告，确认运行系统及试验正常，220kV及以上设备由中调下令后方能进行下一个项目的工作。6.6 受电过程中，如遇发生系统性故障，应及时中止试运行工作。6.7 操作开关、冲击启备变时要远离操作设备，无异常后方可到现场观察运行情况。6.8 电建在受电
12、设备处装设临时围栏，在各个带电设备上挂上“设备带电”的标示牌。6.9 受电前由 电建张贴带电系统的范围、区域及注意事项的告示，以示警告，防止事故发生。6.10 受电期间除运行人员和试验人员外，其他人员不得随意进入待运行或已运行设备区，不得乱动设备，以免影响受电工作或发生意外。7受电前的检查工作7.1完成交直流工作电源的送电7.1.1检查继电器室、单元控制室直流系统工作正常。并在设备上悬挂“设备带电“标示牌。7.1.2检查启备变间隔一次、二次设备交直流工作电源正常。检查6kV工作各段、输煤6kV各段、工作400V PC各段、公用400V PC各段、保安400V PC各段一次设备交直流工作电源正常
13、。检查单元控制室DCS控制系统交直流工作电源正常。7.2受电前检查内容7.2.1检查启备变220kV 2000开关就地分合试验正常。7.2.2检查启备变220kV 20001、20006、20009刀闸就地分合试验正常。7.2.3检查启备变220kV 、接地刀闸就地分合试验正常。7.2.4检查启备变低压侧1610、1620、1630开关地分合闸试验正常。7.2.5检查启备变间隔开关、刀闸、接地刀闸联锁正常。7.2.6检查启备变本体安装完毕，调试报告合格。7.2.7检查启备变风冷控制回路正确，冷却系统工作正确，风机运转正常。7.2.8检查启备变油位、温度计指示正常，瓦斯，压力释放装置充分排气，
14、7.2.9进行启备变保护传动试验，模拟各种故障，应能正确跳开相应开关，故障录波器能正确录下动作过程。7.2.10 检查DCS系统能正确操作启备变系统内高低压侧各开关、刀闸。7.2.11 检查DCS系统能正确显示启备变系统内各种运行状态信息。7.2.12 检查启备变高压侧绝缘及低压侧共箱母线绝缘合格，T接部位隔离措施得当，警示标示齐全。7.2.13 检查受电范围内6kV、400V各段母线及各进线开关、电缆绝缘合格。7.2.14 检查启备变及各低压变压器分接头按要求置于额定档位，测量变压器高低压侧线圈绝缘电阻及吸收比应合格，恢复接线，检查一次接线螺丝紧固、正确。7.2.15检查防雷及接地电阻合格。
15、7.3.16检查220kV 线及01、02启备变系统处于冷备用状态，所有开关、刀闸均断开。7.3.17检查1机6kV I段、6kV II段、6kV III段均处于冷备用状态，所有开关均在断开、检修位置。7.3.18检查输煤6kV A段、6kV B段处于冷备用状态，所有开关均在检修位置。7.3.19检查1机工作400V PC A段、工作400V PC B段、公用400V PC A段、公用400V PC B段、保安400V PC A段、保安400V PC B段均处于冷备用状态，所有开关均在检修位置。8220kV系统及启备变系统受电操作步骤8.1 220kV 线充电前的操作8.1.1 检查220kV
16、 20001隔离刀闸、接地刀闸在断开位置，有关接地线已拆除。8.1.2 检查220kV 2000开关在断开位置，退出该开关的直流操作电源。8.1.3 投入 线线路PT二次开关。8.1.4 完成以上工作后， 电厂运行人员向中调汇报芙贵线线路充电 电厂侧准备完毕，向中调申请 线充电。8.2 线充电正常后检查项目8.2.1在启备变保护屏测量 线路PT二次电压值、相序，应正确。8.2.2检查220kV 2000开关在断开位置。8.2.3检查220kV 20001、20006、20009隔离刀闸在断开位置。8.2.4检查220kV 、接地刀闸在断开位置，有关接地线已拆除。8.3 01、02号启备变及6k
17、V共箱封闭母线的受电8.3.1 01号启备变充电前的一次及二次设备的操作8.3.1.1投入#01启备变的重瓦斯保护、压力释放保护、差动保护和其他后备保护及跳闸出口压板，后备保护时间改短，后备保护的方向元件退出。8.3.1.2合上启备变220kV侧开关两侧的隔离刀闸20001和20006（先合20001再合20006）。8.3.1.3 检查#01启备变6kV侧各分支备用电源进线开关在检修位置，投入6kV侧各分支备用电源进线PT及其二次开关。8.3.1.4 投入#01启备变冷却系统的交流临时电源, 冷却系统投入运行。8.3.1.5 做好录制#01启备变冲击电流的准备工作。 8.3.1.6 投入#0
18、1、02启备变220kV侧开关2000的操作电源。8.3.1.7 运行人员向中调申请操作合上启备变220kV侧2000开关，对#01启备变充电。8.3.2 01号启备变全电压空载受电该步骤从高压侧全电压冲击#01启备变5次，每次带电5分钟，停电5分钟，第1次带电15分钟。此项工作进行前，试验单位应将启备变电流接入站内录波器和专用录波器，并保证在合上220kV 2000开关的同时能启动录波器，以录取冲击合闸时启备变的励磁涌流，并通过网络监控系统后台机观察启备变电流、电压值的指示情况，同时将站内录波器与专用录波器录取的数据进行比较。 启备变冲击合闸时，启备变消防系统应在工作状态，天津电建派专人在变
19、压器旁监视，若有异常情况，应立即通报受电试运行总指挥。8.3.2.1总指挥下令操作合上启备变220kV侧2000开关, 完成第一次全电压充电。注：合上220kV 2000开关对#01启备变充电前，现场人员应远离现场，待合上220kV 2000开关，现场无异常情况后，才能到现场检查启备变充电后的情况。8.3.2.2在DCS、启备变保护屏处检查#01启备变高、低压侧二次电压，核对相序，并对#01启备变高、低压侧二次电压进行核相。检查#01启备变保护工作应正常,#01启备变无异常声响, 工作正常, 中央信号正常, 然后操作跳开启备变220kV侧2000开关。8.3.2.3 按8.3.2.1、8.3.
20、2.2步骤对01启备变进行2、3、4次充电（不用核相），第4次冲击后断开220kV 2000开关及其操作电源，断开220kV 20006隔离刀闸。8.3.3 02号启备变充电前的一次及二次设备的操作8.3.3.1投入02启备变的重瓦斯保护、压力释放保护、差动保护和后备保护及跳闸出口压板，后备保护的方向元件退出。8.3.3.2合上02启备变220kV侧20009隔离刀闸。8.3.3.3 检查02启备变6kV侧各分支备用电源进线开关在检修位置，投入6kV侧各分支备用电源进线PT及其二次开关。8.3.3.4 投入#02启备变冷却系统的交流临时电源, 冷却系统投入运行。8.3.3.5 做好录制启备变冲
21、击电流的准备工作。 8.3.3.6 投入启备变220kV 2000开关的操作电源。8.3.3.7 运行人员向中调申请操作合上启备变220kV 2000开关，对#02启备变充电。8.3.4 02号启备变全电压空载受电该步骤从高压侧全电压冲击02启备变5次，每次带电5分钟，停电5分钟，第1次带电15分钟。此项工作进行前，试验单位应将启备变电流接入站内录波器和专用录波器，并保证在合上220kV 2000开关的同时能启动录波器，以录取冲击合闸时启备变的励磁涌流，并通过网络监控系统后台机观察启备变电流、电压值的指示情况，同时将站内录波器与专用录波器录取的数据进行比较。 启备变冲击合闸时，启备变消防系统应
22、在工作状态，天津电建派专人在变压器旁监视，若有异常情况，应立即通报受电试运行总指挥。8.3.4.1总指挥下令操作合上启备变220kV2000开关, 完成第一次全电压充电。注：合上220kV 2000开关对02启备变充电前，现场人员应远离现场，待合上220kV 2000开关，现场无异常情况后，才能到现场检查启备变充电后的情况。8.3.4.2在DCS、启备变保护屏处检查02启备变高、低压侧二次电压，核对相序，并对#02启备变高、低压侧二次电压进行核相。检查02启备变保护工作应正常,02启备变无异常声响, 工作正常, 中央信号正常, 然后操作跳开220kV 2000开关。8.3.4.3 按8.3.4
23、.1、8.3.4.2步骤对02启备变进行2、3、4次充电（不用核相），第4次冲击后断开2000开关及其操作电源。8.3.4.4 5分钟后，合上220kV 20006刀闸。8.3.4.5 投入220kV 2000开关操作电源，运行人员向中调申请合上220kV 2000开关，对#01、02启备变充电。8.3.4.6 合上220kV 2000开关对01、02启备变进行第5次充电。8.3.4.7 总指挥下令检查相关设备运行正常后，运行人员向中调汇报01、02启备变受电完毕。8.4 1机6kV I段受电8.4.1 检查1机6kV I段备用进线开关（1610）处在检修位置,退出该开关的直流操作保险,保护投
24、入运行。 8.4.2 检查1机6kV I段上的所有开关均在检修位置,接地刀闸拉开,用摇表测量1机6kV I段母线的绝缘满足要求。8.4.3 检查1机6kV I段母线PT柜推到工作位置，投入二次插头及空开。8.4.4 检查1机6kV I段备用进线开关（1610）推到工作位置, 合上6kV I段备用进线开关（1610）操作直流保险。8.4.5总指挥下令合上1机6kV I段备用进线开关（1610）, 完成启备变向6kV I段的受电操作。8.4.6 在1机6kV I段母线PT柜上测量电压相序及电压值, 二次电压值和相序应正确，并与线路PT二次电压进行核相。8.4.7 检查保护装置工作正常, 控制室能监
25、视到1机6kV I段母线上的电压。8.5 1机6kV II段受电8.5.1 检查1机6kV II段备用进线开关（1620）处在检修位置,退出该开关的直流操作保险,保护投入运行。 8.5.2 检查1机6kV II段上的所有开关退到检修位置,接地刀闸拉开,用摇表测量1机6kV II段母线的绝缘满足要求。8.5.3检查1机6kV II段母线PT柜推到工作位置，投入二次插头及空开。8.5.4检查1机6kV II段备用进线开关（1620）推到工作位置, 合上1机6kV II段备用进线开关（1620）操作直流保险。8.5.5总指挥下令合上1机6kV II段备用进线开关（1620）, 完成启备变向1机6kV
26、 II段的受电操作。8.5.6 在1机6kV II段母线PT柜上测量电压相序及电压值, 二次电压值和相序应正确。8.5.7 对1机6kV I段母线电压和1机6kV II段母线电压进行二次核相，两段间核相应正确。8.5.8检查保护装置工作正常, 控制室能监视到1机6kV II段母线上的电压。8.6 1机6kV III段受电8.6.1 检查1机6kV III段备用进线开关（1630）处在检修位置,退出该开关的直流操作保险,保护投入运行。 8.6.2 检查1机6kV III段上的所有开关退到检修位置,接地刀闸拉开,用摇表测量1机6kV III段母线的绝缘满足要求。8.6.3 检查1机6kV III段
27、母线PT柜推到工作位置，投入二次插头及空开。8.6.4 检查1机6kV III段备用进线开关（1630）推到工作位置, 合上1机6kV III段备用进线开关（1630）操作直流保险。8.6.5 总指挥下令合上1机6kV III段备用进线开关（1630）, 完成启备变向1机6kV III段的受电操作。8.6.6 在1机6kV III段母线PT柜上测量电压相序及电压值, 二次电压值和相序应正确。8.6.7 对#1机6kV II段母线电压和1机6kV III段母线电压进行二次核相，两段间核相应正确。8.6.8 检查保护装置工作正常, 控制室能监视到1机6kV III段母线上的电压。8.7 输煤6kV
28、 A、B段受电8.7.1 输煤6kV A段工作进线开关1639、16391处在检修位置,退出该开关的直流操作保险,保护投入运行。8.7.2 将输煤6kV A段、B段上的所有开关退到检修位置,接地刀闸拉开,用摇表测量输煤A段6kV进线电缆、输煤A段母线和输煤B段母线的绝缘满足要求。8.7.3 将输煤6kV A段、B段母线PT柜推到工作位置，投入二次插头及空开。8.7.4 将输煤6kV A段进线工作开关1639、16391推到工作位置, 合上输煤6kV A段进线工作开关1639、16391操作直流保险。8.7.5 总指挥下令合上输煤6kV A段进线工作开关1639, 输煤A段6kV进线电缆带电。经
29、检查正常后，合上输煤6kV A段进线工作开关16391，完成输煤6kV A段的受电操作。8.7.6 在输煤6kV A段母线PT柜上测量电压相序及电压值, 二次电压值和相序应正确。8.7.7 确认带电设备正常后，将输煤6kV段联络开关01190、联络刀闸011901推到工作位置, 合上输煤6kV段联络开关01190操作直流保险。8.7.8 总指挥下令合上输煤6kV段联络刀闸011901，经检查正常后，合上输煤6kV段联络开关01190，完成输煤6kV B段的受电操作。8.7.9 在输煤6kV A段母线PT柜上测量电压相序及电压值, 二次电压值和相序应正确。8.7.10 在两段的输煤6kV母线PT
30、柜对输煤6kV A段母线电压和输煤6kV B段母线电压进行二次核相，两段间核相应正确。8.7.11 检查保护装置工作正常, 控制室能监视到输煤6kV A段、B段母线上的电压。8.8 1机1低厂变冲击及1机工作400V PC A段、B段受电8.8.1 检查1低厂变高压侧开关1611、低压侧开关141A、1机工作400VPC段联络开关1410均在检修位置,退出开关的直流操作保险。8.8.2 将1机工作400V PC A段、B段上的所有开关退到检修位置,用摇表测量1低厂变高低压侧、1机工作400V PC A段、B段母线的绝缘满足要求。8.8.3 将1机工作400VPC A段、B段母线PT投入至工作位
31、置，投入二次空开。8.8.4 将1低厂变高压侧开关1611推到工作位置，投入操作电源。8.8.5 总指挥下令合上1611开关，冲击1低厂变。1低厂变共冲击3次，每次带电5分钟，停电5分钟，第一次带电15分钟。8.8.6 将1机工作400VPC A段进线开关141A推到工作位置，投入操作电源。8.8.7 总指挥下令合上141A开关，1机工作400VPC A段母线带电。8.8.8 监视1机工作400VPC A段母线电压显示正确，测量1机工作400VPC A段一、二次电压、相序应正确。8.8.9 将1机工作400VPC段联络开关1410推到工作位置，投入操作电源。8.8.10总指挥下令合上1410开
32、关，1机工作400VPC B段母线带电。8.8.11 监视1机工作400VPC B段母线电压显示正确，测量1机工作400VPC B段一、二次电压、相序应正确。并对1机工作400VPC A段、B段一次电压进行核相，应正确。8.8.12 断开1410开关，退出至检修位置，并断开操作电源。8.9 1机2低厂变冲击及1机工作400V PC B段带电8.9.1 检查2低厂变高压侧开关1621、低压侧开关141B、1机工作400VPC段联络开关1410均在断开、检修位置,退出开关的直流操作保险。8.9.2 将1低厂变高压侧开关1621推到工作位置，投入操作电源。8.9.3 总指挥下令合上1621开关，冲击
33、2低厂变。2低厂变共冲击3次，每次带电5分钟，停电5分钟，第一次带电15分钟。8.9.4 将1机工作400VPC B段进线开关141B推到工作位置，投入操作电源。8.9.5 总指挥下令合上141B开关，1机工作400VPC B段母线带电。8.9.6 监视1机工作400VPC B段母线电压显示正确，测量1机工作400VPC B段一、二次电压、相序应正确。并对1机工作400VPC A段、B段一次电压进行核相，应正确。8.10 1公用变冲击及公用400V PC A段、B段受电8.10.1 检查1公用变高压侧开关1634、低压侧开关144A、公用400V PC段联络开关01440均在断开、检修位置,退
34、出开关的直流操作保险。8.10.2 将公用400V PC A段、B段上的所有开关退到检修位置,用摇表测量1公用变高低压侧、公用400V PC A段、B段母线的绝缘满足要求。8.10.3 将公用400V PC A段、B段母线PT投入至工作位置，投入二次空开。8.10.4 将1公用变高压侧开关1634推到工作位置，投入操作电源。8.10.5 总指挥下令合上1634开关，冲击1公用变。1公用变共冲击3次，每次带电5分钟，停电5分钟，第一次带电15分钟。8.10.6 将公用400V PC A段进线开关144A推到工作位置，投入操作电源。8.10.7 总指挥下令合上144A开关，公用400V PC A段
35、母线带电。8.10.8 监视A段母线电压显示正确，测量公用400V PC A段一、二次电压、相序应正确。8.10.9 将公用400V PC段联络开关01440推到工作位置，投入操作电源。8.10.10总指挥下令合上01440开关，公用400V PC B段母线带电。8.10.11 监视公用400V PC B段母线电压显示正确，测量公用400V PC B段一、二次电压、相序应正确。并对公用400V PC A段、B段一次电压进行核相，应正确。8.11 1机保安400V PC A段受电8.11.1检查1机工作PC A段侧保安电源开关、1机工作PC B段侧保安电源开关、1机保安A段进线开关1A1A、1A
36、1B均在检修位置,退出开关的直流操作保险。8.11.2将1机保安A段上的所有开关退到检修位置,用摇表测量1机保安A段400V电源进线电缆和母线的绝缘满足要求。8.11.3 将1机保安A段母线PT投入至工作位置，投入二次空开。8.11.4 将1机工作PC B段侧保安电源开关推入至工作位置，投入保护及操作电源。8.11.5 总指挥下令合上1机工作PC B段侧保安电源开关，保安A段进线电缆带电。经检查正常后，合上1机保安A段进线开关1A1B，1机保安A段带电。8.11.6 监视保安A段母线电压显示正确，测量保安A段一、二次电压、相序应正确。8.11.7 断开1机保安A段进线开关1A1B，并摇出至检修
37、位置，断开操作电源。8.11.8 总指挥下令合上1机工作PC A段侧保安电源开关，保安A段进线电缆带电。经检查正常后，合上1机保安A段进线开关1A1A，1机保安A段带电。8.11.9 监视保安A段母线电压显示正确，测量保安A段一、二次电压、相序应正确。8.12 1机保安400V PC B段受电8.12.1检查1机工作PC A段侧保安电源开关、1机工作PC B段侧保安电源开关、1机保安A段进线开关1B1A、1B1B均在检修位置,退出开关的直流操作保险。8.12.2将1机保安B段上的所有开关退到检修位置,用摇表测量1机保安B段400V电源进线电缆和母线的绝缘满足要求。8.12.3 将1机保安B段母
38、线PT投入至工作位置，投入二次空开。8.12.4 将1机工作PC B段侧保安电源开关推入至工作位置，投入保护及操作电源。8.12.5 总指挥下令合上1机工作PC B段侧保安电源开关，保安B段进线电缆带电。经检查正常后，合上1机保安B段进线开关1B1B，1机保安B段带电。8.12.6 监视保安B段母线电压显示正确，测量保安B段一、二次电压、相序应正确。8.12.7 断开1机保安B段进线开关1B1B，并摇出至检修位置，断开操作电源。8.12.8 总指挥下令合上1机工作PC A段侧保安电源开关，保安B段进线电缆带电。经检查正常后，合上1机保安B段进线开关1B1A，1机保安B段带电。8.12.9 监视
39、保安B段母线电压显示正确，测量保安B段一、二次电压、相序应正确。并对1机保安A段、B段一次电压进行核相，应正确。9. 启备变保护带负荷试验9.1 线路及启备变带上负荷以后,应及时进行六角图测试及带负荷试验。9.2 01、02启备变所有的保护方向元件经带负荷试验正确以后,将方向元件投入。本次 电厂倒送厂用电工程220kV系统及启备变系统受电工作完成，电厂升压站220kV系统设备、高压启备变压器系统带电运行24小时后，所有带电的一次、二次设备暂由施工单位代管理，第一次设备的操作由施工单位执行。附件一：贵港电厂1机厂用电受电组织机构厂用受电领导小组组长：彭锋 成员：郭金瑞、刘瑞廉、赵志元、宋林、刘克
40、健受电指挥组：厂用受电总指挥：宋林厂用受电副总指挥：张昭南、汪平、万鹏、张杰、周兴宏、审荣现场技术组（调试牵头，天津电建配合）组长：张昭南副组长：陈建坤、黎功群成员：宁文辉、高立克、李军、颜培桢检查验收组（监理牵头，贵港电厂、天津电建、调试、设计院配合）组长：陈顺成副组长：桂来彪、丁友 成员：易翔、高立克、王穗、丁劲松、刘谦驰、黎鸿现场消缺组（天津电建牵头，监理、调试配合）组长：吴海华 成员：高立克、丁劲松、颜培桢、段立全、单福广、金刚华、申荣受电操作组（第一次设备的操作由施工单位执行）值长：汪平、万鹏、张杰、周兴宏成员： 郭亚鹏、高立克、王勇、韩祥虎、郭兵、樊贵平、李平、房新栋、刘顶超、蒙耀、柯鑫、周村涛、康杰、李伟、张志民安全保卫组（天津电建负责，监理、贵港电厂配合）组长：韩瑞文成员：孙立锋、刘兴安、李爱德贵港电厂调度电话:0775-/附件二：贵港电厂01、02启备变一次接线图专心-专注-专业