许昌禹龙发电有限责任公司
辽宁东科电力有限公司
2008年11月
项目负责人： 王 琪
项目参加人： 黄 晓 鹏
方案编写人： 王 琪
项目 调总 ： 魏 来
目 录
1.编制依据 1
2.概述 1
3.受电范围及受电试验检查项目 1
4.受电前应具备的条件 2
5.受电时继电保护投入及安全措施 2
6.受电操作步骤 3
7.环境、职业健康安全风险因素控制措施 4
8.组织分工及时间安排 5
三号主变倒送电试验方案
1.编制依据
1.1 《火力发电厂几本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》电力部电建[1996]159号。
1.2 《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质[1996]40号。
1.3 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力部建设协调司建质[1996]11＃1
1.4 《火电施工质量安装工程施工及验收规程（电气专业）》。
1.5 《火电机组达标投产考核标准（1998年版）》电力工业部。
1.6 《火电机组达标投产动态考核办法（试行）》国家电力公司[1998]国家电力公司。
1.7 《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》DL5009.1-92能源部能源基[1992]129号。
1.8 《许昌禹龙电厂工程调试合同》。
1.9 《东北电力设计院设计图纸，参照一次设备资料》。
1.10 《二十五项反措要求》。
2.设备及系统概述
大唐电力许昌禹龙发电有限公司二期工程为新建两台2X660MW超超临界燃煤机组，发电机（QFSN-660-2）由哈尔滨电机有限责任公司生产，额定功率为660MW、额定电压20kV、额定电流21170A、功率因数0.9（滞后）、额定转数3000rpm、额定频率50HZ。励磁为UN5000静止励磁系统。三号主变（SFP-750000/500）形式为三相双线圈铜绕组无励磁调压油浸式电力变压器，额定电压（525±2×2.5%）/20kV、额定容量750MVA、 额定电流846.8/21170A，联结组别为YN-d11，短路阻抗高-低18%，三号主变为特变电工衡阳变压器有限公司生产；三号机组高厂变型号为SFP10—CY-63000/20额定容量为
63000／40000-40000kVA 形式为三相三线圈铜绕组无励磁调压油浸式电力变压器，额定容量为40/25/25MVA、额定电压为（20±2×2.5%）/6.3/6.3kV、额定电流1154.7/2291.1/2291.1A、联结组别为Dyn1-yn1，高厂变由特变电工沈阳变压器集团有限公司生产；工程电气主接线采用发电机变压器组单元接线，直接接入500kV系统，厂内500kV配电装置采用3/2断路器接线方式。两回进线两回出线为两个完整串，电抗器采用一组断路器从500kV Ⅰ母线引接。
主要设备参数为：
三号主变参数：
三号主变为SFP10-750000/500 TH：三相相式
三号主变变比（525±2×2.5％）／20 kV
额定容量：750000kVA
额定电流高压侧846.8A、额定电流低压侧21170A
生产厂家：特变电工变压器集团有限公司生产变压器风扇
高厂变参数：
型号为SFP10—CY-63000/20
额定容量为63000／40000-40000kVA
额定电压20±2×2.5％/6.3-6.3 kV
额定电流为1818.7／3665.7-3665.7A、联结组别为Dyn1yn1
生产厂家：特变电工变压器集团有限公司生产
3.受电范围及受电试验检查项目
3.1 受电范围：
3.1.1 三号主变、三号高厂变、励磁变，经封闭母线充电至发电机出线软连接断开处。
3.1.2 三号高厂变带6kV厂用电源631段、632段。
3.2 受电过程中的试验及检查项目
3.2.1额定电压下对一次设备（包括断路器、隔离刀闸、PT、避雷器、CT、母线、主变、高厂变、发电机出口PT、厂用进线分支PT）的工作性能检查。
3.2.2 对发变组PT二次侧电压值的测量、相序检查、PT二次定相。
3.2.3 电流互感器二次回路检查（CT二次电流及相位测量）。
3.2.4 三号发变组同期系统的检查。
3.2.5 高压厂用6kV电源系统的一次定相，6kV厂用电源及备用电源的切换试验。
3.2.6 检查送电设备继电保护装置的可靠性及正确性，保证机组试运工作的正常进行。
4.受电前应具备的条件
4.1受电前500 kV变电站运行方式。受电前许昌禹龙电厂500kV变电站龙昌1号线路，龙昌2号线路、500kVⅠ、Ⅱ母线、500kV 电抗器、正常运行。5013、5023、5022、5021开关运行50113G、50121G、50122G、50111G、50112G隔离刀闸及5011、5012开关在断位。
4.2 所有受电设备的绝缘试验及特性试验应合格，试验记录齐全并经确认。
4.3 三号主变，三号高厂变冷却系统试运良好，消防设施完备，事故喷水应经实际试验，事故排油坑应畅通，变压器测温装置经验收合格，变压器本体围栏齐全、场地平整、照明充足，变压器铁心及外壳接地应良好。
4.4 所有要受电的设备应标志齐全、双重编号名称正确、电气设备接地连接正确及接触良好，接地电阻符合设计要求。送电区域挂“设备带电、高压危险”等警示牌。
4.5 通讯系统可以正常投入运行。
4.6受电设备按系统的保护回路、控制回路、信号回路调试完毕，经整组传动操作试验完毕，就地及远方信号指示正确，接地刀闸与隔离刀闸、断路器之间的相互闭锁关系检查正确。
4.7 500 kV系统、发变组所有保护及测控装置调试工作结束，具备投运条件。三号发变组同期系统静态调试及模拟检查完毕。
4.8带电设备测量系统及表计校验完毕并指示正确，发变组关口计量系统配置齐全并经验收合格。
4.9 三号主变、高厂变充电前确定好分接头位置，测量直流电阻符合要求。
4.10 三号发电机出线端部软连接断开，发电机定子线圈三相短路接地，在断开处加装绝缘隔板，做好安全措施并设专人监护。
4.11 三号主变、三号高厂变充电前和充电24小时后应取油样做谱分析。三号主变倒送电方案应提前报调度审批。
4.12主变受电前电厂运行部门应组织人员提前编写操作票。
5.受电时继电保护投入及安全措施
5.1 三号主变受电时保护及测量系统投入情况
5.1.1 三号主变、三号高厂变、所有保护投入。
5.1.2 将三号主变、三号高厂变轻瓦斯保护临时改为跳闸。
5.1.3发电机－变压器组故障录波和分析系统故障装置投入。
5.1.4变电所500kVⅠ母差保护退出。
5.1.5 将6kV高压厂用分支保护投入。
5.2 主变受电的安全措施
5.2.1 所有受电范围内电气设备悬挂“高压危险”标志牌，必要的地方可设遮拦。
5.2.2主变倒送电时在500kV变电站、三号主变本体、三号高厂变本体、6kV高压厂用母线室、发电机出口PT柜处、派专人看护并配备对讲机，如有异常及时通知受电指挥部。
5.2.3 受电前再次用主要保护（三号主变压器差动、三号高厂变差动、瓦斯保护等）实际带开关做保护传动试验，确保保护动作正确无误。
6.受电操作步骤
6.1受电设备检查
6.1.1 受电前检查500kV变电站501137D、501167D、501127D、501117D、501217D、501227D接地刀闸应在断位。
6.1.2受电前检查50111G、50112G、50113G、50121G、50122G隔离刀闸应在断位。
6.1.3受电前检查5012、5011开关在断位。
6.1.4 6kV高压厂用电源工作进线开关6311、6321在断位且在试验位置。
6.2 测量倒充电设备一次系统的绝缘。
6.3 检查三号主变分接头在调度指定位置，确认三号主变一次中性点接地良好。
6.4 检查500kV 三号主变高压500kV侧PT在投入位置，合上PT二次开关。检查三号发电机出口三组PT在工作位置，合上一次保险及二次开关。检查6kV高压厂用6311、6321开关进线PT在投入位置，合上一次保险及二次开关。
6.5 请示调度，得令后，合上50111G、50112G、50113G隔离刀闸，合5011断路器第一次对三号主变、高厂变进行带电冲击，对主变励磁涌流进行录波。通知三号主变、高厂变及发电机电压互感器本体处监视人员检查是否有异音(临时将变压器风扇退出),如发现有异常应立即通知受电指挥。
6.6待各变压器运行稳定后，测量三号主变高压500kV侧PT二次电压值、相序、开口三角电压，并与500kV侧Ⅰ母线PT定相。测量发电机出口三组PT二次电压值、相序、开口三角电压，并分别与主变高压500kV侧PT，500 kVⅠ母线PT定相。在电压互感器柜、发变组保护屏、同期屏、电度表屏、计量屏、故障录波器屏等处分别对PT进行电压及相序测量检查。
6.7测量6kV 6311、6321工作电源进线PT二次电压值、相序，并与发电机出口PT进行定相。
6.8投入5011开关自动准同期装置，检查同期装置指示情况（应指示在12点），确认正确后，断开5011开关。
6.9 间隔5分钟，合50121G、50122G刀闸，合5012开关对三号主变、三号高厂变等进行第二次冲击试验。
6.10 一切正常后，投入5012开关自动准同期装置，检查同期装置指示情况（应指示在12点）。确认正确后，拉开5012开关。
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