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1、一 本次倒送电范围1.220KV升压站1.1 220KV金文II线212间隔，I母、II母PT间隔，母联200间隔及启备变210间隔。2. 6KV厂用1A段、1B段2.1 6KV厂用1A段:10BBA01、10BBA02、10BBA05、10BBA06、10BBA20、10BBA21、10BBA04、10BBA03、(快切装置核相)2.2 6KV厂用1B段:10BBB01、10BBB02、10BBB05、10BBB06、10BBB20、10BBB19、10BBB04、10BBB03、(快切装置核相)3.380V PC段3.1 锅炉PC A段：10BFC01A01、10BFC01B01、10BF
2、C02A01、10BFC03A01、10BFC03B01、10BFC03C01、10BFC04C01、锅炉PC B段：10BFD01A01、10BFD01B01、10BFD02A01、10BFD03A01、10BFD03B01、10BFD03C01、10BFD04C01、1#事故保安A段：10BMA01A011#事故保安B段：10BMB01A01锅炉MCC A段：10BJC01E01锅炉MCC B段：10BJD01E013.2 汽机PC A段：10BFA01A01、10BFA01B01、10BFA02A01、10BFA03A01、10BFA03B01 汽机PC B段：10BFB01A01、10
3、BFB01B01、10BFB02A01、10BFB03A01、10BFB03B01 汽机MCC A段：10BJA01F01 汽机MCC B段：10BJB01F013.3 380V公用PC A段：J0BFA01A01、J0BFA01B01、J0BFA02A013.4 1#机照明检修PC A段：10BFE01A01二倒送电步骤1.220KV升压站1.1 倒送电前检查1）确认用于操作的交流、直流系统安全可靠，DCS、NCS电源可靠保证。2）带电操作需要的电气控制DCS、NCS系统、220kV网络计算机监控系统已初步形成，传动操作和五防防误操作功能及相应的信号、光字等功能已完成。3）对倒送电部分有关操
4、作回路进行预操作模拟仿真试验检查（应在220kV网络计算机监控系统上完成），保护、控制回路光字牌显示正确、信号、保护传动试验动作正确可靠，保护出口压板正确投入。4）核对220kV系统继电保护定值与给定值相符，根据调度要求投用的临时定值已整定完毕并投入运行（打印定值单或经核对无误后签字认可）。5）核实220kV系统开关、隔离开关、CT、PT等各设备绝缘经检查符合规程要求。6）检查220kV系统CT二次回路未开路接地良好且一点接地，电流回路接地位置正确。7）检查220kV启动备用变分接开关位置处于中间档位（实际操作时按调度命令）。8）检查220kV启动备用变处于良好状态（包括绝缘电阻、吸收比、变压
5、器油位、瓦斯、防爆阀、散热、冷却、消防系统以及高低压套管等的检查，已取油样做色谱分析，分析结果作为原始数据保留）。9）检查事故排油沟道通畅，配备临时消防用灭火器。10）核对准备受电的间隔全部开关均处于冷备用状态，隔离开关均处于断开位置，不参与送电的开关均处于检修状态并挂标示牌。11) 网络继电室故障录波装置已投入，启备变故障录波装置已投入运行。12）6KV备用进线PT 10BBA01、10BBB01手车推入工作位置。1.2 倒送电步骤：（按调度方案及调度令执行）1）线路冲击完成后检查线路PT相序及幅值。经检查无误后合上线路电压交流空开。2）经212断路器对（东母或西母）母线充电后检查母线PT相
6、序及幅值，并与线路PT核相。3）经检查无误后合上母线电压交流空开。4）经母联对（西母或东母）母线充电后检查母线PT相序及幅值，并与另一母线PT核相。5）经检查无误后合上母线电压交流空开。6）检查电压并列装置、保护装置、测控装置、故障录波、失步解列装置、相量采集装置电压相序及幅值。1.3 220KV启备变冲击合闸1）按调度令合210隔刀，DCS上检查光字牌无报警，按调度令合210断路器。（第一次冲击合闸时，将起备变的冷却器装置停用，第二次冲击合闸后，投入起备变的冷却器装置）2）现场检查变压器套管有无放电现象，变压器内有无不正常杂音，油温有无不正常升高。3）检查6KV备用进线PT 10BBA01、
7、10BBB01二次电压电压幅值及相序并核相，在启备变保护柜进行6KV备用进线PT电压与220KV母线PT电压核相。4）检查故障录波设备录取启备变的励磁涌流及空载电流。5）第5次冲击合闸结束后保持启备变运行状态。2. 6KV工作IA段、IB段送电2.1 送电前检查1）确认用于操作的交流、直流系统安全可靠，各保护、自动装置电源可靠保证。2）对6KV工作IA段、IB段有关操作回路进行预操作模拟仿真试验检查，保护、控制回路正确、信号、保护传动试验动作正确可靠，保护出口压板正确投入。3）检查6kV系统继电保护定值与给定值核对无误。4）核实6kV系统各设备绝缘经检查符合规程要求。5）检查并核实6kV系统P
8、T二次回路未短路，二次中性点应装好合格的击穿保险，接地可靠，电压回路二次接地点只有一个。6)确认高厂变低压侧与6kVIA、IB工作分支进线PT柜间有可靠的电气安全隔离点。6kV工作分支进线PT柜10BBB03、10BBA03具备临时带电条件。（注意：由于厂用高变低压侧6kV工作分支进线断路器在投入时无保护（厂高变保护尚未投入），因此临时将起备变低压侧6kV备用分支过流保护动作时间缩短为0.3秒，厂用电受电完毕后恢复。厂用6kV厂用高变1A、1B工作分支进线PT一、二次回路应严防短路，正在施工的部分应做好临时安全措施，挂标示牌并经验收合格）。7) 6KV厂用1A段:10BBA01、10BBA02
9、、10BBA05、10BBA06、10BBA20、10BBA21、10BBA04、10BBA03处于冷备用状态。6KV厂用1B段:10BBB01、10BBB02、10BBB05、10BBB06、10BBB20、10BBB19、10BBB04、10BBB03处于冷备用状态。其余开关处于检修状态，并挂警示牌。8) 检查并核实6kV系统CT二次回路未开路且接地良好，电流回路接地点位置正确。9) 检查并确认厂用6kV快切屏装置出口压板未投入。10)检查并核实各低压变分接开关位置，经现场检查位置应正确。11)检查并核实各变压器处于良好状态（包括联结方式、绝缘电阻、冷却系统、温度等的检查）。12）确认低压
10、6kV变压器低压侧断路器在冷备用状态。13)确认带电区域所有临时接地、短路线已撤除。14)消防、照明、通信设备已能完好运用。主要位置的电话已能正常使用。15)确认安装作业人员已全部撤离现场，厂用电受电区内门锁齐全，并已专人守护，即将投运设备已挂好标示、警示牌。16)确认各系统带电部分对其他设施和地之间安全距离符合要求。17)确认试验所需的仪器设备已准备就绪。2.2 6KV工作IA段、IB段送电步骤：1）6KV IA段母线PT手车10BBA05推入工作位置。合上直流空气开关。2）6KV IA段备用进线手车10BBA02转入热备用状态，DCS上合10BBA02断路器。检查母线PT10BBA05二次
11、电压幅值与相序，并与备用进线PT10BBA01核相。检查无误后合上PT二次电压空开。3）6KV IA段工作进线PT 10BBA03推入工作位置。合上直流空气开关。4）6KV IA段工作进线手车10BBA04转入热备用状态，DCS上合10BBA04断路器。检查工作进线PT 10BBA03二次电压幅值与相序，并与母线PT 10BBA05核相，检查无误后合上PT二次电压空开。在快切处备用进线PT与工作进线PT核相。核相结束DCS上分10BBA04断路器，工作进线PT 10BBA03拉出至试验位置，10BBA04，10BBA03转为检修状态。5）6KV IB段母线PT手车10BBB05推入工作位置。合
12、上直流空气开关。6) 6KV IB段备用进线手车10BBB02转入热备用状态，DCS上合10BBB02断路器。检查母线PT10BBB05二次电压幅值与相序，并与备用进线PT10BBB01核相。检查无误后合上PT二次电压空开。7) 6KV IB段工作进线PT 10BBB03推入工作位置。合上直流空气开关。8) 6KV IB段工作进线手车10BBB04转入热备用状态，DCS上合10BBB04断路器。检查工作进线PT 10BBB03二次电压幅值与相序，并与母线PT 10BBB05核相，检查无误后合上PT二次电压空开。在快切处备用进线PT与工作进线PT核相。核相结束DCS上分10BBA04断路器，工作
13、进线PT 10BBB03拉出至试验位置，10BBB04，10BBA03转为检修状态。2.3 6KV变压器送电：2.3.1 锅炉工作变A B1）锅炉工作变A 10BBA06转入热备用状态，DCS上合10BBA06断路器，对锅炉工作变A冲击合闸。间隔时间5分钟，分、合变压器5次，第5次合闸后保持锅炉工作变A运行状态。2）锅炉工作变B 10BBB06转入热备用状态，DCS上合10BBB06断路器，对锅炉工作变B冲击合闸。间隔时间5分钟，分、合变压器5次，第5次合闸后保持锅炉工作变B运行状态。2.3.2 汽机工作变A B1）汽机工作变A 10BBA20转入热备用状态，DCS上合10BBA20断路器，对
14、汽机工作变A冲击合闸。间隔时间5分钟，分、合变压器5次，第5次合闸后保持汽机工作变A运行状态。2) 汽机工作变B 10BBB20转入热备用状态，DCS上合10BBB20断路器，对汽机工作变B冲击合闸。间隔时间5分钟，分、合变压器5次，第5次合闸后保持汽机工作变B运行状态。2.3.3照明检修工作变A1) 照明检修工作变A 10BBA21转入热备用状态，DCS上合10BBA21断路器，对照明检修工作变A冲击合闸。间隔时间5分钟，分、合变压器5次，第5次合闸后保持照明检修工作变A运行状态。2.3.4 公用工作变A 1) 公用工作变A 10BBB19转入热备用状态，DCS上合10BBB19断路器，对公
15、用工作变A冲击合闸。间隔时间5分钟，分、合变压器5次，第5次合闸后保持公用工作变A运行状态。3. 380V PC段送电3.1 送电前检查1）确认380V母线进线断路器及母联开关处于冷备用状态。2）检查10BFC01B01 PT一次熔丝，及二次空开已投上。3）确认带电区域所有临时接地、短路线已撤除。4）带电区域已隔离，即将投运设备已挂好标示、警示牌。5）带电母线绝缘测试合格。3.2 锅炉PC A、B段送电1）电源进线10BFC01A01转入热备用状态。2）DCS上合10BFC01A01开关，检查母线电压幅值及相序。3）电源进线10BFD01A01转入热备用状态。4) DCS上合10BFD01A0
16、1开关，检查母线电压幅值及相序。5) A段母线与B段母线核相。3.3汽机PC A、B段送电1）电源进线10BFA01A01转入热备用状态。2）DCS上合10BFA01A01开关，检查母线电压幅值及相序。3）电源进线10BFB01A01转入热备用状态。4) DCS上合10BFB01A01开关，检查母线电压幅值及相序。5) A段母线与B段母线核相。3.4 380V公用PC A段1）电源进线J0BFA01A01转入热备用状态。2）DCS上合J0BFA01A01开关，检查母线电压幅值及相序。3.5 1#机照明检修PC A段1）电源进线10BFE01A01转入热备用状态。2）DCS上合10BFE01A0
17、1开关，检查母线电压幅值及相序。4. 1#事故保安A、B段4.1送电前检查1)确认柴油机配电屏出线开关在试验位断开位。2）确认带电区域所有临时接地、短路线已撤除。3）带电区域已隔离，即将投运设备已挂好标示、警示牌。4）带电母线绝缘测试合格。4.2 1#事故保安A、B段送电1）锅炉PC A段10BFC03A01转入热备用状态。2) DCS上合10BFC03A01开关.3) 1#事故保安A段10BMA01检查电压幅值及相序4）锅炉PC B段10BFD03C01转入热备用状态。5) DCS上合10BFD03C01开关。6）1#事故保安A段10BMA01检查电压幅值及相序，并核相。7）事故保安A段两段
18、母线核相。8）锅炉PC B段10BFD03A01转入热备用状态。9) DCS上合10BFD03A01开关.10) 1#事故保安B段10BMB01检查电压幅值及相序11）锅炉PC A段10BFC03C01转入热备用状态。12) DCS上合10BFC03C01开关。13）1#事故保安B段10BMB01检查电压幅值及相序，并核相。14）事故保安B段两段母线核相。5.380V MCC段送电5.1送电前检查1）确认带电区域所有临时接地、短路线已撤除。2）带电区域已隔离，即将投运设备已挂好标示、警示牌。3）带电母线绝缘测试合格。5.2锅炉MCC A、B段送电1）锅炉PC A段10BFC03B01转入热备用
19、状态。2) DCS上合10BFC03B01开关.3) 检查锅炉MCC A段10BJC01E01电压幅值及相序4）锅炉PC B段10BFD03B01转入热备用状态。5) DCS上合10BFD03B01开关.6) 检查锅炉MCC A段10BJC01E01电压幅值及相序,并核相。7) 锅炉PC A段10BFC04C01转入热备用状态。8) DCS上合10BFC04C01开关.9) 检查锅炉MCC B段10BJD01E01电压幅值及相序10）锅炉PC B段10BFD04C01转入热备用状态。11) DCS上合10BFD04C01开关.12) 检查锅炉MCC B段10BJD01E01电压幅值及相序,并核
20、相。5.3汽机MCC A、B段送电1) 汽机PC A段10BFA03A01转入热备用状态。2) DCS上合10BFA03A01开关.3) 检查汽机MCC A段10BJA01F01电压幅值及相序4）汽机PC B段10BFB03A01转入热备用状态。5) DCS上合10BFB03A01开关.6) 检查汽机MCC A段10BJA01F01电压幅值及相序,并核相。7) 汽机PC A段10BFA03B01转入热备用状态。8) DCS上合10BFA03B01开关.9) 检查汽机MCC B段10BJB01F01电压幅值及相序10）汽机PC B段10BFB03B01转入热备用状态。11) DCS上合10BFB03B01开关.12) 检查汽机MCC B段10BJA01F01电压幅值及相序,并核相。