倒送核相要点
设备新投时的核相
三、核相的操作方法
QF3
QF1 电源1 TV1
QF2 电源2 TV2
W1
W2
三、核相的操作方法
1、自核相的操作方法 所谓自核相就是将用于间接核相的电压互感器TV1、 TV2高压侧都接在同一个电源上，来核对两电压互感器 的接线是否正确，自核相属于直接核相。
三、核相的操作方法
自核相时，只将一个电源（电源1或电源2）接入母线，另一个 电源断开（这里以电源1接入，电源2断开为例），然后将母联断 路器QF3合上，使TV1、TV2接于同一个电源系统，
Uc1 100 100 0
三、核相的操作方法
2、互核相的操作方法
互核相必须在两电源（或变压器)系统自核相完成，确 认核相用的TY1、TV2接线正确以后，方可进行，应将电 源1、电源2各接一条母线，母联断路器QF3必须断开，使 TV1、YV2分别各接一个电源，然后进行核相试验，测量 结果，仍符合上表的结果，则说明两电源相序一致正确， 可在在此合环运行。
一、核相的基本知识
实际核相是通过测量（直接或间接）侍并系统（在变压器、 电压互感器也可以看作电源）同名相电压差值和非同名相电压 差值的方法来进行的。同名相电压差值为零，非同名相电压差 值应为对在的线电压的值，符合这一原则，就正确，否则就不 正确。
一、核相的基本知识
• 下列情况必须进行核相 • 变压器（或电压互感器）新安装或大修后投 入。 • 变压器（电压互感器）变动过内外接线或接线组别。 • 电源线路（或电缆）接线更动，或走向发生变化。
三、核相的操作方法
这时就可以在TV1、TV2的二次侧进行自校相试验，即测量其 同名相端子和非同名相端子的电压差值，若测量关系符合如下 表所列关系，则证明TV1、TV2的接线一致正确。
电气设备核相调相工作技术措施
电气设备核相调相工作技术措施.
第1条:双电源或双回路供电的设备,新安装或改动主接线后,联络开关合闸前都要进行核对相序工作｡
第2条:核相工作应使用专用核相工具,至少四人一起工作,两人持操作杆,一人记录,一人指挥｡周围应设置警戒线,并设专人监护｡操作时,工作人员应戴绝缘手套,穿绝缘靴或站在绝缘台上｡核相仪表使用前应检验合格｡
第3条:相序核对后,将两侧电源停掉,分别做好验电､放电短路接地措施｡按照记录调整两侧压线,直至相序一致｡
第4条:操作时人体与带电体应0.7米以上的安全距离｡
第5条:并路合闸前,应再复核一遍,无误方可并网操作｡
第6条:带电机等旋转设备的负荷调相前,应将该设备电源停掉,将电源侧隔离刀闸拉开,并做好验电放电,短路接地,闭锁挂牌等突然来电的措施,然后调整任意两相负荷线,调整后检查设备运转正常方可收工｡。
倒送厂用电的工作流程
技术措施之送电条件
• 4、在集控室准备一套与现场一致的安装 图纸及定值通知单.
• 5、在现场准备好所用仪器仪表,并经检 查良好.生产准备部：兆欧表、万用表、 测温仪、望远镜及其它安全用具.
技术措施之送电条件
• 6、待送电开关及刀闸控制回路及保护回 路经传动良好.
• 7、收到电建方有关测试ＣＴ二次回路直 流电阻合格接地良好试验报告.
技术措施之送电条件
• 8、收到电建方变压器、电缆、母线绝缘 测试合格报告.
• 9、电建方别进行整组传动试验良好,经 验收合格.
技术措施之送电条件
• 10、对GIS装置、启备变、厂用配电装 置按规程规定进行三方联合检查,确认各 部正常具备送电条件.
技术措施之送电步骤
• 12、各段高压动力及低压动力至此送电 前均应解开联轴器靠背轮,先试电机转向, 后联轴
技术措施之送电步骤
• 13、发电机升压并列后,在各高厂变低压 侧开关上下静触头之间进行核相,如核相 不符,应停机后更改相序.
• 14、发电机升压并列后倒换厂用电必须 在厂用电快切装置投运且在鉴定同期的 条件下进行串联切换,防止非同期并列切 换造成变压器及发电机损坏.
倒送厂用电的组织措施
• 1、由专人负责与电网调度进行联系,制 定倒送厂用电操作方案,并将方案提前N 个工作日报送电网调度审批.
倒送厂用电的组织措施
• 2、由专人负责参与送电操作的运行人员 准备、培训工作,编制操作票、相关规程, 落实送电操作措施、安全措施.
倒送厂用电的组织措施
• 3、对倒送厂用电的操作,三方业主方、 监理方、电建方要在专人统一指挥下逐 项进行.对执行完的每一操作,三方要相 互确认.对具体设备进行操作时,要监督到 位,确保操作正确,避免因操作不当引起异 常或设备损坏.
倒送电范围及步骤
1． 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、10BFC02A01、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、10BFB01B01、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。
倒送电方案
烟台双塔食品有限公司热电倒送电技术措施编制：审核：批准：青岛捷能电力设计有限公司2012年10月11日文件目录一、系统概况二、编制依据三、受电调试目的四、受电范围五、受电前应具备条件六、安全注意事项七、受电前系统检查八、系统受电程序九、受电注意事项十、组织分工及各单位职责一、系统概况本工程系统启动电源由老系统10KV联络柜(原发电机柜)经电缆与本期联络柜连接,引至本期10KV母线通过1#、2#厂用变压器向400VⅠ段、Ⅱ段供电，再经开关向本期各用电设备分配电源。
二、编制依据1、《火电工程调整试运质量检验及评定标准》2、《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》3、《火电厂电气设备启动调试》4、《电力建设安全工作规程第一部分:火力发电厂》DL5009。
5、青岛捷能电力设计有限公司设计图纸，设备制造厂有关说明书三、受电调试目的通过到送电及受电调试，使本期10KV母线，400VⅠ、Ⅱ段电源系统进入工作状态，为机组各系统、各设备进入试运转创造条件。
通过受电调试，检验母线、断路器、变压器、保护装置、控制系统的性能、质量、动作特性，以及操作规程是否合理，分析及解决所遇到的技术问题和设备缺陷，使机组电源系统达到安全、可靠、可用的状态。
通过10KV 各段母线、电压互感器、低压厂变和低压母线受电试验，对将要投入系统的电气一次、二次系统及设备进行全面检查，母线、断路器、刀闸、电压互感器、电流互感器及厂变等设备进行系统考核，确保相关设备的安全、可靠投运。
四、受电范围10KV母线， 1#、2#厂用工作变压器，400VⅠ、Ⅱ段母线.五、受电前应具备条件1、准备好有关图纸及厂家资料，准备好下列表计：万用表、相序表、兆欧表。
2、受电范围内的土建工作全部结束，门锁齐全，道路畅通，经验收符合受电条件并通过质检。
3、受电受电范围内的一、二次电气设备已全部完毕，安装记录完整，电气单体试验记录完整并经检验合格。
4、照明、通风、消防、通讯系统已完工并能正常投运，安全警示和隔离措施符合规定要求，并经工程质量监督部门检查合格，证明能满足厂用电系统带电要求；或采用临时措施能够符合受电要求。
倒送电简介
2台
主要设备保护装置
1） 起动/备用变压器保护
差动保护—主保护 速断保护—相间短路后备 高压侧过流保护--相间短路后备 高压侧零序过流保护—接地短路后备 低压侧零序过流保护—接地短路后备 起备变引线保护 变压器重瓦斯保护 变压器压力释放保护 变压器绕组温度保护 非电量保护 变压器油温保护 变压器冷却器全停保护 有载开关重瓦斯保护
单位
单元机组
厂区 公用
隔离闸刀 （插头）
码头电 源
F-C 接触器 熔断器
镇江大全伊顿电器有限公司 中置式UR4 NVU12 kV kV kV A kA kA 3150 40 105 直流电机储能弹簧机构 V 40 105 次 110（直流） 30 分-0.3 s -合、分-180s（储能 时间）-合、分 30000 ---氧化锌避雷器YH5WZ 10 12 42 75 1250 40 105 ？ ？ ---10 12 42 75 1250 NVU12 10 12 42 75 1600
倒送电过程及要点
受电范围内所有开关合、分闸操作均采用远方 控制。主厂房内的中、低压开关均由电气部分 DCS控制（在工程师站操作）
倒送电过程及要点
1） 起动/备用变压器冲击试验
由调试单位编写启动措施并组织试验，进行升压站 与启备变有关电流电压回路的测量与核相，测量6kV 1A1、1A2、1A3段备用电源压变的二次电压幅值和相 序并进行二次核相。
倒送电范围
4）保安变1TS1、1TS2及其380V母线1BS1、 1BS2； 5）汽机变1T1、1T2及其380V母线1B1、1B2； 6）锅炉变1T3、1T4及其380V母线1B3、1B4； 7）除尘、脱硫、照明、检修、公用、净水、 输煤等低压厂变及对应的380V母线段。
升压站倒送电试验方案
公司2×600MW机组升压站倒送电试验方案1 项目来源该项目按照调试合同要求提出。
2 调试目的对500kVB厂升压站I母、II母的相序进行核对，检查B厂升压站相序是否正确。
3 调试原理（构成）或系统简介3.1试验原理（构成）以A厂为电源，向B厂升压站A、B、C三相分别充电1次，同时在B厂升压站50211、50232刀闸处用500kV验电器进行核相。
3.2系统简介B厂500kV升压站工程包括：2台主变，1台启备变，3个完整串，原鲤曲线π进B厂升压站，本次拟以A电厂#1机组为500kV系统调试电源，向新建B厂供电，其系统接线图如图1所示：4 技术标准和规程规范4.1《DL/T 602－1996架空绝缘配电线路施工及验收规程》4.2《GB 50150－91电气设备交接试验标准》5 调试条件5.1 鲤鱼江B厂升压站基建安装施工完毕，且验收合格；5.2 #1启备变可投入使用；5.3 调试前鲤鱼江B厂升压站500kV系统所有开关、隔离开关、接地刀闸均处于分闸状态；5.4 试验时接线和操作必须在试验负责人的统一指挥下工作。
5.5 试验应在无雷雨天气下进行。
图1 升压站倒送电系统接线点6 调试方法、步骤、流程6.1 检查并确认B厂6kV 1A段6102开关处于分闸位置，并将小车拖出；6.2 检查并确认B厂6kV 公用01段6162开关处于分闸位置，并将小车拖出；6.3 检查并确认B厂6kV 2A段6202开关处于分闸位置，并将小车拖出；6.4 检查并确认B厂6kV公用02段6262开关处于分闸位置，并将小车拖出；6.5 检查并确认B厂6kV 1B段6122开关处于分闸位置，并将小车拖出；6.6 检查并确认B厂6kV 1C段6142开关处于分闸位置，并将小车拖出；6.7 检查并确认B厂6kV 2B段6222开关处于分闸位置，并将小车拖出；6.8 检查并确认B厂6kV 2C段6242开关处于分闸位置，并将小车拖出；6.9 依次检查并确认B厂500kV第一串5011、5012、5013开关处于分闸位置，依次检查并确认B厂500kV第一串50111、50112、50121、50122、50131、50132刀闸处于分闸位置；6.10 依次检查并确认B厂500kV第二串5021、5022、5023开关处于分闸位置，依次检查并确认B厂500kV第二串50211、50212、50221、50222、50231、50232刀闸处于分闸位置；6.11 依次检查并确认B厂500kV第三串5031、5032、5033开关处于分闸位置，依次检查并确认B厂500kV第三串50311、50312、50321、50322、50331、50332刀闸处于分闸位置；6.12 依次检查并确认B厂I、II母5117、5217接地刀闸处于分闸位置；6.13 依次检查并确认B厂500kV第一串501117、501127、501167、501217、501227、501367、501317、501327接地刀闸处于分闸位置；6.14 依次检查并确认B厂500kV第二串502117、502127、502167、502217、502227、502367、502317、502327接地刀闸处于分闸位置；6.15 依次检查并确认B厂500kV第三串503117、503127、503167、503217、503227、503367、503317、503327接地刀闸处于分闸位置；6.16 依次检查并确认B厂#1、#2主变低压侧200117、200217接地刀闸处于分闸位置；6.17 依次检查并确认A厂5002开关处于分闸位置、50026刀闸处于分闸位置；6.18 依次检查并确认A厂500167、5001617、5002617接地刀闸处于分闸位置；6.19 依次合B厂500kV第二串50211、50212、50221、50222、50231、50232刀闸，依次合B厂500kV第二串5021、5022、5023开关；6.20 依次合B厂500kV第三串50331、50332刀闸，合B厂500kV第三串5033开关；6.21 合A厂50016刀闸；6.22 合上鲤鱼江A厂5001开关A相，依次在B厂500kV升压站50211、50232刀闸处用500kV验电器进行一次核相；6.23 A相核相完成后，拉开鲤鱼江A厂5001开关A相；6.24 合上鲤鱼江A厂5001开关B相，依次在B厂500kV升压站50211、50232刀闸处用500kV验电器进行一次核相；6.25 B相核相完成后，拉开鲤鱼江A厂5001开关B相；6.26 合上鲤鱼江A厂5001开关C相，在B厂500kV升压站50211、50232刀闸处用500kV验电器进行一次核相；6.27 拉开鲤鱼江A厂5001开关C相，至此核相完成；6.28 合上鲤鱼江A厂5001开关，至此倒升压站倒送电完成。
倒送电管理规定
倒送电要求一、倒送电前准备工作1、凡与各阶段送电相关一、二次设备均应安装调试结束, 并验收合格。
其控制、联锁、保护、测量、信号报警回路正确, 符合设计及开启规程要求。
送电范围内设备试验汇报齐全、正确, 符合规程、规范要求。
2、 GIS设备检验: GIS全部开关均处于分闸检修位置, 刀闸、地刀应断开并检验电气位置、机械位置等显示一致。
检验设备现场控制柜转换开关是否在正确位置。
检验GIS各气室气压正常, 绝缘状态良好。
变压器管路阀门位置正确。
3、变压器设备: 检验主变顶盖无杂物, 无油污。
检验主变本体无渗漏油。
检验主变油位指示符合油温油位曲线。
检验主变避雷器动作统计。
检验高低压端引线无松动。
检验起备变瓦斯继电器放气完成。
检验主变档位和场用变档位在要求位置。
变压器中性点接地。
呼吸器内吸湿剂数量充足, 无变色受潮现象, 油封良好, 能起到正常呼吸作用。
温度计指示正确, 整定值符合要求。
4、 35KV开关室检验: 35kV开关室内设备绝缘良好, 全部开关应在检修位置。
5、 400V开关室检验: 检验进线开关柜在分闸状态, 而且在试验位置。
6、继电保护柜检验: 屏体内不应有电压回路短路、电流回路开路现象。
检验屏体上设备标志齐全正确, 与图纸相符, 把手、压板名称描述与功效相符合。
检验保护屏体内各回路对地绝缘、各回路间绝缘应符合要求, 不应有接地或短路现象。
直流电源检验: 拉合直流电源开关, 保护装置不应有误动作或信号误表示现象。
7、检验受电范围内全部电压互感器一、二次熔丝良好, 接触可靠。
8、检验电气五防、逻辑五防逻辑关系, 并检验是否正确。
9、受电范围内接地系统完好, 接地电阻符合设计要求, 全部相关一次设备接地可靠。
10、受电范围内电压回路已经过二次通压检验, 电流回路已经过二次通流和一次通流试验。
检验全部电流回路无开路现象, 电压回路无短路现象, 端子排无松动现象, 试验前将全部端子排紧固一遍。
11、继电保护装置整定值与正式定值单相符, 保护压板根据要求投入。
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1.倒送电核相要点
1.1总降120、121联络线保护校验合格，保护整定正确，高压试验合格；注意各PT一、二次接线对应正确；同期装置校验合格。
并通过验收。
1.2厂变1TM、2TM系统保护校验合格，保护整定正确，高压试验合格。
并通过验收。
1.3各母线系统高压试验合格。
并通过验收。
1.4倒送电
1.4.1用总降侧121（或120）对联络线充电。
测量联络线PT电压幅值正确、相序为正相序。
用电站侧121对电站10kVI段母线充电。
测量10kV I段母线123PT电压：相电压、线电压幅值正确，相序为正相序。
1.4.2用100开关对电站10kV II段母线充电。
测量10kVII段母线122 PT电压：相电压、线电压幅值正确，相序为正相序。
1.4.3测量电站10kVI段母线123PT与10kV II段母线122 PT:a-a、b-b、c-c电压为0.断开100开关，摇至试验位置。
1.4.4用总降侧120对联络线充电。
测量联络线PT电压幅值正确、相序为正相序。
用电站侧120对电站10kVII段母线送电。
测量10kVII段母线122PT电压：相电压、线电压幅值正确，相序为正相序。
1.4.3测量电站10kV I段母线123 PT与10kV II段母线122 PT:a-a、b-b、c-c电压为0.此时I、II段母线核相结束，100开关可以合闸，并列总降来的两路电源。
1.4.4利用同期装置分别检查电站侧同期点120、121都指示同期位置。
1.4.5变压器核相（略）
若相序不对，在不动总降和400V电源相序的情况下，利用联络线调相解决I、II段母线相序问题，利用变压器电缆调相来解决400V母线相序问题。
2.启动前核相要点：
2.1#1、2发电机系励磁调节器、统继电保护、高压试验工作结束，验收合格。
2.2用127对1#发电机机端10kV母线充电。
测量1#发电机机端10kV母线12CPT电压：相电压、线电压幅值正确，相序为正相序。
测量1#发电机机调节器PT电压幅值正确、相序为正相序。
2.2测量电站10kV I段母线123 PT与1#发电机机端10kV母线12CPT:a-a、b-b、c-c电压为0.（在配电室、控制室两个地方都测量）2.3利用同期装置检查同期点127指示同期位置。
2.4检查励磁变压器低压侧电压相电压、线电压幅值正确，相序为正相序。
2.5用126对#2发电机机端10kV母线充电。
测量#2发电机机端10kV
母线128PT电压：相电压、线电压幅值正确，相序为正相序。
测量#2发电机机调节器PT电压幅值正确、相序为正相序。
2.2测量电站10kVII段母线122PT与#2发电机机端10kV母线128PT:a-a、b-b、c-c电压为0.（在配电室、控制室两个地方都测量）2.3利用同期装置检查同期点126指示同期位置。
2.4检查励磁变压器低压侧电压相电压、线电压幅值正确，相序为正相序。
以上为并网前准备工作。
3.启动时核相：（以#1发电机为例）
3.1发电机试验结束，准备并网（127开关在试验位置）。
3.2在同期装置端子排上两个电压的极性端接量程300V电压表。
3.3发电机带1#发电机机端10kV母线空载，电压10.5KV，在配电室、控制室两个地方，测量1#发电机机端10kV母线12CPT电压：相电压、线电压幅值正确，相序为正相序。
测量1#发电机机调节器PT电压幅值正确、相序为正相序。
3.4同步表顺时针缓慢旋转，同步表指示同期位置时，300V电压表指示最小，同步表指示180度时，300V电压表指示最大，此时可以并网。
4.短路试验要点：
4.1所需各表计接入正确，量程选择正确。
4.2励磁变压器送电，励磁调节器上电，工作正常，工作方式选择“手动”。
4.3励磁调节器由CT来的电流回路要选择能测量到短路试验时发电机的电流。
4.4具体操作可在厂家人员指导下进行。
酒后所言有不妥处请老兄电话联系。
祝：国庆节快乐！
2008-9-28。