启备变分系统调试方案
变电站设备验收的环节和组织
变电站设备验收的环节和组织电力设备验收的分类及验收的组织作者:郭文胜一、设备验收的分类设备验收分可研初设审查、厂内验收、到货验收、隐蔽工程验收、中间验收、竣工（预）验收、启动验收7个阶段。
第一节可研初设审查审查内容(一) 系统部分：1. 系统接入方案；2. 短路电流计算及主要设备选择，及设备更换选择原则；3. 电气设备的绝缘配合及防止过电压措施；4. 确定电气设备及绝缘子串的防污要求。
(二) 一次部分：1. 变电站电气主接线型式；2. 变电站电气主接线及主要电气设备选择原则主要参数要求；3. 确定电气设备总平面布置方案、配电装置型式及电气联接方式；4. 设备及建筑物的防雷保护方式；5. 主变压器的容量、台数、卷数、接线组别、调压方式(有载或无励磁、调压范围、分接头)及阻抗等参数；6. 无功补偿装置的总容量及分组容量、型式、连接方式；7. 选择中性点接地方式，中性点设备电气参数，对不接地系统电容电流进行评估；8. 断路器设备的选型及电气参数；9. 防误系统的具体配置，远方集控操作及电源供给要求。
10. 大型设备运输方案；11. 避雷器选型及其配置情况；12. 接地系统设计方案、接地电阻控制目标值及接地装置的敷设方式；13. 站用负荷，站用电系统的接线方式、配电装置的布置，外引站用电源；14. 事故照明系统。
(三) 站用交直流电源系统：1. 站用交直流一体化电源系统的结构、功能、监控范围；2. 交直流系统接线方式；3. 蓄电池及充电设备主要参数；4. 直流负荷统计及计算；5. 不停电电源系统接线配置。
(四) 辅助控制系统：1. 系统联动配合方案、设备配置、传输通道、主站接口；2. 图像监视及安全警卫子系统；3. 全站图像监视、范围及摄像设备布点方案；4. 安全警戒设计；5. 火灾报警子系统结构、布线要求及主机、控制模块、联动方案；6. 环境监测子系统、结构、监测范围、传感器配置布点；7. 在线监测等其他辅助电气设施的配置及布置。
某火电厂启备变故障时机组启动方案研究
Equipment Manufacturing Technology No.11,2020应用与优化某火电厂启备变故障时机组启动方案研究高婷婷#，高利平2（1.工电电工，362700；2.发电生产技术,362700）摘要：火电厂机组启动时依靠启备变提供厂用电电源。
一旦启备变发生故障，将影响机组启动，给电网造成不利影响，给电厂造成经济损失。
研究了一种不依赖启备变供电的倒送电启机方案，不增加硬件投资成本，通过运行方式的改变实现启机过程中厂用电供电要求，相对传统启机方式是一种h破。
对双（多）机组火电厂项目有实际指导意义。
关键词：启备变；倒送电；厂用电切换;保护配合;风险管控中图分类号:TM621.3文献标识码:A文章编号：#672-545X（2020）11-0080-030引言发电机组启动之前,无法对本厂辅机设备供电，需要先通过启动备用变压器（简称启备变）从电网取电，向锅炉和汽轮机侧各类变压器、电机等辅机设备供电。
各类辅机运行后,发电机组方可启动。
当发电机正常发电后，可通过本厂的高压厂用变压器（简称高厂变）提供厂用电电源给辅机设备供电，此时应将启备变退岀运行叫发电机组启动时，若启备变发生故障，无法从电网取电供辅机设备使用时，将影响发电机组启动。
若启备变内部发生故障，需要返厂检修,则工序复杂、耗时长。
启备变检修期间发电机组无法启动将给发电厂造成巨的，时给电网造难，对供电的造影响。
本研究了一种依赖启备变新的启机方，的启机，通过变变压器（简变）的运行方机组，电启机。
1工程概况福建省伍堡电厂配置2台容量为1000MW的发电机组，#3、#4发电机组，变高压500kV电网输电。
一1。
堡江l路堡江ll路500kV l母图1伍堡火电厂500kV—次系统接线图#3、#4机组检修后行启机过，启备变故障,需返厂维修，工期为4~5。
#3、#4机组启机，伍堡电厂采取倒送电的方启机。
2技术分析对设器的电机组，机组启机过机组提供厂用电各辅机电源，需依电源机组启。
主变、高厂变、启备变试验措施
一、目的检验变压器及其主要附件、绝缘油在运输、存放及安装吊检过程中是否受到损伤，安装后质量是否符合技术标准要求，保证投入运行时设备安全、可靠。
二、编写依据1、GB 50150-91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》2、DL 5009-1-92《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）3、厂家安装使用说明书及出厂报告。
三、调试范围聊城电厂新厂高厂变4台、主变7台、启/备变2台。
四、调试应具备条件1、试验时环境温度不低于5℃，空气相对湿度不高于80%。
2、试验所需仪器仪表配置齐全、合格。
3、参加调试人员熟练掌握试验方法，熟悉变压器结构、性能及相关的技术标准。
五、调试顺序与技术要求及标准（一）、吊检前的试验（二）、吊检时试验（三）安装完毕后的试验调试应具备的条件：①变压器本体及附件安装完毕，且已注入符合厂家要求数量的，经化验合格的#25绝缘油。
②变压器套管及其附件表面应干净、无油污、无灰尘。
③安装完毕，试验前变压器油须静置时间：高厂变为24小时以上，主变、启/备变为48小时以上。
六、附表：1、油浸式变压器绝缘电阻的温度换算系数注：①K为实测温度减去20℃的绝对值；②当测量绝缘值电阻的温度差不是表中所列数值时其换算系数A可用线性插入法确定。
2、tgδ（%）温度换算系数注:①K为实油温度减20℃的绝对值。
②当测量绝缘电阻的温度差不是表中所列数值时,其换算系数A可用线性插入法确定。
3、油浸电力变压器绕组直流试验电压标准及直流泄漏电流参考值七、附图：1、交流工频耐压试验接线图：K-电源开关 RD-熔断器 TY-调压器 R1、R2-限流电阻 LJ-过流继电器 K1-短路开关Bs-试验变压器 G-保护间隙 C1、C2-分压器电容 Cx-被试绕组电容2、介质损耗试验接线图：（1）反接线（2）正接线FKGS-介质损耗测试仪 CX-被试品电容3直流高压发生器输出电压Cx八、安全注意事项1、进入工作现场必须戴安全帽，进行高空作业应扎好安全带。
变电站调试方案
变电站调试方案1. 引言变电站是电力系统中的重要组成部分，用于将电能从发电厂输送到用户终端。
调试是在变电站建设完成后，为了确保安全运行和优化设备性能而进行的一系列步骤。
本文将介绍变电站调试的一般方案，并提供一些实用的建议和注意事项。
2. 准备工作在变电站调试之前，需要进行一些准备工作。
首先，确保所有设备都已经安装并连接正确。
检查所有电缆连接和接地系统。
清理设备和控制箱，并执行必要的绝缘测试。
3. 调试步骤3.1 开始调试前的准备在正式开始调试之前，准备好以下工具和设备：- 绝缘测试仪- 电能质量记录仪- 单相电源电压表- 多功能电表- 热红外摄像机3.2 断路器调试断路器是变电站中的关键设备之一，它用于控制和保护电路。
进行断路器调试时，需注意以下事项：- 检查断路器的机械操作是否正常，包括开合触头和锁定机构。
- 测试和校准断路器的过流和短路保护功能。
- 检查断路器的接地系统是否正常，确保接触电阻符合要求。
3.3 变压器调试变压器是变电站中的核心设备之一，用于变换电压水平。
对变压器进行调试时，应注意以下事项：- 检查变压器的接地系统是否正常。
- 检查变压器的冷却系统，确保油位、油温和油泵正常工作。
- 测试变压器的绝缘电阻和绕组间距离。
- 检查变压器的高压侧和低压侧电压是否符合设计要求。
3.4 继电保护装置调试继电保护装置是变电站中的重要组成部分，用于检测并隔离电力系统中的故障。
调试继电保护装置时，需注意以下事项：- 检查继电保护装置的接地系统是否正常。
- 测试继电保护装置的各种保护功能，包括过流、过载、欠频、欠压等。
- 校准继电保护装置的参数，确保其在正确的时间和动作特性下运行。
3.5 其他设备调试除了断路器、变压器和继电保护装置之外，还有一些其他设备需要进行调试。
这些设备包括电容器组、无功补偿装置、直流系统等。
在调试这些设备时，需参考其相应的技术规范和调试手册。
4. 调试结果验证在完成变电站调试后，需要对调试结果进行验证。
220KV升压站及#1启备变受电安全技术措施及操作步骤
升压站及#01启备变受电安全技术措施及操作步骤批准：审定：审核：编写：2015年5月4日为确保XX发电有限公司（以下简称XX发电公司）升压站及#1启备变受电工作的人员安全、设备安全、操作安全，特制定本方案。
要求所有参加受电工作的单位、部门、人员都要认真学习本方案，并严格按方案要求进行工作。
一、组织机构（待定）1领导小组组长：副组长：成员：现场指挥组长：副组长：安全监察组组长：成员：运行操作组组长：成员：隔离措施确认组组长：副组长：成员：测试工作组组长：成员：2现场协调组组长：成员：受电工作职责分工、步骤及范围3职责分工3.1中试所负责受电工作的指挥，集控室计算机操作、设备操作的监护。
3.2XX火电公司负责受电期间工作配合及缺陷消除工作。
3.3XX发电公司设备维护部电气一次专业负责电气一次设备安全隔离措施落实情况确认。
3.4XX发电公司设备维护部电气二次专业负责设备控制回路及保护定值是否正确，带电的电流互感器和电压回路是否完好、隔离措施是否完备情况确认。
3.5XX发电公司发电运行部负责与省调联系，集控室和网控室的计算机操作，负责就地开关、刀闸、接地刀闸等设备的检查、操作。
4受电步骤本次受电分三个阶段进行。
4.1第一阶段：德山变电站对常德I线充电。
4.2第二阶段：通过常德I线对220KV升压站 I母、II母充电。
4.3第二阶段：#01启备变冲击合闸试验。
5受电范围本次受电范围有常德I线，220KV升压站，#01启备变。
二、安全措施1工作人员必须严格遵守《电业安全工作规程》的相关规定，正确着装，运行操作必须按操作票步骤规定执行。
2受电期间应保证与调度、德山变电站、电厂控制室、工作现场之间的联络电话畅通。
3试验人员应站在绝缘垫上进行工作，试验过程发生异常时，应立即停止试验，查明原因后，经领导小组批准后，方可继续试验。
4试验中如出现异常情况，应立即停止试验，并服从领导小组的统一指挥。
5运行操作必须有2人及以上进行，并严格按照操作票步骤进行操作，操作过程中当有疑问时，要停止操作并向监护人询问清楚无误后方可继续操作。
启备变中性点零序CT接地问题分析与处理
启备变中性点零序CT接地问题分析与处理发表时间：2018-10-19T09:18:02.560Z 来源：《电力设备》2018年第17期作者：薛献强[导读] 【摘要】：本文以***电厂2*1000MW机组配套启备变中性点零序CT接地问题为例，介绍启备变中性点零序CT接地问题分析与处理。
(中核工程咨询有限公司福清核电项目监理部福建省福清市 350300) 【摘要】：本文以***电厂2*1000MW机组配套启备变中性点零序CT接地问题为例，介绍启备变中性点零序CT接地问题分析与处理。
【关键字】：启备变；中性点；零序CT；接地启动备用变压器是为发电机、主变压器等设备启动，提供电源的一种电源变压器，一般应用在电厂，为电厂停运、检修、启动机组时供电，对机组安全、稳定运行起着至关重要的作用。
该电厂2*1000MW机组启备变在调试过程中，调试并检查启备变中性点零序CT时，发现高压侧中性点零序套管CT（3S1-3S2）二次绕组接地（绝缘阻值接近于0），针对此问题结合启备变中性点安装及相关试验，分析此故障出现的原因及处理方法。
1 启备变中性点零序CT接地现象2017年5月10日，调试单位对启备变就地调试和中性点零序CT查线时发现：高压侧零序套管CT（3S1-3S2）二次绕组接地（绝缘阻值接近于0）。
报告业主和监理后，由施工单位对该CT进行复测，结果同样是二次绕组接地（绝缘阻值接近于0）。
5月12日，变压器厂家的人员到现场后再次复测，结果一致（绝缘阻值接近于0）。
5月13日由施工单位对高压侧中性点CT重新检查测量，参建各方进行初步分析。
中性点CT测试结果如下：3S1,3S2(第5、6端子）电阻值0.9Ω，1.7Ω1S1,1S2(第1、2端子) 电阻值无穷大2S1,2S2(第3，4端子）电阻值无穷大，【第7,8,9端子悬空备用】。
将高压侧接地拉开，复测3S1,3S2电阻值2.4Ω，其它端子无穷大。
初步分析中性点零序CT(3S1,3S2)线圈有接地现象。
我厂#2启备变保护改造方案
我厂#2启备变保护改造方案一、摘要启备变保护改造具有重要意义，发我厂的启备变一直处于运行状态就会导致存在空载损耗的问题，也会不利于我厂运行的稳定。
我厂启备变关系到了我厂是否正常运行，安全可靠的启动备用电源对发我厂的安全稳定运行至关重要。
由于前期西北电力设计院为我厂设计的#2启备变保护选用的CT变比和CT选型存在重大隐患，无法满足最大短路电流水平。
当时由于我厂厂用电带电时间紧张，我厂#2启备变保护配置采用了过渡方案，并确定了我厂#2启备变保护配置的最终方案。
作为过渡方案，该方案能暂时满足目前最大短路电流水平，但是存在保护配置不合理因素。
为此，我们就需要根据我厂的实际运行情况，通过相关分析计算和验证，确定启备变保护改造方案，以确保调查运行的稳定性和持续性。
二、我厂#2启备变保护配置改造方案1、目前我厂#2启备变保护配置作为过渡方案配置如下：保护装置T区保护（短线路差动保护）功能退出运行。
启备变保护用大差动保护作为过渡方案，采用升压站5032开关CT（1250/1A）、5033开关CT （1250/1A）和启备变低压侧（6kV）四个支路CT（变比4000/1A），构成大差动保护。
同时将升压站5032和5033断路器之间短引线保护所用CT变比改为1250/1A。
见图一图一：我厂#2启备变保护配置过渡方案2、我厂#2启备变保护配置最终方案如下：2.1在启备变高压侧新增一组500kV敞开式电流互感器，电流互感器二次绕组按4只配置，其中2只5P40，变比1000-1250-1600/1A，用于启备变本体差动保护（最终选用CT变比为：1000/1A）；2只TPY型，变比1250-2500-4000/1A，用于升压站T区短线差动保护（最终选用CT变比为：4000/1A）。
2.2我厂#2启备变保护采用T区保护（短线路差动保护）和启备变本体差动作为最终配置方案。
T区保护（短线路差动保护）采用升压站5032开关CT（4000/1A，TPY型）、5033开关CT（4000/1A，TPY型）和启备变新增CT（4000/1A，TPY型）构成T区保护（短线路差动保护）。
电气专业分系统调试方案
电气专业分系统调试方案1. 引言电气分系统是指电气工程中的一个重要组成部分，其功能是将电能进行输送和分配，确保设备和系统正常运行。
对于大型工程和项目，为了保证电气系统的正常运行，进行系统调试是必要的。
本文档旨在提供电气专业分系统调试方案，以确保系统的可靠性和安全性。
电气专业分系统调试的主要目标是验证设备和系统的各项参数和功能是否符合设计要求，确保系统的稳定性和安全性。
具体目标包括：•验证电气设备的基本运行状态和性能指标；•确认设备和系统的接线连接是否正确；•调试控制系统的各项功能，并与其它系统进行集成测试；•进行各种故障模拟测试，以确保系统在不同故障情况下的可靠性和稳定性。
3.1 设备检查和准备工作在开始调试之前，需要进行设备检查和准备工作，包括：•核对设备清单，并确保所有设备齐全；•检查设备的物理连接和安装状态，确保设备安全可靠；•检查设备的接线连接，确保接线正确无误；•准备所需的测试工具和设备。
3.2 确认电气系统参数和设备功能在进行系统调试之前，首先需要确认电气系统的各项参数和设备的功能，包括：•电气系统的额定电压、频率和功率参数；•各个设备的额定电流、电压和功率参数；•控制系统的功能和工作模式。
3.3 设备联调和测试在设备检查和参数确认完成后，进行设备联调和测试，包括：•对电气设备进行逐一检查，确认其正常运行状态和性能指标；•对设备进行功能测试，验证其各项功能是否符合要求；•对设备进行负载测试，模拟实际工作负荷，验证其稳定性和可靠性；•对设备进行故障模拟测试，验证其在不同故障情况下的应对能力。
3.4 控制系统调试和集成测试在设备联调和测试完成后，进行控制系统的调试和集成测试，包括：•对控制系统进行逐一调试，确保其各项功能正常运行；•对控制系统进行联动测试，与其他系统进行集成测试，验证系统之间的数据传输和控制逻辑是否正确；•针对控制系统的各项功能进行模拟测试，验证其在不同工作模式下的稳定性和可靠性；•对控制系统进行故障模拟测试，验证其在不同故障情况下的应对能力。
发电厂主变兼做启备变的探讨与研究
发电厂主变兼做启备变的探讨与研究摘要：近年来30万、60万火力发电机组和部分启备变负荷比较重的电力企业均采用了在发电机出口直接加装断路器的形式，该种接线方式主变兼做了高备变，不仅提高了供电可靠性，也简化了机组厂用电系统的运行方式，并产生了很大的经济效益。
0引言我国早期的发电机出口均未装设断路器，主要是受到断路器制造工艺方面的限制。
近年来随着发电机出口断路器制造工艺水平的逐步提高，断路器在智能化、小型化的同时额定开断容量也在迅速提高，断路器的种种特性使得在发电机出口安装断路器成为了可能，目前国内外发电机出口断路器已取得很大进展，大型火力发电机组已将发电机出口安装断路器作为一种备选方案。
本文将就发电机主变兼做启备变的特点和注意事项进行分析论证。
1发电机出口断路器的发展概况美国、英国、德国等国家在设计发变组主接线时均考虑将发电机出口加装断路器（以下简称GCB），目前在国内加装GCB的有申能平山电厂（2X660MW），伊敏电厂、甘电投常乐电厂、葛洲坝水电站、二滩电厂、李家峡等。
GCB最先在水电核电机组大力发展，之后因其在提高机组可用率、电力系统稳定性、经济性、简化厂用电运行方式、降低设计施工成本方面等拥有很大的技术优势而在火力发电机组得到广泛运用。
目前国内技术尚不能生产60万及以上装机容量的GCB，该技术主要掌握在GE、ABB等国外企业，目前国外GCB技术发展技术势头迅猛，已完成了从少油断路器向真空断路器、SF6断路器的技术过度，额定电流、开断电流显著提升，断路器的机械分合次数可达万次以上，与之匹配的继电保护技术也同步发展，GCB可靠性更高，事故率更低。
2 GCB作用分析随着GCB研发技术的不断的发展和GCB产品的不断增多，GCB的性价比已足以让人们在设计厂用电时，考虑将GCB取代原有的封闭母线不带出口断路器设计。
GCB具有以下特性：2.1系统稳定性传统的发电机封闭母线设计少了一个GCB，与之匹配的保护也优化了，却多了一个高备变，这样的设计看似简化了，实际上无形中加深了主变、发电机、升压站之间的联系，而且这个联系仅依赖于发电机出口开关，如果发电机开关在正常并网、解列过程中发生误动时，造成三相无法同时分合时，将对电力系统造成巨大的冲击。
变电站电气整套启动调试措施
编号：QY-DQ-002-2011陕西奥维乾元化工有限公司热电工程2×50MW#1机组电气整套启动调试措施西北电力建设第一工程公司调试试验中心编制时间：2011年6月科技档案审批单报告名称： #1机组电气整套启动调试措施编号：QY-DQ-002-2011 出报告日期：2011年6月保管年限：长期密级：一般试验负责人：张纪峰试验地点：奥维乾元化工有限公司热电车间参加试验人员：张纪峰、杨剑锋、李进京参加试验单位：西北电力建设第一工程公司（调试试验中心）、陕西奥维乾元化工有限公司热电车间、北京华旭监理有限公司、江苏华能建设工程集团有限公司等拟稿：张纪峰审核：魏远批准：周国强目录1. 编制目的2. 编制依据3．调试质量目标4．系统及主要设备技术规范5．调试范围6．启动调试前应具备的条件7．调试工作程序8．调试步骤9．组织分工10．安全注意事项1．编制目的电气整套启动调试是电气设备投运前对设备性能及接线的一次全面检查，为使工作顺利进行，防止遗漏试验项目，使调试工作有序、有计划、有目的地进行，同时也为了提前做好各项准备工作，保证系统安全顺利投入运行，特编制此措施。
2．编制依据2.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程（2009年版）》2.2《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2.3《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]111号2.4《火电施工质量检验及评定标准》（电气专业篇）2.5《火电机组达标投产考核标准（2001年版）》电力工业部2.6《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）2.7《电力安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）2.8《火电、送变电工程重点项目质量监督检查典型大纲》2.9《电力建设基本工程整套满负荷试运质量监督检查典型大纲》2.10《电气装置安装工程·电力设备交接试验标准GB50150》2.11《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（2000年版）》2.12 相关厂家产品说明书及设计院资料3．调试质量目标符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，在机组的整个整套启动试运过程中不发生任何一起恶性事故，确保#1、#2机组安全、可靠投运。
600MW机组调试过程解说
运行记录表簿准备 值班记录格式（拟直接记录在电脑） 巡检抄表 操作票登记本 工作票登记本 接地线装拆登记本 保护动作记录本 保护投退记录本 进出升站人员登记本 设备停役申请表 设备调试申请表 调度命令登记本 临时异动登记本 生产碰头会记录本 钥匙借用登记本 停（送）电联系单 设备试验、试转联系单
2010.3.28
2010.3.28
□
2.18 倒送电前实地模拟演习
2010.3.28
□
2.19 运行规程汇总并对中调调度人员进行技术交底
2010.3.28
□
2.20 相关设备资料汇总，并对中调调度人员进行技术交底 2010.3.28
□
2.21 厂用电受电的技术交底（设备厂家人员/调试人员）
2010.3.28
□
3.00 3.01 3.02
2、吹管方法
过热蒸汽管系和再热蒸汽管系串联，采用 蓄能降压法吹管。锅炉燃用轻油热炉， 等离子点火升压到吹扫压力（2、4、 6MPa），并迅速开启吹管控制阀（简称 临冲门），利用压力下降产生的附加蒸 汽进行吹洗，待压力降到一定值后关闭 临冲门，然后再次升压，重复上述吹扫 步骤，直至吹管合格为止。
6、5041、5042开关假同期试验：手动及自动准同期。 7、5041开关并网带初负荷，录取冲击电流，发变组保护相量测试 8、机组带20%负荷，汽轮机暖机4小时，小汽机试运，电气带负荷
■ 检查避雷器的动作次数和在线检测装置的泄漏 电流
■ 当主变低压侧接有并联电容、电感设备时，应 进行电容、电感设备不同运行方式下的谐波电 压、电流测试，以确定电容、电感设备的投入 不会引起谐波的严重放大或谐振。
参照的电力标准
1、福建电网送变电工程启动试运及竣工验 收管理规定(Q/FJG 20024—2004)
230KV变电站启动调试方案
230KV变电站启动调试方案一、启动受电范围：1、230kVGIS升压站8LI1BLO-KSW线路、8LI2BLO-KSW线路、PD(8BS01GKP)一段母线及母线设备的一、二次电气设备。
2、23OkVGlS升压站8-01CBO4KSW开关、8-02CB04KSW开关间隔的一、二次电气设备。
二、启动前应具备的条件及注意事项：1.启动受电范围内的一、二次电气设备安装调试工作已结束，并经验收合格，继电保护设备已验收合格，具备投运条件，并征得启委会批准可以启动。
2、23OkV线路技术参数(包括导线型号、长度、载流量等)及线路电气实测参数均已得到有关部门认可，启动范围内的二次电气设备定值均已整定完毕，并核对正确。
三、安全措施及注意事项：1.所有施工用的临时接地线应拆除，接地刀闸均应断开，启动受电范围内的一次电气设备必须处于冷备用状态；2、现场检查目测本次受电的一次设备接线相序正确，并已装设好隔离围栏和警示牌。
3、参加系统启动人员应严格遵守操作规程及安全工作的有关规章制度,杜绝发生误操作责任事故；4、每一项试验前，现场应确认试验方式、试验安全措施无误后才能进行，试验过程中如本站参与调试的设备发生故障危及运行系统时，应立即停止试验，并报告；5、投运前，运行及调度人员应检查确认母线PT二次并列开关在断开位置，相应的空开和熔断丝要合上；6、启动前，应将施工电源与生产运行用电分开，保证运行用电不受影响；7、投运前，应将所有继电保护设备进行定值核对。
四、启动调试步骤：1、调令BALO-ISubstation:BALO-lLl上的CB24充电保护投入。
2、调令BALO-ISubstation:BALO-lLl上的CB24冷备用转热备用。
3、调令BALO-ISUbStation:用BALO-ILl上的CB24开关对BALO-I4、调令GNPKSubstation:8-01CB04KSW、8BS01KSW、PD(8BS01GKP)由冷备用联行。
浅析6KV厂用电系统合环产生环流的原因及预防措施
浅析6KV厂用电系统合环产生环流的原因及预防措施发表时间：2020-12-17T02:05:56.709Z 来源：《中国电业》（发电）》2020年第20期作者：王赐来[导读] 本文针对6KV厂用电系统合环倒闸操作产生合环电流的原因进行分析，并提出与之相对应的预防措施，希望能给有关工作人员提供一定的参考作用。
广州东方电力有限公司广州市 511400摘要：在6KV厂用电系统中进行合环倒闸操作可能产生很大的合环电流，继而引起继电保护和开关动作跳闸，对6KV厂用电系统的安全稳定可靠运行产生影响。
本文针对6KV厂用电系统合环倒闸操作产生合环电流的原因进行分析，并提出与之相对应的预防措施，希望能给有关工作人员提供一定的参考作用。
关键词：6KV厂用电系统；环流；预防措施近年来，由于南方电网对发电厂电能结算方式的改变，发电厂启备变用电量将计入供电用户用电，发电厂从自身经济利益的角度出发，减少启备变用电量，增加经济效益，对自身6KV厂用电系统的运行方式进行优化，改变原来6KV厂用电系统运行方式，将启备变改成单纯的应急备用电源。
将原来启备变所带6KV公用段负荷单列出来，作为独立的公用段负荷母线，正常情况下，由原来启备变供电倒由厂用段母线来供电，启备变将处于空载状态。
在不对现有6KV厂用电系统作出重大改造的前提下，为了确保厂用电系统和公用段负荷的安全稳定可靠运行，就需要采用合环倒闸操作对不停电的公用段负荷进行转移，在此合环倒闸操作过程中将产生环流，环流的大小直接影响到6KV厂用电系统的安全稳定可靠运行。
因此，相关专业技术人员针对出现环流的原因进行分析，并采取相应的预防措施，合理地减少环流的产生。
一、合环概念和合环方式进行合环操作前，我们首先应该知道什么是合环？合环是指在电力系统操作中将线路、变压器或者断路器串构成一个闭合网络运行。
合环的方式大致可以分为以下3类：（1）同一电压等级不同变电站的中压馈线合环，如两个220KV变电站110KV馈线合环。
AB001-2编写220千伏启备变(10B)充电启动方案
题目：AB001-2编写220千伏启备变（10B）充电启动方案一、考核要求1、考核内容根据增城电厂主接线图（见附图），编写220千伏启备变（10B）充电启动方案（受电范围启备变（10B）及#1机6千伏工作段，增城电厂是新建电厂，不具备带负荷测试条件，升压站设备由对侧母联开关充电过流保护看守，启备变由增城电厂母联开关充电过流保护看守）。
方案中应包含：（1）封面（2）工程概况（3）计划启动时间（4）调度命名和编号（5）启动范围及主要设备参数（6）启动前的准备工作（7）启动前有关变电站一、二次设备运行状态（8）启动操作步骤（9）风险评估及控制预案（10）附件（包括启动委员会名单，发供电单位审核签名页，电气主接线图及母线正常运行方式）2、考核方式：笔试3、考核时间：120min附图：主接线图二、配分与评分标准启动方案参考答案：一.工程概述增城电厂220千伏升压站、启备变（10B）、厂用电已安装、调试结束，经质检验收合格，厂用电具备受电条件。
二.计划启动日期2014年 ## 月 ## 日三.新设备调度命名与编号1、220千伏启动备用变压器调度命名为10号高备变，其开关调度命名分别为2210。
2、220千伏高备变变低侧开关编号为061、062开关。
详见附图。
四.启动设备范围及主要设备参数1、220千伏10号启备变（型号：SZ10-16000/220额定容量：16000kVA，额定电压：230±8×1.25%/6.3kV千伏，短路阻抗：Ud=8%）及启备变两侧开关间隔及其附属设备。
2、上述设备对应的二次保护、测量、计量及自动化系统。
五.启动前的准备工作1、本次待启动设备的施工工作全部竣工，经质检验收签证，具备启动条件。
2、确认一、二次设备的调度命名及调度编号已按有关规定要求在现场准确清晰标示并与计算机监控/主控室模拟图相符。
3、安装、调试工作的所有工作票已结束，现场已清理干净，无杂物。
拉开地刀及拆除所有相关的临时接地线，取下禁合牌，拆除临时遮栏。
#1启备变保护更换方案2019(9.10审核后)
一期#1启备变保护更换施工方案湖北西塞山发电有限公司检修部2019-09-09一期#1启备变保护更换施工方案我公司一期#1启备变高压侧接至220kV系统，低压侧分接至#1机和#2机6kV工作段，作为#1机和#2机6kV工作段的起动/备用电源，启备变保护采用的国电南自生产的DGT-801A数字式发电机变压器组保护装置，为传统的双重化两面屏配置，其中A屏为电气量保护+非电量保护、B屏为电气量保护+非电量保护+操作箱，每面屏均出口跳断路器的两组跳闸线圈。
#1启备变保护自基建投产以来已运行15年，基本情况较好，但因运行时间较长，且保护配置不符合2014年能源局颁布的《防止电力生产事故的二十五项重点要求》新要求，保护存在可靠性隐患。
另外据《微机继电保护装置运行管理规程(DL/T587-2016)》3.7条款的规定，微机继电保护运行使用年限为已经超出12年，二次专业将#1启备变保护更换作为2019年技改项目进行了申报，且得到集团公司批准。
本次需更换的新保护仍为国电南自的DGT-801系列的保护装置，本次更换的主要工作有：#1启备变保护二次回路图的设计与绘制、拆除旧的保护装置、新保护装置的安装调试等内容。
为保证整个工作安全、高效、优质、有序进行，特编制本方案。
一、组织措施1．领导小组组长：张先炼成员：王文秀、冯有为、杨川、张斌、胡贤矿、李春俊、陈中潮职责：负责对＃1启备变保护装置更换工作进行总体协调。
2．工作小组：组长：赵炎成员：曹红霞、张哲彬、张津铭、陈宇、王书畅、毛冬梅等职责：负责制定#1启备变保护更换工作相关技术方案和安全措施，并予以实施。
二、技术措施1.基本情况#1启备变保护A、B屏均位于一期继电器室内，为传统的双重化两面屏配置，其中A屏为电气量保护+非电量保护、B屏为电气量保护+非电量保护+操作箱，每面屏均出口跳断路器的两组跳闸线圈（不符合2014版25项反措要求）。
改造后A保护屏配置情况：电气量保护（独立机箱）+非电量保护（独立机箱）+打印机；改造后B保护屏配置：电气量保护（独立机箱）+操作箱（独立机箱）+打印机；A/B屏的保护出口继电器及非电量保护开入继电器均采用大功率抗干扰继电器，确保保护的可靠性。
常规变电站系统调试手册
常规变电站系统调试手册一、前言变电站系统是电力系统中重要的组成部分，对其进行有效调试可以提高系统的稳定性和可靠性，本手册旨在指导工程师和技术人员如何进行常规变电站系统的调试工作。
二、调试前准备在进行变电站系统调试前需要做好以下准备工作：1.确认调试人员已经熟悉系统图纸和相关技术资料；2.确认调试人员已经了解系统的基本原理和运行逻辑；3.准备必要的调试工具和设备，并确保其正常运行；4.确认变电站系统已经完成安装并通过基本验收。
三、调试步骤1. 系统检查1.检查变电站系统的整体布线和接线是否符合设计要求；2.检查各设备的接地情况是否良好；3.检查系统中的保护装置是否设置正确并可靠。
2. 功能测试1.逐个测试变电站系统的各个功能模块，包括开关控制、保护动作、测量功能等；2.测试系统的手动控制功能，确保各功能开关的手动操作正常；3.测试自动控制功能，观察系统的自动切换和保护动作是否准确。
3. 数据监测1.针对系统的电压、电流、频率等参数进行实时监测，记录数据并进行分析；2.根据监测数据对系统的运行状态进行评估，找出存在问题的环节并进行调整。
4. 故障处理1.在调试过程中发现故障时，首先要确认故障的具体原因；2.根据故障原因制定处理方案，并及时修复故障；3.对故障进行记录和分析，以便后续调试和改进。
四、调试注意事项1.在进行变电站系统调试时，应严格按照操作规程和安全规范进行；2.调试过程中要保持沟通，及时反馈调试情况和发现的问题；3.注意系统的运行状态，随时做好应急处理准备。
五、总结与展望通过本次常规变电站系统调试，我们对系统的运行状态有了更深入的了解，也为未来的运行和维护提供了指导。
希望调试人员能够继续努力，发挥专业技能，确保系统的稳定运行。
本手册仅为常规变电站系统调试的基本指导，实际调试中还应根据具体情况进行灵活处理，保障系统的正常运行和安全性。
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茂名电厂5、6号机组烟气脱硫工程工艺分析调试工艺分析调试方案
目录
1 概况 (35)
2 试验目的 (35)
3 试验依据 (35)
4 试验范围 (35)
5 试验前应具备的条件和准备工作 (36)
6 试验项目 (36)
7 危险点分析和预控 (37)
南海发电一厂二期2×300MW发电工程
启备变分系统调试方案
1 概况
1.1 新田电厂本次建设的＃2启备变为新扩建的2×300MW超临界3、4号机燃煤机组启动/备用变压器。
2 试验目的
按照各相关规程，通过对南海新田电厂＃2启备变的各保护装置、自动装置以及相应的控制、信号、保护二次回路进行全面详细检验调试，检查各项性能、技术指标、参数以及保护、控制逻辑均符合规程及行业标准的要求，满足运行的需要。
3 试验依据
3.1 原电力工业部颁发的《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）
电建〔1996〕159号。
3.2 原电力工业部颁发的《火电工程启动调试工作规定》建质〔1996〕40号。
3.3 原电力部颁发的《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）建质〔1996〕
111号。
3.4 原电力工业部颁发的《火电机组达标投产考核标准（1998年版）》电综〔1998〕112
号。
3.5 国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150—91）。
3.6 国家标准《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》（GB50171
—92）。
3.7 国家标准《继电保护及安全自动装置技术规程》（GB14285—93）。
3.8 《电力系统继电保护和安全自动装置反事故措施要点》。
3.9 网、省电力公司颁发的《继电保护“反措”要点实施细则》。
4 试验范围
4.1 ＃2启备变高压开关系统的分系统调试（包括断路器、隔离刀闸、接地刀闸、CT
等二次回路及功能检查）。
4.2 ＃2启备变保护分系统调试。
4.3 ＃2启备变故障录波分系统调试。
4.4 ＃2启备变监控分系统调试。
5 试验前应具备的条件和准备工作
5.1 以上系统的一、二次电气设备均已全部安装完毕，安装记录完整，照明、通风、
空调、消防、通讯系统已完工。
5.2 以上系统的二次电缆铺设完毕，接线全部完成。
5.3 以上系统的单体调试均已结束，各项技术指标均符合交接试验规程要求。
6 试验项目
6.1 各电流互感器CT、电压互感器PT的安装接线检查
检查各CT、PT二次回路安装接线正确性。
6.2 外观及配线检查
＃2启备变安装完毕后，进行外观检查及配线检查，正确无误后开始上电调试。
6.3 开关、隔离开关及接地刀闸就地操作及闭锁试验
＃2启备变开关就地控制柜对开关、隔离开关及接地刀闸进行就地合跳闸操作试验，检查开关、隔离开关及接地刀闸动作和指示灯的正确。
对照设计图纸，进行＃2启备变开关就地控制柜对开关、隔离开关及接地刀闸闭锁试验。
检验SF6气体压力低报警和SF6气体压力低闭锁操作的正确。
6.4 开关、隔离开关及接地刀闸控制回路检查
把＃2启备变就地控制柜选择开关置“远方”，在监控系统中对开关、隔离开关及接地刀闸进行远方合跳闸操作试验，检查开关、隔离开关及接地刀闸动作和画面指示的正确。
对照设计图纸，在监控系统中进行＃2启备变开关、隔离开关及接地刀闸远方操作闭锁试验。
对＃2启备变开关进行防跳跃功能检验。
6.5 信号回路检查试验
分别模拟开关本体的报警和闭锁信号，保护装置的报警和跳闸信号，检查监控系统中对应的信号显示是否正确。
6.6 故障录波分系统调试
保护装置的报警和跳闸信号，检查故障录波系统中对应的开关量信号、保护动作信号显示是否正确。
分别模拟保护动作和开关变位，检查故障录波装置能够正确启动和录制波形。
6.8 保护整组传动试验试验
（1）在启备变保护A、B屏上，模拟各种故障，以检验保护装置动作于开关的性能及可靠性。
（5）在启备变保护屏上，模拟各种故障，以检验保护装置动作于开关的性能及可靠性。
7 危险点分析和预控
7.1 继电保护二次回路检查测绝缘，人身触电
控制措施：使用兆欧表测二次回路绝缘, 应有两人担任；测量用的导线应绝缘良好, 端部应有绝缘套；测量绝缘时, 应验明回路确无电压,并无人工作；工作人员、兆欧表的位置要合适, 导线长度适宜, 并与带电保护屏, 保持安全距离。
7.2 保护调试人身触电
控制措施：接引电源时, 试验电源的容量及电压等级要符合要求；试验设备与电源问要有专用刀闸隔离,刀闸熔丝容量要合适, 不要选择过大；电源线要绝缘良好, 端部接有插头；接引电源时, 要带绝缘手套；使用的工具要有绝缘套。
二次回路通电试验前，应检查回路上确无人工作后，方可试验。
7.3 保护调试误整定
控制措施：保护要严格执行走值通知单整定；试验台切换开关的位置及仪表的档位要准确；要按调试规程调试；复试定值不准确时, 要首先检查方法是否正确；要做好试验记录；试验用仪器仪表要定期检验合格。
7.4 保护调试仪器仪表损坏
控制措施：试验电源的电压等级要符合试验仪器的，试验仪器仪表的档位要准确；给电前检查调压器是否零位；试验接线应经第二人检查, 保证其正确无误。
7.5 试验时所加电压由电压互感器二次侧向一次侧反充电
控制措施：试验需加电压时，为防止由电压互感器二次侧向一次侧反充电，除应二次回路断开外，还应取下一次保险或断开刀闸。
7.6 引起其他运行设备保护误动
控制措施：试验时，与其他保护如母差、失灵、备自投、热工等保护的连接线需解开，并用绝缘胶布分别包好。
7.7 CT回路开路, PT回路短路
控制措施：对受电设备的P.T二次回路加电压试验、一次通流试验记录进行了审核并确认合格；检查C.T回路的连片都已连接好，备用绕组已可靠短接接地；检查P.T 回路无短路。