倒送厂用电
顾名思义，“倒送电”就是反送电过程送电；电厂送电是将电厂发出的电向系统送电，“倒送电”就是从系统向电厂送电。
出现“倒送电”的过程，主要是基于下面三个原因：
一个是电厂基建过程中，需要临时电源，有时这个电源会需要的很大，特别是在建设的后期，在建厂时修建的临时电源会不够用，就会从系统通过送电线路将电倒送过来，通过电厂的T0变压器进行供电；
二是在电厂发电并网的时候，也需要将系统的电先倒送过来，然后调整发电机的励磁，使之与系统“同步”，然后并网发电；同时在电厂发电之前，需要将电厂的辅助设备先运转起来，由于此时发电机还未发电，不能提供电源，这个电源就只能通过系统“倒送电”来完成；
三是在电厂检修的时候，也处于不发电的时候，同样需要用“倒送电”的方式，解决电厂检修电源的问题。
发电厂升压站反送电
一次设备绝缘、试验、二次保护、装置、仪表精度、定值、连锁闭锁、接地、地网、线路试验都合格。
有启备变的，发电机变压器组出口刀闸断开、高厂变低压侧开关在检修位。 没有启备变，由高厂变兼做启备变的，发电机出口开关断开，由主变—高厂变反送厂用电。
送电必须由电网定相、核相。定相要一相一相来。
一般情况下，倒送电都是从网上先送倒电厂的升压站，然后倒送厂用系统。升压站倒送电要调度部门下令，但电厂必须提前将设备的命名情况提交调度，由调度编制充电方案。倒冲前，电厂要完成线路及母线的保护的调试以及CT、PT的通流、通压试验，线路充电三次，第一次不带重合闸。母线充电结束后带电试运２４小时，升压站带电后，给启备变充电，变压器充电５次，每次间隔５分钟，以此来检查变压器的保护极性和机械强度，并检查其保护与母差保护极性是否一致。启备变充电结束后给厂用系统充电，全部带电后试运２４小时正常后结束。
没有启备变时，发电机出口有断路器，发电机出口设置断路器，就没有厂用电切换了。
1.发电机有出口断路器或负荷开关时，提供备用厂用电的变压器通常叫高备变，倒送电可由升压变或高备变承担；
2.发电机没有出口断路器或负荷开关时，提供备用厂用电的变压器通常叫启备变，倒送电由启备变承担。
倒送厂用电失败,请高手进来帮忙分析各种原因!!!! 我厂6KV母线的备用电源为35KV进线经过起备变,变为6KV作为我厂6KV母线的备用电源,今天在做倒送厂用电试验的时候,先做的起备变高压侧开关的冲击试验,经过两次冲击试验合格后,将起备变与起备变高压侧开关连接起来做起备变的冲击试验(起备变低压侧开关在试验位置),没想到在做起备变冲击试验的时候,高压侧开关一合上就跳开,上去检查保护(保护为南自的),没发现任何保护动作.奇怪啊!!按说起备变高压侧开关跳闸都要有保护动作跳闸,但保护没动作怎么会把开关跳开,检查开关控制回路,也没发现任何问题.难道变压器自身有毛病?但就算变压器有问题,也应该有保护动作才能跳开高压侧开关啊.起备变保护在昨天晚上做完了试验,就投了三个保护:差动,过流,复压闭锁.请大家都来分析下.另外还有个问题：起备变高压侧35KV进线的PT二次中性线接了个击穿保险接地，在查找问题过程中发现不知道什么时候保险被击穿了。请问PT二次B相接地不就是为了防止一次电压蹿入二次的吗，为什么要在二次侧再加一个击穿保险接地呢？
回复：
击穿保险是在b相二次保险熔断的时候保护二次设备和人身的。 高压窜入低压后,应该通过B相接地,释放一次侧的高压吧,如果二侧保险熔断后则二次侧无法释放一次侧的高压,只能通过击穿保险击穿后对地释放一次窜入二次的高压吧 是不是这样??
开关一合就跳的问题,昨天晚上做了全面的试验,现在可以排除的是保护装置没问题,保护整定及保护出口没问题,保护传动实验从CT跟部做的试验,也能正常跳开关,说明从CT跟部开始加差动电流,电流能正常传送到保护装置,且装置能正常动作于开关跳闸,可为什么一接上变压器合开关就跳而且不发任何保护动作信号呢?纳闷死了...现在的情况是变压器高压侧开关冲击的时候开关正常,但一接上变压器做变压器冲击试验的时候,高压侧开关一合就跳.希望曾经遇到过这种情况的师傅给与解释,还有什么情况能造成这种情况呢??
高压窜入低压后,应该通过B相接地,释放一次侧的高压吧,如果二侧保险熔断后则二次侧无法释放一次侧的高压,只能通过击穿保险击穿后对地释放一次窜入二次的高压吧 是不是这样?? 感谢常开常闭和我是技校生的解答 就是这样的!我感觉还是保护的问题,可不可以依次退出保护，试验合闸，差动保护躲不过励磁涌流的可能性最大！
就是这样的!我感觉还是保护的问题,可不可以依次退出保护，试验合闸，差动保护躲不过励磁涌流的可能性最大！ 差动保护躲不过励磁涌流,那差动保护一定动作,差动保护里面有个励磁涌流判据,是根据励磁涌流的二次偕波和波形的连续性进行判断是否为励磁涌流的,如果差动保护判倨躲不过励磁涌流,则差动保护一定的动作的,呵呵
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.调试前应具备的条件 7.调试工作程序 8.调试步骤 9.安全注意事项 10.附录
附录1.调试质量控制点
附录2.调试前应具备的条件检查清单
附录3.主变倒送电技术交底会记录 附录4.主变倒送电一次系统示意图
1编制目的
1.1为了指导及规范系统及设备的调试工作，保证系统及设备能够安全正常投入运行，特制定本方案。 1.2检查电气设备与微机监控单元之间的联络情况，确认其通讯传输可靠。 1.3检查设备的性能及系统运行情况，发现并消除可能存在的缺陷。
1.4对发变组系统的调试项目、程序步骤、各环节的性能试验过程进行控制，使其全面满足系统安全、可靠、稳定运行的要求。 2编制依据
2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版） 2.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版） 2.3《火电工程启动调试工作规定》（1996年版）
2.4编制依据中《电力设备预防性试验规程》DL/T596—93，应为—96 2.5《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB50150－2006 2.6《继电保护和安全自动装置技术规范》 GB14285－2006 2.7《电力建设安全工作规程》（第一部分：火力发电厂）DL5009.1-2002 2.8《火电机组达标投产考核标准》（2006年版）
2.9《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国电发[2002]589号。 2.10 有关行业和厂家的技术标准。
2.11设计图纸、厂家图纸、说明书及相关技术资料 2.12河南省电力公司文件 豫电〔2004〕1037号 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）》中有关励磁系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%，优良率90%以上，满足机组整套启动要求。
专业调试人员、专业组长应按附录1（调试质量控制点）对调试质量的关键环节进行重点检查、控制，发现问题应及时向上级领导汇报，以便协调解决，保证启动调试工作顺利进行。 4系统及主要设备技术规范 4.1系统简介
义马环保电厂机组接线方式为发电机-变压器组单元接线方式两回220KV出线至220KV义马开关站。厂用工作电源由厂高变接入6KV段。 电力变压器进行冲击合闸试验是电力变压器试验的一个重要项目，主要是考验变压器在冲击合闸时产生的励磁涌流是否会使差动保护误动作。 主变倒送电的目的在于缩短机组整套启动阶段电气试验所占用的时间，提早发现电气一次系统问题，以便尽早处理；检查主变高低压侧
一、二次系统安装及调试的正确性；提前检查发电机各组PT变比、相序及有关表计的正确性；检查发电机同期回路接线及表计指示的正确性；6KV厂用工作电源与备用电源同期定相检查。
为此特根据有关规定编制本措施，以便于更好地完成主变冲击合闸试验和倒送电试验。 4.2 主要设备技术规范 4.2.1 发电机
型号：QF-155-2 发电机额定容量：182MVA 额定有功功率：155MW 额定励磁电压：292V 定子额定电压：13.8KV 额定频率：50HZ 额定功率因数：0.85 额定转速：3000转/分 冷却方式：空冷
相数：3 励磁方式：机端变自并励静止可控硅整流励磁 制造厂家：武汉汽轮发电机厂 4.2.2 主变压器
型号：SFP9-180000/220 额定有功功率：180MVA 额定电压：242±2×2.5%/13.8KV
组别：YN，d11 阻抗：U=14% 4.2.3 厂高变
型号：SF9-25000/13.8 额定有功功率：25MVA 额定电压：13.8±2×2.5%/6.3KV
组别：D，D0 阻抗：U=10.5% 5调试范围
5.1 主变系统二次回路检查；
5.2 发变组断路器二次回路检查及传动试验； 5.3 倒送电电气设备调试与ECS通讯调试； 5.4 发变组电压、电流二次回路检查； 5.5 厂用进线开关的二次回路检查及传动试验； 5.6 发变组保护装置的静态试验； 5.7 高厂变系统二次回路检查； 5.8 发变组同期系统静态调试； 5.9 快切装置静态调试； 6 调试前应具备的条件
系统调试工作正式开始以前，调试人员应按附录2（调试前应具备的条件检查清单）所列内容对本系统调试应具备的条件进行全面检查，并做好纪录。
220KV线路带电工作已结束，已投入正式运行。 6.1电气、热控应具备的条件
6.1.1 倒送电试验所涉及的
一、二次电气设备的安装、调试工作已全部结束，经有关部门验收，符合有关标准、规定、规范的要求，具备受电条件。 6.1.1.1 1＃主变、1＃高厂变本体及其冷却系统、1＃主变中性点的
一、二次安装、调试工作已结束。 6.1.1.2 1＃发电机同期系统及二次回路检查调试工作已结束。 6.1.1.3 1＃发电机PT柜的安装与试验工作应结束。
6.1.2 倒送电试验所涉及设备的继电保护整定已按调度和电厂的有关定值通知单整定完毕，试验记录齐全，并经审查确认无误。 6.1.3 1＃主变压器、1＃高厂变保护、信号已经过模拟传动试验，且正确可靠，符合设计要求。 6.1.4 1＃主变、1＃高厂变调压档位已按调度要求整定，并已测量整定档位的直流电阻合格，记录齐全。 6.1.5 1＃主变、1＃高厂变油质试验合格，其事故排油坑、消防设施应具备投运条件。 6.1.6 所有涉及设备的指示、测量仪表检验完毕，符合设计要求。 6.1.7 安装的临时设施已全部拆除，电气设备有明确标志，通讯设备完备。 6.1.8 将主变中性点接地刀闸置于合闸位置且加锁。
6.1.9 可靠断开发电机出口与母线之间的伸缩节，并挂警告牌。 6.1.10可靠断开励磁变高压侧软连接，并挂警告牌。 6.1.111＃主变、1＃高厂变瓦斯继电器已放过气。
6.1.12倒送电试验涉及的电气一次设备绝缘电阻已经过测试，符合规程要求。 6.1.13确认发变组所有隔离刀闸及断路器均处于断开位置。
6.1.14确认主回路接地刀闸处于断开位置，并加锁，挂“禁止合闸”警告牌。 6.1.15倒送电试验中有关定值的改动按调度令执行。
6.1.16试验人员应准备好有关图纸、资料和试验记录表格以备查用。 6.1.17确认二次电流回路无开路，二次电压回路无短路现象。 6.2土建应具备的条件
6.2.1试运现场道路畅通照明充足，事故照明可靠。 6.2.2试运现场通讯设备方便可用。 6.2.3备有足够的消防器材。 6.3其它应具备的条件
6.3.1配备足够的检修人员（包括电气、热工人员）和经过培训合格上岗的运行人员。 6.3.2准备必要的检修工具和材料。 6.3.3准备好运行用的工具和记录表格。 7调试工作程序
调试工作可按如下所示流程图进行：
8调试步骤
8.1 投入1＃主变、1＃高厂变及ⅠA、ⅠB分支的各主保护，后备保护，及非电量等保护且能可靠跳出口断路器。 8.2 将1＃主变、1＃高厂变冷却系统投入运行。
8.3 派专人就地监视1＃主变压器、1＃高厂变运行情况，若有异常，立即报告。 8.4 确保启备变及厂用电不失电。 8.5 向中调申请，准备对1＃主变、1＃高厂变进行冲击试验。
8.6 （确认铬2
21、铬221甲、铬221甲地、Ⅰ铬砥1地在分闸位置），接中调令后，合上空母线侧刀闸，确认已合好。送上发变组出口开关操作保险，合上发变组出口开关，对1＃主变、1＃高厂变进行第1次冲击合闸试验，观察1＃主变、1＃高厂变有无异常现象，并记录冲击电流值。 8.7 第1次冲击合闸后，稳定运行15分钟，若无异常现象，可进行第2次主变、高厂变冲击合闸试验，第一次至第二次间隔10分钟，其它每次冲击间隔5分钟。
8.8 第3次冲击时，可带1＃发电机出线母线进行冲击试验。
8.8.1 确认1＃发变组开关处于断开位置，取下1＃发变组出口开关操作保险，并挂“禁止合闸”警告牌。 8.8.2 检查1＃发电机PT
一、二次保险完好，推入1＃发电机PT小车，并派专人就地监视PT运行情况。
8.8.3送上1＃发变组出口开关操作保险，合开关，对1＃主变、1＃高厂变及1＃发电机出口母线进行第三次冲击合闸试验，观察母线及发电机PT有无异常现象。
8.8.4 第3次冲击合闸后，若无异常现象，即可在1＃发变组保护屏、励磁调节器屏、电度表屏、故障录波屏、变送器屏及PT柜就地端子箱测量并记录发电机各组PT二次电压值，并检查相序及有关表计指示是否正确。一切正常后，方可进行第4次冲击合闸试验， 8.8.5第5次冲击合闸后，顺序投入同期系统，在微机自动准同期装置观察电压差、频差指示是否正确，应指示同步点。 8.9 厂用分支工作/备用电源定相试验及备用电源快切试验 8.9.1送上厂用进线上侧开关操作保险，远操合上厂用进线开关。
8.9.2检查厂用进线上侧开关柜内切换用PT二次电压幅值、相位，并与6KV段母线PT进行核相，结果应正确。 8.9.3 将下侧开关拉出间隔，准备进行工作/备用电源一次核相。
8.9.4分别在下侧开关柜上下端口用10KV PT或核相棒对厂用工作电源和备用电源进行一次定相，要求试验人员带绝缘手套，穿绝缘靴，保持注意力高度集中。
8.9.5确认电压相位正确后，将下侧开关小车开关推至“工作”位置，并给上操作保险。 8.9.6确认1＃厂高变及ⅠA分支所有保护已投入。
8.9.7在ECS画面上设置ⅠA分支快切装置为并联自动方式，启动ⅠA分支厂用快切装置合上ⅠA侧开关，稳定后跳开备用开关。 8.9.8 6KVⅠA母线由1＃厂高变带上运行。
8.9.9在ECS画面上设置ⅠB分支快切装置为并联自动方式，启动ⅠB分支厂用快切装置合上6KV母线侧进线开关，稳定后跳开备用开关。 8.9.10 6KVⅠB段由1＃厂高变带上运行。
8.9.11在ECS画面上设置ⅠA分支、ⅠB分支快切装置为串联方式，模拟发变组保护动作跳开发变组进线开关、进线侧ⅠA开关、ⅠB开关，备用电源进线ⅠA、ⅠB开关应能可靠自动投入。 8.9.12 6KVⅠA、6KVⅠB段恢复由备用段带电。 8.9.13倒送电试验结束。
8.9.14试验结束后，检查1＃发变组进线开关断开，取下操作保险，将ⅠA段工作进线开关、ⅠB段工作进开关拉至试验位置，断开1＃发变组进线隔离刀闸，220KV系统恢复试验前运行方式。
8.9.151＃主变系统恢复试验前状态，停运主变冷却系统，退出有关保护，取下控制回路电源保险。 9 安全注意事项
9.1参加调试的所有工作人员应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保调试工作安全可靠地进行。
9.2如在调试过程中可能或已经发生设备损坏、人身伤亡等情况，应立即停止调试工作，并向启委会汇报，分析原因，提出解决措施，并在启委会批准后方可继续。
9.3如在调试过程中发现异常情况，应及时调整，并立即汇报指挥人员。 9.4调试全过程均应有各专业人员在岗，以确保设备运行的安全。
10．附录
附录1 调试质量控制点
机组名称：义马市铬渣综合治理发电2×155MW工程 专业名称 ： 电气 系统名称：发电机发变组系统 调试负责人： 序号 质量控制检查内容 检查日期 完成情况 专业组长 签名
1 调试方案的编写是否完成 2 调试仪器、仪表是否准备就绪 3 调试前的条件是否具备 4 调整试验项目是否完成 5 调试记录是否完整；
数据分析处理是否完成
6 调试质量验评表是否填写完毕 7 调试报告的编写是否完成
附录2 调试前应具备的条件检查清单
编号 检查内容 要 求 检查日期 检查结果 备 注 1-1 发变组系统
一、二次设备 安装结束 1-2 试验人员 准备图纸、资料和试验记录表格 1-3 发变组系统一次设备 绝缘检查良好 1-4 电气二次回路 良好 1-5 试验仪器、仪表 准备就绪
1-6 发变组系统和微机监控单元通道试验 结果符合设计和运行要求 2-1 试运现场道路 道路畅通 照明充足
事故照明可靠
2-2 试运现场通讯设备 方便可用 2-3 消防器材 数量足够 3-1 检修人员（包括电气、热工人员） 数量足够 经过培训
3-2 检修工具和材料 数量足够 3-3 运行工具、记录表格 准备就绪
调试负责人： 年 月 日 专业组长： 年 月 日
附录3.主变、厂高变倒送电技术措施交底会记录
机组名称：义马市铬渣综合治理发电1号机组 专业：电气 交底时间： 调试负责人： 地 点： 交 底 人： 参加人员签名： 技术交底内容： 东莞玖龙纸业热电厂1×210MW机组工程 全厂厂用电受电方案
1概述
东莞玖龙纸厂#6机组工程装机容量1×210MW。升压站为110KVGIS双母线布置，由110KV电缆经四条出线与系统联络。本期扩建#6发电机变压器机组出口单元设置一台高压厂用工作变向10KV工作母线VIA、VIB段供电，再由相应的低压配电变压器带各自的厂用负荷。另单独设置一台110KV高压启动备用变压器，在机组整套启动前向10KV工作母线VIA、VIB段供电、一台降压变供纸厂负荷、一台联络变至#5机10KV配电室。 本次受电由麻涌变电站经110KV电缆麻玫甲线向110KVGIS升压站,再经#1高压启/备变往10KV、0.4KV低压系统辐射。另外还需要经GIS升压站向港玖甲线、麻玖乙线受电。
电气厂用设备控制系统纳入DCS，电源部分由ECS完成控制。
2受电范围
2.1 麻涌变电站通过11OKV电缆经麻玖甲线向110KVGIS升压站I、II母线充电； 2.2 由110KV经#1启动备用变向10KV VIA、10KV VIB段母线充电；
2.3 由10KV VIA、10KV VIB段母线经过#6低压厂用工作变、#6机公用变、#6机厂用备用变、#6机照明变、#6机检修变向各自的380/220V低压厂用工作母线充电；
2.4 380/220V低压厂用工作母线经过各自的断路器向各MCC段受电； 2.5 由110KV经#1降压变向降压站10KV 1A、10KV 2A段母线充电； 2.6 由10KV 1A、10KV 2A段母线经六期10KV电缆向六期10KV开关柜受电； 2.7 由#6机厂用工作段向#6机保安段受电； 2.8 由110KVGIS对联络变进行冲击；
2.9 由110KVGIS出线间隔通过110KV电缆对港玖甲线受电； 2.10由110KVGIS出线间隔通过110KV电缆对麻玖乙线受电。 3 试验目的
3.1检查各电气设备的装置质量和设备的性能； 3.2检查各电气一次设备带电运行的情况； 3.3检查各电气二次回路接线的正确性； 3.4检查各保护回路定值是否整定正确和合理； 3.5检查确认各电气系统是否符合设计要求及是否能满足 生产的需要；
3.6检查DCS系统的控制水平能否满足生产要求。
4 本方案编制的依据
4.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程及相关规程》1996年 4.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 1996年 4.3《施工图设计说明及卷册目录》黑龙江省电力勘测设计院 4.4《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB 50150—91 4.5《质量、安全健康、环境管理手册》 湖南省火电建设公司 2004年版
4.6《质量、安全健康、环境管理手册》之程序文件汇编 湖南省火电建设公司2004年版 4.7《电气指示仪表检验规程》
4.8《电力系统继电保护和安全自动装置反事故措施要点》 4.9《电力系统自动装置检验条例》 4.10 有关行业及厂家的技术标准 4.11 设计院提供的设计图纸和资料
5 试验前应具备的条件
5.1 六期全厂接地网按照规程规范进行了试验，试验结果符合设计要求，并且经验收合格； 5.2 所有受电范围内电气设备安装完毕，并按照规程规范的要求验收合格；
5.3 所有受电范围内的电气二次接线完毕，并且接线正确，工艺符合规程规范的要求； 5.4 所有受电范围内电气设备单体经试验合格，并且按规程规范的要求经验收合格；
5.5 所有受电范围内电气设备保护定值按照有关定值通知书进行整定，所有保护回路均完成整组试验且合格； 5.6 所有受电范围内的孔、洞均全部封堵； 5.7 所有受电范围内的电缆均采取了防火措施； 5.8 UPS系统安装、调试完毕，具备投运条件； 5.9 220V直流系统安装、调试完毕，具备投运条件；
5.10 ECS系统安装、调试完毕；
5.11 DCS系统中牵系到受电范围的部分已经调试完毕，具备试运条件； 5.12 所有受电范围内电气回路单操、远操均合格； 5.13 所有受电范围内仪表均按照启规要求标好额定刻度； 5.14 所有配电室的门、窗完好； 5.15 所有受电范围内消防措施完善； 5.16 全厂计量系统完善，可以正常投入； 5.17 受电范围内电气一次设备编号正规，清晰；
5.18 启动备用变、降压变和联络变的有载调压开关已经全部调好； 5.19 所有受电范围内的配电室照明充分； 5.20 配电室内准备有足够的移动式灭火器；
5.21 10KV VI A、10KV VI B段备用电源进线开关与快用电快切装置的联络电缆采取了绝缘隔离妥善的措施，并且挂牌“有电危险”；
5.22 10KV工作电源进线开关610
1、6116已经拉出，开关柜采取了安全措施，隔离与高压厂变低压侧的封闭母线，挂“严禁乱动，高压危险”牌； 5.23 380/220V 保安段的工作电源进线开关与备用电源进线开关的联络电缆采取了绝缘措施，挂“严禁乱动，高压危险”牌；
5.24 确认1
21、1
22、1
23、1
24、100、103开关到发变组同期装置的控制二次线已经采取了隔离措施，并且挂“有电危险！”标志牌；
6 试验前应检查的内容
6.1检查受电范围内电气设备的绝缘电阻，应在合格范围内；
6.2检查受电范围内安全标示牌应齐全，并且每个屏柜上应贴有“屏内带电”等标示牌； 6.3确认直流系统已经投入运行，各分电屏均正常带电； 6.4确认UPS系统已经正常运行；
6.5检查各变压器档位均放置在要求的档上；
6.6对于油浸式的变压器，确认其瓦斯继电器内的气体全部排净； 6.7确认各受电变压器温度保护器的电源已经送上； 6.8确认各受电范围内的所有变送器的辅助电源已经送上； 6.9确认10KV电压消谐装置的电源已经送上；
6.10确认受电范围内所有隔离开关在断开位置；确认所有开关柜的接地刀闸均合上；确认所有断路器在断开状态且处于试验位置，并悬挂“禁止操作”标示牌；
6.11确认各电气保护定值与下达的相符。
7 试验所用的设备 7.1 TG2型相序表
2块 7.2 DMG2671B绝缘电阻测试仪
1台 7.3 Fluck11数字万用表
4块 7.4 QX-1型数字钳形相位表
1块 7.5专用测试导线
1包 7.6石英秒钟
1块
7.7 对讲机
8台
7.8 核相杆
1套
8 试验方法及步骤
8.1 麻玖甲线110KV电缆充电及一次核相（至GIS套管上端）
此项工作由甲方委托电业局进行,注意充电前应确认麻玖甲线间隔PT投入，
断路器1
21、隔离开关1
214、接地刀闸12140处于断开位置，接地刀闸121C0、121B0处于接地状态。
8.2 110KVGIS双母线带电 8.2.1 确认电源已送至麻玖甲线间隔
8.2.2 确认麻玖甲线间隔刀闸1
211、1212，启备变间隔刀闸10
11、1012，#6机主变间隔刀闸10
21、1022，#1降压变间隔刀闸10
41、1042，联络变间隔刀闸10
31、1032，麻玖乙线间隔刀闸12
21、1222，港玖甲线间隔刀闸12
31、1232，港玖乙线间隔刀闸12
41、1242，母联间隔刀闸100
1、1002，备用间隔刀闸10
51、10
52、106
1、1062均处于断开位置，确认麻玖乙线、港玖甲线、港玖乙线断路器1
22、1
23、124处于断开位置，确认麻玖乙线、港玖甲线、港玖乙线接地刀闸12240、122B0、122C0、12340、123B0、123C0、12440、124B0、124C0处于接地状态，确认母联间隔断路器100处于断开位置，确认母联间隔接地刀闸100
10、10020处于接地状态，确认I母PT间隔刀闸11PT、接地刀闸111甲0、11PT0均处于断开位置，确认II母PT间隔刀闸12PT处于断开位置、接地刀闸112甲0、12PT0处于接地状态，确认启备变间隔接地刀闸101B0、#6机主变间隔接地刀闸102B0、#1降压变间隔接地刀闸104B0、联络变间隔接地刀闸103B0、备用间隔接地刀闸105B0、105C0、105T0、106B0、106C0、106T0均处于接地状态。
8.2.3 确认麻玖甲线线路保护定值正确并投入 8.2.4 确认110KVGIS母线绝缘良好 8.2.5 降低母差保护的定值 8.2.6 投入母差保护压板及出口压板 8.2.6 投入I母PT刀闸11PT
8.2.7 拉开麻玖甲线间隔接地刀闸121B0、121C0 8.2.8 合上隔离开关1
211、1214 8.2.9 合上断路器121对110KVI母线进行充电 8.2.10 在I母PT二次侧进行电压及相序检查
8.2.11 投入母差保护的充电保护及母联断路器出口压板 8.2.12 拉开II母PT接地刀闸112甲0、12PT0 8.2.13 投入II母PT刀闸12PT 8.2.14 拉开母联间隔接地刀闸100
10、10020 8.2.15 合上母联间隔隔离开关100
1、1002 8.2.16 合上断路器100对110KVII母线进行充电 8.2.17 在II母PT二次侧进行电压及相序检查 8.2.18 在I、II母PT二次侧进行电压二次核相检查 8.2.19 退去母差保护的充电保护压板 8.2.20 将母差保护的定值恢复到改动前的状况 8.3 110KV港玖甲线充电 8.3.1 确认港玖甲线港区变侧接地刀闸、隔离开关1024处于断开位置 8.3.2 确认港玖甲线110KV电缆绝缘良好，线路保护定值正确并投入 8.3.3 投入母差保护的所有保护压板及港玖甲线的出口压板 8.3.4 拉开港玖甲线接地刀闸12340、123B0、123C0 8.3.5 合上港玖甲线隔离开关12
34、1231 8.3.6 合上港玖甲线断路器123对港玖甲线充电
8.3.7 在港玖甲线出线及对侧线路PT二次侧进行电压及相序检查 8.3.8 跳开断路器123 8.3.9 拉开隔离开关1231 8.3.10 合上隔离开关1232 8.3.11 合上断路器123对港玖甲线充电 8.3.12 跳开母联断路器100 8.3.13 拉开母联间隔隔离开关100
1、1002，此时110KVI母带电 8．4 #1高压启动/备用变冲击、10KV工作VIA、VIB段母线带电
8.4.1 确认#1高压启动备用变档位在额定挡（9b）；确认变压器的所有保护全部投入并核对定值正确,确认变压器及封母、10KV工作VIA、VIB段母线的绝缘良好；确认10KV工作VIA、VIB段上的所有开关均处于试验位置且断开
8.4.2 将10KV工作VIA备用分支PT61
51、10KV工作VIB段备用分支PT 6152投入，送上其二次保险 8.4.3 确认10KV工作VIA、VIB备用电源进线61
15、6130处于断开位置 8.4.4 合上#1高压启动备用变中性点接地刀闸11000 8.4.5 拉开#1高压启动备用变间隔接地刀闸101T0、101C0、101B0 8.4.6 合上#1高压启动备用变间隔隔离开关10
10、1011 8.4.7 送上#1高压启动备用变间隔断路器101的操作电源
8.4.8 合上 101断路器，对#1启动备用变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护无异常，跳开101断路器 8.4.9 间隔5分钟后，再次合上101断路器，对变压器进行第二次冲击 8.4.10 进行五次冲击，第五次不跳开 101断路器
8.4.11 调节有载调压装置，检查切换时同步性及电压变化的范围和规律 8.4.12 检查备用分支PT6151和6152的二次电压及相序 8.4.13 将10KV工作VIA段母线PT6053投入，送上二次保险
8.4.14 将10KV工作VIA段备用电源进线开关6115摇至工作位置，插上二次插把，送上操作电源和储能电源 8.4.15 合上6115 开关，冲击10KV工作VIA段
8.4.16 检查10KV工作VIA段母线PT的二次电压及相序,观察电压表指示是否正确 8.4.17将10KV工作VIB段母线PT6054投入，送上二次保险
8.4.18 将10KV工作VIB段备用电源进线开关6130摇至工作位置，插上二次插把，送上操作电源和储能电源 8.4.19 合上6130 开关,冲击10KV工作VIB段
8.4.20 检查10KV工作VIB段母线PT的二次电压及相序,观察电压表指示是否正确 8.4.21 进行10KV工作VIA段与10KV工作VIB段的一次核相 8.5 #6工作变、#6公用变冲击试验，380V工作段、公用段母线带电
8.5.1 确认#6工作变档位在额定（3）档,确认变压器及380V厂用工作段绝缘良好 8.5.2 将工作变的温度保护装置电源投入；所有电气保护和电量保护全部投入 8.5.3 确认工作变低压侧开关4101在试验位置，且处于断开状态 8.5.4 打开工作变开关柜的接地刀闸61120 8.5.5 将工作变高压开关6112摇至工作位置，插好二次插把，送上其操作电源和储能电源
8.5.6 合上6112断路器，对工作变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护无异常,跳开6112断路器 8.5.7 间隔5分钟后，再次合上6112断路器，对变压器进行第二次冲击 8.5.8 进行五次冲击，第五次冲击后，不跳开6112断路器 8.5.9 将380V工作段母线PT41
51、4152投入
8.5.10 将380V工作段工作电源进线开关4101摇至工作位置，插上二次插把，送上操作电源和储能电源 8.5.11 合上4101开关使380V工作段带电
8.5.12 检查380V工作段母线PT的二次电压及相序，观察电压表指示是否正确 8.5.13确认#6公用变档位在额定（3）档,确认变压器及380V公用段绝缘良好 8.5.14将公用变的温度保护装置电源投入；所有电气保护和电量保护全部投入 8.5.15确认公用变低压侧开关4201在试验位置，且处于断开状态 8.5.16打开公用变开关柜的接地刀闸61270 8.5.17将公用变高压开关6127摇至工作位置，插好二次插把，送上其操作电源和储能电源
8.5.18合上6127断路器，对公用变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护无异常,跳开6127断路器 8.5.19 间隔5分钟后，再次合上6127断路器，对变压器进行第二次冲击 8.5.20 进行五次冲击，第五次冲击后，不跳开6127断路器 8.5.21 将380V公用段母线PT42
51、4252投入
8.5.22 将380V公用段工作电源进线开关4201摇至工作位置，插上二次插把，送上操作电源和储能电源 8.5.23 合上4201开关使380V公用段带电
8.5.24 检查380V公用段母线PT的二次电压及相序，观察电压表指示是否正确 8．6 #6备用变冲击试验，备用段母线带电
8.6.1 确认#6备用变档位在额定（3）档,确认变压器及380V厂用备用段、与工作及公用段的联络电缆绝缘良好 8.6.2 将备用变的温度保护装置电源投入；所有电气保护和电量保护全部投入 8.6.3 确认#6备用变低压侧隔离开关4000在试验位置 8.6.4 打开备用变开关柜的接地刀闸61280 8.6.5 将备用变高压开关6128摇至工作位置，插好二次插把，送上其操作电源和储能电源
8.6.6 合上6128断路器，对备用工作变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护无异常,跳开6128断路器 8.6.7 间隔5分钟后，再次合上6128断路器，对变压器进行第二次冲击 8.6.8 进行四次冲击，第四次冲击后，跳开6128断路器
8.6.9 确认工作段及公用段备用进线开关4100、4200在试验位置且处于断开状态 8.6.10 合上隔离刀闸4000、400
1、4002 8.6.11 合上6128断路器对变压器进行第五次冲击及备用段带电
8.6.12 在工作段及公用段备用进线开关4100、4200的上下端头进行一次电源的核相检查 8.6.13 进行工作段及公用段与380V备用段电源的备用电源自投试验 8.7 #6照明变、#6检修变冲击试验，380V照明段、检修段母线带电
8.7.1 确认#6照明变档位在额定（3）档,确认变压器及380V厂用照明段绝缘良好,确认照明段备用进线开关4670及检修段备用进线刀闸4671处于试验位置且断开
8.7.2 将#6照明变的温度保护装置电源投入,所有电气保护和电量保护全部投入 8.7.3 确认#6照明变低压侧开关4601在试验位置，且处于断开状态 8.7.4 打开#6照明变开关柜的接地刀闸61130 8.7.5 将#6照明变高压开关6113摇至工作位置，插好二次插把，送上其操作电源和储能电源
8.7.5 合上6113断路器，对#6照明变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护无异常,跳开6113 断路器 8.7.7 间隔5分钟后，再次合上6113断路器，对变压器进行第二次冲击 8.7.8 进行五次冲击，第五次冲击后，不跳开6113断路器 8.7.9 将380V/220V照明段母线PT4651投入
8.7.10 将380V/220V照明段工作电源进线开关4601摇至工作位置，插上二次插 把，送上操作电源和储能电源 8.7.11 合上4601开关使380V照明段带电
8.7.12 检查380V/220V照明段母线PT的二次电压及相序,观察电压表指示是否正 确
8.7.13 确认#6检修变档位在额定（3）档,确认变压器及380V检修段绝缘良好 8.7.14 将#6检修变的温度保护装置电源投入,所有电气保护和电量保护全部投入 8.7.15 确认#6检修变低压侧开关4701在试验位置，且处于断开状态 8.7.16 打开#6检修变开关柜的接地刀闸61290 8.7.17 将#6检修变高压开关6129摇至工作位置，插好二次插把，送上其操作电源和储能电源
8.7.18 合上6129断路器，对#6检修变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护无异常,跳开6129 断路器 8.7.19 间隔5分钟后，再次合上6129断路器，对变压器进行第二次冲击 8.7.20 进行五次冲击，第五次冲击后，不跳开6129断路器 8.7.21 将380V/220V检修段母线PT4751投入
8.7.22 将380V/220V检修段工作电源进线开关4701摇至工作位置，插上二次插 把，送上操作电源和储能电源
8.7.23 合上4701开关使380V检修段带电
8.7.24 检查380V/220V检修段母线PT的二次电压及相序,观察电压表指示是否正 确
8.7.25 将检修段备用进线刀闸4671摇至工作位置
8.7.26 在照明段备用进线开关4670上下端头进行照明段和检修段电源的一次核 相
8.7.27 进行照明段与检修段的备用电源自投试验 8.8 #6机保安段母线带电
8.8.1 确认#6机保安段柴油机进线开关
45、工作进线开关4103在试验位置且处断开状态 8.8.2 确认#6机保安段母线绝缘良好
8.8.3 在#6机工作段将保安电源进线开关4102摇至工作位置，插上二次插把， 送上操作电源和储能电源
8.8.4
合上4102开关,对电缆充电
8.8.5 在#6机保安段将工作进线开关4103摇至工作位置，插上二次插把， 送上操作电源和储能电源
8.8.5
合上4103开关，使#6机保安段带电 8.8.6
检查#6机保安段母线电压及相序 8．9 #1降压变冲击、10KV降压IA、IIA段母线带电
8.9.1 确认#1降压变档位在额定挡（9b）；确认变压器的所有保护全部投入并核对定值正确,确认变压器及封母、10KV降压IA、IIA段母线的绝缘良好；确认10KV降压IA、IIA段上的所有开关均处于试验位置且断开
8.9.2 将10KV降压IA、IIA段分支隔离开关620
1、6212摇至工作位置，将10KV降压IA、IIA段分支PT 64
51、6452投入，送上其二次保险 8.9.3 确认10KV降压IA、IIA段工作电源进线620
2、6213处于断开位置 8.9.4 合上#1降压变中性点接地刀闸14000 8.9.5 拉开#1降压变间隔接地刀闸104T0、104C0、104B0 8.9.6 合上#1降压变间隔隔离开关1040、1041 8.9.7 送上#1降压变间隔断路器104的操作电源
8.9.8 合上 104断路器，对#1降压变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护无异常，跳开104断路器 8.9.9 间隔5分钟后，再次合上104断路器，对变压器进行第二次冲击 8.9.10 进行五次冲击，第五次不跳开 104断路器
8.9.11 调节有载调压装置，检查切换时同步性及电压变化的范围和规律 8.9.12 检查分支PT6451和6452的二次电压及相序 8.9.13 将10KV降压IA段母线PT6453投入，送上二次保险
8.9.14 将10KV降压IA段电源进线开关6202摇至工作位置，插上二次插把，送上操作电源和储能电源 8.9.15 合上6202 开关，冲击10KV降压IA段
8.9.16 检查10KV降压IA段母线PT的二次电压及相序,观察电压表指示是否正确 8.9.17将10KV降压IIA段母线PT6454投入，送上二次保险
8.9.18 将10KV降压IIA段电源进线开关6213摇至工作位置，插上二次插把，送上操作电源和储能电源 8.9.19 合上6213 开关,冲击10KV降压IIA段
8.9.20 检查10KV降压IIA段母线PT的二次电压及相序,观察电压表指示是否正确 8.9.21 进行10KV降压IA段与10KV降压IIA段的一次核相 8．10 由10KV降压IA、IIA段母线受电至纸厂视安装情况而定 8．11 联络变冲击试验
8.11.1 确认联络变档位在额定挡（9b）；确认变压器的所有保护全部投入并核对定值正确,确认变压器及封母、低压侧电抗器绝缘良好 8.11.2 ；确认10KV 5乙段扩建侧的进线断路器处于试验位置且断开，确认10KV 5乙段扩建侧的进线隔离开关处于断开状态 8.11.3 合上联络变中性点接地刀闸13000 8.11.4 拉开联络变间隔接地刀闸103T0、103C0、103B0 8.11.5 合上联络变间隔隔离开关1030、1031 8.11.6 送上联络变间隔断路器103的操作电源
8.11.7 合上 103断路器，对联络变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护、低压侧电抗器无异常，跳开103断路器 8.11.8 间隔5分钟后，再次合上103断路器，对变压器进行第二次冲击 8.11.9 进行五次冲击，第五次不跳开 103断路器
8.11.10 调节有载调压装置，检查切换时同步性及电压变化的范围和规律
9、安全、环境保证措施
9.1 参加受电的全部试验人员及监护人员应详尽了解熟悉本试验方案； 9.2 受电应进行细致的技术交底工作；所有参与的人员均应参加； 9.3 整个受电过程严格执行双票制度和监护制度；
9.4 整个受电过程中发令人口令清晰，受令人应复诵发令人的口号； 9.5 整个受电过程应保证通讯的畅通；
9.6 受电前应确认所有受电范围内电气设备绝缘电阻应合格； 9.7 受电过程中，如发现问题应立即停止，查明原因再继续进行； 9.8 受电过程中所有人员应服从统一指挥，服从安排； 9.9 受电完毕，应在屏柜上贴好“屏内带电！”标志牌；
9.10 受电完毕，应清理试验现场，清走试验过程中留下的杂物和废旧物，保持环境的清洁； 9.11 受电完毕应及时关好窗户、锁好门、变压器处应设置安全隔离围栏。 9.12 继电保护定值的改动，要有电厂继电保护人员验证；
10、质量保证措施
10.1 试验测量仪器必须经过校验，且在检验有效期内； 10.2 试验电源设备必须有一定的容量裕度，能满足试验需求; 10.3 试验人员能正确运用试验设备，试验方法正确；
10.4 试验时必须采取有效措施，排除外界因素对试验数据的干扰； 10.5 试验原始数据记录必须详细，规范；
10.6 现场试验应要求电厂、监理有关人员参与见证与验收。
11、试验组织措施
11.1 试验由调试所组织，成立全厂受电领导小组，其人员应由安装、调试、安监、质保、工程等部门有关人员组成； 11.2 应邀请电厂、监理等有关部门人员参加； 11.3 领导小组设置如下：
总指挥：
1人
副指挥
2人
试验人员：
8人
安全监护：
6人
安装配合 ： 10人
保卫：
2人
消防：
若干人
