10kV,0.4kV备自投试验方案方针.doc

/ 编号： YD-201510kV、0.4kV备自投试验方案批准：审核：编制：编制单位：设备管理部2015年04月01日（本件共 17 页）技术文件处理签编号： HPC-YD-2015 日期：2015-04-01文件标题标题10kV、0.4kV备自投试验方案附件无编制部门设备管理部编制人曾燕平负责人设备管理部意见运行发电部意见安全监察部意见公司领导意见备注10kV、0.4kV备自投试验方案一 试验目的：1 检查10kV厂用至段在主电源消失情况下，备用电源自动投入功能是否正确，备自投装置是否可靠，二次回路是否正确。2 检查10KV备自投装置与0.4kV系统备自投装置动作时间配合是否恰当。二 试验方案：1 试验前检查：1.1 核对10kV备自投装置定值与定值单一致。1.2 核对大坝10kV备自投装置定值与定值单一致。1.3 核对#1公用电备自投装置定值与定值单一致。1.4 核对#1、2机组自用电备自投装置定值与定值单一致。1.5 核对照明用电备自投装置定值与定值单一致。1.6 核对#2公用电备自投装置定值与定值单一致。1.7 核对#3、4机组自用电备自投装置定值与定值单一致。1.8 核对大坝自用电备自投装置定值与定值单一致。2 10kV段备自投试验检查：2.1 试验前高低压厂用系统运行方式2.1.1 10kV系统运行方式（1）10kV段由1号高厂变低压侧开关801供电运行；（2）10kV由2号高厂变低压侧开关802供电运行；（3）10kV由3号高厂变低压侧开关803供电运行；（4）10kV段由左岸110kV变电钻10kV外来电源2开关810供电运行；（5）110kV变电站10kV外来电源1带电至809PT，外来电源1开关809断开，并拉至“试验”位置。（6）断开10kV、段联络开关12，放置在“工作”位置；（7）断开10kV、段联络开关23，放置在“工作”位置；（8）断开10kV、段联络开关34，放置在“工作”位置。2.1.2 400V系统1号公用电、段”联络运行”。（1）400V系统1号公用电、段经10kV段负荷1号公用电段变压器32B高压侧开关831、1号公用电变压器32B、1号公用电段段电源开关432供电运行；（2）10kV段负荷1号公用电段变压器31B高压侧开关812断开；（3）400V系统1号公用电段段电源开关431断开；（4）退出400V系统1号公用电、段备自投。2.1.3 400V系统1/2号机组自用电、段”联络运行”。（1）400V系统1/2号机组自用电、段经10kV段负荷1/2号机组自用电段变压器22B高压侧开关832、1/2号机组自用电段变压器22B、1/2号机组自用电段电源开关422供电运行；（2）10kV段负荷1/2号机组自用电段变压器21B高压侧开关813断开；（3）400V系统1/2号机组自用电段段电源开关421断开；（4）退出400V系统1/2号机组自用电、段备自投。2.1.4 检查确认10kV段其余负荷开关811、814、815断开并在试验位置。2.1.5 投入10kV段备自投装置电源，交流PT二次空气开关，退出所有出口压板1-31CLP11-31CLP13和2-31CLP12-31CLP13，备自投装置、“退出”运行状态。2.2 通过10kV段备自投装置就地投退开关1-31FK将备自投装置投入，观察以下备自投装置以下状态正常：2.2.1 1号高厂变低压侧开关801合位；2.2.2 10kV外来电源开关809（810）分位；2.2.3 1号高厂变低压侧电压、10kV段电压、外来电源1电压为额定值。2.2.4 备自投装置处于半自动状态，并充电（充电时间15S）正常。2.3 分别测试10kV段备自投装置就地投退开关1-31FK、监控系统将备自投装置置“半自动”投入、“全自动”投入（仅监控系统）、“退出”投入运行正常。测试完成后置“半自动”投运运行方式，投入10kV段备自投装置出口压板：2.3.1 投入备自投装置跳1号高厂变低压侧开关801压板1-31CLP1；2.3.2 投入备自投装置合外来电源1开关809压板1-31CLP6。2.4 断开10kV备自投装置的10kV段PT电压二次开关，模拟10kV段母线失压。2.5 检查10kV段备自投装置动作是否正常，即：2.5.1先跳开1高厂变低压侧开关801跳闸；2.5.2再合10kV外来电源1开关809；2.5.3确认备自投装置动作正常后，断开809开关；2.5.4合上10kV备自投装置的10kV段PT电压二次开关；2.5.6断开10kV段备自投装置就地投退开关1-31FK。2.6 10kV、400V系统改变部分设备运行方式：2.6.1 10kV系统运行方式：（1）恢复10kV段由1号高厂变低压侧开关801供电运行；（2）110kV变电站10kV外来电源1带电至809PT，外来电源1开关809断开，并拉至“工作”位置。2.6.2 400V系统1/2号机组自用电、段由”联络运行”转”分段运行”。（1）400V系统1/2号机组自用电段经10kV段负荷1/2号机组自用电段变压器21B高压侧开关813、1/2号机组自用电段变压器21B 、1/2号机组自用电段段电源开关421供电运行；（2）400V系统1/2号机组自用电段经10kV段负荷1/2号机组自用电段变压器22B高压侧开关832、1/2号机组自用电段变压器22B 、1/2号机组自用电段段电源开关422供电运行；（3）400V系统1/2号机组自用电、段联络开关J12拉至试验位置；（4）投入400V系统1/2号机组自用电、段备自投。2.7 合上10kV段备自投装置就地投退开关1-31FK，将备自投装置投入，观察以下备自投装置以下状态正常：2.7.1 1号高厂变低压侧开关801合位；2.7.2 10kV外来电源开关809（810）分位；2.7.3 1号高厂变低压侧电压、10kV段电压、外来电源1电压为额定值。2.7.4 备自投装置处于半自动状态，并充电（充电时间15S）正常。2.8 断开1号高厂变低压侧电源开关801，启动10kV备自投装置。2.9 检查10kV段备自投装置动作正常，即2.9.1 1高厂变低压侧开关801跳闸；2.9.2 10kV外来电源1开关809合闸；2.9.3 备自投装置放电；2.9.4 400V系统1/2机组自用段备自投不动作。3 10kV段备自投试验检查3.1 试验前高低压厂用系统运行方式3.1.110kV系统运行方式（1）10kV段由左岸110kV站10kV电源1开关809供电运行；（2）10kV段由2号高厂变低压侧开关802供电运行；（3）10kV段由3号高厂变低压侧开关803供电运行；（4）10kV段由左岸110kV变电钻10kV外来电源2开关810供电运行；（5）10kV、联络开关12断开，放置在“工作”位置；（6）10kV、段联络开关23断开，并拉至“试验”位置；（7）10kV、联络开关34断开，放置在“工作”位置。3.1.2 400V系统照明、段”联络运行”，即（1）400V系统照明、段经10kV段负荷照明变42B高压侧开关841、照明变42B、照明段段电源开关442供电运行；（2）10kV段负荷照明变41B高压侧开关823断开；（3）400V照明段段电源开关441断开。（4）退出400V系统照明、段备自投。3.1.3 400V系统2号公用电、段”联络运行”，即：（1）400V系统2号公用电、段经10kV段负荷2号公用电段变压器34B高压侧开关842、2号公用电段变压器34B、2号公用电段段电源开关434供电运行；（2）10kV段负荷2号公用电段变压器33B高压侧开关821断开；（3）2号公用电段段电源开关433断开；（4）退出400V系统2号公用电、段备自投。3.1.4 400V系统3/4号机组自用电、段”联络运行”，即：（1）400V系统3/4号机组自用电、段经10kV段负荷3/4号机组自用电段变压器24B高压侧开关843、3/4号机组自用电段变压器24B 、400V系统3/4号机组自用电段段电源开关424供电运行；（2）10kV段3/4号机组自用电段变压器23B高压侧开关822断开；（3）400V系统3/4号机组自用电段段电源开关423断开：（4）退出400V系统3/4号机组自用电、段备自投。3.1.5 大坝10kV、段”联络运行”，即（1）大坝段10kV、段经10kV段负荷大坝电源开关844、大坝10kV段电源开关808供电运行；（2）10kV段负荷大坝电源开关824断开，大坝10kV段电源开关807断开；（3）退出大坝10kV、段备自投。3.1.6 投入10kV段备自投装置电源，交流PT二次空气开关，退出所有出口压板1-31CLP11-31CLP13和2-31CLP12-31CLP13，备自投装置、“退出”运行状态。3.2 通过10kV段备自投装置就地投退开关1-31FK将备自投装置投入，观察以下备自投装置以下状态正常：3.2.1 2号高厂变低压侧开关802合位；3.2.2 10kV、联络开关23分位；3.2.3 2号高厂变低压侧电压、10kV段电压、10kV电压为额定值。3.2.4 备自投装置处于半自动状态，并充电（充电时间15S）正常。3.3 分别测试10kV段备自投装置就地投退开关1-31FK、监控系统将备自投装置置“半自动”投入、“全自动”投入（仅监控系统）、“退出”投入运行正常。测试完成后置“半自动”投运运行方式，投入10kV段备自投装置出口压板：3.3.1 投入备自投装置跳2号高厂变低压侧开关802压板1-31CLP3；3.3.2 投入备自投装置合10kV、联络开关23压板1-31CLP12。3.4 断开10kV段备自投装置 的10kV段电源二次空气开关，模拟10kV段电源消失。3.5 检查10kV段备自投装置动作是否正常，即：3.5.1先跳开2高厂变低压侧开关802；3.5.2再合10kV、联络开关23；3.5.3确认备自投装置动作正常后，断开10kV、联络开关23；3.5.4恢复10kV段备自投装置 的10kV段电源二次空气开关；3.5.5断开10kV段备自投装置就地投退开关1-31FK。 3.6 10kV、400V系统改变部分设备运行方式：3.6.1 10kV 系统运行方式：（1）恢复10kV段由2号高厂变低压侧开关802供电运行；（2）10kV、段联络开关23断开，并推至“工作”位置；3.6.2 大坝10kV、段由”联络运行”转”分段运行”，即：（1）大坝段10kV段经10kV段负荷大坝电源开关824、大坝10kV段电源开关807供电运行；（2）大坝10kV段经10kV断负荷大坝电源开关844、大坝10kV段电源开关808供电运行；（3）大坝10kV、段联络开关78断开，并拉至试验位置；（4）投入大坝10kV系统备自投。3.6.6大坝400V”分段运行”，即：（1）大坝400V段经大坝10kV段负荷大坝用电变压器61B高压侧开关874、大坝用电变压器61B 、大坝400V段电源开关461供电运行；（2）大坝400V段经大坝10kV段负荷大坝用电变压器62B高压侧开关881、大坝用电变压器62B 、大坝400V段电源开关462供电运行；（3）大坝400V、段联络开关B12拉至试验位置；（4）投入大坝400V、段备自投。3.7 通过10kV段备自投装置就地投退开关1-31FK将备自投装置投入，观察以下备自投装置以下状态正常：3.7.1 2号高厂变低压侧开关802合位；3.7.2 10kV、联络开关23分位；3.7.3 2号高厂变低压侧电压、10kV段电压、10kV电压为额定值。3.7.4 备自投装置处于半自动状态，并充电（充电时间15S）正常。3.8 断开2号高厂变低压侧电源开关802，启动10kV备自投装置。3.9 检查10kV段备自投装置动作正常，即3.9.1 2高厂变低压侧开关802跳闸；3.9.2 10kV、联络开关23合闸。3.9.3 备自投装置放电。3.9.4 大坝10kV、400V备自投未动作。4 10kV段备自投试验检查4.1 试验前高低压厂用系统运行方式4.1.1 10kV系统运行方式：（1）10kV段由左岸110kV站10kV外来电源1开关809供电运行运行；（2）10kV段由2号高厂变低压侧开关802供电运行；（3）10kV段由3号高厂变低压侧开关803供电运行；（4）10kV段由左岸110kV变电钻10kV外来电源2开关810供电运行；（5）10kV、段联络开关12断开，放置在“工作”位置；（6）10kV、段联络开关23断开并拉至“试验”位置；（7）10kV、联络开关34断开，放置在“工作”位置。 4.1.2 400V系统1号公用电、段”联络运行”，即：（1）400V系统1号公用电、段经10kV段负荷1号公用电段变压器31B高压侧开关812、1号公用电变压器31B、1号公用电段段电源开关431供电运行；（2）10kV段负荷1号公用电段变压器32B高压侧开关831断开；（3）1号公用电段段电源开关432断开；（4）退出400V系统1号公用电、段备自投。4.1.3 400V系统1/2号机组自用电、段”联络运行”，即：（1）400V系统1/2号机组自用电、段经10kV段负荷1/2号机组自用电段变压器21B高压侧开关813、1/2号机组自用电段变压器21B、1/2号机组自用电段段电源开关421供电运行；（2）10kV负荷1/2号机组自用电段变压器22B高压侧开关832断开；（3）1/2号机组自用电段段电源开关422断开；（4）退出400V系统1/2号机组自用电、段备自投。4.1.4 检查确认10kV段其余负荷开关833、834、835断开并在试验位置。4.1.5 投入10kV段备自投装置电源，交流PT二次空气开关，退出所有出口压板1-31CLP11-31CLP13和2-31CLP12-31CLP13，备自投装置、“退出”运行状态。4.2 通过10kV段备自投装置就地投退开关2-31FK将备自投装置投入，观察以下备自投装置以下状态正常：4.2.1 3号高厂变低压侧开关803合位；4.2.2 10kV、联络开关23分位；4.2.3 3号高厂变低压侧电压、10kV段电压、10kV段电压为额定值。4.2.4 备自投装置处于半自动状态，并充电（充电时间15S）正常。4.3 分别测试10kV段备自投装置就地投退开关2-31FK、监控系统将备自投装置置“半自动”投入、“全自动”投入（仅监控系统）、“退出”投入运行正常。测试完成后置“半自动”投运运行方式，投入10kV段备自投装置出口压板：4.3.1 投入备自投装置跳3号高厂变低压侧开关803压板2-31CLP3；4.3.2 投入备自投装置合10kV、段联络开关23压板2-31CLP12。4.4 断开10kV段备自投装置 的10kV段PT二次空气开关，模拟10kV段PT电源消失。4.5 检查10kV段备自投装置动作正常，即：4.5.1高厂变低压侧开关803跳闸；4.5.210kV、段联络开关23合闸；4.5.310kV段备自投装置备自投动作正常；4.5.4试验完毕后断开10kV、段联络开关23；4.5.5断开10kV段备自投装置就地投退开关2-31FK；4.5.6恢复10kV段备自投装置 的10kV段PT二次空气开关。4.6 10kV、400V系统改变部分设备运行方式：4.6.1 10kV系统运行方式：（1）恢复10kV段由3号高厂变低压侧开关803供电运行；（2）10kV、段联络开关23断开并推至“工作”位置；4.6.2 400V系统1/2号机组自用电、段由”联络运行”转”分段运行”，即：（1）400V系统1/2号机组自用电段段经10kV段负荷1/2号机组自用电段变压器21B高压侧开关813、1/2号机组自用电段变压器21B、1/2号机组自用电段段电源开关421供电运行；（2）400V系统1/2号机组自用电段经10kV段负荷 1/2号机组自用电段变压器22B高压侧开关832、1/2号机组自用电段变压器22B、1/2号机组自用电段段电源开关422供电运行；（3）1/2号机组自用电段联络开J12关断开；（4）投入400V系统1/2号机组自用电、段备自投。4.7 通过10kV段备自投装置就地投退开关2-31FK将备自投装置投入，观察以下备自投装置以下状态正常：4.7.1 3号高厂变低压侧开关803合位；4.7.2 10kV、联络开关23分位；4.7.3 3号高厂变低压侧电压、10kV段电压、10kV段电压为额定值。4.7.4 备自投装置处于半自动状态，并充电（充电时间15S）正常。4.8 断开3号高厂变低压侧电源开关803，启动10kV备自投装置。4.9 检查10kV段备自投装置动作正常，即4.9.1 3高厂变低压侧开关803跳闸；4.9.2 10kV、段联络开关23合闸。4.9.3 备自投装置放电。4.9.4 400V系统1/2号机组自用电、段未动作。5 10kV段备自投试验检查5.1 试验前高低压厂用系统运行方式5.1.1 10kV系统运行方式：（1）10kV由左岸110kV站10kV电源1开关809供电运行；（2）10kV由2号高厂变低压侧开关802供电运行；（3）10kV由3号高厂变低压侧开关803供电运行；（4）10kV段由4号高厂变低压侧开关804供电运行；（5）10kV、段联络开关12断开，放置在“工作”位置；（6）10kV、段联络开关23断开，放置在“工作”位置；（7）10kV、联络开关34断开，放置在“工作”位置；（8）左岸110kV变电钻10kV外来电源2开关810断开，并拉至“试验”位置，外来电源2送电至810PT处。5.1.2 400V系统照明、段”联络运行”，即（1）400V系统照明、段经10kV段负荷照明变41B高压侧开关823、照明变41B、照明段段电源开关441供电运行；（2）10kV段负荷照明变42B高压侧开关841断开；（3）照明段段电源开关442断开；（4）退出400V系统照明、段备自投。5.1.3 400V系统2号公用电、段”联络运行”，即：（1）400V系统2号公用电、段经10kV段负荷2号公用电段变压器33B高压侧开关821、2号公用电段变压器33B、2号公用电段段电源开关433供电运行；（2）10kV段负荷2号公用电段变压器34B高压侧开关842断开；（3）2号公用电段段电源开关434断开；（4）退出400V系统2号公用电、段备自投。5.1.4 400V系统3/4号机组自用电、段”联络运行”，即：（1）400V系统3/4号机组自用电、段经10kV段负荷3/4号机组自用电段变压器23B高压侧开关822、3/4号机组自用电段变压器23B 、400V系统3/4号机组自用电段段电源开关423供电运行；（2）10kV段负荷3/4号机组自用电段变压器24B高压侧开关843断开；（3）400V系统3/4号机组自用电段段电源开关424断开；（4）退出400V系统3/4号机组自用电、段备自投。5.1.5 大坝10kV、段”联络运行”，即：（1）大坝段10kV、段经10kV段负荷大坝电源开关824、大坝10kV段电源开关807供电运行；（2）10kV段负荷大坝电源开关844断开；（3）大坝10kV段电源开关808断开；（4）退出大坝10kV、段备自投。5.1.6 投入10kV段备自投装置电源，交流PT二次空气开关，退出所有出口压板1-31CLP11-31CLP13和2-31CLP12-31CLP13，备自投装置、“退出”运行状态。5.2 通过10kV段备自投装置就地投退开关2-31FK将备自投装置投入，观察以下备自投装置以下状态正常：5.2.1 4号高厂变低压侧开关804合位；5.2.2 左岸110kV站10kV外来电源2开关810分位；5.2.3 4号高厂变低压侧电压、10kV段电压、左岸110kV站10kV外来电源2电压为额定值；5.2.4 备自投装置处于半自动状态，并充电（充电时间15S）正常。5.3 分别测试10kV段备自投装置就地投退开关2-31FK、监控系统将备自投装置置“半自动”投入、“全自动”投入（仅监控系统）、“退出”投入运行正常。测试完成后置“半自动”投运运行方式，投入10kV段备自投装置出口压板：5.3.1 投入备自投装置跳4号高厂变低压侧开关804压板2-31CLP1；5.3.2 投入备自投装置合左岸110kV站10kV外来电源2开关2-31CLP6。5.4 断开10kV段备自投装置 的10kV段PT二次空气开关，模拟10kV电源消失，启动10kV备自投装置。5.5 检查10kV段备自投装置动作正常，即： 5.5.14高厂变低压侧开关804跳闸；5.5.2左岸110kV站10kV外来电源2开关810合闸：5.5.310kV段备自投装置装置动作正常，断开110kV站10kV外来电源2开关810；5.5.4断开10kV段备自投装置就地投退开关2-31FK；5.5.5恢复0kV段备自投装置 的10kV段PT二次空气开关。5.6 10kV、400V系统改变部分设备运行方式：5.6.1 10kV系统运行方式：（1）恢复10kV段由4号高厂变低压侧开关804供电运行；（2）左岸110kV变电钻10kV外来电源2开关810断开并拉至“工作”位置，外来电源2送电至810PT处。5.6.2 大坝10kV、段由”联络运行”转”分段运行”，即：（1）大坝段10kV段经10kV段负荷大坝电源开关824、大坝10kV段电源开关807供电运行；（2）大坝10kV段经10kV断负荷大坝电源开关844、大坝10kV段电源开关808供电运行；（3）大坝10kV、段联络开关78断开，并拉至试验位置；（4）投入大坝10kV系统备自投。5.6.3大坝400V”分段运行”，即：（1）大坝400V段经大坝10kV段负荷大坝用电变压器61B高压侧开关874、大坝用电变压器61B 、大坝400V段电源开关461供电运行；（2）大坝400V段经大坝10kV段负荷大坝用电变压器62B高压侧开关881、大坝用电变压器62B 、大坝400V段电源开关462供电运行；（3）大坝400V、段联络开关B12拉至试验位置；（4）投入大坝400V、段备自投。5.7 通过10kV段备自投装置就地投退开关2-31FK将备自投装置投入，观察以下备自投装置以下状态正常：5.7.1 4号高厂变低压侧开关804合位；5.7.2 左岸110kV站10kV外来电源2开关810分位；5.7.3 4号高厂变低压侧电压、10kV段电压、左岸110kV站10kV外来电源2电压为额定值。5.7.4 备自投装置处于半自动状态，并充电（充电时间15S）正常。5.8 断开4号高厂变低压侧电源开关804，启动10kV备自投装置。5.9 检查10kV段备自投装置动作正常，即5.9.1 4高厂变低压侧开关804跳闸；5.9.2 左岸110kV站10kV外来电源2开关810合闸。5.9.3 备自投装置放电。5.9.4 大坝10kV备自投未动作，大坝400V备自投装置未动作。三、试验中注意事项：1 试验时，如遇到异常情况，应立即停止试验。2 试验需在单台机组机运行时进行，即进行10kV段备自投试验时，需3、4号机组单台运行；10kV、段备自投试验时，需1、4号机组单台运行；10kV段备自投试验时，需1、2号机组单台运行。