倒送电方案（共7篇）
倒送电方案 篇1
------股份有限公司受电方案
概述：
------股份有限公司年产60 万吨甲醇项目为两路110kV 进线电源。总降压站内110kV 系统采用单母线分段接线，110kV 配电装置为户内型SF6 组合电器，两台主变为SFSZ9-31500/110 110/38.5/10.5kV 三绕组有载调压变压器。总降压站内35kV、10kV 配电系统采用单母线分段接线的接线方式。
两回110kV 进线电源暂按一回取自距本项目5～6 公里的大胡110kV 变电站的110kV 母线，另一回取自距本项目18 公里的贾吕寨110kV 变电站的110kV 母线，110kV 线路均采用架空线敷设。2 台30MW 抽凝式汽轮发电机组和1 台15MW 饱和透平凝汽式汽轮发电机组的自备电站。
为确保------股份有限公司厂用供电系统分部试运顺利进行并逐步实现机组整组启动，需要向110kV系统送电，送电的目的是新建厂在并网线路及电厂高、中，低压变、配电装置安装完毕后，检验并网线路、变、配电装置、保护装置、控制系统施工质量、鉴定各有关同期点同期的有效方法，是保证设备安全进行分部试运行、联合试运行的重要措施之一。为保证该项工作的安全、顺利进行，特制定本方案。
2.编制依据
2.1.------股份有限公司设计院施工图、制造厂出厂调试报告及技术资料
2.2.GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 2.3.电力部颁《电力建设安全规程》
2.4.电力部颁《继电保护及安全自动装置检验条例》。2.5.《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》 2.6.《电力建设安全工作规程》 2.7.《电力建设安全施工管理规定》 3授电范围：
本次授电是110KV变电站通过两台主变为SFSZ9-31500/110 110/38.5/10.5kV充电授电的范围：1＃主变压器、2＃主变压器、35KVＩ，Ⅱ段母线、10KVＩ，Ⅱ段母线、380V母线以及其所属的电流互感器、电压互感器、厂用变压器、电抗器。
4、组织措施：
4.1.受电工作由经批准的受电指挥领导小组”负责统一指挥和协调； 4.2.受电作业操作分工：
受电过程设备的第一次操作由电气调试人员负责，操作监护由 电调试与安装人员共同负责，设备监护由安装人员和运行人员共同负责，受电过程中严格执行安全工作票和倒闸操作票制度；
4.3.受电完毕后，受电设备后的正常操作由业主负责； 4.4.监理公司、建设单位负责厂用电受电过程的监督； 4.5.试运人员应持相关证件上岗； 4.6受电组织机构：（具体名单另附）4.6.1受电领导小组 4.6.2受电总指挥： 4.6.3监护人： 4.6.4 主操作员： 4.6.5 副操作员： 4.6.6 安全员：、受电要求及注意事项：
5.1 参加受电人员必须熟悉设备规范、职责分明、操作及试验目的明确。5.2 所有授送电的操作，必须由调试人员监护，统一指挥。
5.3操作过程中，如发生异常或事故，应立即停止操作，待查明原因及故障消除后并经同意，方可再次进行操作。35KV、10KV厂用母线以下系统由受电指挥领导小组决定。5.4 严格执行操作票制度及操作监控制度。5.5 认真做好操作记录、受电前应具备的条件及安全措施
6.1.凡受电范围内的一、二设备安装、调试工作应结束，安装、调试资料齐全，并经质检及验收小组检查验收合格；
6.2.成立工程受电指挥领导小组”，并且由其负责统一指挥和协调； 6.3.试运人员应持相关证件上岗；
6.4.参加试运人员已进行了相关安全技术交底并签证；
6.5.涉及到110KV变电站侧35KV，10KV开关的操作和检查应由电调和运行相关人员负责与调度联系；
6.6.通道及出口畅通，受电设备隔离设施完善，孔洞堵严，沟道盖板完整；
6.7.控制室、厂用配电室通信设施畅通、齐备，照明充足、完善，有适合于电气灭火的消防措施；
6.8.安装作业人员已全部撤离现场，房门、网门、盘门该锁的已锁好，并已设专人守护，受电设备警告标志明显、齐全； 6.9.人员组织配备完善，操作保护用具齐备； 6.10 所有操作安全用具齐备并经试验合格
6.11 110KV线路施工全部结束，并经专业部门验收合格。
6.12 全部临时接地、短路线已拆除，并对受电系统进行全面检查，一次系统接线正确。各部件连接无松动现象。
6.13 厂用380V、10KV、35KV、110KV、系统，母线、变压器、电压互感器、测量绝缘良好，具备送电条件，1＃、2＃ 3＃发电机出线拆开，待受电结束后恢复接线。
6.14 核对所有开关、刀闸断开，不参与送电的开关均在退出位置。
7、受电的操作顺序
110KV线路授电：
（1）检查110KV1#进线CB2（6）1开关断开。（2）合上DS2（6）1隔离开关（3）检查DS2（6）1隔离开关合好（4）合上DS2（6）2隔离开关（5）检查DS2（6）2隔离开关合好（6）合上DS2（6）3隔离开关（7）检查DS2（6）3隔离开关合好（8）检查110KV母联刀闸断开（9）检查110KV-PT刀闸断开（10）测量110KVI-PT绝缘良好（11）合上110KVI-PT刀闸
（12）检查110KVI-PT刀闸合上良好（13）合上110KV1#进线CB2（6）1刀闸（15）检查110KV1#进线CB2（6）1刀闸合好
（16）检查110KV I段-PT相序正确，电压正确（测控柜）（17）合上110KV DS41刀闸（18）合上110KV DS42刀闸（19）检查110KV DS41刀闸合好（20）检查110KV DS42刀闸合好（21）合上110KV母联CB41刀闸（22）检查110KV CB41刀闸合好（23）合上110KV Ⅱ段-PT刀闸
（24）检查110KV Ⅱ段-PT相序正确，电压正确（测控柜）
（25）检查110KV Ｉ，Ⅱ段-PT相序正确，电压正确，同相电压为零，异相电压为100V。
（26）合上DS1（7）1隔离开关（27）合上DS1（7）2隔离开关（28）检查110KV DS1（7）1刀闸合好（29）检查110KV DS1（7）2刀闸合好（30）合上110KV CB1（7）1开关对＃1主变充电，充电冲击5次，每次间隔5分钟良好
（31）合上110KV CB1（7）1开关对＃2主变充电，充电冲击5次，每次间隔5分钟良好
（32）联系调度110KV授电良好
（33）检查＃1主变35KVＩ，Ⅱ段中压侧开关在试验位置（34）检查＃1主变10KVＩ，Ⅱ段低压侧开关在试验位置 7、35KV系统送电
（1）检查35KVＩ，Ⅱ段开关在试验位置，并确认（2）合上35KVＩ，Ⅱ段控制电源，合闸电源（3）将35KVＩ，Ⅱ段PT手车推到工作位置（4）将35KVＩ段进线手车推到工作位置（5）合上35KVＩ#进线开关（6）35KVＩ段母线带电
（7）检查35KVＩ，段PT相序正确，电压正确，（8）将35KVⅡ段进线手车推到工作位置（9）合上35KVⅡ#进线开关（10）35KVⅡ段母线带电
（11）检查35KVⅡ，段PT相序正确，电压正确，（12）检查35KV Ｉ，Ⅱ段-PT相序正确，电压正确，同相电压为零，异相电压为100V。8.10KV系统充电：
（1）检查1#、2#、3#发电机出线拆开（2）测量10KV I# Ⅱ# Ⅲ#-PT绝缘良好（3）合上10KVＩ，Ⅱ段控制电源，合闸电源（4）将10KV I# Ⅱ#-PT推至工作位置（5）将10KV I# 进线开关推至工作位置（6）合上10KVＩ#进线开关（7）10KVＩ段母线带电
（8）检查10KV Ｉ段-PT相序正确，电压正确（9）将10KV I# 进线开关推至工作位置（10）合上10KVⅡ#进线开关（11）10KVⅡ段母线带电
（12）检查10KV Ｉ段-PT相序正确，电压正确
（13）检查10KV Ｉ，Ⅱ段-PT相序正确，电压正确，同相电压为零，异相电压为100V。9、380V厂用电系统充电及核定同期
（1）、将共用、厂用备用变压器分别充电，拉合5次每次间隔5分钟（2）厂用变压器及共用变压器相位、相序与备用变压器一致。注：厂用低压系统在母联开关处核定相位，如相位不相同时，需倒换相位，应在厂用工作变压器上进行。（3）、厂用低压系统配电柜电源核相：
凡是两路电源供电的配电柜，且供电电源不在一段母线上，必须进行相位核定，如果相位不相同时，进行调相，直到相位相同为止。10.受电过程中的安全措施
（1）各工作人员应负责各自所涉及工作中的安全措施；
（2）受电过程中，所有的一次设备应设专人监视、监听，如果遇异常现象应立即报告，如遇紧急情况，可根据具体情况按安全规程的有关规定作紧急处理，处理后应立即报告；
（3）受电过程中的一、二次设备的操作，须设专人操作和专人监护，应预先填好操作票，在操作过程中严格实行复述制度；
（4）在一次设备上工作应确认各开关、隔离开关均在断开位置，并按规定挂好接地线和合上接地刀闸；
（5）受电程序经批准后，一般不得更改，若有特殊要求须变更时，应经领导小组批准；
（6）与系统有关的一次设备操作时，要征得有关部门的同意后，方可执行；
11、质量标准
（1）在变压器、母线受电及冲击试验时，应做到PT二次回路电压正常，相序正确
（2）各电气开关操作灵活、动作正常，故障时，能及时动作（3）所有表计指示灵活、正确（4）变压器运行内部无杂音（5）所有继电保护动作应正确（6）受电试验一次成功 12.环境和职业安全健康管理
（1）从申请受电操作开始，进入110KV开关室、35KV 10KV、变压器及400V开关室的人员，均应认为该部分已带电，任何人不得随便接触带电设备；
（2）对一次设备充电时，现场应有专职人员监视和检查，发现异常必须停止试验，待查明原因及处理后才可继续进行试验；
（3）试验必须服从统一指挥，试验人员不得随意改变作业程序，如须更改，应与指挥人员联系，获得同意后由指挥人员发令才能操作；（4）已带电设备做好标记，带电设备与施工设备之间必须有隔离，并挂上警示牌；
13.试运行注意事项
（1）各项操作及试验须提前向调度申请，同意后方可实施；（2）所有操作均应填写操作票，操作票的填写及操作由运行单位负责,操作过程由运行单位和施工单位双重监护,双方负安全责任；
（3）试运行期间发生的设备故障处理及试验工作，均应填写工作票，经送电指挥部门同意后方可实施。
（4）厂变带上负荷24小时以后，所有已投运的设备交给甲方管理，运行方式和各种继电保护的最终投切由业主确定，并指令运行人员实施。（5）试运行期间，非指挥、调度、运行当值及操作监护人员不得随意进入试运行设备区域，任何人不得乱动设备，以确保人身和设备安全。13.受电后的管理工作
（1）设备带电后，实行工作票制度，应有专人操作和监护、值班管理（2）所有带电设备均挂上“设备带电、注意安全”警告牌
（3）经电缆沟、电缆通道等处可以进入断路器室、配电间的地方均应加设障碍及警告牌，以防人员误入；
（4）凡可能带电又在施工中的设备，应做安全措施，并向施工人员交待清楚，对必须停电但有可能操作的断路器都必须取下操作、合闸保险（5）各配电室、变压器室应配有通讯电话和灭火器
（6）高低压配电室门应上锁，并加挂“止步、带电危险”警告牌
14、主要工器具：
（1）、2500V、500V绝缘电阻表、万用表、相序表各一块（2）、全套电工工具
（3）、35KV 10KV 核相仪、（4）、绝缘手套、绝缘靴、专用接地线（5）、送电期间现场配备值班汽车
倒送电方案 篇2
一、停电倒送电的防范措施
如果是非备用电源自动投入的电源用户且停电倒电的话, 只需不同时投入两个电源回路, 即是指向母线送电的工作电源为工作回路时, 第二回路电源应始终保持在断开备用状态下, 这样就能有效避免出现倒送电事故。经过相关实践证明, 该方案具有较高的可行性, 且比较容易实现, 具体情况为只需在双电源之间建立运行联锁关系即可, 因此本文也就不再进行详细的论述[1]。
二、不停电倒送电的防范措施
1. 常见的倒送电情况
在倒送电时, 双电源需要并列一段时间, 称为并列倒送电, 这是不停电倒电的主要特点。如果电源为不停电倒电, 那么上述的停电倒电防范措施则必定不再适用。通过大量实践表明, 制定有效的并列倒电防范措施, 必须充分考虑以下几种容易发生倒送电的情况:
第一, 正常情况下并列倒电后, 若是没有及时将原本的原运行回路断开的话, 就极有可能导致倒送电情况出现。工作电源为第一回路进行供电时, 如果该需要对线路进行停电检修, 在停电之前, 电源用户已经进行了并列倒电, 但是投入第二回路后, 却没有及时解除两回路之间的并列关系, 这样的情况所造成的后果就是第二回路向第一回路倒送电, 从而导致第一回路的带电状态发生异常。
第二, 运行回路出现事故而导致停电的情况下, 若是仍然进行并列倒电, 不论是自动或者是手动, 都极大可能造成倒送电。工作电源为第一回路时, 突然停电, 这时若是继续按照并列倒电方式进行操作, 即在第一回路没有断开的情况下, 直接投入第二回路进行供电, 这种错误的操作就会使第一回路出现异常带电情况。
第三, 由于一些其他情况导致发生倒送电情况。在第一回路停电检修, 第二回路投入运行时, 操作出现失误, 把第一回路误送, 从而导致出现倒送电情况。上述三种操作错误情况在实际中屡见不鲜。那么究竟如何才能有效避免呢?根据相关实践表明, 我们除了结合实际情况采取狠抓严防的倒送电防范措施外, 还应不断引进先进的科学技术, 从技术角度出发, 进一步杜绝倒送电情况出现。
2. 防范措施
以下本文就结合自身实践经验对不停电倒电的防范措施提出相关建议。将接线合闸操作回路的闭锁部分与双回路之间的联锁解列部分进行结合。其中合闸操作回路闭锁部分主要具有以下作用:
由于在闭锁接线回路中并入了第一回路线路侧电压互感器的常开接点A及第二回路线路侧电压互感器的常开接点B, 所以, 能够有效的对第一、第二回路带电状态进行监察。若是第一、第二回路均处于带电状态, 那么接点A、B将闭合, 随机解除合闸闭锁, 即第二回路的合闸操作不受第一回路运行状态闭锁, 这时就能够对第二回路进行并联操作。相反, 若是任何一个回路出现带电情况, 那么接点A或是B将打开, 这时欲对第二回路进行合闸操作就会受到来自第一回路运行状态的闭锁, 表明只有第一回路处于断开位置时才能将第二回路合上。通过实践证明, 利用合闸操作闭锁部分对于以上几种倒送电操作错误情况, 能起到很好的防范效果。
而对于经验接线连锁解列部分, 所具有的主要作用就是能够有效防止上述第一种操作错误而导致的倒送电情况。例如原来由第一回路作为工作电源进行供电, 而现在需要第二回路作为工作电源进行供电时, 此时应对第二回路的进行合闸操作, 若是控制开关趋于合闸, 将第一点和第四点进行接通, 并发出合闸脉冲, 同时将第五点和第八点进行闭合, 这样就会启动中间继电器, 而中间继电器中一对常开接点就会闭合自锁, 当控制开关在合闸位置时, 中间继电器的状态为带电导通状态, 这时中间继电器中的另外一对常开接点就会闭合, 从而启动时间继电器, 延时一定时间后, 若是还没有将第一回路断开, 则闭合延时接点, 将接通跳闸线圈作用在第一回路跳闸, 以此驱使第一、第二回路自动解列, 此时应闭合另外一对时间继电器接点, 从而启动信号继电器, 打出光字牌用于警示相关人员, 应在第一回路跳闸后, 及时将第一回路转的状态转变成冷备用状态[2]。
三、手动倒送电的防范措施
如果双电源用户为手动操作, 在实际操作电源回路中很难实现闭锁接线的方法, 这就进一步增加了手动倒送电防范工作的困难。手动操作的双电源用户其控制开关也是手动操作, 这就更加忌讳倒送电情况的出现, 主要是因为采用手动操作相关人员必定会用身体与控制开关发生碰触, 一旦发生倒送电就必然会对操作人员的生命安全产生巨大威胁。因此, 针对手动操作的双电源用户, 应积极更换先进的操作方式, 以此保障生命财产安全[3]。
四、结语
总之, 本文从停电倒送电的防范措施、不停电倒送电的防范措施以及手动倒送电的防范措施方面对如何防止双电源用户倒送电情况进行了分析与探讨, 具有非常重要的意义, 不仅有助于保障双电源用户的生命财产安全, 还能够进一步促进我国电力事业的可持续发展。
摘要：目前, 使用双电源的电力用户越来越多, 同时使用双电源所带来的问题也在不断增加。倒送电就是双电源中较为常见的问题, 一旦双电源出现到送电情况, 就会对电气工作人员的生命财产安全产生极大的威胁。
关键词：双电源用户,倒送电,防范措施
参考文献
[1]张宏伟, 赵志刚, 杜波.高压双电源用户电源切换时倒送电的防止[J].供用电, 2008, (5) :26-28.
[2]张宏伟, 赵志刚, 杜波.高压双电源用户防止倒送电的对策[J].大众用电, 2008, (7) :35-36.
倒送电方案 篇3
220KV倒送电是核电厂建设过程中的一个重要里程碑节点，所谓的倒送电就是通过厂区辅助变压器，把电网的高压电变成厂内可用的中压电，从而满足核电厂建设施工和调试用电的需要。三门核电1号机组采用美国西屋电气公司AP1000型压水堆，是国家三代核电自主化依托项目，机组控制系统采用数字化仪控系统Ovation平台。三门核电1号机组作为世界首堆，设备商普遍缺乏新设备的制造经验，相关部件到厂时间出现了延误。而控制系统在设计、仪控机柜供货方面也出现了滞后，为了保证220KV倒送电节点的顺利完成，于是采用了永临结合（移动测试站MTS+永久仪控机柜）的方案，搭建了一套临时DCS监视系统，用来监视220KV倒送电期间辅助变压器以及电气系统受电过程。
1、220KV倒送电简介
1.1倒送电步骤
三门核电一期项目ATP时间节点为2007-12-31，FCD时间节点为2009-03-31，倒送电里程碑时间为ATP+48，倒送电仅涉及220KV系统倒送电，不考虑500KV倒送电情况，受电过程主要分为两个阶段，第一阶段：220KV开关站送电和1号机组辅助变4A/4B及低压侧共箱母线送电。第二阶段：CI厂房内的四段中压母线及以下各段低压母线受电和NI厂房内的两端中压母线及以下各段低压母线受电。
1.2倒送电涉及系统说明
倒送电开始前，倒送电范围内的电气一次、二次设备安装调试结束，并经验收合格，具备倒送电条件，倒送电涉及的系统如下：
1）ZBS系统：电网至220KV开关站以及220KV开关站的操作送电；2）ZAS系统：架空小母线、两台辅助变（RAT-4A、RAT-4B）及共箱母线的监视；3）ECS系统：CI和NI厂房内的6段10.5kV母线（ES-01、ES-02、ES-03、ES-04、ES-05、ES-06）及以下低压母线受电电的监视；4）EDS系统：为PLS系统以及开关柜所需的直流电源、交流电源，以及调试仪器、设备所需的工作电源。
2、倒送电监控方案分析
2.1临时方案背景介绍 根据三门核电1号机组一级进度计划以及当时DCS的实际设计情况，为保证倒送电的里程碑能按期实现，对倒送电相关的控制系统采取临时措施。通过与西屋公司协商，首批用于支持倒送电和早期工艺系统调试的33个仪控机柜分别通过空运和海运发至现场。空运的为12个机柜（支持倒送电）和4台MTS，海运的机柜为21个（支持其余早期工艺系统调试）。倒送电涉及的12个仪控机柜，其中4个DPU机柜布置附属厂房的计算机间，8个RIO机柜布置在核岛和常规岛厂房，由于厂房施工进度滞后，计算机间不满足DPU机柜的安装条件，因此采用了以MTS替代DPU机柜的“永临结合”的方案，启用正式的RIO机柜，在MTS#1内灌入临时的调试软件。RIO机柜为永久机柜，机柜安装、电缆端接等采用正式方案。MTS作为为临时设备，替代DPU机柜，电缆端接采用临时电缆，以便执行对倒送电的监控。
2.2临时设备介绍 倒送电过程中采用的关键临时设备是移动测试站（mobile test station，MTS），移动测试站是Emerson公司生产的一个可移动的Ovation控制系统。移动测试站不仅仅是缩小的Ovation控制机柜而是一个缩小的Ovation系统，除了配置标准的Ovation控制机柜硬件，还配置有数据库服务器、交换机、媒体转换器、显示屏、键盘、鼠标等设备。移动测试站集Ovation机柜、操作员站和工程师站的功能于一身，并在服务器中安装有齐全的Ovation组态软件和应用软件。因此可以在MTS测试站的服务器上建立Ovation站点、配置I/O以及进行其它系统配置，以及建立控制逻辑图和工艺流程画面，并可以通过MTS执行标准的操作员监视功能。
2.3临时监视系统介绍 用于支持三门核电1号机组倒送电的首批机柜共包含四台MTS，其中MTS#1位于附属厂房的计算机室（临时主控室），MTS#2位于辅助厂房，MTS#3位于汽机厂房，分别与各自厂房内的首批机柜连接，MTS#4机动备用。此外在计算机房还布置有1台EWS（Drop200）、3台OWS、1台打印机和1台根交换机，首批机柜与就地设备之间的电缆是永久电缆，首批机柜与MTS之间的电缆用的是Cat5e网线；MTS#2和MTS#3与Root Switch之间的电缆是光纤。每台测试小车中可以安装4条支线，其中A、B支线每条安装有4个标准I/O基座可容纳8个I/O卡件，C、D支线每条可容纳4-5个I/O卡件。I/O卡件作为控制器与现场仪表信号的接口，将仪表信号输入给Ovation控制器使用，并将控制器产生的信号输出到就地设备。此外MTS还配置有一对冗余的电源模块，为MTS 控制器、I/O卡件、现场仪表提供电源。在MTS发货前，每个MTS都下装有同样的Ovation软件配置。在本方案中第一批到货的设备不包含有服务器，同步到货的只有3台操作员站，因此将MTS#1配置成Drop200，作为软件服务器、数据库服务器、域名控制器和历史站。
2.4软件组态 由于采用临时的DCS监视系统，其软件组态需要在MTS#1上进行，首先根据永久机柜的卡件布置在服务器上进行硬件组态，并在数据库中建立相关的测点，并完成报警、量程等信息的组态。画面组态使用服务器中安装的Graphic Builder软件创建倒送电监视画面。逻辑组态根据倒送电相关的技术规格书、P&ID等设计资料进行，完成组态后将逻辑下装到MTS内的Ovation控制器中，并进行必要的试验和测试。
3、对倒送电实施监视
2012年3月23日11时，三门核电一期工程1号机组倒送电里程碑节点顺利完成，使三门核电1号机组获得了可靠的厂外备用电源，为后续系统调试提供了可靠电源，并为机组并网发电提供了有力保障。在倒送电过程中，操作人员通过临时DCS监视系统，对相关电气开关以及辅助变压器的相关功率、电流、油位、绕组温度等测点进行连续性监视，及时发现倒送电过程中的各种报警和异常情况。结果证明，使用永临结合的临时DCS监视系统对倒送电过程的监视是成功的。
4、结束语
220KV倒送电是核电工程建设的一个重大里程碑节点，同时也是比较靠前的工程节点，这时往往正式仪控系统还未投用。在三门核电1号机组倒送电过程中，通过搭建以MTS为核心的临时监视系统，采用永临结合的技术方案，对220KV倒送电全过程进行监视，确保了倒送电节点的顺利完成。该方案具有很强的实用性，后续AP1000机组可以借鉴。
（作者单位：中核辽宁核电有限公司）
作者简介
440V变电所送电方案 篇4
为确保本装置电气设备送电的可靠性，保证电气设备安全运行，特编写此方案。本方案没有针对性，不同工程可结合实际情况予以参考。
2.编制依据
2.1.工程合同.2.2.工程设计和施工图纸.2.3.施工计划.2.4.本公司《质量保证手册》、《质量体系程序》及其支撑性文件.2.5.国际、行业有关安全、防火、交通运输等方面的标准、规定.3.工程用电概况
容量为150 MMSCFD的加纳国家天然气公司配电室以三台（两主一备）燃气发电机（975kw/0.44kv）运行为主，城市电网(33kv)经过变压器（33kv/0.44kv）降压运行为辅，柴油发电机（720kw/0.44kv）作为应急也作为“黑启动”的运行方式：柴油发电机先启动带动各设备运行为燃气发电机提供燃气，燃气发电机具备条件后即可运行，为配电室各段母线供电。各段之间设置母联柜，母联柜设有备自投装置。当燃气发电机中两台或以上出现故障时自动启动备用电源即从城市电网引33kv高压到配电室高压柜，再通过馈出柜连接到33kv/0.44kv变压器，变压后引致各段母线供电。当燃气发电机故障恢复满足供电条件时恢复燃气发电机供电。当燃气发电机和市电都不满足供电条件时，可启动应急方案即通过720kw/0.44kv柴油发电机供电.而当燃气发电机或市电满足供电条件时，系统可以实现自动切换供电。
TDE配电室进线柜电源由E-house提供.应急段母线电源由E-house应急段提供。
4.送电前准备工作和工作程序
4.1 所有配电屏、控制屏、开关柜以及柜内母线等应安装完毕。
4.2 变压器及母线应安装完毕。
4.3 配电室内部电缆敷设、接线应完成。
4.4 配电室照明工程应完工。
4.5 检查试验仪器是否完好。
4.6 调试引入的临时电源应质量高、可靠性强。
4.7 各种施工用电安全记录表格应齐全。
4.8 认真熟悉图纸及规范要求。
5． 电气调试
5.1 参与实验各种测量仪器，需要递交第三方的校验证书，检定合格的仪器应贴上标签。
5.2 电力变压器试验
5.2.1 测量绕组连同套管的直流电阻。
a）测量应在各分接头的所有位置上进行。
b)变压器的直流电阻与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于2%。
5.2.2 检查所有分接头的变压比，与制造厂名牌相比应无明显差别，且应符合变压比的规律。
5.2.3 检查变压器的三相组别，必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符。
5.2.4 测量绕组连同套管的绝缘电阻，其绝缘电阻不应低于产品出厂试验值的70%。
5.2.5 绕组连同套管的交流耐压试验，试验电压56kv，试验时间为1分钟。
5.2.6 在额定电压下对变压器的冲击合闸试验，应进行5次，每次间隔时间宜为5分钟，无异常现象；冲击合闸宜在变压器高压侧进行；对中性点接地的电力系统，试验时变压器中性点必须接地。
5.2.7 检查变压器的相位必须与电网一致。
5.3互感器试验
5.3.1 测量绕组的绝缘电阻，测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及对外壳的绝缘电阻。
5.3.2 绕组连同套管对外壳交流耐压试验，试验电压45kv,耐压时间为1分钟。
5.3.3测量电压互感器的空载电流，应在互感器的铭牌额定电压下测量空载电流，空载电流与同批产品的测得值或出厂数值比较，应无明显差别。
5.3.4 检查互感器变比，应与制造厂铭牌相符。
5.4真空断路器试验
5.4.1测量绝缘拉杆的绝缘电阻。用2500V摇表测量，其绝缘电阻值应不低于2000MΩ。
5.4.2测量每相导电回路的电阻。其测量方法及电阻值应符合技术条件的规定。
5.4.3交流耐压试验。应在断路器合闸及分闸状态下进行耐压试验。在合闸状态下，其试验电压标准为89kv）；在分闸状态下，真空灭弧室断口间的实验电压应按产品技术要求的规定，实验中不应发生贯穿性放电。
5.4.4 测量断路器分、合闸时间，应在断路器额定操作电压及液压下进行，实测数值应符合产品技术要求的规定。
5.4.5 测量断路器主触头，分、合闸的周期性应符合产品技术条件的规定。
5.4.6断路器合闸过程中，触头接触后的弹跳时间，不应大于2ms。
5.4.7测量分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻值，不应低于10 MΩ；直流电阻值与产品出厂实验值无明显差别。
5.4.8 断路器操作机构实验
a）合闸操作
操作电压在85%-110%Un范围内时，操作机构应可靠动作。
b）脱扣操作
当在分闸试圈端钮处测得的电压大于额定值的65%时，应可靠的分闸，当小于额定值的30%时，不应分闸。
C）模拟操作实验
在额定电压下对操动机构进行就地或远控的合、分、重合等试验，操作次数不得少于3次。每次操作断路器均应正确、可靠地动作，其联锁及闭锁装置回路的动作应符合产品及设计要求。
5.5 电力电缆试验
5.5.1 测量各电缆线芯对地或对金属屏蔽层间和各线芯间的绝缘电阻。
5.5．2 交流耐压试验：高压电缆试验电压为52kv（依据电缆表册），试验持续时间都为1分钟；
5.5.3检查电缆线路两端相位应一致，与电网相位相符合。
5.6 发电机试验
试验内容：1.绕阻的绝缘电阻，在常温下不低于0.5 MΩ。2.直流电阻测量，与出厂值比较，相互差别不应超过2%。3.定子绕组的交流耐压试验，试验电压值为1500v，试验时间为1min。
5.7 避雷器试验
5.7.1 测量绝缘电阻。用2500v的摇表测量，其绝缘电阻不能低于1000 MΩ。
5.7.2 测量避雷器的工频放电电压。其放电电压和出厂值比较不能超过5%。
5.8 继电保护参数整定
继电保护参数整定按设计给定值进行整定。
5.9中央信号系统回路模拟试验
按回路进行模拟实验，信号指示正确，动作准确、可靠。
5.10 低压试验
5.10.1 测量低压电器连同所连接电缆及二次回路的绝缘电阻值，不应小于1 MΩ。
5.10.2电压电器采用的脱扣器的整定，应符合下述规定：
各类过电流脱扣器、失压和分励脱扣器、延时装置等，应按使用要求进行整定，其整定值误差不得超过产品技术条件的规定。
5.10.3低压电器连同所连接电缆及二次回路的交流耐压试验，试验电压为1000V，试验持续时间为1分钟。
6具备送电的条件
6.1 配电室内装饰完成；
6.2 所内电气安装工程结束；
6.3 与送电有关的电气调试工作结束；
6.4 变电所电源进线安装、调试结束，上级变电所具备送电条件；
6.5 变电所“三查四定”结束，对查出的问题整改完成；
6.6 操作、监护人员落实，并熟悉送电方案及倒闸操作票；
6.7 各项测试器具、绝缘器械、通讯工具准备齐全；
6.8 各种安全警示牌、安全警械线、消防器材准备齐全；
6.9 盘柜内、所内卫生清理完。
7送电步骤
7.1柴油发电机供电
7.1.1专人检查配电室内各开关柜均处于断开位置。检查系统绝缘并有记录
7.1.2 启动柴油发电机，用验电笔在进线柜后验电，验电指示和相序应正确。
7.1.3合各段母线联络开关，查看盘装表计指示，应指示正确。并进行两段联锁试验.7.1.4空载运行72小时，变电所受电成功。
7.2 燃气发电机供电
7.2.1专人检查配电室内各开关柜均处于断开位置。检查系统绝缘并有记录。
7.2.2 启动柴油发电机给燃气发电机提供燃气后启动燃气发电机，用验电笔在进线柜后验电，验电指示正确。
7.2.3 将母联断路器送入工作位置并合闸。查看盘装表计指示，应指示正确。
7.2.4空载运行72小时，变电所受电成功。
7.333KV至440v送电
7.3.1专人检查高压系统及所有的低压系统绝缘并有记录。
7.3.2再检查一遍开关位置，所有的高压、低压开关均须在试验、断开位置。
7.3.3通知上级变电所，对进线线路送电，并确保有电。
7.3.4直流系统送电，使信号、控制、保护小母线带电。投入各受电范围设备的各项继电保护。
7.3.5将接地刀打开,把H01柜断路器推至工作位置，插CZ插头，并检查CZ插头、二次保险等均在工作位置 且接触良好，各保护压板在投人位置
7.3.6合上进线柜合闸控制电源，转换开关-SLR打在就地位置。
7.3.7操作-SQ0合闸开关，合H01柜断路器，高压母线带电。
7.3.8在H01柜查看PT显示电压，三相数值应对称，测量其相序应为正相序，盘上表针指示应正确，并作记录。
7.3.9将接地刀打开，把H02柜断路器推至工作位置（程序同7.3.5）。
7.3.10合上进线柜合闸控制电源，转换开关-SLR打在就地位置。
7.3.11操作-SQ0合闸开关，合H02柜断路器，变压器带电。在其低压母线测量其电压、相序均应正常。
7.3.12对变压器进行5次冲击合闸试验，每次间隔时间宜为5分钟，无异常现象.7.3.13合CB7断路器，二段母线带电，合CB5断路器一段母线也带电，检测其电源的相别，同相电压为零，异相电压应为线电压。
7.3.14空载运行72小时，变电所受电成功
7.4 TDE配电室送电 ：详细步骤参考7.38 质量记录
8.1 施工工程记录执行公司质量体系文件的规定。
8.2 竣工资料表格，当施工合同有规定时，按合同规定的表格执行。施工进度计划及劳动力安排
根据实际施工需求编制进度计划及劳动力安排。设备、仪器装置
10.1试验用设备、仪器
1）交流耐压试验设备
2）高压直流发生器
3）互感器综和测试仪)直流电阻测试仪
5）绝缘电阻测试仪
6）继电保护测试仪)全自动变比测试仪
8）相序表
9）数字万用表
10)高压试电笔
11)对讲机
10.2安全用具
1）绝缘棒
2）绝缘手套
3）绝缘靴
4）接地棒
5）绝缘胶皮
6）灭火器
11安全措施 11.1参加施工及操作人员必须认真熟悉施工方案，严格遵守《电业安全工作规程》。所有人员必须是电气持证人员。
11.2进行交、直流耐压试验时，被试设备周围应拉警戒线，悬挂警示牌，并设专人监护。电气试验人员至少2人以上参加试验。
11.3进行直流耐压试验时，试验后必须先放电后拆除接线。
11.4 继电保护测量仪表试验时，应核准试验电压及量程。
11.5 电气调试人员应穿绝缘鞋。
11.6 送电操作人员及监护人员应穿绝缘鞋，戴绝缘手套。
11.7 送电操作执行唱票方式，操作人员必须按唱票内容进行操作。唱票人员必须按事先批准的操作票进行唱票。
11.8 配、变电室外必须拉设警戒线、悬挂警戒牌，诸如：“禁止合闸”、“高压危险”、“禁止入内”等，一切无关人员禁止入内。
11.9 变电所内设干粉灭火器或四氯化碳灭火器，门口应设干沙箱。
倒电源操作方案 篇5
为了确保电源切换过程中各车间设备开停做到有条不紊，及时准确，保证设备安全稳定运行，特制订本方案。总指挥：王学德、冯正平
副总指挥：陈崇贤、蔡向云、荆延明、聂文忠、曹永松、孙海华 成员： 各车间技术员及当班人员 正常电源切换方案 电气部分：
电气指挥：孙海华、侯飞
操作：三期：马洪海 孙庆国、王宗亮；二期：付佃发、何金睿、杜夕德 二、三期值班电工按通知时间全部到位，电话保持畅通，接到切换命令后方能操作。操作步骤如下： 一、三期电源倒二期
1、拉开二期配电室低压侧电容器开关，并确认已断开。
2、拉开二期配电室低压各电源出线开关，并确认已断开。
3、拉开二三期联络开关及隔离刀闸，并确认已拉开。
4、将二期配电室低压进线开关摇至运行位置，确认无误后合上开关。
5、合上二期配电室低压各电源出线开关。（先送锅炉给水泵、风机及煅烧循环水泵电源开关，送电后及时通知岗位）。
6、合上二期配电室低压侧电容器开关。
7、确认三期联络柜开关及隔离刀闸在断开位置，合上二期联络开关柜隔离刀闸，并合上二期联络开关柜开关。
8、在三期确认联络柜开关下触头带电。
9、拉开三期配电室低压侧电容器开关，并确认已断开。
10、拉开三期配电室低压各电源出线开关，并确认已断开。
11、拉开三期配电室低压电源进线开关，并将其摇至检修位置。
12、合上三期联络开关柜隔离刀闸，并合上三期联络开关柜开关。
13、合上三期配电室低压各电源出线开关。（先送锅炉给水泵、风机及煅烧循环水泵电源开关，送电后及时通知岗位）。
14、合上三期配电室低压侧电容器开关。
电源切换完毕通知各车间进行正常操作，电工班负责二三期煅烧循环水泵的启停操作。二、二期电源倒三期
1、拉开三期配电室低压侧电容器开关，并确认已断开。
2、拉开三期配电室低压各电源出线开关，并确认已断开。
3、拉开二三期联络开关及隔离刀闸，并确认已拉开。
4、将三期配电室低压进线开关摇至运行位置，确认无误后合上开关。
5、合上三期配电室低压各电源出线开关。（先送锅炉给水泵、风机及煅烧循环水泵电源开关，送电后及时通知岗位）。
6、合上三期配电室低压侧电容器开关。
7、确认二期联络柜开关及隔离刀闸在断开位置，合上三期联络开关柜隔离刀闸，并合上三期联络开关柜开关。
8、在二期确认联络柜开关下触头带电。
9、拉开二期配电室低压侧电容器开关，并确认已断开。
10、拉开二期配电室低压各电源出线开关，并确认已断开。
11、拉开二期配电室低压电源进线开关，并将其摇至检修位置。
12、合上二期联络开关柜隔离刀闸，并合上二期联络开关柜开关。
13、合上二期配电室低压各电源出线开关。（先送锅炉给水泵、风机及煅烧循环水泵电源开关，送电后及时通知岗位）。
14、合上二期配电室低压侧电容器开关。
电源切换完毕通知各车间进行正常操作，电工班负责二三期煅烧循环水泵的启停操作。
紧急停电或事故停电操作方案：
遇到突然停电首先应查明是高、低压开关跳闸，还是市电停电，如是开关跳闸，则查明原因，排除故障后恢复送电，如是市电停电，值班人员要第一时间询问供电部门停电原因，及时通知车间负责人及相关值班岗位。确认短时间无法供电时，在最短时间内，按发电机安全操作规程和停、送电倒闸操作规程进行停电、送电操作。（附发电机操作规程）。操作步骤：
1、确认发电机出线开关在断开位置，按发电机开机操作规程启动发电机，并确认发电机运行正常。
2、拉开二、三期配电室低压进线开关，并摇至检修位置。
3、拉开二、三期配电室低压侧电容器开关，并确认已断开。
4、拉开二、三期配电室低压各电源出线开关，并确认已断开。
5、拉开二、三期联络开关及隔离刀闸，并确认已拉开。
6、合上发电机出线电源开关。并确认二期母线带电。
7、合上二、三期联络开关为三期供电，并确认三期母线带电。母线送电完成后，首先为三期大水套给水泵送电，其次是二、三期水套冷却循环水泵，（如果在晚上要及时送上煅烧、锅炉照明电源以保证安全操作）开泵时要注意先后顺序，不能同时开以免因启动电流大造成发电机停机。然后根据发电机负荷情况其他设备需要启动时必须通知电工值班人员，经允许后方可送电启动。电工值班人员要随时检查发电机运行及燃油情况并做好记录。
市电来电后，首先通知各车间停止运行设备，做好电源切换准备，接到切换命令后，首先拉开各出线开关确认没有负荷后，拉开发电机出线开关并确认已拉开，停下发电机（严禁带负荷停发电机）。然后按正常送电步骤进行操作。锅炉车间
三期锅炉电源切换操作方案
接电工通知，确定电源切换准确时间，并进行工作安排；由于在切换时人员不足，二期留有一人值班，其余人员去三期操作。
锅炉指挥：聂文忠、王兰木、陈家光 锅炉操作：当班运行人员 具体步骤：
1、电源切换前10分钟，将锅炉、水套水位保持至较高水位运行；
2、切换前5分钟，将除氧器蒸汽手动阀门关闭，并停止除氧器给水泵运行；
3、切换前3分钟，所有阀门操作人员到现场准备；
具体人员分工安排：4人操作两台锅炉省煤器出口阀门，1人操作水套给水泵出口阀门，1人操作两台锅炉的减温水手动阀门，1人负责主控室电脑的监控（电动调节阀门、水泵操作），4、切换前1分钟监控人员开始将锅炉给水泵、水套给水泵的变频逐渐下调，直至停止运行。
5、在给水泵变频逐渐下降的同时，操作人员先关闭两台锅炉省煤器出口阀门、后将减温水手动阀门关闭，将水套给水泵出口阀门关闭。在关闭完以后监控人员密切注意锅炉过热器蒸汽出口温度，如果温度超过500℃，立即联系操作人员开启过热器疏水阀，保证过热器不超温；
6、待电工将电源切换完毕后，监控人员迅速水套给水泵、锅炉给水泵，待给水泵转速升至正常运行的转速及压力，开启给水泵出口阀门，省煤器出口阀门，减温水手动阀门，恢复正常运行；
7、待阀门操作完毕后，启动除氧器给水泵，开启除氧器蒸汽手动阀门，使除氧器恢复正常运行。
8、条件许可时，开启锅炉旁通烟道闸板进行系列操作。
二期锅炉电源切换操作方案
接电工通知，确定电源切换准确时间，并进行工作安排；由于在切换时人员不足，三期留有两人值班，其余人员去二期操作。
具体步骤：
1、电源切换前10分钟，将锅炉水位保持至较高水位运行；
2、切换前5分钟，将除氧器蒸汽手动阀门关闭，并停止除氧器给水泵运行；
3、切换前3分钟，所有阀门操作人员到现场准备；
具体人员分工安排：2人操作两台锅炉省煤器出口阀门，1人负责关闭锅炉给水管路手动阀门的操作，1人负责主控室的监控（电动调节阀门、水泵操作）；
4、切换前1分钟监控人员开始将锅炉给水泵的变频逐渐下调，直至停止运行。
5、在给水泵变频逐渐下降的同时，操作人员将两台锅炉省煤器出口阀门。
6、待电工将电源切换完毕后，监控人员迅速启动锅炉给水泵，待给水泵转速升至正常运行的转速时，开启给水管路手动阀门、省煤器出口阀门，恢复正常运行；
7、待阀门操作完毕后，启动除氧器给水泵，开启除氧器蒸汽手动阀门，使除氧器恢复正常运行。
三期锅炉车间停电操作方案
一、全部停电处理
1、班长首先安排人员对锅炉、水套运行监控电脑进行监控；
2、立即派人先关闭省煤器出口手动进水阀门、然后关闭减温水手动阀门；
3、为防止在停电过程中过热器超温，停电时间较长时（5分钟以上）应当手动开启过热器安全阀，同时冷却过热器，防止过热器超温、造成爆管；
4、迅速联系电工及相关人员确定是否长时间停电，并将现场情况及时汇报给领导。如果确定为长时间停电应做停炉准备；待厂内发电机启动后，立即启动水套给水泵，保证水套的正常运行。如果确定为短时间停电后应尽量在水位、压力允许的情况下短时间坚持运行。
二、部分电源中断处理
1、如果给水泵停电，应立即通知电工及相关技术人员，到现场处理，尝试启动备用水泵，如不能启动，要协助电工查找原因，在处理期间应严格监视锅炉水位，当水位低于锅炉最低安全水位时，而水泵仍不能恢复供水时，应立即做停炉处理；密切注意过热器出口温度，防止过热器超温；
2、如果引风机停电，应立即通知电工及煅烧操作人员，并尝试启动备用引风机，如不能启动要做保持锅炉半负荷运行，然后协助相关人员进行查找原因。
二期锅炉车间停电
一、全部停电处理
迅速联系电工及相关人员确定是否长时间停电，5分钟以上为长时间，并将现场情况及时汇报给领导。如果确定为长时间停电应做停炉准备。如果确定为短时间停电后应尽量在水位、压力允许的情况下短时间坚持运行。
二、部分电源中断处理
1、如果给水泵停电，应立即通知电工及相关技术人员，到现场处理，尝试启动备用水泵，如不能启动，要协助电工查找原因，在处理期间应严格监视锅炉水位，当水位低于锅炉最低安全水位时，而水泵仍不能恢复供水时，应立即做停炉处理；密切注意过热器出口温度，防止过热器超温；
2、如果引风机停电，应立即通知电工及煅烧操作人员，并尝试启动备用引风机，如不能启动要做保持锅炉半负荷运行，然后协助相关人员进行查找原因。
煅烧车间：
二 三期煅烧炉电源切换操作方案
指挥：陈崇贤、荆延明、曹永松 操作：车间技术员及当班人员
一、停电前准备工作
1.烧炉倒烟道闸板，烟气走附道 2.停电前煅烧炉缓冲仓，炉面料斗加满料 3.排烟机缓慢停止，并停电源 4.收尘风机停止（排料工负责）
5.水套供水泵停止并关闭出水阀门运行（电工负责）
二、送电后开车工作
1、水套供水泵开启并开到停止前阀门开度。（电工负责）
2、联系锅炉泵开启并运行正常后，烧炉倒烟道闸板烟气走锅炉
3、排烟机缓慢开启（煅烧炉工负责）
4、收尘风机运行(电工负责）
5、煅烧炉加料等工作回复正常
倒送电方案 篇6
为加强我县城区餐厨垃圾的管理，保护城区环境卫生，根据社情民意及县委县政府主要领导批示，县综合行政执法局将集中开展城区餐厨垃圾专项整治行动。现结合我局工作实际，制定本实施方案：
一、目标任务
严厉查处随意倾倒餐厨垃圾违法行为，从源头上严控餐厨垃圾造成的污染，杜绝餐厨垃圾与其他垃圾混投混运，规范餐厨垃圾排放、收运、处置行为，助力全国文明城市创建，维护城市市容环境卫生，保护生态环境。
二、整治范围和对象
县城区域内，所有产生、排放餐厨垃圾的单位和个人。
三、整治责任主体：直属执法中队、XX执法中队、XX执法中队、XX执法中队
四、整治内容
加强餐厨垃圾投放、收运、处置监管，全面整治餐饮服务单位偷倒、乱倒、错倒等不规范投放餐厨垃圾（泔水、油污）等问题。重点整治以下5个方面的违法违规行为：
1.将餐厨垃圾偷倒、乱倒于雨水管道、河道、绿地、水库、沟渠、厕所等的违法行为。
2.未经固液分离、油水分离，直接将餐厨垃圾倒入污水管道的乱倒行为。
3.餐厨垃圾裸露堆放，将泔水、油污倒在地面，造成地面污染的行为。
4、将餐厨垃圾混合投放在其他垃圾收集容器中的行为。
5、未落实餐厨垃圾收运联单制，收运过程中将餐厨垃圾偷倒、乱倒的行为。
五、工作措施
（一）加强宣传引导，大力营造严管严治工作氛围
充分利用电视、报纸、微信公众号等网络媒体，大力宣传《XX市餐厨废弃物管理办法》等餐厨垃圾管理有关法律法规规章、餐厨垃圾管理和整治行动的目的意义、整治成果，提高社会各界特别是餐饮服务企业对打击偷倒泔水、油污专项整治工作重要性和必要性的认识，为餐厨垃圾管理工作营造“企业主动参与、群众积极监督”的良好社会舆论氛围。
（二）全面开展排查，落实餐厨垃圾产生单位主体责任
加强餐饮服务店、宾馆酒店、机关企事业食堂等餐厨垃圾产生单位基础资料收集、整理、建档工作，全面排查餐厨垃圾产生和收集情况；加强上门入户宣传，结合餐厨收运企业收集整理的相关信息，督促餐厨垃圾产生单位与取得许可的餐厨收运企业及时签订收运协议，将餐厨垃圾与非餐厨垃圾分类收集、单独投放，严禁将餐厨垃圾排入雨水管道、污水管道或混入生活垃圾中；严禁将餐厨垃圾倾倒在地面。指导餐厨垃圾产生单位建立完善台账，记录餐厨垃圾产生量、运输量和时间。
（三）发挥智慧城管作用，加强调查取证
加强对餐厨垃圾排放、收运监管，在加强巡查执法同时，要抓实餐厨垃圾管理与城管数字化平台对接，完善餐厨垃圾管理数据库；对部分区域增设监控探头，重点区域实行蹲点值守，对发现的偷倒、乱倒泔水、油污行为依法予以处罚。
（四）严格执法，查处餐厨垃圾偷倒、乱倒行为
建立健全执法机制，落实执法力量，严厉查处餐厨垃圾偷倒、乱倒等行为；设立举报电话，建立偷倒泔水、油污违法行为举报奖励制度。
六、实施步骤
具体分为四个阶段。
（一）宣传动员阶段
根据我局工作实际，结合前期餐厨废弃物专项整治行动工作，做好前期准备和动员部署，开展入户宣传，积极营造氛围，凝聚合力。
（二）全面排查阶段
全面开展餐厨垃圾排放、收集处理排查工作，加强餐厨垃圾产生单位基础资料收集、整理、建档工作，督促餐厨垃圾产生单位与取得许可的餐厨收运企业及时签订收运协议。
（三）重点整治阶段
加强巡查执法，完善调查取证，严查偷倒泔水、油污违法违规行为。建立举报奖励制度，对典型违法案例予以曝光。
（四）总结完善阶段
全面梳理专项整治工作情况，系统总结经验做法，建立健全长效机制。
七、工作要求
（一）加强组织领导
要提高认识，明确责任分工，抓重点，补短板，加强统筹协调，及时研究解决整治过程中的各类问题。整治工作期间，将对城区餐厨垃圾排放、收处管理和整治工作开展情况进行督促检查，全面推进整治工作再上新台阶。
（二）健全长效机制
倒送电方案 篇7
近年来电网规模不断扩大,电力系统网络结构日益复杂,电力用户对电能质量的要求越来越高。为保证电力系统供电可靠性,220 k V及以上电压等级的网络一般采用环形电网,110 k V及以下电压等级的网络大多采用备用电源自动投入装置(以下简称备自投)。
规程规定[1]:降压变电站内有备用变压器或者互为备用的母线段应装设备自投装置,且要保证在工作电源断开后投入备用电源。我局综合自动化变电站大多装有110 k V、10 k V桥开关(母分)备自投装置,以国电南自PSP 641和北京四方CSC-246装置为主。本文将分析和探讨我局泮洋变10 k V PSP641备自投在倒送电运行方式中的动作情况,并指出在运行和调试中应防范的技术措施。
1 运行方式及动作情况
110 k V泮洋变处于倒送电运行方式时,在运行人员操作过程中,PSP 641备自投发生了特殊条件下的动作。具体情况分析如下:
泮洋变10 k V侧为单母线分段运行方式,主接线图如图1所示,#1主变10 k V侧601开关、#2主变10 k V侧602开关均在冷备用状态,10 k V I、II段母线分段运行,通过611开关、625开关从配网向10 k V线路倒送电,母分开关600在热备用状态,备自投方式为桥开关备自投。
在操作过程中,当运行人员合上10 k V五一II线617开关时,由于配电站开关跳闸造成611失电而使10 k V I段母线失压,备自投动作,合上母分开关600开关,之后由于配电站开关跳闸造成625失电造成10 k V II段母线失压。同样,当运行人员合10 k V金融线626开关时,由于配电站开关跳闸造成625失电使10 k V II段母线失压,备自投动作,合上母分开关600开关,之后由于配电站开关跳闸造成611失电造成10 k V I段母线失压。
2 动作分析
在倒送电运行方式下,10 k V侧601开关、602开关均在冷备用状态,PSP 641备自投没有被闭锁而动作,这是此次备自投动作分析的主要问题。
2.1 PSP 641备自投装置原理
PSP 641备自投装置为国电南自的备自投装置[2],其充电条件和动作逻辑都是按各开关各自独立满足条件而动作,这里以桥开关备自投为例进行分析,一次接线形式如图2所示。
在1DL、3DL各自充电条件满足情况下,I段母线失压、I段进线无流为允许条件,1DL跳位为闭锁条件,延时T1跳1DL;1DL在跳闸位置、I段母线失压作为允许条件,II段母线无压为闭锁条件,延时T3合母分3DL,动作逻辑如图3所示。II段母线失压时同理,动作逻辑如图4所示。
2.2 现场检查情况
备自投动作后,继电保护人员根据现场情况对PSP 641装置进行了检查,经检查发现装置没有被闭锁,且其开入1、开入2、开入3三个开入量均表示开关在分位,说明601开关、602开关、600开关都在分位位置,开入量和现场运行状态一致,说明开入量反应正常。同时,在10 k V I、II段母线均有压,600开关热备用时,面板灯2(合600开关)、灯5(跳601开关)、灯7(跳602开关)均亮,说明备投完成充电。
2.3 动作分析
在当时110 k V泮洋变的倒送电运行方式下,母分开关600在分位,满足无闭锁条件,I段母线有压满足无动作条件,此时备自投母分开关600合闸充电条件满足,完成充电,与现场面板灯2(合600开关)灯亮相符。
当合上10 k V五一II线617开关后,由于配电站开关跳闸造成611失电而使10 k V I段母线失压,此时601开关在跳位、I段母线失压,II段母线有压,满足动作条件,故延时后合上母分开关600开关。同样,当合上10 k V金融线626开关后,由于配电站开关跳闸造成625失电而使10 k V II段母线失压,此时602在开关在跳位、II段母线失压,I段母线有压,满足动作条件,故延时后合上母分开关600开关。在当时情况下,PSP 641备自投动作情况符合厂家设计原理,装置动作正确。
3 存在问题及措施
3.1 常规备自投装置原理
常规备自投装置的充电条件为整体充电,本文以北京四方CSC-246系列为例进行分析[3],所谓整体充电指进线开关合位、母分分位、两段母线有压等条件都满足后,面板灯2(合600开关)、灯5(跳601开关)、灯7(跳602开关)均亮,说明备投完成充电,开放备自投保护,动作条件满足之后,备自投方能跳合开关。I母失压时动作逻辑如图5所示,II母失压时动作逻辑如图6所示。
3.2 PSP641备自投存在问题
PSP641备自投的充电条件和动作逻辑都是按各开关各自独立满足条件,所以泮洋变倒送电时由于母线失压导致备自投动作合母分开关600,其动作符合逻辑。在当时情况下,由于601开关、602开关均在冷备用状态,由于充电条件不满足,常规备自投是不会动作的,因此PSP641备自投存在动作逻辑不完善的问题。
3.3 技术防范措施
我局现有部分变电站还采用PSP641备自投保护,而PSP641备自投保护为停产产品,考虑其在正常方式下动作原理不存在问题等原因,采取以下技术措施以避免发生不必要的动作:
1)将现有的PSP641备自投保护列入技改项目,限期改造;
2)投运的PSP641备自投保护,系统由馈线转供电方式时,运行人员须将备自投保护退出;
3)运行人员投备自投装置时,应注意装置的充电标志,如有现场不能解决的异常情况,应及时反映,以便迅速得到解决;
4)要求厂家将基建、技改新投运的PSP系列备自投保护实现与常规原理一致的逻辑,现场验收时应验收是否符合要求;
5)备自投逻辑试验时,必须严格按照备自投逻辑进行,尤其应注意对备自投闭锁逻辑的试验;
6)在备自投装置投运时,必须实际带开关跳、合试验,不能用简单的模拟试验来代替。
4 结束语
电网规模的不断扩大,电力技术的日新月异,使备自投装置广泛应用于综合自动化变电站,其可靠性影响整个变电站乃至系统的安全稳定运行。本文通过对备自投在特殊运行方式中的动作行为进行分析,探讨了在运行和调试中应防范的技术措施,对于备自投装置的运行、设计、维护等方面具有一定的实际意义,对于保障系统安全、稳定、可靠、经济的运行具有重要现实意义。
参考文献
[1]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护规定汇编[M].北京:中国电力出版社,2000.State Electric Power Dispatching Center of China.Compilation of Power System Relay Protection Regulation[M].Beijing:China Electric Power Press,2000.
[2]承文新,姚卫兵.PSP641数字式备用电源自投装置技术说明书[Z].南京:国电南京自动化有限公司,2000.CHENG Wen-xin,YAO Wei-bing.Technique Instruction Book of PSP641Digital Reserved Auto-switch-on Device[Z].Nanjing:Guodian Nanjing Automation Co.,Ltd,2000.