变电所受送电施工方案.doc

扬子石化扩建45万吨/年精对苯二甲酸
（PTA）生产线
P3总降变电所受送电

施工方案

中国石化集团第四建设公司
南京扬子PTA项目部

编码：FCC—PTA/方案-039

重大
一般

√

综合

扬子石化扩建45万吨/年精对苯二甲酸
（PTA）生产线
P3总降变电所受送电

施工方案

编制：

校审：

批准：

中国石化集团第四建设公司
南京扬子PTA项目部
2006年4月10日

目 录

1 适用范围 1
2 工程概况 1
3 编制依据 1
4 施工工序及受、送电程序 1
5 P3 总降压站内部盘柜受、送电组织机构 3
6 受、送电计划 4
7 具体操作步骤 5
8 机具、仪器使用及措施用料计划 18
9 质量保证机构和质量保证措施 18
10 HSE管理及LEC评估 21

页码：20

1 适用范围
本方案适用于扬子石化公司扩建45万吨/年精对苯二甲酸（PTA）生产线氧化工段P3总降变电所受送电。
2 工程概况
2.1 P3总降压站由扬子石化公司热电厂35kV母线提供双回路电源；P3总降压站35kV部分配置：2台进线开关柜、3台变压器柜、1台母联柜、3台25000kVA的主变压器。6kV部分配置：55台中压开关柜、4台2500kVA变压器。2台电容器。
2.2 扬子石化公司热电厂35kV出线与P3降压站进线之间设线路纵差保护。P3总降压站的35kV和6kV电源均采用双电源供电，正常时双电源分列运行。母联开关柜设自动和手动切换装置，正常运行时，母联开关柜选择自动切换位置。当某一电源失电时，母联开关柜自动投入变为正常段为失电段供电；故障排除后，手动断开母联断路器恢复到双电源分列供电。P3 总降压站的35kV和6kV继电保护均由综合保护继电器实现，并设置一套微机监控系统（能源管理系统）以实现运行和故障时各种信号及数据的采集、记录、控制和管理。
2.3 P3总降压站受电包括：35kV6面高压开关柜接受扬子石化公司热电厂提供的双回路35kV电源，通过两台25000kVA；35/6kV降压变压器变为双回路6kV中压交流电，分别送到两段6kV中压柜，再由6kV中压开关柜为以下用户送电。空压机组通过一台25000kVA；35/10.5kV降压变压器提供电源，氧化反应富裕能量发电，反送到35kV母线为P3总降提供电源。
3 编制依据
3.1 SEI设计院设计的35kV、6kV、0.4kV图纸;
3.2 35kV、6kV、0.4kV开关柜随机资料，检、试验报告;
3.3 综合保护说明及检试、验报告;
3.4 扬子石化公司动力设备投用规定;
4 施工工序及受、送电程序
4.1 施工工序

安装、试验结束
A级共检点
建立受、送电组织机构
联合检查
新设备投用申请
操作票办理
受电前复查、确认
操作程序预演

正式受、送电
P3总降压站投入运行
移交业主运行管理
A级共检点

4.2 受电前P3总降压站应具备以下条件
4.2.1 变电所内部土建施工（含内装修）结束，门、窗完好，预留孔、洞封闭；
4.2.2 扬子石化热电厂到P3的两路进线及控制部分电缆应敷设到位，绝缘检查合格、终端头制作及耐压试验合格，接线正确；
4.2.3 与受、送电相关的安装、试验工作结束，相应的记录齐全，保护动作的模拟传动正确无误，并经项目组、监理、业主确认；
4.2.4 P3总降压站直流电源220V安装、试验结束，达到投入使用条件，能够为35kV、6kV及0.4kV系统提供控制及操作电源；
4.2.5 变电所受送电前，消防、通讯设施完好并达到正常使用条件；
4.2.6 受、送电前自检自查完毕，三查四定工作结束；
4.2.7 受、送电的有关设备及辅助安全用具等准备齐全。
4.3 高、低压盘柜及变压器受电程序
向上级提出书面申请，办理受送电的工作票

受送电部位检查
35kv I段系统受电、T2A（1＃）主变压器第一次充电

35kV单电源核相
.

T2A/T2B主变第二，三次充电

6KV合环试验

400V MCC3 II段受电

400V核相

6 KV系统备自投试验

35KV核相

35kv II段系统受电、T2B（2＃）主变压器第一次充电
PTA三降6kv I段系统受电
PTA三降35 kv系统合环试验、热电厂测试母差保护和线路纵差保护
PTA三降6kv II段系统受电
6KV核相

6kV高压柜二段进线
6 kV母联备自投
400V MCC3 I段受电

6KV变压器充电操作

400V MCC4 II段受电

400V MCC4 I段受电
400V系统备自投试验

35KV系统备自投试验

4.4 受、送电程序说明
4.4.1 依据扬子石化热电厂以及L90到货的实际情况，此次受、送电可能只有一段供电线路具备送电条件，受电方案将根据实际情况调整；
4.4.2 由于扬子石化公司P3总降压站电源最终由扬子石化公司220kV总站提供。变更线路后，仍需要对35kV盘柜受电程序重新进行；
4.4.3 P3总降35 kV系统合环试验、热电厂母差保护测试和线路纵差保护测试由电力调度以及电厂负责；
4.4.4 电缆、主变空载运行24小时考核；主变重瓦斯保护投信号，24小时内无瓦斯信号，则投跳闸；
4.4.5 受、送电计划因其他原因影响，不能按时送电，按实际开始时间的净工期运行；
4.4.6 方案中受、送电方式和步骤按业主方案编写，受、送电过程在业主统一指挥下，进行送电操作

5 P3 总降压站内部盘柜受、送电组织机构
5.1 现场受、送电组织机构
施工经理：张会祥

技术负责：王舒平

供应站：李克义
综合办：王建科
质检站：周常明
技术部：王舒平
经营部：郭庆金

工程部：高志敏

安监站：邹康桃
现场指挥：王龙湘

施工员：郭彤、刘志装

受、送电联络员：鄂程华

受、送电监护人：郭彤

受送电操作人：朱建华、任有春

6 受、送电计划
时间：计划2006年3月31日开始：
序号
内 容

26日 上午

26日 下午

27日 上午

27日 下午

28日 上午

1
35kV进线电缆冲电

2
35kV母线受电

3
两台主变受电

4
电缆、主变空载运行24小时考核

5
6kV母线受电

6
6kV 变压器受电

7
0．4kV母线受电

8
35 kV系统备自投试验

9
6 kV系统备自投试验

10
400V系统备自投试验

7 具体操作步骤
7.1 35KV 操作步骤
7.1.1 PTA三降35kVI段系统受电、T2A（1＃）主变压器第一次充电
7.1.1.1 检查所有受电范围内的设备（热电厂377、378开关及相关的闸刀；P3总降377、378开关；T2A、T2B变压器及相关设备；热电厂至化工厂377、378电力电缆）的安装工作已全部结束，验收合格；
7.1.1.2 确认P3 总降377、378、300、301、302、601、602、600开关在冷备用状态，35kV I段母线、35kV II段母线、T2A、T2B变压器高、低压侧绝缘合格；
7.1.1.3 确认断路器室、刀闸室的SF6气压正常，外观检查无异常现象；35kV所有开关直流操作电源工作正常，各二次控制小开关都已合好，各综合保护继电器工作正常；
7.1.1.4 将35kV各柜的远方/就地开关打至就地，377、378柜上的BZT开关打至退出；
7.1.1.5 得电调令，合3771刀闸，合377开关；合3001、3002刀闸，合300开关；合3011刀闸，合301开关；
7.1.1.6 将变压器瓦斯保护投信号，派一名监护人员去T2A （1＃）变压器室观察；
7.1.1.7 确认具备受电条件后，向电调申请对线路、PTA三降377、300、301新开关、35kVI、II母线、＃1主变充电；
7.1.1.8 受电后，检查35kV I段母线、35kv II段母线、301开关、1＃主变受电情况及保护动作情况；
7.1.1.9 如各保护均未动作，检查I段进线PT工作正常，确认电压显示正确；检查各综合保护继电器显示正常；
7.1.1.10 向上级汇报35kV I段系统受电情况。得电调令，分300开关，分3001、3002刀闸，分301开关。（301热备用，300冷备用，377运行）
7.1.2 P3 总降35kV II段系统受电、T2B（2＃）主变压器第一次充电：
7.1.2.1 确认P3 总降378、300、302、602开关在冷备用状态；
7.1.2.2 得电调令，合3782刀闸，合378开关，合3022刀闸，合302开关；
7.1.2.3 将变压器瓦斯保护投信号，派一名监护人员去2＃变压器室观察；
7.1.2.4 确认具备受电条件后，向电调申请对线路、P3 总降378、302新开关、35kVII母线、＃2主变充电；
7.1.2.5 受电后，检查35kV II段母线、302开关、2＃主变受电情况及保护动作情况；
7.1.2.6 如各保护均未动作，检查PT工作正常，确认电压显示正确；检查各综合保护继电器显示正常；
7.1.2.7 向上级汇报35kV II段系统受电情况，分302开关（302热备用，378运行）
7.1.3 35kV核相的操作步骤
35kV的6面盘柜一次回路均采用全封闭结构，因此采用二次核相方法。
7.1.3.1 确认377进线柜、378进线柜工作正常，确认两段PT工作正常，电压回路的二次开关合上；
7.1.3.2 测量进线柜的端子X6.16、X6.17、X6.18应显示如下数据；

AH11柜
AH16柜
X6.16
X6.17
X6.18
X6.16
0V
100V
100V
X6.17
100V
0V
100V
X6.18
100V
100V
0V
7.1.3.3 确认核相正确后，锁紧两段进线柜的柜门。通过带电显示器核相， ABB仪器上应显示如下数据；
AH11柜
AH16柜
A
B
C
A
没电
有电
有电
B
有电
没电
有电
C
有电
有电
没电
注：核相结束后，应做好相应的相色标识，以备下次受电时做好依据。
向上级汇报35kV 核相情况，得电调令，分378开关（378热备用）
7.1.4 35kV系统单电源核相
7.1.4.1 确认电厂378开关已转冷备用；
7.1.4.2 得电调令，合3001、3002刀闸，合300开关，分378柜PT二次小开关（一段电压小母线和二段电压小母线在300 合时自动并刀，如果两段电压相序不同则会短路跳PT二次小开关），合378开关（PTA六线378倒送电）；
7.1.4.3 检查35kV I段系统与35kV II段系统PT工作正常；
7.1.4.4 测量378柜PT二次小开关端子SM60：1与SM60：2、SM61：1与SM61：2、SM62：1与SM62：2应显示如下数据：

上端口
下端口
SM60：1
SM61：1
SM62：1
SM60：2
0V
100V
100V
SM61：2
100V
0V
100V
SM62：2
100V
100V
0V
7.1.4.5 确认核相正确后，锁紧进线柜的柜门；
7.1.4.6 向上级汇报35kV 单电源核相情况；
7.1.4.7 得电调令，分378开关（378热备用）；
7.1.5 P3 总降35kV系统合环试验、热电厂母差保护测试和线路纵差保护测试（此试验由电力调度及热电厂完成）
7.1.5.1 待电厂378、300开关转运行位置；
7.1.5.2 得电调令，合378开关。（35kV系统合环）；
7.1.5.3 检查35kV系统环流对P3 总降开关及继电保护的影响；
7.1.5.4 等待热电厂保护人员检查热电厂35 kV I、II段母差保护及PTA五线377、PTA六线378线路纵差保护的正确性；
7.1.5.5 得电调令，分300开关；
7.1.6 P3 总降T2A（1＃）主变第二、第三次充电
7.1.6.1 确认301开关在热备用，601在冷备用；
7.1.6.2 得到电调允许，合上301开关，对T2A 主变进行第2次充电；
7.1.6.3 确认601带电指示器灯亮；
7.1.6.4 确认T2A差动综合保护继电器检测正常；
7.1.6.5 观察变压器油色、油位，声音有无异常现象；
7.1.6.6 5分钟后分开301开关；
7.1.6.7 2分钟后合上301开关，对T2A 主变进行第3次充电；
7.1.6.8 再次确认T2A差动综合保护继电器检测正常。观察变压器油色、油位，声音有无异常现象；
7.1.6.9 5分钟后分开301开关；（301热备用）；
7.1.7 P3 总降T2B（2＃）主变第二、第三次充电：
7.1.7.1 确认302开关在热备用，602在冷备用；
7.1.7.2 得到电调允许，合上302开关，对T2B 主变进行第2次充电；
7.1.7.3 确认602容性电压指示器灯亮；
7.1.7.4 确认T2B差动综合保护继电器检测正常；
7.1.7.5 观察变压器油色、油位，声音有无异常现象；
7.1.7.6 5分钟后分开302开关；
7.1.7.7 2分钟后合上302开关，对T2B 主变进行第3次充电；
7.1.7.8 再次确认T2B差动综合保护继电器检测正常。观察变压器油色、油位，声音有无异常现象；
7.1.7.9 5分钟后分开302开关；（302热备用）；
7.1.8 P3 总降T2A（1＃）主变从一段母线倒到二段母线及T2B（2＃）主变从二段母线倒到一段母线操作试验：
7.1.8.1 确认3011、3022刀闸在合位，3012、3021刀闸在分位；
7.1.8.2 得到电调允许，合上301、302开关；
7.1.8.3 待电厂合300开关；
7.1.8.4 得电调令，合P3 总降300开关；
7.1.8.5 合3012、3021刀闸；
7.1.8.6 分3011、3022刀闸；
7.1.8.7 分P3 总降300开关（T2A（1＃）主变在二段母线运行，T2B（2＃）主变在一段母线运行）；
7.1.8.8 得电调令，合P3 总降300开关；
7.1.8.9 合3011、3022刀闸；
7.1.8.10 分3012、3021刀闸；
7.1.8.11 得电调令，分P3 总降300开关。（恢复正常运行方式）
7.2 6kV操作步骤
7.2.1 P3 总降6kV I段系统受电
7.2.1.1 确认PTA三降6kV I段母线、II段母线所有工作结束，母线绝缘合格，具备投运条件，6kV I段母线和II段母线所有出线开关、6kV母线分段600开关在冷备用状态，确认301开关在热备用;
7.2.1.2 确认6kV受电各柜直流操作电源工作正常，各二次控制小开关都已合好，各综合保护继电器工作正常；
7.2.1.3 将601柜和602柜的远方/就地开关打至就地，600柜上的BZT开关打至退出位；
7.2.1.4 将601开关、600开关由冷备用转热备用;
7.2.1.5 得到电调许可，合上601，600开关；
7.2.1.6 合上301开关对601、600开关、6kV I段母线、6 kV II段母线充电；
7.2.1.7 检查601、600开关、6kV I段母线、6 kV II段母线受电状况以及保护动作情况；
7.2.1.8 如各保护均未动作，检查一段进线和母线PT工作正常，确认电压显示正确；检查各综合保护继电器显示正常；
7.2.1.9 分开600开关，将600开关摇出柜外；
7.2.2 P3 总降6kV II段系统受电
7.2.2.1 确认302开关在热备用;
7.2.2.2 将602开关转热备用；
7.2.2.3 得到电调许可，合上602开关；
7.2.2.4 合上302开关对602开关、6 kV II段母线充电;
7.2.2.5 检查602开关、6 kV II段母线受电状况以及保护动作情况；
7.2.2.6 如各保护均未动作，检查二段进线和母线PT工作正常，确认电压显示正确；检查各综合保护继电器显示正常；
7.2.3 6kV核相操作步骤
7.2.3.1 由专人带绝缘手套将母联柜上下口挡板用专用工具撑开;
7.2.3.2 在600柜上下口核相，核相仪上电压表应显示如下数据；
上口
下口
A
B
C
A
0
6kV
6kV
B
6kV
0
6kV
C
6kV
6kV
0
7.2.3.3 撤出核相仪，将600开关转热备用，一次合相结束；
7.2.3.4 确认母线PT柜Y601、Y602在工作位置、运行状态；
7.2.3.5 测量柜内X603、X606、X609端子，应显示如下数据;
Y601
Y602
X2：200
X2：201
X2：202
X2：200
0V
100V
100V
X2：201
100V
0V
100V
X2：202
100V
100V
0V
7.2.3.6 撤出核相器，锁紧柜门，二次核相结束。
7.2.4 6kV合环操作步骤
7.2.4.1 得电调允许，合上600开关。（6KV系统合环）；
7.2.4.2 检查6kV系统环流对PTA三总降开关及继电保护的影响；
7.2.4.3 检查T2A、T2B主变差动保护的正确性；
7.2.4.4 得电调允许，分开600开关（600热备用）；
7.2.5 6kV变压器充电操作步骤
7.2.5.1 确认6kV变压器柜馈出至0.4kV进线柜的电缆及母线绝缘电阻合格；确认变压器柜647容性电压指示器灯不亮；确认6kV变压器柜的断路器在分闸状态，接地刀在接地位置；确认变压器的外观检查，绝缘检查合格，分接开关在指定位置，温度的触点在正常状态；
7.2.5.2 将647柜断路器转热备用；
7.2.5.3 将647柜内的控制电源小开关均合上；
7.2.5.4 合647开关，断路器可靠合闸，面板指示正确；
7.2.5.5 检查T3A变的油位、声音应正常；
7.2.5.6 5分钟后,分647开关，面板指示正确；
7.2.5.7 重复步骤第4，第5，第6步，对1#变压器冲击3次，每次间隔2分钟；
7.2.5.8 观察变压器人员与操作人员保持联系畅通，注意自身安全，并做好监护；
7.2.5.9 重复第1)至第7)步的操作步骤相应的开关位号改为650、649、648对变压器T3B、T4A、T4B充电
7.3 400V操作步骤
7.3.1 MCC3 I段受电操作步骤
7.3.1.1 确认变压器T3A投用，确认0.4kV母线相间及对地绝缘合格，各综合保护继电器工作正常；
7.3.1.2 确认母联柜HCOO 400断路器在冷备用；
7.3.1.3 确认母联柜转换开关SA100在手动位置；
7.3.1.4 将HAOO 401 断路器送至工作位置；
7.3.1.5 合HAOO 401；
7.3.1.6 检查HAOO 401开关、MCC3 I段母线受电状况以及保护动作情况；
7.3.2 MCC3 II段受电操作步骤
7.3.2.1 确认变压器T3B投用，确认0.4kV母线相间对地绝缘；
7.3.2.2 确认母联柜HCOO 400断路器在冷备用；
7.3.2.3 确认母联柜转换开关SA100在手动位置；
7.3.2.4 将HBOO 402 断路器送至工作位置；
7.3.2.5 合HBOO 402；
7.3.2.6 检查HBOO 402开关、MCC3 II段母线受电状况以及保护动作情况；
7.3.3 MCC4 I段受电操作步骤
7.3.3.1 确认变压器T4A投用，确认0.4kV母线相间对地绝缘；
7.3.3.2 确认母联柜JCOO 400断路器在冷备用；
7.3.3.3 确认母联柜转换开关SA100在手动位置；
7.3.3.4 将JAOO 401 断路器送至工作位置；
7.3.3.5 合JAOO 401；
7.3.3.6 检查JAOO 401开关、MCC4 I段母线受电状况以及保护动作情况；
7.3.4 MCC4 II段受电操作步骤
7.3.4.1 确认变压器T4B投用，确认0.4kV母线相间对地绝缘；
7.3.4.2 确认母联柜JBOO 400断路器在冷备用；
7.3.4.3 确认母联柜转换开关SA100在手动位置；
7.3.4.4 将JBOO 402断路器送至工作位置；
7.3.4.5 合JBOO 402；
7.3.4.6 检查JBOO 402开关、MCC4 I段母线母线受电状况以及保护动作情况
7.3.5 400V核相步骤
7.3.5.1 确认进线HAOO 401断路器、进线HBOO 402断路器在工作位置合闸；
7.3.5.2 确认母联柜HCOO 400控制开关断开位置，将HCOO 400拉出柜外；
7.3.5.3 HCOO 400柜上下口核相，标准电压表应显示如下数据
上口
下口
A
B
C
A
0
0.4kV
0.4kV
B
0.4kV
0
0.4kV
C
0.4kV
0.4kV
0
7.3.5.4 用相序表进行相序检查。锁紧柜门，一次核相结束；
7.3.5.5 确认进线JAOO 401断路器，进线JBOO 402断路器在工作位置合闸；
7.3.5.6 确认母联柜JCOO 400控制开关断开位置将JCOO 400拉出柜外；
7.3.5.7 JCOO 400柜上下口核相，标准电压表应显示如下数据：

上口
下口
A
B
C
A
0
0.4kV
0.4kV
B
0.4kV
0
0.4kV
C
0.4kV
0.4kV
0
7.3.5.8 用相序表进行相序检查；
7.3.5.9 将HCOO 400、JCOO 400转热备用，锁紧柜门，一次核相结束。
7.4 BZT试验操作步骤
7.4.1 35kV系统备自投试验
7.4.1.1 确认PTA三降在正常运行方式，35 kV I段母线与35kV II段母线、6kV I段母线与6kV II段母线核相正确；
7.4.1.2 确认35kV备自投装置在自动位置，6kV及400V备自投装置在自动位置；
7.4.1.3 待热电厂分开PTA五线377开关；
7.4.1.4 检查300开关备自投动作情况：PTA三降377开关应在分闸位置，300开关应在合闸位置，6kV及400V BZT应不动作；
7.4.1.5 待热电厂合上PTA五线377开关和35kV I、II母线分段300开关；
7.4.1.6 得电调令，合377开关，分300开关（热备用），恢复正常运行方式；
7.4.1.7 待热电厂分300开关，分开PTA六线378开关；
7.4.1.8 检查300开关备自投动作情况：PTA三降378开关应在分闸位置，300开关应在合闸位置，6kV 和400V BZT应不动作；
7.4.1.9 待热电厂合上PTA六线378开关和35kV I、II母线分段300开关；
7.4.1.10 得电调令，合378开关，分300开关（热备用），恢复正常运行方式
7.4.2 6kV系统备自投试验
7.4.2.1 确认PTA三降在正常运行方式；
7.4.2.2 确认6kV备自投装置在自动位置，400V备自投装置在自动位置；
7.4.2.3 得电调允许，分301开关；
7.4.2.4 检查600开关备自投动作情况：PTA三降601开关应在分闸位置，600开关应在合闸位置，400V BZT应不动作；
7.4.2.5 得电调允许，合601开关（6kV合环），分600开关（热备用），恢复正常运行方式；
7.4.2.6 得电调允许，分302开关；
7.4.2.7 检查600开关备自投动作情况：PTA三降602开关应在分闸位置，600开关应在合闸位置，400V BZT应不动作；
7.4.2.8 得电调允许，合602开关（6kV合环），分600开关（热备用），恢复正常运行方式；
7.4.3 400V系统备自投试验
7.4.3.1 确认PTA三降在正常运行方式；
7.4.3.2 确认400V备自投装置在自动位置；
7.4.3.3 分647开关；
7.4.3.4 检查HCOO 400开关备自投动作情况：PTA三降HAOO 401开关应在分闸位置，HCOO 400开关应在合闸位置；
7.4.3.5 分HCOO 400开关（热备用），合HAOO 401开关，恢复正常运行方式；
7.4.3.6 重复第1)至第5)步的操作步骤，647相应的位号改为650、649、648，HCOO 400相应的位号改为JCOO 400，HAOO 401相应的位号改为HBOO 402、JAOO 401、JBOO 402，对MCC3 II段、MCC4 I段、MCC4 II段进行BZT测试。
8 机具、仪器使用及措施用料计划
序号
名称
规格型号
单位
数量
备注
1
对讲机
TK—308
部
4

2
高压核相器
FDR
套
1

3
相序表
XZ—1
块
1

4
高压摇表
3122
块
1

5
低压摇表
2426A
块
1

6
绝缘棒

个
2

7
绝缘手套

双
4

8
绝缘靴

双
4

9
警戒绳

米
100

10
警示牌

个
30

11
万用表

块
1

9 质量保证机构和质量保证措施
9.1 质量管理组织机构
作业班组
经理：鄂承华
技术负责人：郭彤
质检员：彭文贵
项目质检站
工
程
：
王龙湘
供应
：
谢朝庆
技
术
：
郭

彤
劳资
：
许光英

9.2 P3 总降压站受、送电质量保证措施
9.2.1 盘柜基础安装自检，不直度、水平度、位置及不平行度合格后报检，检验合格后，由质检员粘贴检验合格标识，再进行下道工序盘柜安装。
9.2.2 盘柜安装垂直度、水平偏差、盘面偏差、盘间接缝的偏差在允许范围之内，安装牢固，油漆完整，接地可靠，盘柜内清洁整齐。
9.2.3 母线连接的搭接面平整清洁，搭接面积符合要求，连接牢固、紧密，并涂以电力复合脂，相色正确。
9.2.4 盘柜内元器件完好，固定牢固正确；一次线、二次线接线整齐准确，接线紧固可靠，标志齐全清晰，绝缘符合要求。
9.2.5 并列为同一设备供电的2根及2根以上电缆，电缆做头后必须由2人以上进行相序核对，并做好相同的相序标识。
9.2.6 盘柜的电缆出入口密封封堵良好。
9.2.7 手车或抽屉柜推拉灵活，机械闭锁可靠。
9.2.8 盘柜的母线、电缆、测量表计、元件、保护装置等全部电气试验合格，操作及联动试验正确。
9.2.9 受送电前，配电室干净清洁、无杂物。
9.2.10 经业主、项目部、 监理、确认每项工作程序；
9.2.11 安装、试验、检验状态记录齐全。

9.3 检试验计划
现 场 检 试 验 计 划
施工供方:中国石化集团第四建设公司
检验试验计划
文件状态
缩 写
项目名称
扩建45万/年PTA生产线项目及外围配套工程
单项工程:PTA装置电气试验
页数: 共1页
版本: 第 0版
A

A级共检点
B
业主
扬子石油化工股份有限公司
单项工程:PTA装置电气试验
B*

B级共检
C
施工管理
扬子工程公司
子单位工程:
注: B级以上停检点
合同号

序
号
内容 项目
执行规范/标准
共检等级
共检单位
完成情况
检查比例
共检报告表号
质安部
项目组
监理
FCC
1.
人员资质

A
√
√
√
√

/

2.
主要施工设备

B

√
√
√

/

3.
材料合格证

B

√
√
√

/

4.
变压器试验
变压器常规试验
GB 50150-91
C

√

/
J504
5.
变压器耐压试验
GB 50150-91
B

√
√
√

/
J504
6.
6kV中压开关柜
开关柜特性试验
GB 50150-91
C

√

/
J507
7.
开关柜耐压试验
GB 50150-91
B

√
√
√

/
J507
8.
35kV高压开关柜
开关柜特性试验
GB 50150-91
C

√

/
J507
9.
开关柜耐压试验
GB 50150-91
B

√
√
√

/
J507
10.
电缆
绝缘耐压试验
GB 50150-91
C

√

/
J508
11.
相序检查
GB 50150-91
B

√
√
√

/
J508
12.
电动机
电动机常规试验
GB 50150-91
C

√

/
J502
13.
电动机绝缘耐压
GB 50150-91
B

√
√
√

/
J502
14.
母线绝缘耐压
GB 50150-91
B

√
√
√

/
J512
15.
变电所送电
GB 50150-91
A
√
√
√
√

/

10 HSE管理及LEC评估
10.1 HSE管理体系
施工经理：鄂承华

安监站：邹康桃

质检
：

彭文贵

供应：

谢朝庆

工程
：

王龙湘

技术
：

郭

彤

作业班组

10.2 P3总降压站受、送电HSE管理措施
10.2.1 P3总降压站土建施工必须全部结束，交安装单位（电仪公司专业项目部）真正实行专区管理，与电气无关人员严禁入内。
10.2.2 在受、送电之前必须做好以下工作：
10.2.2.1 成立受、送电组织机构。
10.2.2.2 选择具有35kV安装、试验、操作资格的电工做监护人、操作手，熟悉受送电操作程序和操作范围。
10.2.2.3 制定好受、送电的具体步骤，根据电气操作规程填写好操作票。
10.2.2.4 正式受、送电前由现场送电指挥组织安全、质量、技术现场负责人、监护人、操作人对将要受电的盘柜、变压器、电缆的安装、试验情况进行认真的检查，确认无任何安全隐患并经项目组、监理和业主安全、质量管理部门检查合格。
10.2.2.5 变压器室，高、低压盘设备柜间，拉警戒绳设置临时警戒区，备好各种代明显提醒语言和触电标志的警示牌。
10.2.3 在P3 总降压站受、送电时和受电后，与受送电无关人员严禁进入警戒区内。
10.2.4 受送、电监护人、操作人只接受现场受、送电指挥一人发出的指令，其他任何人无权指挥。
10.2.5 受、送电的操作人员，一定要按规定穿着防护用品，使用合格的验电设备。
10.2.6 受、送电过程中，由唱票人按操作票发出操作口令，操作人重复一遍操作口令得到唱票人的确认，方可按口令进行操作。严紧无口令操作或不按口令操作。
10.2.7 相序检查及使用验电笔验电时，应避免由验电造成接地短路。应将验电设备缓慢接近带电体，切忌快速接近。
10.2.8 受、送电结束后，在盘柜上挂相应的警示牌。并实行值班制度，直至总降压站交付业主管理。
10.3 危险源辨析、LEC评估：
针对P3 总降压站受、送电的具体特点，对危险源进行分析评估，凡是四级、五级危险源从管理措施上控制，三级以上危险源制定控制措施。

附表1：电气试验危险源辩识、风险评估表
序号
业务活动
作业步骤
分解
　HSE因素
　特征　
现行控制措施
暴露于风险中人员（E）
伤害的可能性（L）
伤害的严重度（C）
风险水平（D）
补充措施
风险等级
1
电气试验
蓄电池施工
电解液、可燃性气体
烧伤、易燃易爆、污染环境
使用专用器具、劳保，施工场所通风良好、禁止烟火、妥善保存电池
2
2
1
4

五级
2
常规试验
各种电源
触电
配漏电保护器、正确使用仪器设备
4
2
1
8

五级
3
高压试验
高电压、大电流、电磁辐射
触电、电弧、闪络、火花、被试品损坏、影响健康
专人监护、悬挂明显标识、围警戒绳、保持安全距离、遵守安全规程、劳保着装，使用合格设备。
4
2
7
56

四级
4
受送电
带电设备
触电、着火
有受送电方案
1
2
7
14

五级
5
选用的电线、缆不符合使用要求
电气设备
触电、电弧、闪络、火花、被试品损坏、影响健康
设备的正确使用，配置
7
1
15
105

四级
6
开关箱、开关、插座的型号及规格不符合安全要求
电气设备
触电、着火
配合格开关箱、开关、插座的、正确使用仪器设备
7
2
5
70

四级
7
电气试运
电机
触电、机械损伤
接线正确、绝缘检查合格、设置警戒标志和保护、
2
3
3
18

五级

页码：22

11 受、送电确认单
附表
序号
内 容
确认
备 注

确 认 单 位
项目组：
电气车间：
监理：
四公司：

核相表

测 量 方 式

PT二次核相
进线柜的端子X6.16、X6.17、X6.18
AH11
AH16
X6.16
X6.1