第一篇：龜都府水電站啟動投產方案（模版）

龜都府水電站啟動投產方案

龜都府水電站啟動投產方案

0

批準：

審核：

匯編：

編制：

龜都府水電站啟動投產方案

龜都府水電站啟動投產方案

一、啟動投產設備

（一）龜都府水電站1、110KV龜雅線出線開關1193DL，出線刀閘11931G、11933 G;

2、110KV母線、母線PT及附屬刀閘；

3、＃1主變、主變開關及附屬CT、刀閘；

4、10KVⅠ母線、母線PT及附屬刀閘；

5、#1發電機、發電機出口開關、出口PT及附屬CT、刀閘；

6、110KV龜雅線線路、線路PT及加工設備；

7、以上設備繼電保護、安全自動裝置、通訊遠動裝置、計量和同期裝置。

（二）110KV龜雅線全線

二、啟動投產應具備條件

1、已與雅安市電力公司簽訂“并網協議”，與雅安市電力公司生產調度部簽訂“調度協議”；

2、已向調度部門辦理新設備投入運行申請手續，按調度規程規定報送有關圖紙資料，并按調度下達的文件完成對現場設備的統一命名編號；

3、龜都府電站落實有權接受調度命令運行人員名單，經雅安市調度機構培訓考試合格方可有權接受調度命令。

4、待啟動投運設備安裝調試完成，驗收合格，具備啟動和運行條件，繼電保護按調度部門下達的定值通知（或命令）整定，龜都府水電站啟動投產方案

整組試驗正確，可以投入運行；

5、110KV龜雅線已實測參數并報雅安市電力公司生產調度部，線路無人工作，無短路接地線，可以送電；

6、至調度部門的通訊暢通，穩定可靠，遠動信息傳送準確無誤；

7、計量裝置安裝調試完成，精度符合要求，并經雅安電力公司營銷部確認；

8、待啟動投產設備開關、刀閘、接地刀閘均已拉開并鎖好；

9、現場整潔，無妨礙運行操作及影響投運設備安全的雜物；

10、啟動委員會同意啟動投產；

11、雅安市調當值調度員同意啟動操作；

12、站端自動化系統調試人員與雅安市電力公司生產調度部通自中心自動化值班室核對龜都府水電站待投產開關、刀閘的自動化信息狀態正確。

三、啟動投產日期

2007年11月

日

四、啟動操作程序

（一）七盤變電站對110KV七蒙線、龜雅線及龜都府水電站110KV母線沖擊合閘

此項工作由雅安市調負責，充電正常后和雅安市調核實；

1、按定值單要求整定并啟用110kV龜雅線1193DL線路保護，零功方向元件和重合閘停用；

2、按定值單要求整定并啟用110kV七蒙線1105DL線路保護，龜都府水電站啟動投產方案

零功方向元件和重合閘停用；(壓縮七蒙線1105DL線路保護Ⅱ、Ⅲ時限定值)

3、充電正常后七盤變電站110KV七蒙線出線開關、龜都府水電站110kV龜雅線1193DL、出線刀閘11933G、11931G及110KV母線、母線PT保持運行狀態；

4、核實龜都府水電站110kV母線PT 定相正確；(如果相序不正確，在龜都府電站110kV母線處換相)

5、核實龜都府水電站110KV龜雅線1193DL同期回路正確。

（二）龜都府水電站對＃1主變零起升壓

1、核實#1主變、#1發電機及附屬設備均處于冷備用狀態，無任何安全措施，具備帶電條件；

2、核實#1主變分接頭檔位已按雅安市調要求調整；

3、按定值單要求啟用#1主變所有保護，停用110kV側中性點間隙接地保護和后備保護方向元件；

4、將#1主變不帶方向的后備保護動作時限改為0.5秒并啟用；

5、合上#1主變110kV側中性點接地刀閘11919G；

6、合上10KV I母PT刀閘10117G；

7、合上#1主變1091G；

8、合上＃1發電機出口PT刀閘1012G、1013G、1014G、1015G(廠用電、機組保護及發電機其余回路由電廠自行負責)；

9、將#1發電機出口101DL由冷備用轉熱備用；

10、合上#1發電機出口101DL；

龜都府水電站啟動投產方案

11、啟動#1發電機正常，維持空載額定轉速（不加勵磁電流）；

12、逐漸增加#1發電機勵磁電流，對10kVI母、#1主變零起升壓至額定值；

13、在#1發電機機端PT與10kVI母PT間核相，檢查相位、相序正確；

14、檢查#1機出口開關101DL同期回路正確；

15、逐漸減少#1發電機勵磁電流至零，將#1發電機出口開關101DL由運行轉熱備用；

16、將#1發電機出口101DL由熱備用轉冷備用。

（三）龜都府水電站對#1主變五次全電壓沖擊合閘

1、將1#主變1191DL由冷備用轉熱備用；

2、合上#1主變1191DL對#1主變沖擊合閘五次；

(注：①.每次沖擊合閘帶電十分鐘后拉開，各次間隔五分鐘，第五次合閘成功后暫不拉開；②.第一次沖擊合閘時將主變壓器冷卻裝置停用，以便就地監聽主變空載聲響是否正常，停用冷卻裝置時間按廠家規定為準。)

3、在10kVI母PT與110KV 母線PT間核相，檢查相序、相位正確；

4、檢查#1主變1191DL同期回路正確；

5、#1主變空載狀態下作冷卻器切換試驗應正常。

（四）龜都府水電站#1機組啟動、并網

1、將#1發電機出口101DL由冷備用轉熱備用；

龜都府水電站啟動投產方案

2、啟動#1機組正常，維持空載額定轉速和電壓，調整發電機工況使其具備并網條件；

3、在#1發電機機端PT與10KVI母PT間核相，檢查相序應正確；

4、檢同期合上#1發電機出口開關101DL并網；

5、視機組情況，逐漸增加發電機負荷，進行有關保護測試。

（五）保護測試

1、龜都府水電站對#1發電機及#1主變保護測試正確，啟用#1主變110kV側后備保護方向元件；

2、龜都府水電站將#1主變不帶方向的后備保護動作時限恢復為定值單定值并啟用；

3、龜都府水電站、七盤變電站以及蒙陽變電站對110KV七蒙線線路保護測試正確，并啟用線路保護零功方向元件（重合閘保持停用）；

4、龜都府水電站#1主變投運后，主變中性點接地方式由雅安市調確認，保護相應配合。

（六）自動化信息核對

站端自動化系統調試人員與雅安電力公司生產調度部通自自動化值班室核對龜都府電站新投產設備自動化信息。

（七）龜都府水電站#1機組甩負荷試驗

1、#1機組是否進行甩負荷試驗由啟動委員會決定；

2、機組甩負荷試驗方案及技術措施建議由建設單位、安裝單位、龜都府水電站啟動投產方案

試驗單位及電廠共同擬定，經啟動委員會批準執行；

3、甩負荷試驗要求：

(1)甩負荷試驗安排時間在低谷進行；

(2)甩負荷按25％、50?、75?、100?順序進行；

4、甩負荷試驗開始前和完成后，均應報告雅安市當值調度員；

5、根據機、變情況，由啟委會決定，機組是否帶負荷72小時試運行；

6、72小時試運行期滿后，根據啟動委員會決定，停機消缺或繼續運行；

7、#1機組是否并網運行，由啟動委員會決定，并通知雅安市調調度機構，以便系統安排負荷；

五.移交調度管理

1、啟動操作完成且試運行結束后，根據啟動委員會決定，正式移交系統調度運行管理；

2、按雅安市調要求停用110KV龜雅線重合閘。

六.注意事項

1.啟動操作及試驗前應經調度部門當值調度員同意，方可進行啟動操作和試驗工作；

2.啟動操作及試驗前，名山電網應孤網運行，津雅公司和巴南硅業110KV主變應退出系統；

3.啟動操作及試驗過程中，如果啟動投產設備發生異常或事故，龜都府水電站啟動投產方案

應按現場規程規定處理，同時匯報當值調度員和啟動委員會； 4.啟動操作及試驗過程中，應對待投產設備和系統接入點進行相應危險點分析，避免機組和其它設備事故，嚴防非同期、自勵磁等現象發生；

5.在對110kV雅龜線進行沖擊合閘時，要考慮線路保護及開關拒動對電網帶來的影響，做好相關事故預案；

6.啟動投產前必須認真檢查拆除待啟動設備所有臨時安全措施，操作中注意加強監護；

7.啟動操作過程中，如果系統發生事故，應立即停止啟動操作，聽從調度統一指揮處理事故，并由運行負責人接受調度命令，系統事故處理告一段落，經當值調度員同意，可繼續啟動操作； 8.啟動投產設備一、二次設備必須同時投產；

9.本方案是根據110kV龜雅線、龜都府水電站的啟動投產設備經驗收合格，具備投產條件而擬定，當投產設備或系統發生變化，現場可根據實際情況進行調整；

10.本方案經啟動驗收委員會正式批準后執行。

七.危險點分析

投產期間110KV七蒙線對龜雅線進行沖擊合閘時，如有故障且保護拒動，可能導致七盤變電站Ⅰ母及Ⅰ母所有運行元件失壓，為此在對新投產線路沖擊合閘前，將110KV七蒙線1105DL運行元件倒至Ⅱ母線運行。

第二篇：大金坪水電站啟動投產方案(審批稿)

大金坪水電站啟動投產方案

四川省電力公司調度中心

2007年6月

批準：

審核：

匯編：

編制： 王超 李響 胡翔

一.啟動投產設備

(一).大金坪水電站

1.2.3.4.5.220kV金石線252開關及附屬CT、刀閘； 220kV I母、母線PT及附屬刀閘；

＃1主變、主變201開關及附屬CT、PT、刀閘； ＃2主變、主變202開關及附屬CT、PT、刀閘；

＃

1、＃

2、＃3發電機，發電機出口開關1DL、2DL、3DL及附屬CT、PT、刀閘；

6.220kV金石線線路、線路PT及其加工設備；

7.以上設備繼電保護、安全自動裝置、通訊遠動裝置、計量和同期裝置。

(二).220kV石棉變電站

1.220kV金石線266開關及附屬CT、刀閘； 2.220kV金石線線路、線路PT及其加工設備；

3.以上設備繼電保護、安全自動裝置、通訊遠動裝置、計量和同期裝置。

(三).220kV金石線全線

二.啟動投產應具備條件

1.已與四川省電力公司簽訂“并網協議”，與四川省電力公司調度中心簽訂“調度協議”；

2.已向調度部門辦理新設備投入運行申請手續，按調度規程規定報送有關圖紙資料，并按調度下達的文件完成對現場設備的統一命名編號； 3.待啟動投運設備安裝調試完成，驗收合格，具備啟動和運行條件，保護按調度部門下達的定值通知(或命令)整定，整組試驗正確，可以投入運行； 4.220kV金石線已實測參數并報省調度中心，線路無人工作，無短路接地線，可以送電；

5.至調度部門的通訊暢通，穩定可靠，遠動信息傳送準確無誤； 6.計量裝置安裝調試完成，精度符合要求，并經西昌電業局確認；

7.待啟動投產線路兩側接地刀閘在合閘位置，其他站內設備開關、刀閘、接地刀閘均已拉開并鎖好；

8.現場整潔，無妨礙運行操作及影響投運設備安全的雜物； 9.啟動委員會同意啟動投產； 10.省調當值調度員同意啟動操作。

三.啟動投產日期

2007年 6月

日

四.啟動操作程序

(一).進入啟動投產狀態

1.核實大金坪水電站站內待投產設備處于冷備用狀態，具備帶電條件； 2.核實石棉變電站220kV金石線266DL間隔設備處于冷備用狀態，具備帶電條件；

3.核實220kV金石線除兩側線路接地刀閘在合閘狀態外，無其它接地措施； 4.大金坪水電站拉開220kV金石線25260G線路接地刀閘； 5.石棉變電站拉開220kV金石線26660G線路接地刀閘； 6.大金坪水電站將＃

1、＃2主變分接頭檔位置于5檔；

7.石棉變電站、大金坪水電站測試220kV金石線1＃、2＃縱聯保護通道正常；

8.石棉變電站、大金坪水電站按保護定值單要求啟用220kV金石線兩側1＃、2＃線路保護，停用零功方向元件和重合閘；

9.站端自動化系統調試人員與省公司通自中心自動化值班室核對220kV石棉變電站、大金坪水電站待投產開關、刀閘的自動化信息狀態正確。

(二).石棉變電站對220kV金石線沖擊合閘

1.將220kV金石線266DL＃

1、＃2相間距離II段、接地距離II段、方向零序II段時限壓縮為0.3秒并啟用，將＃

1、＃2相間距離III段、接地距離III段、方向零序III段時限壓縮為0.5秒并啟用； 2.將220kV II、IV母上所有開關倒至I、III母，220kV II、IV母及母聯212DL由運行轉熱備用，母差保護按現場規程執行；

3.將220kV金石線266DL由冷備用轉熱備用于220kV II母； 4.將220kV金石線266DL由熱備用轉運行于220kV II母； 5.啟用220kV母聯212DL充電保護； 6.停用220kV＃

1、＃2母差保護；（啟用220kV失靈保護，主變保護按規定調整）；

7.合上220kV母聯212DL對金石線沖擊合閘； 8.停用220kV母聯212DL充電保護； 9.拉開220kV金石線266DL熱備用； 10.合上220kV金石線266DL對220kV金石線沖擊合閘兩次；（注：每次沖擊合閘間隔三分鐘，第二次沖擊合閘成功后220kV金石線266DL不再拉開）

11.在220kV金石線線路PT與220kV II母PT間定相正確； 12.檢查220kV金石線266DL同期回路正確。

(三).大金坪水電站對220kV I母充電、PT定相

1.2.3.4.5.6.將220kV金石線252DL由冷備用轉熱備用； 合上220kV I母PT 218G；

按保護定值單要求整定并啟用220kV母差及失靈保護； 合上220kV金石線252DL對220kV I母充電；

在220kV金石線線路PT與220kV I母PT間定相正確； 檢查220kV金石線252DL同期回路正確。

(四).大金坪水電站對＃1主變零起升壓

1.核實＃1主變、＃1發電機及附屬設備均處于冷備用狀態，無任何安全措施，具備帶電條件；

2.按保護定值單要求啟用＃1主變除220kV中性點間隙接地保護外的所有保護，停用后備保護方向元件；

3.將＃1主變后備保護最末段動作時限改為0.5秒并啟用； 4.5.6.7.核實1＃主變分接頭檔位置于5檔；

合上＃1主變220kV側中性點刀閘2019G； 合上＃1主變10kV側PT刀閘918G； 合上＃1發電機機端PT刀閘911G、912G；（廠用電及發電機出口側其他電氣回路由電廠自行負責)8.合上＃1發電機出口開關1DL；

9.啟動＃1發電機，維持空載額定轉速(不得加勵磁，機組保護由電廠自行負責)；

10.對＃1發電機逐漸增加勵磁，對＃1主變零起升壓至額定值； 11.在＃1主變10kV側PT與＃1發電機機端PT間核相，檢查相序、相位正確；

12.檢查＃1發電機出口開關1DL同期回路正確；

13.將＃1發電機勵磁電流逐漸減少至零，拉開＃1發電機出口開關1DL熱備用；

(五).大金坪水電站對＃1主變五次全電壓沖擊合閘

1.將＃1主變201DL由冷備用轉熱備用；

2.合上＃1主變201DL對＃1主變沖擊合閘五次；

(注：①.每次沖擊合閘成功后主變保持運行十分鐘再停運，停運五分鐘后再進行下一次沖擊合閘，第五次沖擊合閘成功后暫不拉開#1主變201DL； ②.第一次沖擊合閘時將主變壓器冷卻裝置停用, 以便就地監聽主變空載聲響是否正常, 停用冷卻裝置時間按廠家規定為準；)3.＃1主變空載狀態下作冷卻器切換試驗應正常；

4.在220kV I母PT與＃1主變10kV側PT間核相，檢查相序、相位正確； 5.檢查＃1主變201DL同期回路正確。

(六).大金坪水電站＃1發電機啟動、并網

1．啟動＃1機組正常，維持空載額定轉速和電壓，調整發電機工況使其具備并網條件；

2．在＃1主變10kV側PT與＃1發電機機端PT間定相，檢查相序正確； 6.將220kV金石線線路兩側＃1光纖縱差保護由跳閘改投信號； 7.停用220kV母差保護；

1．檢同期合上＃1發電機出口開關1DL并列；

2．視機組情況，逐漸增加發電機負荷，進行有關保護測試。

(七).大金坪水電站＃2（＃3）機對＃2主變零起升壓

1.核實＃2主變、＃2（＃3）發電機及附屬設備均處于冷備用狀態，無任何安全措施，具備帶電條件；

2.按保護定值單要求啟用＃2主變除220kV中性點間隙接地保護外的所有保護，停用后備保護方向元件；

3.將＃2主變后備保護最末段動作時限改為0.5秒并啟用； 4.5.6.7.核實2＃主變分接頭檔位置于5檔；

合上＃2主變220kV側中性點刀閘2029G； 合上＃2主變10kV側PT刀閘928G；

合上＃2（＃3）發電機機端PT刀閘921G、922G（931G、932G）；（廠用電及發電機出口側其他電氣回路由電廠自行負責）8.合上＃2（＃3）發電機出口開關2（3）DL；

9.啟動＃2（＃3）發電機，維持空載額定轉速(不得加勵磁，機組保護由電廠自行負責)；

10.＃2（＃3）發電機逐漸增加勵磁，對＃2主變零起升壓至額定值；

11.在＃2主變10kV側PT與＃2（＃3）發電機機端PT間核相，檢查相序、相位正確；

12.檢查＃2（＃3）發電機出口開關2（3）DL同期回路正確；

13.將＃2（＃3）發電機勵磁電流逐漸減少至零，拉開＃2（＃3）發電機出口開關2（3）DL。

(八).大金坪水電站對＃2主變五次全電壓沖擊合閘

1.將＃2主變202DL由冷備用轉熱備用； 2.合上＃2主變202DL對＃2主變沖擊合閘五次；(注：①.每次沖擊合閘成功后主變保持運行十分鐘再停運，停運五分鐘后再進行下一次沖擊合閘，第五次沖擊合閘成功后暫不拉開#2主變202DL； ②.第一次沖擊合閘時將主變壓器冷卻裝置停用, 以便就地監聽主變空載聲響是否正常, 停用冷卻裝置時間按廠家規定為準；)3.＃2主變空載狀態下作冷卻器切換試驗應正常；

4.在220kVI母PT與＃2主變10kV側PT間核相，檢查相序、相位正確； 5.檢查＃2主變202DL同期回路正確。

(九).大金坪水電站＃2（＃3）發電機啟動、并網

1.啟動＃2（＃3）機組正常，維持空載額定轉速和電壓，調整發電機工況使其具備并網條件；

2.在＃2主變10kV側PT與＃2（＃3）發電機機端PT間核相，檢查相序正確；

3.核實停用220kV母差保護；

4.檢同期合上＃2（＃3）發電機出口開關2（3）DL；

5.視機組情況，逐漸增加發電機負荷，進行有關保護測試。

(十).保護測試及運行方式恢復

1.石棉變電站測試220kV金石線線路保護正確，啟用線路保護零功方向元件，線路保護定值恢復為定值單定值并啟用（重合閘保持停用）；

2.石棉變電站測試220kV #

1、＃2母差保護正確并啟用（主變保護時限按規定恢復）；

3.石棉變電站將220kV系統恢復標準運行方式，母差保護按現場規程執行； 4.大金坪水電站測試220kV金石線線路保護正確，啟用線路保護零功方向元件；

5.將220kV金石線線路兩側＃1光纖縱差保護由信號投跳閘； 6.大金坪水電站測試220kV母差保護正確并啟用；

7.大金坪水電站測試＃1主變、＃1機組保護正確，啟用＃1主變后備保護方向元件，主變后備保護定值恢復為定值單定值并啟用（機組保護由電廠自行負責）；

8.大金坪水電站測試＃2主變、＃2（＃3）機組保護正確，啟用＃2主變后備保護方向元件，主變后備保護定值恢復為定值單定值并啟用（機組保護由電廠自行負責）；

（十一）自動化信息核對

站端自動化系統調試人員與省公司通自中心自動化值班室核對石棉變電站、大金坪水電站新投產設備自動化信息。

(十二).大金坪水電站＃1（＃

2、＃3）機組甩負荷試驗

1.＃1（＃

2、＃3）機組是否進行甩負荷試驗由啟動委員會決定；

2.機組甩負荷試驗方案及技術措施建議由：建設單位、安裝單位、試驗單位及電站共同擬定，經啟動委員會批準執行； 3.甩負荷試驗要求：

(1)甩負荷試驗安排時間在低谷進行；

(2)甩負荷按25％、50?、75?、100?順序進行；

4.5.6.7.甩負荷試驗應經省調當值調度員許可方能進行；

根據機、變情況，由啟委會決定，機組是否帶負荷72小時試運行； 72小時試運行期滿后，根據啟動委員會決定，停機消缺或繼續運行； ＃1（＃

2、＃3）機組是否并網運行，由啟動委員會決定，并通知省調，以便系統安排負荷。

五．移交調度管理

1.啟動操作完成且試運行結束后，根據啟動委員會決定，正式移交系統進行調度運行管理；

2.啟動投產結束后，220kV金石線開始24小時試運行，試運行結束后按規定啟用線路兩側重合閘。

六.注意事項

1.啟動操作及試驗前應經省調當值調度員同意，方可進行啟動操作和試驗工作；

2.啟動操作及試驗過程中，如果啟動投產設備發生異常或事故，應按現場規程規定處理，同時匯報當值調度員和啟動委員會；

3.啟動操作過程中，如果系統發生事故，應立即停止啟動操作，聽從調度員統一指揮處理事故，并由運行負責人接受調度命令，系統事故處理告一段落，經當值調度員同意，可繼續啟動操作； 4.啟動投產設備一、二次設備必須同時投產；

5.本方案是根據石棉變電站、大金坪水電站的啟動投產設備經驗收合格，具備投產條件，且石棉主變及220KV母線已投產完畢而擬定，當投產設備或系統發生變化，現場可根據實際情況進行調整； 6.本方案經啟動驗收委員會正式批準后執行。

七.危險點分析

1．在石棉變電站220KV母差保護停運配合投產期間，如220kV母線故障，只有依靠主變后備保護帶延時動作跳閘，對系統有一定沖擊。

2．大金坪水電站機組并網時未停運主變差動保護，如果接錯，可能誤動。3．大金坪水電站注意自行做好保廠用電措施。

第三篇：圍子坪水電站光纖保護負荷測試啟動投產方案

馬雷圍支線光纖保護裝置

負荷測試方案

批準：

審核：

編制：滕 鵬

雷波泰業嘉成圍子坪電站

2012 年 3 月 16 日

負荷測試設備資料

圍子坪水電站裝機2×5500KW＋2×9000KW，出線采用110KV電壓等級線路輸送至馬雷線

（馬拉水電站至雷波220KV變電站）28#塔處搭接和馬拉水電站并聯后至國家電網公司雷波220KV變電站162間隔連接并網運行，線路長度37.733km、導線型號JL/G1A-240/40、地線型號OPGW24b1(80-20AC)，線路起于圍子坪電站升壓站110kv出線構架，止于220kv雷波變電站110kv出線構架線路自雷波變電站向東北側出線后，左轉向西北方向走線，沿途經下烏角、大巖山、扒哈、小灣、山雞窩后，右轉沿雷波～西寧公路兩側交叉走線，并經聯拉覺、毛家坪、二坪子、羅覺、松樹坪、山棱崗、竹兒窩、克惹波、老林口、馬路口、阿若沃克、馬斯加、小巖洞走線至大灣，然后左轉從西南側進入圍子坪電站，線路全長37.733km，路徑曲折系數1.89。

一、測試標準：根據國家標準【GB T14285-2006 繼電保護和安全自動裝置技術規程】、【3～110kV電網繼電保護裝置運行整定規程DL_T_584-1995】等要求，110kV馬雷線及馬雷圍支線線路負荷測試項目及程序如下： 1、110kV馬雷線162開關光差保護裝置 2、110kV馬雷線151開關光差保護裝置 3、110kV馬雷圍支線151開關光差保護裝置 二.負荷測試應具備條件

1、已按照西昌電業局下達的【圍子坪水電站負荷測試方案】正常程序將110KV馬雷圍支線及圍子坪水電站110KV母線、12主變、1234機組執行投運啟動；

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2、繼電保護按調度部門下達的定值通知整定，整組試驗正確，三側聯動試驗正確可靠；

3、至調度部門的通訊暢通，穩定可靠；

4、西昌地調當值調度員同意啟動負荷測試； 三．注意事項

1、負荷測試操作及試驗前應經西昌調度中心當值調度員同意，方可進行操作和試驗工作；

2、操作及試驗過程中，如果負荷測試設備發生異常或事故，應按現場規程規定處理，同時匯報調度員和啟動委員會；

3、負荷測試過程中，如果系統發生事故，應停止操作，聽從調度統一指揮處理事故，并由運行負責人接受調度命令，處理系統事故；

4、處理告一段落，經調度員同意可繼續啟動操作；

5、負荷測試操作及試驗過程中，應對設備和系統運行方式進行相應危險點分析，避免發生事故；

6、負荷測試前必須認真檢查程序及設備，操作中注意加強監護；

7、負荷測試過程中對于保護測試所需負荷可根據系統情況調整方式

四.負荷測試日期 2012年 月 日 五.啟動操作程序

（一）、馬拉電站調整馬雷線線路負荷盡量≤5000KW保持不變，更改線路光差保護裝置，相量差動定值為12A，零序差動定值為7A；

（二）、圍子坪電站調整馬雷圍支線線路負荷≤10000KW盡量保持不變，更改線路光差保護裝置，相量差動定值為8A，零序差動定值為7A；

（三）、220kV雷波變電站更改線路光差保護裝置，相量差動定值為25A，零序差動定值為16A；啟用162開關光差保護，投入光差裝置保護A、B通道硬連片，投入光差裝置A、B通道軟連片并確認；

（四）、馬拉水電站啟用151開關光差保護，投入光差裝置保護A、B通道硬連片，投入光差裝置A、B通道軟連片并確認；

（五）、圍子坪水電站啟用151開關光差保護，投入光差裝置保護A、B通道硬連片，投入光差裝置A、B通道軟連片并確認；

（六）、220kV雷波變電站檢查162開關光差裝置通道異常是否退出，保護裝置A、B通道投入是否正常，檢查保護裝置A、B通道連接測試及數據是否正常，差動電流是否正常；

（七）、馬拉水電站檢查151開關光差裝置通道異常是否退出，保護裝置A、B通道投入是否正常，檢查保護裝置A、B通道連接測試及數據是否正常，差動電流是否正常；

（八）、圍子坪水電站檢查151開關光差裝置通道異常是否退出，保護裝置A、B通道投入是否正常，檢查保護裝置A、B通道連接測試及數據是否正常，差動電流是否正常；

（九）、馬拉水電站調整增加馬雷線線路負荷，檢查151開關保護裝置A、B通道連接測試及數據是否正常，差動電流是否正常；

（十）、圍子坪水電站調整增加馬雷圍支線負荷，檢查151開關保護裝置A、B通道連接測試及數據是否正常，差動電流是否正常；

（十一）、220kV雷波變電站檢查162開關保護裝置A、B通道連接測試及數據是否正常，差動電流是否正常；

（十二）、檢查馬雷圍支線三側試驗數據，如不滿足投運要求消除設備缺陷，做好測試記錄。

（十三）、恢復馬拉水電站線路光差保護裝置定值為電網整定值。

（十四）、恢復圍子坪水電站線路光差保護裝置定值為電網整定值。

（十三）、恢復雷波220KV變電站線路光差保護裝置定值為電網整定值。

六．試運行及移交調度管理

1、負荷測試完成后，向調度申請開始24小時試運行；

2、試運行結束后，匯報當班調度員，并申請負荷測試設備正式移交系統調度運行管理；

二零一二年三月十六日

附：輸電線路接線圖

第四篇：克拉瑪依二期工程投產啟動試運行方案

克拉瑪依天華新能源電力有限公司新建100MW光伏并網發電項目（二期30MW）工程

并網發電啟動試運行方案

批 準：

審 核：

編 寫：

上海斯耐迪工程咨詢監理有限公司 2014年12月15日 克拉瑪依天華新能源電力有限公司新建100MW光伏并網發電項目（二期30MW)工程

目 錄

一、工程概況...........................................................................................................3

二、總則...................................................................................................................3

三、主要編制依據...................................................................................................3

四、光伏電站啟動試運行前的聯合檢查...............................................................4

五、啟動試運行前準備...........................................................................................6

六、啟動試運行范圍...............................................................................................6

七、啟動試運行項目...............................................................................................7

八、升壓站啟動試運行時間安排及具體措施.......................................................7

九、光伏區各匯流線路帶電方案.........................................................................10

十、并網光伏電站連續試運行.............................................................................14

十一、并網光伏電站檢修消缺.............................................................................15

十二、交接與投入商業運行.................................................................................15

十三、試運行安全保證措施.................................................................................15

十四、安全措施及注意事項.................................................................................16

十五、110kV升壓站一次設備編號圖..................................................................16 克拉瑪依天華新能源電力有限公司新建100MW光伏并網發電項目（二期30MW)工程

一、工程概況

1.1本期項目工程建設規模為30MW，由光伏發電系統、電氣公用系統、接入系統組成，每1MW規模設計為一個方陣，共30個方陣；每個方陣配2臺500KW的逆變器，配套建設一個分站房。每個方陣配1臺1000kVA的箱式變壓器。項目電池板采用固定傾角的安裝方式，傾角為35°；同一方陣電池板間南北向間距8.7米。晶體硅光伏組件作為光電轉換設備，將光能轉換為800V左右的直流電，通過逆變器將直流電轉換為315V的交流電，再經箱變升壓至35kV經過高壓輸電線路并入天華新能源電力有限公司110kV變電站。

1.2 本期天華新能源電力有限公司（110kV天華陽光光伏升壓站）新增電氣設備：35kV/110kV的升壓變壓器1臺及一個110kV戶外間隔；新增35KV高壓開關柜12面、新增一套35KV接地變壓器帶小電阻成套裝置、新增一套SGV無功補償裝置成套裝置；新增主變保護屏1面、主變測控屏1面、35kV母線保護屏面、站控層通訊屏1面。

二、總則

2.1 并網光伏逆變器和光伏發電單元、升壓變電部分啟動試運行是并網光伏電站基本建設工程啟動試運行和交接驗收的重要環節，它對電池組件、匯流部分、逆變部分、升壓配電部分機電設備進行全面的考驗。檢查光伏電站設計和施工質量，驗證光伏電站機電設備的設計、制造、安裝質量，通過對光伏電站機電設備在正式運行狀態下的調整和試驗，使其最終達到安全、經濟、穩定的生產電能的目的。

2.2 本程序用于克拉瑪依天華新能源電力有限公司新建100MW光伏并網發電項目（二期30MW）工程并網發電啟動試運試驗。

2.3 啟動試運行過程中可根據現場實際情況對本程序做局部的調整和補充。

三、主要編制依據

3.1《光伏（PV）組件安全鑒定 第1部分：結構要求》（GB 20047.1）3.2《并網光伏發電專用逆變器技術要求和試驗方法》（Q/SPS 22）克拉瑪依天華新能源電力有限公司新建100MW光伏并網發電項目（二期30MW)工程

3.3《光伏系統功率調節器效率測量程序》（GB 20514）3.4《光伏電站接入電力系統的技術規定》（GB 19964）3.5《電氣裝置安裝工程 電氣設備交接試驗標準》 GB 50150 3.6《電能計量裝置技術管理規程》 DL/T 448 3.7《變電站運行導則》 DL/T969 3.8國家電網基建[2011]146號《關于印發《國家電網公司輸變電工程達標投產考核辦法》的通知》

3.9 Q/GDW 250-2009《輸變電工程安全文明施工標準》

3.10建標(2006)102號《工程建設標準強制性條文(電力工程部分)》 3.11《國家電網公司輸變電工程施工工藝示范手冊》 變電工程分冊 3.12設備制造廠家資料、設計資料

四、光伏電站啟動試運行前的聯合檢查

4.1協調聯系制度

各單位的協調聯系制度已建立、落實。4.2 機電設備安裝、檢查、試驗記錄

投運范圍內所有的機電設備安裝、檢查、試驗記錄，均須經參加驗收各方簽字驗收，電氣保護整定完畢。4.3 試運行環境要求

4.3.1 各層地面已清掃干凈，無障礙物。4.3.2 臨時孔洞已封堵，電纜溝蓋板就位。4.3.3 各部位和通道的照明良好。

4.3.4 各部位與指揮機構的通信方式完備；聯絡、指揮信號正常。4.3.5 各部位設備的標識已經安裝完成并核對正確。4.3.6 各運行設備已可靠接地。

4.3.7 與試運行有關的圖紙、資料配備完整，相關記錄表格已經準備就緒，運行人員已培訓后上崗。

4.3.8 運行部位與施工部位已隔離，運行設備和運行部位均有相應的安全標志。

4.4 太陽光伏組件檢查 克拉瑪依天華新能源電力有限公司新建100MW光伏并網發電項目（二期30MW)工程

4.4.1 組件產品應是完整的，每個太陽電池組件上的標志應符合IEC 61215或IEC 61646中第4章的要求，標注額定輸出功率（或電流）、額定工作電壓、開路電壓、短路電流；有合格標志；附帶制造商的貯運、安裝和電路連接指示。

4.4.2 組件互連應符合方陣電氣結構設計，每個光伏組件均應在組件接線盒內加裝旁路二極管。

4.4.3組件互連電纜已連接正確，電池板接地可靠。4.5 匯流箱檢查

4.5.1 檢查匯流箱外觀合格，匯流箱內部接線滿足設計要求，電纜標牌標識清晰。

4.5.2 匯流箱應進行可靠接地，并具有明顯的接地標識，設置相應的避雷器。4.5.3 匯流箱的防護等級設計應能滿足使用環境的要求。4.6 直流匯流柜、直流開關柜檢查

4.6.1 直流匯流柜、直流開關柜結構的防護等級設計滿足使用環境的要求。4.6.2 直流匯流柜、直流開關柜應進行可靠接地，并具有明顯的接地標識，設置相應的浪涌吸收保護裝置。

4.6.3 直流匯流柜、直流開關柜的接線端子設計應能保證電纜線可靠連接，應有防松動零件，對既導電又作緊固用的緊固件，應采用銅質材料。4.6.4 直流匯流柜、直流開關柜內的輸入輸出回路采用短路保護和過電流保護裝置，裝置應便于操作。4.7 連接電纜檢查

4.7.1 連接電纜應采用耐候、耐紫外輻射、阻燃等抗老化的電纜。4.7.2 連接電纜的線徑應滿足方陣各自回路通過最大電流的要求，以減少線路的損耗。

4.7.3 電纜與接線端應采用連接端頭，并且有抗氧化措施，連接緊固無松動。4.8 觸電保護和接地檢查

4.8.1 B類漏電保護：漏電保護器應確認能正常動作后才允許投入使用； 4.8.2 為了盡量減少雷電感應電壓的侵襲，應可能地減少接線環路面積； 4.8.3 光伏陣列框架應對等電位連接導體進行接地。等電位體的安裝應把電氣裝置外露的金屬及可導電部分與接地體連接起來。所有附件及支架都應采用接地材料和接地體相連。4.8 逆變器檢查 克拉瑪依天華新能源電力有限公司新建100MW光伏并網發電項目（二期30MW)工程

4.8.1設備表面不應有明顯損傷，零部件應牢固無松動； 4.8.2 線纜安裝應牢固、正確，無短路；

4.8.3 模塊安裝檢查：模塊應安裝牢固，螺絲打緊，地址撥碼設置正確，標識和銘牌清晰。4.9監控系統檢查

4.9.1 應對監控系統的控制功能進行試驗，確認各項控制功能準確、可靠。4.9.2 應對監控系統的顯示功能進行檢查和試驗，確保顯示參數正常。4.9.3 監控系統與保護及安全自動裝置、相關一次設備同步投入運行。4.9.4 監控系統與各子系統通信暢通。

五、啟動試運行前準備

5.1 運行單位應準備好操作用品，用具，消防器材配備齊全并到位。5.2 所有啟動試運行范圍內的設備均按有關施工規程、規定要求進行安裝調試，且經啟動委員會工程驗收組驗收合格，并向啟動委員會呈交驗收結果報告，啟動委員會認可已具備試運行條件。

5.3 110kV天華陽光光伏升壓站、二期光纖區與調度的通信開通，啟動設備的遠動信息能正確傳送到調度。

5.4 啟動試運行范圍內的設備圖紙及廠家資料齊全，有關圖紙資料報供電局調度管理所。

5.5 啟動試運行范圍內的設備現場運行規程編寫審批完成并報生技、安監部備案。

5.6 施工單位和運行單位雙方協商安排操作、監護及值班人員和班次，各值班長和試運行負責人的名單報調度備案。5.7 與啟動試運行設備相關的廠家代表已到位。

六、啟動試運行范圍

6.1 110kV天華陽光光伏升壓站：35kV/110kV的1號主變壓器、110kVI線1101間隔、110kV新增管母。

6.2 110kV天華陽光光伏升壓站：35kVI段母線、12面35kV開關柜、接地變壓器帶小電阻成套裝置1套、SGV無功補償裝置成套裝置1套。6.3 光伏區：二期光伏發電系統單元6回。克拉瑪依天華新能源電力有限公司新建100MW光伏并網發電項目（二期30MW)工程

6.4 二次屏柜：主變保護屏1面、主變測控屏1面、35kV母線保護屏面、站控層通訊屏1面。

七、啟動試運行項目

7.1 110kV天華陽光光伏升壓站：對110kV母線帶電。

7.2 110kV天華陽光光伏升壓站：對1號主變進行5次帶電沖擊。

7.3 110kV天華陽光光伏升壓站：110kV母線保護核實差流、主變保護帶負荷判方向。

7.4 110kV天華陽光光伏升壓站： 35kVI段母線與35kVII段母線核實相序、SGV無功補償裝置投運、接地變壓器帶小電阻裝置投運。

7.5 光伏區發電系統：6回發電單元輸電線路投運、30臺箱變倒送電、30臺逆變器同期合閘接觸器進行自動準同期合閘。

八、升壓站啟動試運行時間安排及具體措施

2014年12月17日開始

8.1 啟動試運行指揮成員名單和電話

8.1.1 啟動試運指揮組長：李振新 聯系電話：*** 8.1.2 啟動試運指揮副組長：張建華 聯系電話：*** 8.1.3 啟動試運組員：楊運波 萬銳

8.1.4 110kV天華陽光光伏升壓站運行單位：江濤 張帆 8.2 啟動試運行應具備的條件

8.2.1 所有啟動范圍的電氣設備均按規程試驗完畢、驗收合格。8.2.2 變電站主變電流回路極性接線正確。

8.2.3 110kV天華陽光光伏升壓站與調度之間的通信能滿足調度運行要求，啟動設備相關的遠動信息能正常傳送到調度。

8.2.4 所有啟動范圍的繼電保護裝置調試完畢并已按調度下達的定值單整定正確并經運行值班人員簽字驗收。

8.2.5 所有現場有關本次啟動設備的基建工作完工，已驗收合格，臨時安全措施拆除，與帶電設備之間的隔離措施已做好，所有施工人員已全部撤離現場，現場具備送電條件。

8.2.6 運行單位已向調度報送啟動申請。克拉瑪依天華新能源電力有限公司新建100MW光伏并網發電項目（二期30MW)工程

8.2.7 啟動調試開始前，參加啟動調試有關人員應熟悉廠站設備、啟動方案及相關的運行規程規定。與啟動有關的運行維護單位應根據啟委會批準的啟動方案，提前準備操作票。

8.2.8 110kV系統、35kV系統、光伏區發電系統設備試驗合格，已向試運行小組組長匯報。

8.3、啟動試運行前系統運行方式要求、調度操作配合：

8.3.1 110kV天華陽光光伏升壓站：110kV天五線1215開關在冷備用狀態。8.3.2 110kV天華陽光光伏升壓站：110kV1號主變壓器高壓側1101開關在冷備用狀態。

8.3.3 110kV天華陽光光伏升壓站：110kV1號主變壓器低壓側3501開關小車在試驗位置。

8.4 檢查一、二次設備狀態

由啟動試運指揮組長下令，現場值班人員和試運行人員按試運行方案操作，并采取措施保證進行了檢查和做了準備工作的設備不再人為改變，啟動試運行開始前完成。8.4.1 一次設備檢查： 110kV天華陽光光伏升壓站：

8.4.1.1檢查110kV天五線1215開關在斷開位置，12153、12151刀閘在斷開拉置，12153D2、12153D1、12151D接地刀閘在斷開位置。

8.4.1.2檢查110kV1號主變壓器高壓側1101開關在斷開位置，11011、11013刀閘在斷開拉置，11011D、11013D1、11013D2接地刀閘在斷開位置。8.4.1.3檢查1號主變中性點111D接地刀閘在合閘位置。

8.4.1.4檢查110kV1號主變壓器低壓側3501開關小車在試驗位置。8.4.1.5檢查1號主變高壓側置于系統規定的檔位。8.4.2 二次設備檢查和保護投退

8.4.2.1檢查110kV天五線1215開關重合閘出口壓板已退出。

8.4.2.2檢查110kVI線1101間隔的測控裝置電源、保護裝置電源、故障錄波裝置、刀閘控制電源、電機電源、開關的儲能電源、控制電源已投入，保護定值已按正式定值單整定投入，壓板功能投退正確。

8.4.2.3檢查110kV母線差動保護等均投入（對母線帶電時母差投入，對主變沖擊試驗時母差保護退出）

8.4.2.4檢查1號主變差動保護、瓦斯保護、非電量等保護均投入。克拉瑪依天華新能源電力有限公司新建100MW光伏并網發電項目（二期30MW)工程

8.4.3 啟動試運行步驟: 8.4.3.1 110kV天華陽光光伏升壓站：對110kV母線進行帶電。1）申請地調令：110kV天華陽光光伏升壓站將110kV母線保護均投入。2）申請地調令：110kV天華陽光光伏升壓站合上110kV天五線12153、12151刀閘

3）申請地調令：110kV天華陽光光伏升壓站合上110kV天五線1215開關，對110kV母線帶電，沖擊試驗三次，帶電5分鐘，間隔5分鐘，檢查母線及電壓正常。

8.4.3.2 110kV天華陽光光伏升壓站：對1號主變進行5次帶電沖擊。

消防器材應準備好，主變充電后派專人在變壓器旁監視，如有異常情況，應立即通報試運行負責人并匯報調度，停止試驗查明原因。

1）申請地調令：110kV天華陽光光伏升壓站110kV母線差動保護退出。2）申請地調令：110kV天華陽光光伏升壓站將1號主變保護定值按定值單要求錄入。

3）申請地調令：110kV天華陽光光伏升壓站合上1號主變高壓側11011、11013刀閘、1號主變中性點111D接地刀閘。

4）申請地調令：110kV天華陽光光伏升壓站合上110kV1號主變高壓側1101開關對主變全電壓合閘五次。第一次持續時間10分鐘，其它各次持續5分鐘。第一次與第二次間隔10分鐘，以后每次間隔5分鐘，沖擊合閘時在保護裝置監測主變勵磁涌流，沖擊過程中如發現異常立即匯報試運行指揮長、當值調度，停止沖擊查明原因后方可繼續進行啟動試運行。第五次沖擊帶電正常后不再斷開110kV1號主變高壓側1101開關。

5）申請地調令：110kV天華陽光光伏升壓站把1號主變高壓側檔位調至與2號主變高壓側檔位一致。

6）申請地調令：110kV天華陽光光伏升壓站拉開1號主變中性點111D接地刀閘。（由運行方式決定）。

7）核實110kV母線差動保護及1號主變差動保護二次差流，檢查無異常后投入110kV母線差動保護（第一次沖擊試驗后就核查二次差流）。8）檢查35kV母聯3550斷路器在分閘位置。

9）合上1號主變低壓側3501開關對35kVI段母線帶電。10）在35kVI段母線PT與35kVII段母線PT二次側核對相序。11）檢查35kVI段母線及電壓正常。克拉瑪依天華新能源電力有限公司新建100MW光伏并網發電項目（二期30MW)工程

8.4.4.對1號SVG降壓變沖擊合閘試驗

8.4.4.1 合上1號SVG降壓變開關控制電源、保護電源。8.4.4.2檢查1號SVG保護投入、相應壓板投入。8.4.4.3拉開1號SVG降壓變351KD接地刀閘。8.4.4.4合上1號SVG降壓變351K隔離刀閘。8.4.4.5 將1號SVG降壓變351C開關推入至工作位置

8.4.4.6 合上1號SVG降壓變351C開關對1號SVG降壓變進行沖擊試驗，進行5次，每次間隔5分鐘，變壓器無異常現象。8.4.4.7 1號SVG成套裝置帶電調試。8.4.5.對1號接地變沖擊合閘試驗

8.4.5.1合上1號接地變開關控制電源、保護電源。8.4.5.2檢查1號接地變保護投入、相應壓板投入。8.4.5.3拉開1號接地變低壓側3SC單相接地刀閘。8.4.5.4 將1號接地變351S開關推入至工作位置

8.4.5.5 合上1號接地變351S開關對1號接地變進行沖擊試驗，進行5次，每次間隔5分鐘，變壓器無異常現象。8.4.5.6 1號接地變成套裝置帶電調試。

8.4.6.至此，此次110kV天華陽光光伏升壓站試運行工作結束。110kV變電站檢查110kV母差保護投入、保護定值、壓板運行投運正常。檢查1號主變保護定值、35kVI段母線保護、各發電單元線路保護定值、壓板運行投運正常，新設備正常運行72小時后本次啟動范圍設備交由運行單位維護，運行方式由調度確定。

九、光伏區各匯流線路帶電方案

9.1.各匯流線路發電單元監控設備調試

9.1.1 計算機監控系統上位機、數據采集器、數據通訊裝置、接線、內部調試完成；

9.1.2 監控系統與子系統通訊正常；

9.1.3 監控系統各模擬量采集正常、開關量顯示正常； 9.1.4 監控系統相關畫面及數據庫完成； 9.1.5 監控系統遠方分合開關試驗正常。克拉瑪依天華新能源電力有限公司新建100MW光伏并網發電項目（二期30MW)工程

9.2.第七回發電單元35kV箱變充電

9.2.1第七回發電單元35kV #1箱變充電需具備的條件 9.2.1.1 35kV #1、2、3、4、5箱變安裝完畢； 9.2.1.2 35kV #1、2、3、4、5箱變相關的試驗完畢；

9.2.1.3 35kV#1、2、3、4、5箱變一次電纜接引完畢，二次配線完成； 9.2.1.4 35kV#1、2、3、4、5箱變相關的調試工作完成，箱變分接開關運行檔位在Ⅲ檔;9.2.1.5 檢查35kV#1、2、3、4、5箱變低壓側斷路器均在“分”位;9.2.1.6 檢查35kV#1、2、3、4、5箱變高壓側負荷開關均在“分”位。9.2.1.7 檢查35kV#1、2、3、4、5箱變高壓側熔斷器均在“合”位。9.2.1.8 檢查35kV匯七線進線開關柜保護聯片在“投入”位置;9.2.1.9 第七回發電單元35kV#1、2、3、4、5箱變低油位保護模擬試驗正常； 9.2.2 35kV 匯七線及#1箱變帶電步驟

9.2.2.1檢查35kV #1箱變高壓側負荷開關在合位； 9.2.2.2檢查35kV #1箱變低壓側開關在分位； 9.2.2.3檢查35kV #1箱變高壓側熔斷器在“合”位； 9.2.2.4檢查35kV匯七線進線開關柜3511開關在分位； 9.2.2.5合上35kV匯七線進線開關柜3511開關，9.2.2.6檢查35kV匯七線進線開關柜3511開關確已在合位。

9.2.2.7通過35kV匯七線進線開關柜3511開關對35kV#1箱變進行沖擊試驗，測35kV#1箱變勵磁涌流幅值；

9.2.2.8檢查第七回發電單元35kV#1箱變帶電是否運行正常，有無異音、無異常。

9.2.2.9 第七回發電單元35kV#1箱變沖擊試驗完畢。

9.2.2.12第七回發電單元35kV #2、3、4、5箱變充電時，35kV匯七線進線開關柜3511開關不再拉開，只需分別將35kV #2、3、4、5箱變高壓側負荷開關合上，分別對相應箱變帶電，正常后不再分開，空載運行。9.2.3 第七回發電單元逆變器交流柜上電

9.2.3.1檢查第七回發電單元 #1逆變器室直流柜直流支路Q1-Q12開關均在“分”位；

9.2.3.2檢查第七回發電單元 #1逆變器室DB3-

1、DB3-2交流配電柜開關均 克拉瑪依天華新能源電力有限公司新建100MW光伏并網發電項目（二期30MW)工程

在分位；

9.2.3.3檢查第七回發電單元35kV #1箱變低壓側開關QF1、QF2均在分位； 9.2.3.4合上第七回發電單元35kV箱變低壓側開關QF1、QF2；檢查開關均在合位；合上逆變器室DB3-

1、DB3-2交流配電柜開關；檢查開關均在合位；送電至逆變器室交流柜；

9.2.3.5檢測第七回發電單元 #1逆變器室交流柜上電正常，確認逆變器交流輸入電網電壓、頻率正常。

9.2.3.8第七回發電單元35kV #2、3、4、5逆變器充電步驟按1#逆變器交流側充電步驟一一進行。9.3.第七回發電單元啟動

9.3.1 第七回發電單元 #1逆變 #1—#12匯流箱投運 9.3.1.1 匯流箱發電單元電池組件安裝完成，表面清潔； 9.3.1.2 匯流箱發電單元直流防雷配電柜支路開關在分；

9.3.1.3 匯流箱發電單元電池組件接線完成，組件與匯流箱之間的接線完成；匯流箱與直流防雷配電柜、數據采集器之間的接線完成；

9.3.1.4 測量匯流箱支路電壓，電壓測量正常后投入#1逆變#1—#12匯流箱內支路保險，測量匯集母排電壓值，檢查匯流箱數據采集正常； 9.3.1.5 電壓測量正常后逐組投入匯流箱輸出總開關；

9.3.1.6 第七回發電單元 #1逆變 #1—#12匯流箱分別按此步驟一一進行。9.3.2 第七回發電單元 #1逆變器直流側投運 9.3.2.1 #1逆變器啟動具備條件

9.3.2.1.1 #1逆變器室直流防雷配電柜、逆變器安裝接線完成； 9.3.2.1.2 檢查直流匯流柜各輸入支路電壓正常； 9.3.2.1.3 檢查直流開關柜輸出電壓正常； 9.3.3 啟動步驟

9.3.3.1 檢查 #1逆變器內是否有短路、輸入和輸出端銅排是否有短路、絕緣是否良好；

9.3.3.2 逐組投入 #1逆變器室直流柜直流支路Q1-Q12，確認正極對地、負極對地電壓正常，正-負極電壓正常；

9.3.3.3通過LCD顯示屏觀察，逆變器是否有異常告警。9.3.3.4 進行逆變器參數設置。

9.3.3.6第七回發電單元#2、3、4、5逆變器可按照以上步驟逐一進行啟動試 克拉瑪依天華新能源電力有限公司新建100MW光伏并網發電項目（二期30MW)工程

運行。

9.3.4 第七回發電單元 #1逆變器并網發電 9.3.4.1 #1逆變器啟動具備條件

9.3.4.1.1 系統電已倒送至逆變器交流配電柜； 9.3.4.1.2 匯流箱直流電已送至逆變器直流配電柜；

9.3.4.1.3 檢查交直流配電柜輸出電壓正常、相位正常、相序正常、頻率正常；

9.3.5 啟動步驟

9.3.5.1 合上 #1逆變器室直流柜直流支路Q1-Q12開關；

9.3.5.2 逐組檢查#1逆變器室直流柜直流支路Q1-Q12確已在“合”位； 9.3.5.3 #1逆變器并網裝置檢測系統兩端符合并網條件； 9.3.5.4 將#1逆變器并網開關KM1、KM2分別旋至合位。

第八、九、十、十一、十二回發電單元并網方法及步驟同第七回發電單元相同，只是35kV開關室對應開關名稱編號不一樣，對應的35KV箱變編號不一樣。9.3.6 測試

9.3.6.1 防孤島保護測試

逆變器并網發電，斷開交流配電柜的交流輸出開關，模擬電網失電，查看逆變器當前告警中是否有“孤島”告警，是否自動啟動孤島保護。9.3.6.2 輸出直流分量測試

用鉗形電流表測量輸出，確認直流分量小于交流分量額定值的0.5% 9.3.6.3 休眠功能測試

斷開部分直流支路開關，檢查逆變模塊休眠功能，檢查各模塊功率分配狀況；

恢復部分直流支路開關，檢查逆變模塊啟動狀況，檢查各模塊功率分配狀況。

9.3.6.4 待機功能驗證

9.3.6.4.1正常模式切換到待機模式

滿足下列條件之一時，逆變器自動從正常模式切換到待機模式，無需人為干預：

a、輸入直流電壓超出額定的直流電壓范圍 b、電網電壓異常 克拉瑪依天華新能源電力有限公司新建100MW光伏并網發電項目（二期30MW)工程

c、夜晚無日照

9.3.6.4.2 待機模式切換到正常模式

滿足下列兩個條件時，逆變器自動從待機模式切換到正常模式，無需人為干預：

a、電壓在額定的直流電壓范圍 b、電網電壓在正常工作范圍 9.3.6.5 開關機功能測試

9.3.6.5.1 按監控面板上的緊急關機“EPO”按鈕，逆變器關閉；按監控面板上的故障清除按鈕“FAULT CLEAR”，逆變器重新開機； 9.3.6.5.2檢查監控面板上開機鍵、關機鍵功能正常； 9.3.6.5.3 檢查遠方開停機功能正常。9.3.6.6 風扇檢查

檢查逆變器所有的風扇是否都在正常轉動。9.3.6.7 輸出諧波測試

用電能質量分析儀測量交流輸出，輸出電流波形失真度THDi<3%（輸出滿載時）。

9.3.6.8 遠方功率調節功能測試

測試遠方功率調節功能。9.3.7 運行觀察

插入所有模塊，整機上電運行，帶負荷發電1天，觀察是否有異常告警、動作等現象。

9.3.8 并網完成，檢查各系統工作正常；

9.3.9 密切監視各系統參數顯示，做好設備定期巡回。

十、并網光伏電站連續試運行

10.1完成上述試驗內容經驗證合格后，光伏電站具備帶額定負荷連續運行條件，開始進入試運行。

10.2 執行正式值班制度，全面記錄運行所有參數。

10.3運行中密切監視變壓器、逆變器運行溫度，以及電纜連接處、出線隔離開關觸頭等關鍵部位的溫度。

10.4在連續試運行中，由于相關機電設備的制造、安裝質量或其他原因引起 克拉瑪依天華新能源電力有限公司新建100MW光伏并網發電項目（二期30MW)工程

運行中斷，經檢查處理合格后應重新開始連續試運行，中斷前后的運行時間不得累加計算。

10.5 連續試運行后，應停電進行機電設備的全面檢查。消除并處理試運行中所發現的所有缺陷。

十一、并網光伏電站檢修消缺

并網光伏電站離網并做好安全措施的情況下，對運行中出現的問題全面檢查消缺，達到長期穩定運行的要求。

十二、交接與投入商業運行

并網光伏電站通過試運行并經離網處理所有缺陷后，即具備了向生產管理部門移交的條件，應按合同規定及時進行相關機電設備的移交，并簽署光伏電站設備的初步驗收證書，開始商業運行，同時計算相關設備的保證期。

十三、試運行安全保證措施

13.1試運行工作在啟動驗收領導小組具體組織下，按審批的啟動試運行程序進行，有專人負責試運行過程中的安全工作。

13.2所有工作人員要嚴格按各自的崗位職責、安全要求、工作程序進行工作，并持證上崗，遵守各項安全規程，服從試運行指揮部統一領導。

13.3所有設備的操作和運行嚴格按操作規程、運行規程和制造廠技術文件進行，嚴格執行工作票制度。

13.4運行區域內嚴禁煙火，并配有齊全的消防設備，有專人檢查監督。13.5 試運行設備安裝完成后，徹底全面檢查清掃，無任何雜物。

13.6設備區域道路暢通、照明充足，通訊電話等指揮聯絡設施布置滿足試運行要求。

13.7 試運行區域內設置一切必須的安全信號和標志。13.8 投運設備區域按要求配置消防器材。

13.9組織全體參加試運行人員進行安全規程、規范學習，嚴格進行每項試驗前的安全交底。

13.10 試運行設備要求按設計圖統一編號、掛牌，操作把手操作方向做明確 克拉瑪依天華新能源電力有限公司新建100MW光伏并網發電項目（二期30MW)工程

標志。

13.11 保持電氣設備和電纜、電線絕緣良好，保證帶電體與地面之間、帶電體與帶電體之間、帶電體與人體之間的安全距離。

13.12 電氣設備設置明顯標牌，停電檢查時檢查部位的進出開關全部斷開，并設有誤合閘的保護措施，裝設臨時接地線，懸掛“有人工作、禁止合閘、高壓危險”等標志牌。

13.13 試運行操作，實行操作票制度，堅持一人操作，一人監護。13.14 作好試運行現場安全保衛工作。

十四、安全措施及注意事項

14.1 所有參加啟動試運行的人員必須遵守《電業安全工作規程》。14.2 各項操作及試驗須提前向調度部門申請，同意后方可實施。14.3 試驗和操作人員應嚴格按照試運行指揮系統的命令進行工作； 14.4 所有操作均應填寫操作票，操作票的填寫及操作由運行單位負責，操作過程由施工單位監護，施工單位負安全責任。

14.5 試驗人員需要在一次設備及相關控制保護設備上裝、拆接線時，應在停電狀態下、在工作監護人監護下進行。

14.6 每個項目完成后，應得到各方的報告，確認運行系統及試驗正常，調度員下令后方能進行下一個項目的工作。

14.7 試運行期間發生的設備故障處理及試驗工作,須經啟動委員會同意后方可實施；試運行過程中如果正在運行設備發生事故或出現故障，應暫停試運行并向啟動委員會匯報。

14.8 試運行期間，非指揮、調度、運行當值及操作監護人員不得隨意進入試運行設備區域，任何人不得亂動設備，以確保人身和設備安全。

十五、110kV升壓站一次設備編號圖

第五篇：石門坎水電站達標投產實施細則731

云南省李仙江

石門坎水電站達標投產實施細則

1、編制原則 1.1編制依據

以國家、電力行業和集團公司頒發的有關水電建設的現行規程、規范、標準、規定以及項目的有關批準文件、設計資料、相關合同等為依據。在工程建設全過程中，項目各參建單位都必須堅持工程建設“安全可靠、經濟適用、符合國情”的原則，認真貫徹執行本辦法，加強過程精細化管理，全面提高工程建設管理水平，實現“一次成優”。1.2依據文件

國家、行業、地方和集團公司頒發的有關水電建設的現行規程、規范、標準、規定以及項目的有關批準文件；

《中國大唐集團公司水電建設工程達標投產考核管理辦法（2009版）》;《石門坎水電站設計文件》;《石門坎水電站招、投標及合同文件》。

2、達標投產組織機構 2.1達標投產領導小組

組 長：溫高泵

副組長：孟祥武 李文斌 陳興亮 辛文波 張慶輝

（5）工程檔案專業組 組 長：馬曲波

成 員：各單位檔案管理負責人（6）綜合管理專業組 組 長：王東紅

成 員：各單位綜合管理負責人 2.3工作職責

（1）達標投產領導小組職責

1）全面負責組織實施和考核達標投產的工作。

2）貫徹執行《中國大唐集團公司水電工程達標投產考核管理辦法》（2009年版）的規定。

3）通過并發布參與達標投產工作的各單位必須執行的工作規定。

4）決定達標投產工作過程中的重要問題的解決議案。（2）達標投產辦公室職責

1）具體負責組織實施和考核達標投產的工作，及時協調，幫助解決達標投產工作中的各種問題。

2）制訂達標投產驗收總體計劃，分解下達各專業組及部門單位達標投產任務，并督促其按時完成任務。

3）掌握各水電站工程達標投產準備工作中的情況和存在問題，組織召開會議，研究各專業組提出的存在問題，落實整改措施、整改單位和整改責任人，限期進行整改。

（22）、啟動運行。

2）考核評分標準按照《中國大唐集團公司水電建設工程達標投產考核標準表（2009版）》的相關要求進行。

3）石門坎水電站安全健康與環境管理達標投產考核的標準分是150分。

3.2土建工程施工質量與工藝

1）對照《中國大唐集團公司水電建設工程達標投產考核標準表（2009版）》，結合石門坎水電站工程建設實際，石門坎水電站“土建工程施工質量與工藝考核標準”按照通用部分和分項部分進行考核。

2）考核評分標準按照《中國大唐集團公司水電建設工程達標投產考核標準表（2009版）》的相關要求進行。

3）石門坎水電站土建工程施工質量與工藝考核標準分300分，其中通用部分180分；分項部分120分（扣分限額：120分）。3.3 金屬結構工程質量與工藝

1）石門坎水電站 “金屬結構工程質量與工藝”考核的內容是：

（1）通用部分：金屬結構設備的制造；單元和分部工程（安裝工程）優良率；金屬結構設備安裝工藝質量；

（2）閘門、攔污柵：平面閘門；弧形閘門；閘門配套裝置；攔污柵及其埋件；

（3）啟閉機：移動式(門式、臺車式等)啟閉機；固定卷揚式

1）“工程檔案”考核的內容是：工程檔案管理、移交時間、案卷質量、歸檔范圍。

2）考核評分標準按照《中國大唐集團公司水電建設工程達標投產考核標準表（2009版）》的相關要求進行。

3）石門坎水電站工程檔案達標投產考核的標準分為100分。3.6綜合管理

1）對照《中國大唐集團公司水電建設工程達標投產考核標準表（2009版）》等文件的要求，對招標與投資管理、工程進度與工期、工程設計、工程監理、工程管理等方面的管理進行考核。

2）考核評分標準按照《中國大唐集團公司水電建設工程達標投產考核標準表（2009版）》的相關要求進行。

3）石門坎水電站工程綜合管理達標投產考核的標準是150分。

4、達標投產考核范圍、時段和方式

1）考核范圍：《集團公司關于達標投產的有關要求》等文件規定的相關內容。

2）考核時段：從文件下發之日起至本工程發電投產、竣工驗收。

3）考核方式：原則上每季度根據工程的實際進展情況開展一次。

5、達標投產考核標準分設置

5.1、石門坎水電站達標投產考核的標準總分為：1000分。主要包括以下幾個方面：

備實施細則。

7、石門坎水電站達標投產考核表

附件《中國大唐集團公司水電建設工程達標投產考核管理辦法（2009版）》