第一篇：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

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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?？死斠捞烊A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?？死斠捞烊A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?？死斠捞烊A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?？死斠捞烊A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?，F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?，F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?？死斠捞烊A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

第二篇：燃氣公司試運行投產方案

燃氣公司試運行投產方案 1投產范圍及條件 1.1 投產范圍—線路部分 1.2 投產范圍—站場部分 1.3 投產條件 2編制依據和原則 2.1 編制依據 2.2 編制原則 3工程概況 3.1工程概況 3.2線路概況

3.3 站場工藝流程及功能設置

4、投產組織機構及職責范圍 4.1組織機構網絡圖 4.2人員組成及職責

5、實施計劃

6、投產試運前準備與檢查 6.1 站場及線路

6.2 上游氣源供氣及下游管線接收條件 6.3 其他條件

6.4投產所需的主要物資 6.5運營人員進站培訓 6.6投產前廠家保駕

7、置換

7.1注氮置換的目的 7.2 注氮要求 7.3置換的方式

7.4氮氣置換和檢測示意圖 7.6置換程序 7.7氮氣置換 7.8氮氣頭的檢測 7.9 氮氣置換操作 7.10天然氣置換

8管線升壓期間的檢漏措施

9、投產運行 10 投產HSE措施 10.1對組織及人員的要求 10.2對站場及設備的要求 10.3對操作的要求 10.4對車輛、消防的要求 10.5投產期間的風險分析及控制 10.6置換空氣、天然氣注意事項 10.7注氮的安全要求 11應急處理預案 11.1一般故障及處理 11.2管線小型漏氣 11.3站場及線路泄漏氣預案 11.4站場及線路防爆預案

11.5天然氣中毒的預防措施及急救措施 11.6爆管事故預案 11.7站場防火預案 附件一注氮參數記錄表 附件二進氣參數記錄表 附件三氣頭到達時間記錄表 附件四 管道儲氣升壓記錄表 附件五 氣頭監測記錄表 附件六：通訊聯系表 附錄七：投產外部應急通訊錄 附件八：管道投產前檢查內容表

1投產范圍及條件

1.1 投產范圍—線路部分

城南片區10公里中壓管線，設計壓力為：

；材質為

；其中DN350—5000，DN200—3000，DN110—6000，DN90—3000.1.2 投產范圍—站場部分 五里亭LNG氣化站一座；其中150立方米儲罐2座；設計流量為

立方米/h.1.3 投產條件

城南片區管網已通過柳州市技術監督局監檢合格。管道已經過氮氣置換。

LNG氣化站壓力管道、容器也取得柳州市技術監督局監檢合格。自動儀表等設備已調試合格。LNG儲罐已經過液氮預冷48小時合格； 2編制依據和原則

2.1 編制依據 標準 文件 2.2 編制原則

1、嚴格按照國家及行業的有關規程、規范和本工程設計文件編制；

6、堅持安全第一，確保管道投產試運安全；

8、注意沿線設備、設施的保護，避免設備損傷，確保管道設備運行安全；

9、組織嚴密，職責明晰，管理順暢。3.1工程概況

3.2線路概況（附圖）3.3 站場工藝流程及功能設置 儲罐 氣化

調壓、計量、加臭

4、投產組織機構及職責范圍

4.1組織機構網絡圖

4.2人員組成及職責

5、實施計劃

6、投產試運前準備與檢查 6.1 站場及線路

6.2 上游氣源供氣及下游管線接收條件 6.3 其他條件

6.4投產所需的主要物資 6.5運營人員進站培訓 6.6投產前廠家保駕

7、置換

7.1注氮置換的目的 7.2 注氮要求 7.3置換的方式

7.4氮氣置換和檢測示意圖 7.6置換程序 7.7氮氣置換 7.8氮氣頭的檢測 7.9 氮氣置換操作 7.10天然氣置換

8管線升壓期間的檢漏措施

9、投產運行 10 投產HSE措施 10.1對組織及人員的要求 10.2對站場及設備的要求 10.3對操作的要求 10.4對車輛、消防的要求 10.5投產期間的風險分析及控制 10.6置換空氣、天然氣注意事項 10.7注氮的安全要求 11 嘉峪關支線應急處理預案 11.1一般故障及處理 11.2管線小型漏氣 11.3站場及線路泄漏氣預案 11.4站場及線路防爆預案 11.5天然氣中毒的預防措施及急救措施 11.6爆管事故預案 11.7站場防火預案

第三篇：試運行工作報告(克拉瑪依)

克拉瑪依天華陽光二期30MWp光伏發電

工程試運行工作報告

一、工程概況

克拉瑪依天華新能源電力有限公司二期30兆瓦光伏發電項目工程（以下簡稱“本項目”）場址位于新疆生產建設兵團第七師，克拉瑪依市五五新鎮附近，由克拉瑪依天華陽光新能源電力有限公司投資建設，本項目遠期規劃建設規模為100MWp，本期為二期工程，擬安裝121000塊單位容量為250Wp 的光伏組件，裝機容量為30MWp。項目場區地勢平坦開闊。

本工程光伏組件30MWp采用固定式安裝方案，將系統分成30個1MWp光伏并網發電單元，分別經過逆變器、升壓變壓器接入35kV配電裝置，最終實現將整個光伏并網系統接入110kV主變進行并網發電的方案。

本系統按30個1000kWp光伏并網發電單元進行設計，每個單元采用 2臺500KW并網逆變器的方案，全站共設60臺500KW并網逆變器。每個光伏并網發電單元的電池組件采用串并聯的方式組成多個太陽能電池陣列，太陽能電池陣列經匯流箱和光伏并網逆變器接入升壓變壓器，每個500kW集成預制逆變器需要配“16進1出”6個匯流箱，共360個。

本期工程為二期工程，通過6回35kV 集電線路接至二期工程場區內110kV 升壓站35kV Ⅱ 段母線，升壓后通過二期工程的110kV 送出線路接入電網。

二、工程質量評定情況

克拉瑪依天華新能源電力有限公司100MWp二期30MWp光伏并網發電項目工程的施工質量經監理驗收，均符合設計圖紙和技術規范要求，并全部達到電力驗評的合格標準。

三、生產準備情況

1、克拉瑪依天華新能源電力有限公司生產運行人員已經全部到崗。

2、根據生產運行需要編寫了安全、生產、綜合管理制度。

3、克拉瑪依天華新能源電力有限公司運行規程已經編制完成。

4、為保證啟動和試運工作順利開展，繪制了變電站運行系統圖冊。

5、生產人員進場后，為保證人員在現場作業的安全，組織了場內《安規》學習和考試。

四、電站試運行情況

克拉瑪依天華陽光新能源電力有限公司100MWp二期30MWp 光伏發電項目工程，于2014年12月21日并網發電，進入機組試運行階段，期間，運行人員與檢修人員相互配合，嚴格執行“兩票三制”制度，指令下達清晰，運行操作準確，電站設備運行穩定，至2015年05月25日，實現連續安全運行156天，累計發電1685.06萬千瓦時，實現無故障連續并網運行光伏組件接收總輻射量累計達到81.166kW·h/m2，高于《光伏發電工程驗收規范》（GB/T 50796-2012）第6.2.1條第6款光伏發電工程經調試后，從工程啟動開始無故障連續并網運行時間不應少于光伏組件接收總輻射量累計達60 kW·h/m2的時間的要求，并委托西安熱工研究院有限公司于2015年04月28日完成了電站性能測試，經測試證明系統發電效率實際達到82.45%，遠高于不低于80%的要求，逆變器的最大效率、歐洲效率均滿足技術要求。

五、工程存在的問題及處理意見

電站試運行期間，總包單位組織施工人員，對試運過程中暴露出的缺陷及時進行處理，截止目前，已完成除需停電作業外的全部消缺項目，需停電作業的項目安排在建設單位6月中旬春檢停電期間進行。

六、意見和建議

克拉瑪依天華新能源電力有限公司100MWp二期30MWp光伏并網發電項目工程工期、質量、技術要求滿足設計圖紙、規范及合同文件要求，工程檔案資料齊全、完整、并符合要求，具備移交生產條件。

上海斯耐迪工程咨詢有限公司 克拉瑪依光伏發電總承包項目經理部

2015年05月20日

第四篇：機組啟動試運行方案

機組啟動試運行方案

批準：

審核：

編寫：

2009年6月9日

機組啟動試運行方案

1充水試驗 1.1充水條件

1.1.1確認壩前水位已蓄至最低發電水位。

1.1.2確認進水口閘門、尾水閘門處于關閉狀態。確認機組各進人門已關閉牢靠，各臺機組檢修排水閥門已處于關閉狀態，檢修排水廊道進人門處于關閉狀態。確認調速器、導水機構處于關閉狀態，接力器鎖定已投入。確認空氣圍帶、制動器處于投入狀態。1.1.3確認全廠檢修、滲漏排水系統運行正常。

1.2尾水流道充水

1.2.1利用尾水倒灌入檢修排水廊道，然后打開機組尾水檢修排水閥向尾水流道充水，在充水過程中隨時檢查水輪機導水機構、轉輪室、各進人門、伸縮節、主軸密封及空氣圍帶、測壓系統管路、發電機定子、燈泡頭、流道蓋板等的漏水情況，記錄測壓表計的讀數。1.2.2充水過程中必須密切監視各部位的滲漏水情況，確保廠房及機組的安全，一旦發現漏水等異常現象時，應立即停止充水并進行處理。充水過程中應檢查排氣情況。1.2.3待充水至與尾水位平壓后，將尾水閘門提起。

1.3進水流道充水

1.3.1提起進水閘門，以閘門節間充水方式緩緩向進水流道充水，監視進水流道壓力表讀數，檢查燈泡體、管形座、框架蓋板、導水機構及各排水閥等各部位在充水過程中的工作狀態及密封情況。

1.3.2觀察各測壓表計及儀表管接頭漏水情況，并監視水力量測系統各壓力表計的讀數。1.3.3充水過程中檢查流道排氣是否暢通。

1.3.4待充水至與上游水位平壓后，將進水口閘門提起。

1.3.5觀察廠房內滲漏水情況及滲漏水排水泵排水能力和運轉可靠性。

1.3.6將機組技術供水管路系統的閥門打開，啟動供水泵，使壓力水通過各冷卻水管路，檢查管路閥門、各接頭法蘭通水后的工作情況。機組啟動和空轉試驗

2.1啟動前的準備

2.1.1 主機周圍各層場地已清掃干凈，施工人員撤離工作現場，吊物孔蓋板已蓋好，通道暢通，照明充足，指揮通信系統布置就緒，各部位運行人員已到位，各測量儀器、儀表已調整就位。

2.1.2確認充水試驗中出現的問題已處理合格。

2.1.3機組潤滑油、冷卻水、潤滑水系統均已投入，各油泵、水泵按自動控制方式運行正常，壓力、流量符合設計要求。油壓裝置和漏油裝置油泵處于自動控制位置運行正常。2.1.4高壓油頂起系統、機組制動系統處于手動控制狀態。

2.1.5檢修排水系統、滲漏排水系統和高、低壓壓縮空氣系統按自動控制方式運行正常。2.1.6上下游水位、各部原始溫度等已做記錄。

2.1.7水輪機主軸密封水投入，空氣圍帶排除氣壓、制動器復歸（確認風閘已全部復位），轉動部件鎖定已拔出。

2.1.8啟動高壓油頂起裝置油泵，檢查確認機組大軸能正常頂起。2.1.9調速器處于準備工作狀態，并符合下列要求：

油壓裝置至調速器的主閥已開啟，調速器柜壓力油已接通，油壓指示正常。調速器的濾油器位于工作位置。調速器處于“手動”位置。

油壓裝置處于自動運行狀態，導葉開度限制機構處于全關位置。2.1.10與機組有關的設備應符合下列要求：

發電機出口斷路器QF905、發電機勵磁系統滅磁開關在斷開位置。轉子集電環碳刷已磨好并安裝完畢，碳刷拔出。發電機出口PT處于工作位置，一次、二次保險投入。

水力機械保護、電氣過速保護和測溫保護投入；機組的振動、擺度監測裝置等投入監測狀態，但不作用于停機。

現地控制單元LCU5已處于監視狀態，具備檢測、報警的功能，可對機組各部位主要的運行參數進行監視和記錄。

拆除所有試驗用的短接線及接地線。

外接頻率表接于發電機出口PT柜一次側，監視發電機轉速。大軸接地碳刷已投入。

2.1.11手動投入機組各部冷卻水（空冷器暫不投，轉機時對發電機定子、轉子進行干燥）。2.2首次啟動試驗

2.2.1拔出接力器鎖定，啟動高壓油頂起裝置。2.2.2手動打開調速器的導葉開度限制機構，待機組開始轉動后將導葉關回，由各部觀察人員檢查和確認機組轉動與靜止部件之間有無摩擦、碰撞及其它異常情況。記錄機組啟動開度。2.2.3確認各部正常后再次打開導葉啟動機組。當機組轉速升至接近50%額定轉速時可暫停升速，觀察各部無異常后繼續升速，使機組在額定轉速下運行。

2.2.4當機組轉速升至95%額定轉速時可手動切除高壓油頂起裝置，并校驗電氣轉速繼電器相應的觸點。當機組轉速達到額定值時校驗機組各部轉速表指示應正確。記錄當時水頭下機組額定轉速下的導葉開度。

2.2.5在機組升速過程中派專人嚴密監視推力瓦和各導軸瓦的溫度，不應有急劇升高或下降現象。機組達到額定轉速后，在半小時內每隔5分鐘記錄瓦溫，之后可適當延長時間間隔，并繪制推力瓦和各導軸瓦的溫升曲線。機組空轉4-6小時以使瓦溫穩定，記錄穩定的軸瓦溫度，此值不應超過設計值。記錄各軸承的油流量、油壓和油溫。

2.2.6機組啟動過程中，應密切監視各部運轉情況，如發現金屬摩擦或碰撞、推力瓦和導軸瓦溫度突然升高、機組擺度過大等不正常現象應立即停機。

2.2.7監視水輪機主軸密封及各部水溫、水壓，有條件時可觀察、記錄水封漏水情況。2.2.8記錄全部水力量測系統表計讀數和機組監測裝置的表計讀數。

2.2.9有條件時，應測量并記錄機組水輪機導軸承、發電機軸承等部位的運行擺度（雙振幅），不應超過導軸承的總間隙。

2.2.10測量發電機一次殘壓及相序，相序應正確。2.3停機過程及停機后檢查

2.3.1手動啟動高壓油頂起裝置，操作開度限制機構進行手動停機，當機組轉速降至額定轉速的20%時手動投入制動器，機組停機后手動切除高壓油頂起裝置，制動器則處于投入狀態。2.3.2停機過程中應檢查下列各項： 監視各軸承溫度的變化情況。檢查轉速繼電器的動作情況。錄制轉速和時間關系曲線。

2.3.3 停機后投入接力器鎖定和檢修密封，關閉主軸密封潤滑水。2.3.4 停機后的檢查和調整：

1）各部位螺栓、螺母、銷釘、鎖片及鍵是否松動或脫落。2）檢查轉動部分的焊縫是否有開裂現象。3）檢查擋風板、擋風圈是否有松動或斷裂。4）檢查風閘的摩擦情況及動作的靈活性。

5）在相應水頭下，調整開度限制機構及相應的空載開度觸點。2.4調速器空載試驗

2.4.1根據機組殘壓測頻信號是否滿足調速器自動運行的情況，確定調速器空載擾動試驗時間，若不能滿足要求，則調速器空載試驗安排在機組空載試驗完成之后進行。

2.4.2手動開機，機組在額定轉速下穩定運行后。調整電氣柜的相關參數。將手/自動切換電磁閥切換為自動位置，并在調速器電氣柜上也作同樣的切換，此時調速器處于自動運行工況，檢查調速器工作情況。調整PID參數，使其能在額定轉速下自動調節，穩定運行。2.4.3分別進行調速器各通道的空載擾動試驗，擾動試驗滿足下列要求：

調速器自動運行穩定后，加入擾動量分別為±1%、±2%、±4%、±8%的階躍信號，調速器電氣裝置應能可靠的進行自動調節，調節過程正常，最終能夠穩定在額定轉速下正常運轉。否則調整PID參數，通過擾動試驗來選取一組最優運行的參數。2.4.4轉速最大超調量不應超過擾動量的30%。2.4.5超調次數不超過2次。

2.4.6從擾動開始到不超過機組轉速擺動規定值為止的調節時間應符合設計規定。2.4.7進行機組空載下的通道切換試驗，各通道切換應平穩。2.4.8進行調速器自動模式下的開度調節試驗，檢查調節穩定性。2.4.9進行調速器自動模式下的頻率調節，檢查調節穩定性。

2.4.10進行調速器故障模擬試驗，應能按設計要求動作,在大故障模擬試驗時,切除停機出口,以免不必要的停機。

2.4.11記錄油壓裝置油泵向壓力油罐送油的時間及工作周期。在調速器自動運行時記錄導葉接力器擺動值及擺動周期。

2.4.12進行油泵電源切換試驗，切換應靈活可靠。2.5 機組過速試驗及檢查

2.5.1過速試驗前機組擺度和振動值應滿足規程和設計要求。2.5.2臨時拆除電氣過速保護停機回路，監視其動作時的轉速。

2.5.3手動開機，待機組運轉正常后，手動逐漸打開導葉，機組升速至115%，記錄115%時轉速繼電器實際動作值，機組轉速繼續升速到155%額定轉速以上時，記錄電氣過速155%轉速繼電器實際動作值，機械過速保護裝置在電氣過速保護動作之后且應在機組轉速達到160%之前立即動作關機。如果升速至160%額定轉速時，機械過速裝置仍未動作，亦應立即停機。需校正機械過速裝置，重新進行該試驗。

2.5.4試驗過程中記錄機組各部的擺度、振動最大值。若機組過速保護未動作停機，則按手動停機方式，在95%額定轉速時投入高壓油頂起裝置，降至20%轉速后投機械制動。2.5.5過速試驗過程中專人監視并記錄各部位推力瓦和導軸瓦溫度；監視轉輪室的振動情況；測量、記錄機組運行中的振動、擺度值，此值不應超過設計規定值； 監視水輪機主軸密封的工作情況以及漏水量；監聽轉動部分與固定部分是否有磨擦現象。

2.5.6過速試驗停機后，投入接力器鎖定，落進水口閘門，頂起制動器，全面檢查轉子轉動部分，如轉子磁軛鍵、引線支撐、磁極鍵及磁極引線、阻尼環、磁軛壓緊螺桿、轉動部分的焊縫等。并按首次停機后的檢查項目逐項檢查。3機組自動開停機試驗 3.1 自動開機需具備的條件

3.1.1各單元系統的現地調試工作已完成，驗收合格。3.1.2計算機與各單元系統對點完成，通訊正常。3.1.3在無水階段由計算機操作的全廠模擬已完成。3.1.4LCU5交直流電源正常，處于自動工作狀態。3.1.5水力機械保護回路均已投入。

3.1.6接力器鎖錠及制動器實際位置與自動回路信號相符。3.1.7技術供水回路各閥門、設備已切換至自動運行狀態。3.1.8高壓油頂起裝置已切換至自動運行狀態。3.1.9制動系統已切換至自動運行狀態。3.1.10 潤滑油系統已切換至自動運行狀態。3.1.11 勵磁系統滅磁開關斷開。

3.1.12 齒盤測速裝置及殘壓測頻裝置工作正常。

3.1.13調速器處于自動位置，功率給定處于“空載”位置，頻率給定置于額定頻率，調速器參數在空載最佳位置。

修密封、主用密封切換至自動運行狀態。3.2機組LCU5自動開機 啟動機組LCU5空轉開機。

按照機組自動開機流程，檢查各自動化元件動作情況和信號反饋。檢查調速器工作情況。記錄自發出開機脈沖至機組開始轉動所需的時間。記錄自發出開機脈沖至機組達到額定轉速的時間。檢查測速裝置的轉速觸點動作是否正確。3.3機組LCU5自動停機

3.3.1由機組LCU5發停機指令，機組自動停機。

3.3.2監視高壓油頂起系統在機組轉速降至95%額定轉速時應能正常投入，否則應立即采用手動控制方式啟動。

3.3.3檢查測速裝置及轉速接點的動作情況，記錄自發出停機令到機械制動投入的時間，記錄機械制動投入到機組全停的時間。

3.3.4檢查機組停機過程中各停機流程與設計順序應一致，各自動化元件動作應可靠。3.3.5分別在現地、機旁、中控室等部位，檢查緊急事故停機按鈕動作的可靠性。3.3.6模擬機組各種機械事故及故障信號，進行事故停機流程試驗。檢查事故和故障信號響應正確，檢查事故停機信號的動作流程正確可靠。

3.3.7其它各種開停機及電氣保護停機試驗將結合后續的各項電氣試驗進行。4 橋鞏水電站

發電機及

發電機帶3#主變升流試驗； 4.1、試驗準備

4.1.1根據

機組發電投運的一次設備情況，本次升流試驗范圍為3#主變、發電機，短路點的設置部位如下：

短路點1（D1）：設置在3#離相封閉母線副廠房84.50m層與電抗器連接處，利用軟連接作為短路裝置。

短路點2（D2）：設置在開關站3#主變進線間隔接地開關200317處，利用接地開關200317作為短路裝置。

4.1.2發電機出口斷路器905斷開、滅磁開關斷開。

4.1.3勵磁系統用它勵電源從10KV系統備用開關柜取，用3X70mm2的高壓電纜引入。4.1.4發電機保護出口壓板在斷開位置，保護僅作用于信號，投入所有水力機械保護。4.1.5技術供水系統、潤滑油系統已投入運行，檢修密封退出，主軸密封水壓、流量滿足要求。發電機定子空氣冷卻器根據絕緣情況確定是否投入。4.1.6恢復發電機集電環碳刷并投用。

4.1.7復查各接線端子應無松動，檢查升流范圍內所有CT二次側無開路。4.1.8測量發電機轉子絕緣電阻，符合要求。4.1.9測量發電機定子絕緣電阻，確定是否進行干燥。如需干燥，則在發電機升流試驗完成后進行短路干燥。4.2發電機升流試驗

4.2.1短路點1（D1）升流試驗：

（1）手動開機至額定轉速，機組各部運行正常。（2）勵磁變自然通風良好，勵磁功率柜風冷回路正常。

（3）將勵磁調節器電流給定降至最小，投入它勵電源。由于勵磁變低壓側電壓約為780V，所以監測時需注意測量方法及安全距離。

（4）檢查短路范圍內的CT二次殘余電流，不能有開路現象。

（5）合滅磁開關，緩慢升流至（3～4）%發電機額定電流，檢查升流范圍內各CT二次無開路，繼續升流至10%額定電流，檢查各CT二次三相電流平衡情況及其相位；檢查測量表計接線及指示的正確性；檢查發電機保護、勵磁變壓器保護、主變保護、發變組故障錄波及測量回路的電流幅值和相位。

（6）解開保護停機回路，投入保護跳滅磁開關回路，模擬檢查發電機差動的動作情況。（7）逐級升流檢測并錄制發電機50%額定電流下跳滅磁開關的滅磁曲線。（8）手動啟動錄波裝置，錄制發電機短路特性曲線，測量發電機軸電壓。

（9）在發電機額定電流下，跳滅磁開關檢驗滅磁情況是否正常，錄制發電機在額定電流時滅磁過程的示波圖

（10）測量額定電流下的機組振動與擺度，檢查碳刷與集電環工作情況。（11）試驗過程中檢查發電機主回路、勵磁變、共箱母線等各部位運行情況。（12）記錄升流過程中定子繞組及空冷各部溫度。

（13）根據定子繞組絕緣情況，若需進行定子短路干燥時，確認空氣冷卻器冷卻水切除，升流至50%定子額定電流對定子進行短路干燥。

（14）試驗完畢后模擬發動機差動保護停機，跳滅磁開關。斷開它勵電源。（15）拆除短路試驗銅母線。4.2.2短路點2（D2）升流試驗：

（1）本次試驗短路點設置在開關站3#主變進線接地開關200317處。

（2）根據本次短路試驗范圍，依次合上相關斷路器905、隔離開關20036、斷路器2003，切除相關斷路器的操作電源，防其誤分閘。（3）合滅磁開關。（4）緩慢升流至（2～3）%發電機額定電流，檢查升流范圍內各CT二次無開路，繼續升流至10%額定電流，檢查各CT二次三相電流平衡情況及其相位；檢查測量表計接線及指示的正確性；檢查3#主變保護、母線保護、斷路器保護、故障錄波及測量回路的電流幅值和相位。

（5）升流結束，分滅磁開關，分發電機出口斷路器905。（6）分開關站斷路器2003，分本次短路試驗的接地開關200317。5發電機單相接地試驗及升壓試驗 5.1升壓前準備工作

5.1.1 測量發電機轉子絕緣電阻，測量發電機定子絕緣電阻，均符合要求。5.1.2 投發電機差動保護、電流后備保護和勵磁變保護。5.1.3 投入所有水機保護及自動控制回路。5.1.4 發電機出口斷路器905斷開。5.2發電機定子單相接地試驗

5.2.1 拉開中性點隔離開關，將接地變壓器與發電機中性點斷開，在出口電壓互感器處做單相臨時接地點，退出發電機定子接地保護跳閘出口。自動開機到空轉，監視定子接地保護動作情況。

投入它勵電源，合滅磁開關，升壓至50%定子額定電壓，記錄電容電流值。

5.2.4試驗完畢降壓至零，跳開滅磁開關，拆除臨時接地線，將發電機中性點隔離開關合上，投入發電機定子接地保護。5.3 發電機過壓保護試驗

臨時設定發電機過壓保護定值為10V，監視發電機過壓保護動作情況。合滅磁開關，逐步升壓直至發電機過壓保護動作，記錄保護動作值。試驗完成后恢復原定值，投入過壓保護。5.4 發電機零起升壓

5.4.1機組在空轉下運行，調速器自動。

5.4.2測量發電機升流試驗后的殘壓值，并檢查三相電壓的對稱性。5.4.3手動升壓至25%額定電壓，檢查下列各項： 發電機及引出母線、分支回路等設備帶電是否正常。機組各部振動及擺度是否正常。

測量發電機PT二次側三相電壓相序、幅值是否正常，測量PT二次開口三角電壓值。5.4.4逐級升壓至發電機額定電壓，檢查帶電范圍內一次設備的運行情況。5.4.5檢查發電機PT回路相序、電壓應正確，測量PT開口三角電壓值。5.4.6測量額定電壓下機組的振動與擺度，測量額定電壓下發電機軸電壓。5.4.7記錄定子鐵芯各部溫度。

5.4.8分別在50%、100%發電機額定電壓下跳滅磁開關，檢查滅弧情況，錄制空載滅磁特性曲線。

5.5發電機空載特性試驗

5.5.1零起升壓，每隔10%額定電壓記錄定子電壓、轉子電流、勵磁電壓，錄制發電機空載特性的上升曲線。

5.5.2繼續升壓，當發電機勵磁電流達到額定值980A時，測量發電機定子最高電壓，并在最高電壓下持續運行5min。最高定子電壓以不超過1.3倍額定電壓值13.65kV為限。5.5.3由最高電壓開始降壓，每隔10%額定電壓記錄定子電壓、勵磁電流、勵磁電壓，錄制發電機空載特性的下降曲線。

5.5.4試驗完畢后將勵磁電流降為零，跳滅磁開關，斷開它勵電源，停機。將轉子回路經過電阻接地，進行轉子一點接地保護試驗。6 發電機空載下的勵磁調整和試驗 6.1試驗前的準備

6.1.1 3#主變的升流、升壓已完成。

6.1.2 機組勵磁變已恢復正常接線，機組采用自勵方式。6.1.3 發電機保護已按定值整定并投入，水機保護已投入。6.1.4 自動開機到空轉，穩定運行。6.2 勵磁的調整和試驗

6.2.1在發電機額定轉速下，檢查勵磁調節器A套、B套的調節范圍，在調整范圍內平滑穩定的調節。

6.2.2在額定空載勵磁電流情況下，檢查功率整流橋的均流系數，均流系數不應低于0.85。6.2.3在發電機空載狀態下，分別錄波檢查起勵、逆變、手動和自動切換、通道切換等情況下的穩定性和超調量。在發電機空轉且轉速在95%～100%額定值范圍內，自動起勵，機端電壓從零上升到額定值時，電壓超調量不大于額定值的10%，超調次數不超過2次，調節時間不大于5S。

6.2.4在發電機空載狀態下，人工加入±10%階躍量干擾，檢查各通道的調節情況，超調量、超調次數、調節時間應滿足設計要求。

6.2.5發電機轉速在90%～110%內變化，測定發電機端電壓，錄制發電機電壓/頻率特性曲線。頻率每變化1%，AVR應保證發電機電壓的變化值不大于±0.25%。

6.2.6進行額定電壓的起勵、逆變滅磁試驗并錄波，分別在A、B套“正?！蔽恢茫謩雍妥詣臃謩e進行額定電壓下的起勵、逆變滅磁試驗。6.2.7進行機組LCU5和中控室對勵磁系統的調節試驗。6.3 計算機監控系統自動開機到空載試驗

6.3.1相關水力機械保護、繼電保護回路均已投入，機組附屬設備處于自動運行狀態，具備自動開機條件。

6.3.2發電機出口斷路器905斷開，滅磁開關斷開。

6.3.3調速器設置為自動，機組LCU5設置為現地控制，在LCU5上發“開機到空載”令，觀察機組自動開機至95%額定轉速、自動合滅磁開關、自動起勵升壓到90％額定電壓等過程中的設備運行情況。

6.3.4在LCU5發“停機”令，機組自動停機。觀察機組自動逆變滅磁、調速器自動關閉至全關等過程中的設備運行情況。

7220kV系統對3#主變沖擊受電試驗（可提前進行）7.1 試驗前的準備

7.1.1 計劃接受沖擊受電的一次設備為：3#主變。

7.1.2投運范圍內相關設備保護按調度要求整定完畢并投入，各個保護出口已進行了傳動試驗，各個保護都已投入運行。7.1.3主變散熱器系統投入。

7.1.4開關站LCU9、機組LCU5均已調試完成，本次投運的斷路器、隔離開關均已完成LCU遠動試驗。

7.1.5發電機出口斷路器905、接地開關斷開。

7.1.6開關站3#主變間隔斷路器、隔離開關、接地開關處于斷開位置。7.2 主變沖擊受電試驗

7.2.1向中調申請對3#主變進行沖擊受電試驗。

7.2.2按調度令進行開關站倒閘操作，220kV電壓通過斷路器2003對3#主變進行全電壓沖擊試驗，沖擊試驗應為5次，每次間隔約10分鐘。

7.2.3每次沖擊合閘后，均需檢查主變壓器沖擊運行情況，檢查差動保護及瓦斯保護的工作情況，檢查主變高、低壓側避雷器動作情況，檢查保護裝置有無誤動，記錄主變壓器高壓側合閘沖擊電流。

7.2.4主變壓器在沖擊試驗前、后對變壓器油作色譜分析，試驗結束后恢復設備的正常接線。8機組同期并網試驗 8.1并網前準備

8.1.1 已對自動同期裝置的電壓、頻率、導前角進行了測試，已完成自動同期裝置的模擬并列試驗。

8.1.2 發電機、變壓器等相關保護已按調度要求整定完成并正確投入。

8.1.3 在主變零起升壓時同期電壓回路已檢測無誤，系統倒送電后，機組與系統的相位已核對。

系統已同意進行同期試驗并允許帶最低限額負荷。8.2發電機出口斷路器905準同期試驗（1）905自動假準同期試驗。

（2）系統電源已送到發電機主變低壓側。（3）出口斷路器905處于試驗位置。

（3）機組自動開機至空載運行。勵磁調節器、調速器切至遠方自動操作模式。（4）啟動同期裝置，對斷路器905的合閘過程進行錄波。

（5）合閘后立即斷開斷路器905，分析錄波圖，檢查合閘的壓差、頻差、導前時間是否合適。

（6）試驗完成后，解除模擬斷路器905合閘信號。2）905自動準同期試驗

（1）執行空載至發電令，由機組LCU5投入自動同期裝置，斷路器905自動準同期合閘，同時錄制同期合閘波形。

（2）機組并網后，帶最低負荷，檢查各功率、電度計量裝置工作狀況，檢查各個保護的采樣、差流。

8.3開關站3#主變進線斷路器2003QF同期試驗 1）2003自動假準同期試驗

（1）機組通過斷路器905并網發電后，手動降負荷，分斷路器2003，機組與系統解列。分隔離開關20036。

（2）模擬隔離開關20036合閘信號至開關站LCU9，啟動同期裝置，對斷路器20036的合閘過程進行錄波。

（3）合閘后分斷路器2003。分析波型圖，檢查合閘的壓差、頻差、導前時間是否合適。（4）試驗完成后，解除模擬隔離開關20036合閘信號。2）2003自動準同期試驗（1）合隔離開關20036。

（2）執行斷路器2003自動準同期合閘令，由開關站LCU9投入自動同期裝置，自動進行準同期合閘。

（3）試驗完成后，分發電機出口斷路器905，機組與系統解列。（4）跳滅磁開關，停機，準備自動開機并網試驗。8.4 計算機監控系統自動開機并網試驗

8.4.1發電機出口斷路器905斷開，系統電源已送到出口斷路器905上端。

8.4.2調速器設置為自動，機組LCU5設置為現地控制。在LCU5上發“開機到發電”令，觀察機組自動開機至95%額定轉速、自動合滅磁開關、自動起勵升壓到90％額定電壓、自動同期裝置調節機組電壓和轉速、自動合出口斷路器905，機組帶設定負荷進入發電狀態等過程中設備運行情況。

8.4.3在LCU5上發“停機”令，機組自動解列停機。觀察LCU5自動減負荷至3MW、分發電機出口斷路器905、機組自動逆變滅磁、調速器自動關閉至全關的過程，記錄自發出停機令到機械制動投入的時間。

8.4.4在中控室進行自動開機和停機操作，并進行相應的檢查和記錄。9機組負荷試驗

9.1機組帶負荷試驗前的準備。9.1.1 機組帶負荷前的試驗已全部完成。

9.1.2 申請機組進行負荷試驗已獲得調度批準，允許甩負荷的容量和時間段已確認。9.2 機組帶負荷試驗

9.2.1機組逐級增加負荷運行，不在振動區過長的停留，記錄機組狀況：各部的振動、擺度；定子繞組溫度；推力瓦和導軸瓦、定子鐵心、空氣冷卻器等部位溫度值；主變油溫等變化情況。

9.2.2在小負荷時，測量發電機、主變壓器、開關站斷路器等保護裝置的CT二次電流相量圖，全面核查電壓電流相位關系。測量安穩裝置、計量系統和故障錄波等裝置的CT二次電流相量圖，全面核查電壓電流相位關系。9.2.3記錄在當時水頭下，機組產生振動的負荷區。9.2.4測量并記錄在不同負荷下機組各部位的噪聲。9.2.5在各負荷下，測量發電機軸電壓。9.3 機組帶負荷下調速系統試驗

在不同負荷下進行調節參數的選擇及功率調節速率的選擇。

9.3.2在50%負荷以下檢查調速器頻率和功率控制方式下機組調節的穩定性及相互切換過程的穩定性。

9.3.3遠方、現地有功調節響應檢查。

9.3.4模擬故障試驗（模擬功率給定、功率反饋信號故障）。9.3.5調速器通道切換試驗。9.3.6模擬機械事故停機試驗。9.4 機組帶負荷下勵磁系統試驗

9.4.1過勵試驗、欠勵試驗、無功調差率按系統要求進行。9.4.2現地/遠方無功功率控制調節檢查。9.4.3自動和手動切換、通道切換試驗。9.4.4可控硅橋路電流平衡檢查。9.5 機組甩負荷試驗

9.5.1機組甩負荷按額定出力的15%、50%、75%、100%、100%無功進行，并記錄甩負荷過程中的各種參數或變化曲線，記錄各部瓦溫的變化情況。甩負荷通過發電機出口斷路器905進行。

機組甩25%額定負荷時，記錄接力器不動時間，應不大于0.2秒，該時間按轉速開始上升起計算。觀察大軸補氣情況。

甩負荷時，檢查水輪機調速器系統的動態調節性能，校核導葉接力器兩段關閉規律、轉速上升率等，均應符合設計要求。

在額定功率因數條件下，水輪發電機突甩負荷時，檢查自動勵磁調節器的穩定性和超調量。當發電機突甩100%額定負荷時，發電機電壓的超調量不應大于額定電壓的15%，振蕩次數不超過3次，調節時間不大于5秒。9.6 機組事故停機試驗

9.6.1模擬機組電氣事故停機試驗：模擬電氣事故動作，機組解列、滅磁，記錄負荷下滅磁特性。9.6.2事故低油壓關機試驗 機組帶100%額定負荷運行。

現地與緊急事故停機按鈕旁設專人守護。

斷開壓油罐補氣回路；切除壓油泵，通過卸油閥門排油與排氣閥排氣結合方式，降低壓力油罐壓力直至事故低油壓整定值，應注意壓油罐內油位不低于油位信號計可見位置。事故低油壓接點動作后，調速器事故低油壓緊急停機流程啟動。若低油壓接點在整定值以下仍未動作，立即按緊急事故停機按鈕進行停機，重新整定壓力開關接點后重做此試驗。9.6.3重錘動作關機試驗

機組并網帶額定負荷穩定運行后，進行機組的重錘關機試驗。檢查重錘關機是否正常，關閉時間是否符合設計要求。

試驗前對監測人員進行周密的安排，在調速器機調柜操作重錘關機命令，如果重錘關機失敗，應按下緊急事故停機按鈕。9.7 特殊試驗 9.7.1 PSS試驗。9.7.2 一次調頻試驗。9.7.3 無功進相試驗。9.7.4 其它試驗。9.8 機組檢查消缺

機組在停機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，達到穩定試運行的要求。

10機組帶負荷72h連續試運行

10.1完成上述試驗內容經驗證合格后，具備帶負荷連續運行的條件，開始進入72h試運行。10.2根據運行值班制度，全面記錄運行有關參數。

10.3 72h連續運行后，停機全面檢查機組、輔助設備、電氣設備、流道部分、水工建筑物和排水系統工作后情況，消除并處理72h試運行中發現的所有缺陷。

10.4完成上述工作后，即可簽署機電設備驗收移交證書，移交電廠，投入商業運行。

項目經理部

2007年10月8日

第五篇：機組啟動試運行方案

馬邊煙峰電力有限責任公司煙峰電站機組啟動試運行方案

馬邊煙峰電力有限公司煙峰電站

機組啟動試運行方案

批準：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿

核準：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿

審核：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿

編寫：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿

馬邊煙峰電力有限公司 二OO九年十一月十六日

馬邊煙峰電力有限責任公司煙峰電站機組啟動試運行方案

（六）機組自動開、停機試驗.........................................14

（七）發電機定、轉子絕緣檢查.......................................15

（八）發電機短路升流試驗..........................................15

（九）發電機零起升壓試驗...........................................16

（十）發電機組空載下勵磁調節系統的調整和試驗.......................17

七、主變及高壓配電裝置試驗.........................................18

（一）主變及高壓配電裝置短路升流試驗...............................18

（二）發電機帶主變零起升壓試驗.....................................18

八、110kV煙馬線線路沖擊試驗、#1主變沖擊試驗.......................19

（一）組織領導............................................19

（二）試驗前應具備的條件..................................19

（三）110kV煙馬線線路全電壓沖擊試驗程序...................20

（四）1號主變全壓沖擊試驗..........................................21

九、10.5kV母線、#1廠變沖擊試驗............................21

十、發電機同期并列及帶負荷試驗......................................22

（一）發電機同期并列試驗............................................22

（二）線路準同期并列試驗............................................22

（三）測保護極性..........................................23

（四）帶負荷試驗....................................................23

十一、甩負荷試驗....................................................24

（一）機組甩負荷應具備的條件........................................24

（二）機組甩負荷試驗內容............................................24

十二、調速器低油壓停機試驗..........................................25

十三、動水關蝶閥試驗................................................26

十四、機組七十二小時試運行..........................................27

馬邊煙峰電力有限責任公司煙峰電站機組啟動試運行方案

充水條件。

4、水庫蓄水正常，水位滿足試運行要求。

5、機組啟動委員會已成立，組織機構健全。

6、通信系統施工完成，通信系統暢通，滿足試運行要求。

四、機組啟動試運行前的檢查

（一）引水系統檢查

（1）進水口攔污柵、事故閘門、起閉裝置安裝完工，手動、自動操作均已調試合格，起閉情況良好。

（2）引水隧洞、壓力管道已施工完畢，灌漿孔封堵完畢，鋼筋頭割除，除銹防腐工程結束，各支洞進人孔已封閉，洞內施工垃圾已全面清理干凈，無雜物。

（3）兩臺機蝶閥已安裝調試完畢，經無水調試符合要求；兩臺機蝶閥均處于全關位置，操作油路關閉，并采取防誤動安全措施。

（4）蝸殼內過流通道雜物及施工垃圾清除干凈，蝸殼內清掃干凈，尾水管內臨時支撐平臺己拆除。

（5）尾水閘門及啟閉設備安裝完工，調試合格，起閉情況良好，尾水閘門已打開。

（6）尾水出水暢通，出水口及河道臨時防護墻已拆除。

上述工作結束后經有關各方會同檢查完畢，方可封堵支洞進人門，蝸殼進人門，尾水管進人門，進人門密封應處理嚴密。

（二）水輪機部分檢查

（1）水輪機轉輪、水導軸承、主軸密封等設備安裝完畢，并經驗收合格，水輪機內無遺留物，導葉處于全關閉狀態。

（2）水輪機導水機構已安裝完工，檢驗合格，并處于關閉狀態，接力器鎖錠投入，導葉最大開度、立面間隙、端面間隙及壓緊行程檢驗合格，符合設計要求。

（3）測壓表計、流量計、傳感器，各種變送器安裝驗收合格，管路、線路連接良好，各整定值符合設計要求。

馬邊煙峰電力有限責任公司煙峰電站機組啟動試運行方案

風閘投入。

6、機坑內所有輔助接線完成，檢查正確無誤，螺絲緊固。

7、所有螺栓已按設計要求擰緊或點焊和鎖定緊固。

8、轉動部件與固定部分間的縫隙，包括風扇與擋風圈，軸承蓋與主軸、密封環與主軸間隙應均勻一致，確保運行時不會碰撞。

9、磁極接頭對風扇、拉桿及磁極等處的絕緣及安全距離滿足要求。

10、發電機空氣間隙內用白布穿過兩端，沿圓周拉一遍，確保無遺留雜物。

11、轉動部件及定子鐵芯、線圈附近無遺物、無塵土、金屬微粒。

12、測量軸承總體絕緣電阻不小于1MΩ。

13、滑環碳刷應拔出，并綁扎牢固。

14、機組油、氣、水系統閥門安裝完畢，閥門開、關位置正確，手柄己標明開、關方向。

（五）輔助設備檢查

1、全廠透平油系統輔助設備安裝完畢，管路、法蘭、閥門、接頭均已試驗合格，工作正常，滿足機組啟動要求。

2、低壓空壓機自動啟、停正常；儲氣罐安全閥調試合格，整定正確；壓力傳感器接線完成、調試合格；管路、法蘭、閥門、接頭均已試驗合格，工作正常，滿足機組啟動要求。

3、技術供水系統電動閥啟、停正常，濾水器自動、手動工作正常，管路、法蘭、閥門、接頭均已試驗合格，工作正常，滿足機組啟動要求。

4、油處理室備有足夠的、合格的透平油。

5、高壓頂轉子油泵已調試合格，控制系統正常。

6、滲漏排水泵安裝完成，手自動控制系統、液位傳感器調試合格，投入使用。

7、檢修排水泵安裝完成，調試合格，可以投運。

8、主軸密封系統管路安裝完成，充氣試驗合格，回路電磁閥工作正常。

9、各管路、輔助設備已按規定涂漆，標明流向，各閥門已表明開關方向。生產

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3.3.7全廠公用設備操作回路（包括供、排水系統，低壓氣系統，廠用電設備自投等）。

3.3.8 機組同期操作回路。3.3.9 火災報警信號及操作回路。

3.3.10 主變操作回路，110KV線路操作回路，廠變操作回路。

4、檢查下列微機保護裝置

4.1發電機及勵磁變微機保護裝置整定與回路模擬。4.2主變及廠變微機保護裝置整定與回路模擬。4.3 110KV線路微機保護裝置整定與回路模擬。4.4輔助設備其它PLC操作保護回路模擬整定。4.5電壓、電流回路檢查其接線正確可靠。

（七）消防系統的檢查：

1、主、副廠房、升壓站各部位的消防系統管路及消火栓已安裝完工并檢驗合格，符合設計要求。

2、全廠消防供水水源可靠，管道暢通，水量、水壓滿足設計要求。

3、全廠火災自動報警與聯動控制系統已安裝完工并調試合格。

4、滅火器已按設計要求配置。

5、消防系統通過公安消防部門驗收合格。五

充水試驗

（一）水庫蓄水

1、檢查進水口工作閘門、閘門啟閉機起落操作正確可靠，進水閘門系統供電可靠。

2、檢查弧形閘門、閘門啟閉機起落操作正確可靠，弧形閘門系統供電可靠。

3、確認進水口閘門已關閉嚴密。

4、全關1＃、2＃、3?；⌒伍l門，用4#弧形閘門進行調節，使水位以1-1.5m/h速度上漲進行水庫蓄水。

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2、開啟旁通閥向蝸殼充水，通過蝸殼壓力表監視蝸殼壓力。充水過程中監視蝸殼補氣閥工作情況，排氣正常。

3、蝶閥前后壓力一致，證明蝸殼已充滿水，可開啟蝶閥至全開。

4、檢查蝸殼進人孔、蝶閥伸縮節、蝸殼排水閥無滲漏。

（四）技術供水系統充水試驗

開啟技術供水總閥，依次向濾水器、發電機空冷器、上導冷卻器、下導冷卻器、水導冷卻器充水，檢查各閥門、管路無滲漏，管路暢通。

（五）蝶閥靜水動作檢查

1、在靜水下進行蝶閥開啟、關閉動作試驗，檢查蝶閥靜水動作特性。

2、按設計要求調整蝶閥開關時間，作好記錄。

六、機組空載試運行

（一）啟動前的準備

1、確認充水試驗中出現的問題已處理合格。

2、主機周圍各層場地已清理干凈，孔洞蓋板封好，道路暢通。

3、各部運行人員，試驗監視人員已就位，觀測記錄的儀器、儀表已裝好，運行記錄表格已準備好。

4、機組啟動交直流電源投入。

5、油、氣、水輔助設備工作正常，技術供水系統投入，冷卻水投入運行，調整好水壓（空冷器可暫不投入冷卻水，以便空運轉對發電機升溫干燥）；低壓氣系統投入，制動柜氣壓正常。

6、啟動高壓油泵頂起發電機轉子6—8mm，以確保鏡板和推力瓦之間形成有效油膜，復歸后檢查制動閘下落情況，確認制動閘已全部落下。

7、調速器處于“手動”位置，油壓、油位正常。

8、發電機出口斷路器及滅磁開關處于斷開位置。

9、水力機械保護和機組測溫裝置投入運行，原始溫度已記錄。

10、集電環碳刷拔出，機械過速開關取下。

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3、檢查轉速繼電器動作情況。

4、檢查各部螺絲、銷釘、鎖片、磁極鍵是否有松動，轉動部件焊縫情況，風扇、擋風板、擋風圈及阻尼環有無松動或斷裂。

5、檢查風閘磨損和自動下落情況。

6、調整各油槽油位信號及油槽油位，調整反饋位移傳感器空載位置。

7、檢查油、水、氣管路接頭及閥門、法蘭應無滲漏。

（四）調速器空載試驗

1、手動開啟調速器開機，待機組空轉穩定后，檢查可編程調速器柜內回路、CPU、A/D模塊等電氣元件。在調速器電氣柜各環節檢查正確后進行手動、自動調節試驗。

2、進行調速器手、自動運行切換試驗，接力器應無明顯擺動。在自動調節狀態下，機組轉速相對擺動值不應超過額定轉速的±0.25%。

3、調速器頻率給定的調整范圍應符合設計要求。

4、調速器空載擾動試驗應符合下列要求：（1）擾動量不超過±8%；

（2）轉速最大超調量，不應超過轉速擾動量的30%；（3）超調次數不超過兩次。

（4）調節時間應符合規程或設計規定。通過擾動試驗，找出空載運行的最佳參數并記錄。

5、在調速器自動運行時，記錄接力器活塞擺動值和擺動周期。

6、通過調整調速閥上的調節螺桿來整定機組開、關時間。

（五）機組過速試驗及檢查

1、過速試驗前機組平衡已達到要求，機組在額定轉速下的各部振動值達標。

2、根據設計規定的過速保護定值進行機組過速試驗。

3、將轉速繼電器115%和140%的接點從水機保護回路中斷開。

4、調速器以手動開機方式使機組轉速升至額定轉速。待機組運轉正常后，將導葉開度限制繼續加大，使機組轉速上升到115%額定轉速，檢查轉速繼電器相應接點

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3.4檢查轉速繼電器動作是否正確，調速器及自動化元件動作是否正確。3.5檢查制動閘復歸情況。

4、模擬機械或電氣事故，檢查事故停機回路及監控事故停機流程的正確性和可 靠性。

（八）發電機定、轉子絕緣檢查

1、關閉空冷器冷卻水，讓發電機的機械部分在空轉中升溫，并注意記錄熱風的溫度（測溫制動屏上不大于65℃）。

2、在短路試驗前的停機狀態測量發電機定、轉子絕緣電阻和吸收比合格。

（九）發電機短路升流試驗

1、外接380V廠用交流電源利用勵磁裝置對發電機進行短路升流試驗。

2、在10.5KV發電機斷路器下端設置可靠的三相短路點（自制短路線）。

3、拉開勵磁變高壓側隔離開關，斷開勵磁變低壓側電纜，從勵磁變低壓側電纜接入380V廠用交流電源。

4、投入水機各保護裝置。

5、手動開機使機組運行在空載狀態，發電機各部位溫度穩定，運轉正常轉速穩定。

6、拆除斷路器合閘位置信號接點，短接開機令接點，手動合滅磁開關，手動增勵升流至0.2—0.5Ie，檢查發電機各電流回路的準確性和對稱性，電流回路應無開路。檢查保護裝置電流極性正確。

7、錄制發電機三相短路特性曲線，在額定電流下測量發電機的振動和擺度和軸電流，檢查碳刷及集電環工作情況。

8、在發電機額定電流下，跳開滅磁開關檢查滅磁情況應正常，測量發電機滅磁時間常數，錄制滅磁過程示波圖。

9、檢查發電機出口、中性點電流互感器二次回路電流值應符合設計要求。

10、試驗合格后自動或手動停機，恢復拆除和短接的接點，并拆除發電機短路點的短路線。

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10、分別在50%和100%Ue下跳開滅磁開關，檢查滅磁裝置滅磁情況，錄制示波圖。

（十一）發電機組空載下勵磁調節系統的調整和試驗

1、檢驗勵磁裝置起勵功能正常，對勵磁調節系統手動和自動狀態下的起勵進行檢查，對手動起勵時當電壓升到10%Ue時，起勵磁裝置應能正常工作，自動起勵時定子電壓升至70%Ue時，勵磁裝置應能正常工作。

2、檢查勵磁調節系統的調節范圍應符合設計要求：

（1）自動勵磁調節器，應能在發電機空載額定電壓Ue的70%—110%范圍內可連續平滑地調節。

（2）發電機空載額定轉速下勵磁調節裝置手動控制單元的調節范圍應在發電機額定電壓Ue下的10%—110%內可連續平滑地調節。

3、用示波器檢查功率柜內整流橋可控硅輸出波形；檢查控制脈沖在時間軸上分布應均勻，大小變化一致，可控硅開通角一致，移相脈沖工作可靠、不掉相，調節過程中不突變。

5、在發電機空載狀態下，改變發電機轉速，測定發電機機端電壓變化值，錄制 發電機電壓一頻率特性曲線，步驟如下：

5.1手動開機至空載額定轉速。

5.2勵磁在自動狀態下起勵、母線建壓至Ue，調速器轉為手動運行。5.3手動調節導葉開度調節發電機轉速。

5.4記錄頻率在45HZ—55HZ內的機端電壓變化值繪制Ue—HZ特性曲線。頻率值每變化1%，勵磁系統應保證發電機電壓的變化值不大于額定值±0.25%Ue。

6、進行逆變滅磁試驗，檢查逆變滅磁工作情況。

7、進行勵磁調節器低勵、過勵、PT斷線、過電壓等保護的調整和模擬動作試驗，模擬快熔熔斷，檢驗勵磁裝置應能可靠工作。

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3、監視發電機振動及擺度正常，測量發電機TV二次側殘壓及其相間電壓的對稱性應正常，相序正確。

4、手動零起升壓，至25%Ue時檢查下列內容：

4.1主變10kV出線、主變10.5KV斷路器、主變10.5KV共箱母線、主變、線路隔離開關等設備的帶電情況。

4.2校核10KV母線TV二次電壓回路相序、相位和電壓幅值正確、一致。

5、繼續升壓至50%、75%、100%Ue時，重復檢查以上內容。

6、降低發電機電壓至零，斷開發電機出口斷路器，斷開001斷路器。

八、110kV煙馬線線路沖擊試驗、#1主變沖擊試驗

（一）組織領導

110kV煙馬線線路沖擊試驗和#1主變沖擊試驗由樂山供電局、樂山供電局調度所（以下簡稱地調）、110kV馬邊變電站、馬邊煙峰電力有限責任公司四家單位配合完成。配合關系為：

1、本次啟動試驗由樂山供電局組織領導，由樂山地調負責統一指揮調度，各有關單位配合。

2、煙峰電站的工作由馬邊煙峰電力有限公司負責。3、110kV馬邊變電站的工作由110kV馬邊變電站負責。

（二）試驗前應具備的條件：

1、煙峰水電站主變、線路及其高壓配電裝置均已安裝完畢，并符合各項驗收標準的要求，新設備的試驗符合《電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》的規定，并驗收合格。

2、所有繼電保護、安全自動裝置均已按部頒《繼電保護及電網安全自動裝置檢驗條列》調試完畢，并驗收合格。繼電保護定值核對正確，各互感器二次均已接線，TA二次側不得開路，TV二次側不得短路。

3、煙峰水電站微機監控系統安裝調試完畢，并驗收合格。

4、安裝單位已將設備安裝記錄、各種圖紙、技術資料、試驗記錄、9馬邊煙峰電力有限責任公司煙峰電站機組啟動試運行方案

檢查線路TV工作正常，核對二次電壓相序、相位正確，監控系統電壓指示正確，三相平衡。

（四）1號主變全壓沖擊試驗

1號主變全壓沖擊試驗是在完成線路全電壓沖擊試驗后進行的，試驗的操作程序如下：

1、斷開#

1、#2發電機091、092斷路器，拉開#

1、#2發電機091、092斷路器手車至試驗位置。

2、拉開#1主變低壓側9011隔離手車，斷開#1廠變高壓側961斷路器。

3、合上110kV煙馬線101斷路器對#1主變進行5次全電壓沖擊試驗，第一次10分鐘，以后每次5分鐘，每次間隔3分鐘，檢查主變運行正常。

九、10kV母線、#1廠變沖擊試驗

主變沖擊試驗完成后，進行10kV母線、#1廠變沖擊試驗。

（一）10kV母線沖擊試驗

斷開101斷路器，合上10kV母線TV手車至工作位置，合上主變低壓側9011隔離手車，合上101斷路器，對10kV母線全電壓沖擊試驗一次。核對10kV母線二次電壓相序、相位正確，監控系統電壓指示正確，三相平衡。

（二）#1廠變沖擊試驗

（1）拉開#1廠變低壓側斷路器。

（2）合上#1廠變高壓側961斷路器對#1廠變進行全電壓沖擊試驗，檢查廠變運行正常，測量廠變低壓側電壓、相序正確。

（3）#1廠變沖擊試驗完成后投入廠用電自動切換裝置，將廠用電切換到#1廠變供電，檢查廠用電運行正常。

沖擊試驗完成后，1號主變、10kV母線、#1廠變運行。

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4、利用線路準同期裝置進行模擬并列，檢查自動準同期裝置工作正常，合閘時相角差符合規定，斷路器合閘正常。

5、斷開線路101斷路器，合上1012隔離開關。

6、利用線路準同期裝置并網，監視并網成功，斷路器合閘正常，機組無沖擊。

7、試驗完成后斷開機組斷路器，使發電機與系統解列。

（三）測保護極性

1、確認煙峰電站發電機組（1號、2號）與系統側核相正確；

2、根據調度指令，退出110kV煙馬線兩側距離保護；

3、退出煙峰電站1號主變差動保護，進行保護極性測試并確認正確后投入；

4、退出煙峰電站1號主變高壓側復壓過流保護，進行保護極性測試并確認正確后投入；

5、根據調度指令，煙峰電站2號發電機組帶25％以上的額定負荷（如果情況不允許，最少安排2MW的出力，配合保護極性測試）；

6、根據調度指令，進行110kV煙馬線兩側距離保護保護極性測試、線路保護方向測試并確認正確；

7、投入110kV煙馬線兩側距離保護保護。

8、退出煙峰電站2號發電機差動保護，進行保護極性測試并確認正確后投入；

9、向調度申請開1號機進行保護極性測試，退出煙峰電站1號發電機差動保護，進行保護極性測試并確認正確后投入。

（四）帶負荷試驗

在完成發電機、線路同期并列試驗正常后，可進行機組帶負荷試驗。

1、操作機組自動準同期裝置使發電機與系統并網，逐漸增加有功、無功負荷，按25%、50%、75%、100%額定負荷逐級增加，各負荷值穩定5～10分鐘，檢查下列各項：

（1）檢查機組各部位運轉情況，測量機組振動、擺度值，記錄機組軸承溫度、導葉開度；

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（二）機組甩負荷試驗內容

1、甩負荷試驗按機組額定有功負荷的25%、50%、75%、100％（或當前水頭下可能的最大負荷）進行；錄制過渡過程的各種參數變化曲線及過程曲線。

2、并網及甩負荷用發電機出口斷路器091、092進行。

3、各級帶、甩負荷應在機組運行穩定、調壓井壓力穩定后進行。

4、甩負荷應進行以下記錄及檢查，在各項數據符合設計要求后方可進行下一步的試驗：

（1）記錄甩負荷時：機組負荷、機組轉速、接力器位置（導葉位置）、蝸殼壓力、尾水管壓力，發電機電壓、勵磁電壓、勵磁電流等參數。

（2）記錄甩負荷前、后以及甩負荷時機組各部振動和擺度值。

（3）在額定功率因數下，機組甩負荷時，應檢查勵磁調節器的穩定性和超調量，當發電機甩額定有功負荷時，其電壓超調量不大于額定電壓的15%，振蕩次數不超過3次，調節時間不大于5秒。

（4）機組甩負荷時，應檢查水輪機調速系統的調節性能，校核導葉接力器緊急關閉時間，機組轉速上升率和蝸殼壓力上升率應符合設計要求。

（5）機組甩負荷后，調速器的動態品質應達到下列要求：

A、機組甩100%額定負荷后，在轉速變化過程中超過穩態轉速3%以上的波峰不應超過兩次。

B、機組甩100%額定負荷后，從接力器第一次向開啟方向移動起到機組轉速相對擺動值不超過±5%為止，所經歷的總時間不應大于40S。

C、轉速或指令信號按規定形式變化，接力器不動時間不大于0.2S。（6）機組甩負荷過程中、監視并記錄調壓井涌浪及水位波動情況。

5、機組甩負荷試驗完成后，應對機組內部進行全面檢查，重新擰緊推力支架與軸承座連接螺栓，并進行與過速試驗后相同項目的各項檢查。

十二、調速器低油壓停機試驗

調速器低油壓停機試驗的目的是檢查機組事故低油壓停機回路動作的正確性和

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移。

十四、水輪發電機組72h帶負荷試運行

1、在上述所有試驗結束后，機組具備進入72小時滿負荷（或當前水頭下的最大負荷）連續試運行條件。

2、根據正式運行值班制度，安裝單位安排人員值班，全面記錄試運行所有有關參數。記錄運行中設備出現的問題和缺陷。

3、在72h連續試運行中，若由于機組及相關機電設備的制造或安裝質量等原因引起機組運行中斷，經檢查處理合格后應重新開始在72h連續試運行，中斷前后的運行時間不得累加計算。

4、在72h連續試運行結束后，應停機對機電設備做全面檢查，必要時可將引水隧洞放空，檢查機組蝸殼和引水隧洞工作情況。5、72h連續試運行結束后，應對發現的設備或安裝缺陷進行消缺。

4、機組通過72h連續試運行，并經過消缺處理后，由業主組織啟動驗收，設備 移交，即可投入試生產。

馬邊煙峰電力有限責任公司 二OO九年十一月十六日