第一篇：220kV中路變電站啟動試運行方案

220kV中路變電站啟動試運行方案

（220kV部分）

批準：

調試審核：

運行單位審核：

編寫單位審核：

編寫：

郵箱：.com

編寫單位：廣西電力工程建設公司

日期：

****年**月**日

一、工程概況

220kV中路變電站：

1.220kV中路變電站為新建變電站，本期工程安裝一臺180MVA主變一臺，電壓等級為220/110/10kV。

2.電氣主接線為：終期220kV為雙母線雙分段接線方式，本期為雙母線，建設母線分段隔離開關。終期110kV為雙母線接線方式，本期一次建成。終期10kV為單母線雙分段三段母線，本期為單母線接線方式。

3.本期工程安裝間隔有：220kV 金源XX間隔、220kV中新Ⅰ線2051間隔、220kV中新Ⅱ線2052間隔、220kV中光線2053間隔、220kV備用線2056間隔、220kV備用線2057間隔、220kV中潭Ⅰ線2058間隔、220kV中潭Ⅱ線2059間隔、1號主變進線2001間隔、220kV母聯2012間隔、220kV 1M母線PT間隔、220kV 2M母線PT間隔、220kV1M、2M、3M、4M母線。

4.本期工程的二次部分監控系統為南京南瑞繼保電氣有限公司產品，采用計算機監控模式。220kV 金源XX線、220kV中新Ⅰ、Ⅱ線，220kV中潭Ⅰ、Ⅱ線和220kV中光線配置兩套保護，主一保護為光纖分相電流差動保護，采用RCS-931AMV保護裝置。主二保護為光纖分相電流差動保護，采用RCS-931AMV保護裝置、斷路器失靈及輔助保護采用RCS-923A保護裝置。220kV備用Ⅰ、Ⅱ線配置兩套保護，主一保護為光纖分相電流差動保護，采用RCS-931AMV保護裝置。主二保護為光纖縱聯距離保護(RCS-902C)、斷路器失靈及輔助保護采用(RCS-923A)。母線保護配有兩套RCS-915AS-HB保護。

二、啟動試運行前準備

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。

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。

3.變電站與中調、地調的通信開通。變電站和中調、地調的遠動信號核對準確無誤。4.啟動試運行范圍內的設備圖紙及廠家資料齊全，有關圖紙資料報廣西電網電力調度控制中心。

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。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中調和地調備案。7.與啟動試運行設備相關的廠家代表已到位。

三、啟動試運行范圍

1.220kV線路： 220kV中新Ⅰ線、220kV中新Ⅱ線。

2．220kV新興變電站： 220kV中新Ⅱ線2053間隔一、二次設備。

3．220kV中路站：220kV 金源XX間隔、220kV中新Ⅰ線2051間隔、220kV中新Ⅱ線2052間隔、220kV中光線2053間隔、220kV備用線2056、220kV備用線2057間隔、220kV中潭Ⅰ線2058、220kV中潭Ⅱ線2059、#1主變220kV 側2001間隔、220kV母聯2012間隔、220kV 1M母線PT 219間隔、220kV 2M母線PT 229間隔一、二次設備，220kV 1M、2M、3M、4M母線的一、二次設備。

四、啟動試運行項目

1.220kV新興站：220kV中新Ⅰ線2057開關對220kV中新Ⅰ線充電。2.220kV中路站：220kV 1M、3M母線受電。3.220kV中路站：220kV 2M、4M母線受電。4.220kV中路站：220kV1M、2M母線PT二次核相。

5.220kV中路站：220kV中新Ⅱ線2052開關對220kV中新Ⅱ線線路進行兩次充電。6.220kV新興站：220kV中新Ⅱ線2053開關對220kV中新Ⅱ線線路進行第三次充電。7.220kV中路站：220kV中新Ⅰ、Ⅱ線二次核相。

8.220kV中路站：220kV中新Ⅰ線2051開關、220kV中新Ⅱ線2052開關同期試驗。9.220kV新興站：220kV中新Ⅰ線2057開關、中新Ⅱ線2053開關同期試驗。10.220kV中路站：#1主變、220kV中新Ⅰ線帶負荷后，進行負荷判方向。11.220kV中路站：220kV中新Ⅱ線帶負荷判方向。

12.220kV中路站：220kV 金源XX、220kV中光線2053、220kV備用線2056、220kV備用線2057、220kV中潭Ⅰ線2058、220kV中潭Ⅱ線2059間隔帶電試運行。13.220kV中路站：220kV 金源XX、220kV中新Ⅰ線2051、220kV中新Ⅱ線2052、220kV中光線2053、220kV中潭Ⅰ線2058、220kV中潭Ⅱ線2059、220kV備用線2056、220kV備用線2057間隔刀閘等電位切換試驗，并騰空#1M母線。14.220kV新興站：220kV中新Ⅱ線2053間隔等電位切換試驗。15.防城港地調負責220kV中路站1號主變和110kV及以下電壓等級設備啟動試運行，啟動方案另寫。

16.相關保護檢查由運行方式安排。

五、啟動試運行電網風險分析及措施

1、設備操作較多，有發生誤操作的可能。對策：嚴格 “兩票”制度，防止誤操作。

2、防止帶接地線（地刀）合閘送電。對策：按送電方案，核查一次設備方式，所有設備均無地線或地刀后方可送電。

3、防止漏投保護壓板。對策：按送電方案，核查二次設備方式，檢查所有保護定值已按要求核對、保護壓板投入正確。

4、防止誤入帶電間隔。對策：使用微機五防系統開出操作票。增加操作監護人（施工方）加強監護，核對現場設備編號牌，防止走錯間隔。

5、在在進行二次核相時有可能出現相序不正確，若出現此情況解決方案如下：

若二次核相不對，匯報試運行指揮組長后，先核實是二次相別錯誤還是一次相別錯誤，二次錯誤更改相關二次回路，一次錯誤對相關線路及母線停電解決。

6、在進行線路沖擊受電時，沖擊合閘有可能出現故障跳閘，解決方案如下： 向試運行指揮組長匯報異常情況，根據故障報告分析原因，由線路施工單位派有關技術人員巡線處理。

7、在進行二次電壓異常，解決方案如下：

向試運行指揮組長匯報異常情況，檢查導致異常原因，或申請一次停電處理。

8、在此試運行過程中，請220kV新興站值班員做好與投產線路相關母線故障跳閘的事故處理預案。

六、啟動試運行時間安排

計劃 2013 年 月 日 ～ 日

七、啟動試運行指揮成員名單和電話

啟動試運指揮組長：盧慶保 手機：*** 啟動試運指揮副組長： 聯系電話： 手機：

八、啟動試運行應具備的條件

1.新啟動的變電站與中調、地調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廣西中調和地調。

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

3.所有啟動范圍的通信設備調試完畢并已按調度機構下達的電路開通單開通電路并經通信調度確認和設備運行人員簽字驗收。

4.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。

5.線路參數均已測試完成，結果正確，且實測參數已提交廣西中調繼電保護科。6.線路縱聯保護通道試驗工作結束，通道正常。

7.運行單位已在中調的OMS系統中向中調報送啟動申請單。

8.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。

9.啟動前現場應與相關調度核對新設備啟動試運行方案，以保證啟動試運行方案一致。

10.線路施工單位已在220kV新興站分別測量220kV中新Ⅰ線、220kV中新Ⅱ線線路核相正確及絕緣合格, 220kV光嶺變測量220kV中光線線路核相正確及絕緣合格，并向試運行小組組長和中調匯報。

九、啟動試運行前系統運行方式要求、調度操作配合

220kV新興站

新興站220kV中新Ⅰ線2057開關、中新Ⅱ線2053開關在冷備用狀態。該操作在啟動試運行前完成。

十、啟動前現場準備和設備檢查

由啟動試運指揮組長或中調下令，現場值班人員和試運行人員將設備操作至以下狀態，啟動前完成。

一次設備狀態要求

1.220kV中新Ⅰ線、220kV中新Ⅱ線在冷備用狀態，線路兩側地刀均在分閘位置，啟動范圍內有關接地線全部拆除。220kV新興站：（中調下令）

2.220kV新興站：220kV中新Ⅰ線2057開關、中新Ⅱ線2053開關在冷備用狀態，啟動范圍內有關接地線全部拆除。220kV中路站：（試運行指揮組長下令）

3.220kV中路站 1M、3M、2M、4M母線及母線上所有設備都在冷備用狀態。4.220kV 金源XX、220kV中新Ⅰ線2051間隔、220kV中新Ⅱ線2052間隔、220kV中光線2053間隔、220kV備用線2056間隔、220kV備用線2057間隔、220kV中潭Ⅰ線2058間隔、220kV中潭Ⅱ線2059間隔、220kV 1號主變2001間隔、220kV母聯2012間隔、220kV 1M母線PT、220kV 2M母線PT、220kV分段間隔均在冷備用狀態。

5.檢查確認啟動范圍內所有地刀均在分閘位置，有關接地線全部拆除。

二次設備檢查和保護投退

6.所有待啟動的保護、安自、測控、錄波裝置已按正式定值單執行并投入。220kV新興站：（中調下令）

7.檢查新興站220kV 母差、失靈保護出口跳220kV中新Ⅰ線2057開關、220kV中新Ⅱ線2053開關壓板在投入。

8.檢查已按定值單投入新興站220kV中新Ⅰ線全部保護(包括啟動失靈、兩套縱聯保護)，停用新興站220kV中新Ⅰ線2057開關重合閘。

9.檢查已按定值單投入新興站220kV中新Ⅱ線全部保護(包括啟動失靈、兩套縱聯保護)，停用新興站220kV中新Ⅱ線2053開關重合閘。

10.按編號為“新興站XXXX臨時”的臨時定值單對新興站220kV中新Ⅱ線2053開關RCS-923A保護過流保護定值進行整定，并投入過流保護。11.檢查220kV新興站220kV中新Ⅱ線線路PT二次空開在合上位置。220kV中路站：

12.檢查220kV 母差、失靈保護在投入。

13.檢查220kV 母差、失靈保護出口跳220kV 金源XX開關、220kV中新Ⅰ線2051開關、220kV中新Ⅱ線2052開關、220kV 中光線2053開關、220kV備用線2056開關、220kV備用線2057開關、220kV中潭Ⅰ線2058開關、220kV中潭Ⅱ線2059開關、1號主變220kV 側2001開關、220kV母聯2012開關壓板在投入。14.檢查已按正式定值單投入220kV中路站220kV中新Ⅰ線全部保護(包括啟動失靈、兩套縱聯保護)，停用220kV中新Ⅰ線2051開關重合閘。

15.按編號為“中路站XXXX臨時”的臨時定值單對220kV中新Ⅰ線2051開關RCS-923A保護的過流保護定值進行整定，并投入過流保護。

16.檢查已按正式定值單投入220kV中路站220kV中新Ⅱ線全部保護(包括啟動失靈、兩套縱聯保護)，停用220kV中新Ⅱ線2052開關重合閘。

17.按編號為“中路站XXXX臨時”的臨時定值單對220kV中新Ⅱ線2052開關RCS-923A保護的過流保護定值進行整定，并投入過流保護。

18.檢查已按正式定值單投入220kV中路站220kV 金源線XX、220kV 中光線2053、220kV備用線2056、220kV備用線2057、220kV中潭Ⅰ線2058、220kV中潭Ⅱ線2059全部保護，并停用以上線路的重合閘。

19.檢查220kV中路站220kV#1M母線PT二次空開在斷開位置。20.檢查220kV中路站220kV#2M母線PT二次空開在斷開位置。

十一、啟動試運行

220kV新興站220kV中路Ⅰ線2057開關對220kV中路Ⅰ線充電 1.220kV新興站：合上220kV中新Ⅰ線20572、20576刀閘。2.220kV中路站：合上220kV中新Ⅰ線20511、20516刀閘。

3.220kV新興站：合上220kV中新Ⅰ線2057開關，對220kV中新Ⅰ線線路進行第一次充電，線路充電正常后不斷開新興站220kV中路Ⅰ線2057開關。

4.220kV中路站：測量220kV中新Ⅰ線線路 PT的二次電壓，電壓正常后合上線路PT二次電壓空開。

220kV中路站220kV 1M、3M母線受電

5.220kV中路站：合上220kV #1M母線PT 219刀閘。

6.220kV中路站：合上220kV分段間隔20131刀閘、20133刀閘。

7.220kV中路站：合上220kV中新Ⅰ線2051開關對220kV #1M、#3M母線進行充電。8.220kV中路站：測量220kV #1M母線PT的二次電壓和開口三角不平衡電壓、相序，正常后投入220kV #1M母線PT二次空開。檢查220kV中新Ⅰ線線路保護裝置的電壓及相序正確，各計量、測量電壓及相序正確，用220kV中新Ⅰ線線路PT二次與220kV #1M母線PT二次電壓核相正確，并把結果匯報啟動試運行組組長。220kV中路站220kV #2M、#4M母線受電 9.220kV中路站：投入220kV母聯充電保護。

10.220kV中路站：合上220kV母聯20121刀閘、220kV母聯20122刀閘、220kV 金源線XX、220kV中新Ⅱ線20522刀閘、220kV中光線20532刀閘、220kV備用線20562刀閘、220kV備用線20574刀閘、220kV中潭Ⅰ線20584刀閘、220kV中潭Ⅱ線20594刀閘、1號主變220kV側20012刀閘。

11.220kV中路站：合上分段間隔220kV 20242刀閘、20244刀閘 12.220kV中路站：合上220kV #2M母線PT 229刀閘。

13.220kV中路站：合上220kV母聯2012開關對220kV #2M、#4M充電，充電正常后退出220kV母聯充電保護。

220kV中路站220kV #1M、#2M PT二次核相

14.220kV中路站：測量220kV #2M母線PT的二次電壓和開口三角不平衡電壓、相序，正確后投入220kV #2M母線PT二次空開，并用220kV #1M、#2M母線PT二次電壓進行核相，正確后進行二次電壓并列、解列試驗，試驗完成后向中調匯報結果。220kV中路站中新Ⅱ線2052開關對中新Ⅱ線線路充電 15.中路站：合上中新Ⅱ線20526刀閘。

16.中路站:合上中新Ⅱ線2052開關，對中新Ⅱ線線路充電兩次，每次帶電5分鐘，間隔5分鐘。第一次充電的同時220kV中路站和220kV新興站及時測量220kV中新Ⅱ線線路PT二次電壓正常。中路站合上中新Ⅱ線2052線路PT二次空開，并與220kV母線PT二次電壓核相正確。220kV新興站中新Ⅱ線2052線路PT二次電壓與220kV母線PT二次電壓核相正確。第二次充電正常后斷開中路站中新Ⅱ線2052開關。

17.220kV中路站：斷開220kV母聯2012開關。18.220kV中路站：拉開220kV母聯20121、20122刀閘。

220kV新興站220kV中新Ⅱ線2053開關對220kV中新Ⅱ線進行第三次充電 19.220kV新興站：合上220kV中新Ⅱ線20532、20536刀閘。

20.220kV新興站：合上220kV中新Ⅱ線2053開關，對中新Ⅱ線第三次充電，充電正常后不再斷開220kV中新Ⅱ線2053開關。220kV中路站用220kV中新Ⅱ線2052開關對220kV #2M、#4M母線充電及二次電壓核相

21.220kV中路站：合上220kV中新Ⅱ線2052開關，對220kV中路站220kV #2M母線充電。

22.220kV中路站：用220kV #1M母線PT與220kV #2M母線PT進行核相，核相正確后向中調匯報。

23.220kV中路站：合上220kV母聯20121、20122刀閘。24.220kV中路站：合上220kV母聯2012開關。

220kV中路站220kV中新Ⅰ線2051開關、220kV中新Ⅱ線2052開關同期試驗 25.220kV中路站：斷開220kV中新Ⅰ線2051開關。26.220kV中路站：同期合上220kV中新Ⅰ線2051開關。27.220kV中路站：斷開220kV中新Ⅱ線2052開關。

28.220kV中路站：拉開2220kV中新Ⅱ線20522刀閘，合上220kV中新Ⅱ線20521刀閘。

29.220kV中路站：同期合上220kV中新Ⅱ線2052開關。

220kV新興站220kV中新Ⅰ線2057開關、220kV中新Ⅱ線2053開關同期試驗 30.220kV新興站：斷開220kV中新Ⅰ線2057開關。31.220kV新興站：同期合上220kV中新Ⅰ線2057開關。32.220kV新興站：斷開220kV中新線2053開關。33.220kV新興站：同期合上220kV中新Ⅱ線2053開關。

220kV中路站：220kV 金源線、220kV中光線2053、220kV中潭Ⅰ線2058、220kV中潭Ⅱ線2059、220kV備用線2056、220kV備用線2057間隔帶電試運行。34.220kV中路站：合上220kV金源線XX刀閘

35.220kV中路站：合上220kV金源線XX，帶電試運行24小時。36.220kV中路站:合上220kV中光線2053開關，帶電試運行24小時。37.220kV中路站：合上220kV中潭Ⅱ線20596刀閘。

38.220kV中路站:合上220kV中潭Ⅱ線2059開關，帶電試運行24小時。39.220kV中路站：合上220kV備用線20566刀閘。

40.220kV中路站:合上220kV備用線2056開關，帶電試運行24小時。41.220kV中路站：合上220kV中潭Ⅰ線20586刀閘。

42.220kV中路站:合上220kV中潭Ⅰ線2058開關，帶電試運行24小時。43.220kV中路站：合上220kV備用線20576刀閘。

44.220kV中路站:合上220kV備用線2057開關，帶電試運行24小時。

220kV中路站#1主變及10kV母線充電試運行（220kV中路站#1主變、110kV及以下電壓等級設備啟動試運行方案另寫，由防城港供電局負責投運）。220kV中新Ⅰ線2051帶負荷判方向

45.220kV中路站：在#1主變帶負荷前，向中調申請#1主變帶負荷，中調許可后執行以下操作。

46.220kV中路站：斷開220kV中新Ⅱ線2052開關。

47.退出220kV中新Ⅰ線兩側主一保護的縱聯保護投入功能壓板。220kV中路站：#1主變、220kV中新Ⅰ線帶負荷后，進行負荷判方向

48.220kV中路站：220kV中新Ⅰ線帶負荷后，對220kV中新Ⅰ線保護及測量、計量、錄波器等帶負荷判方向工作，對中路站220kV母差保護帶負荷判極性。49.220kV中新Ⅰ線保護方向正確后，投入220kV中新Ⅰ線兩側主一保護的縱聯保護投入功能壓板。

50.220kV中路站：將220kV中新Ⅰ線2051開關RCS-923A保護定值恢復為正常運行定值，退出220kV中新Ⅰ線2051開關RCS-923A保護的過流保護。220kV中路站：中新Ⅱ線進行負荷判方向

51.退出220kV中新Ⅱ線兩側主一保護的縱聯保護投入功能壓板。52.220kV中路站：同期合上220kV中新Ⅱ線2052開關。53.220kV中路站：斷開220kV中新I線2051開關。

54.220kV中路站：對220kV中新Ⅱ線保護及測量、計量、錄波器等帶負荷判方向工作，對中路站220kV母差保護帶負荷判極性。

55.220kV中新Ⅱ線保護方向正確后，投入220kV中新Ⅱ線兩側主一保護的縱聯保護投入功能壓板。

56.220kV中路站：將220kV中新Ⅱ線2052開關RCS-923A保護定值恢復為正常運行定值，退出220kV中新Ⅱ線2052開關RCS-923A保護的過流保護。

57.220kV新興站：將220kV中新Ⅱ線2053開關RCS-923A保護定值恢復為正常運行定值，退出220kV中新Ⅱ線2053開關RCS-923A保護的過流保護。

220kV中路站：220kV金源線XX、220kV中新Ⅰ線2051、220kV中新Ⅱ線2052、220kV中光線2053、220kV中潭Ⅰ線2058、220kV中潭Ⅱ線2059、220kV備用線2056、220kV備用線2057刀閘等電位切換試驗。

58.220kV中路站：同期合上220kV中新I線2051開關。

59.220kV中路站：投入220kV母線保護投單母運行壓板，斷開220kV母聯2012開關控制電源。

60.220kV中路站：合上220kV金源線XX刀閘 61.220kV中路站：合上220kV金源線XX刀閘 62.220kV中路站：合上220kV中新Ⅰ線20512刀閘。63.220kV中路站：拉開220kV中新Ⅰ線20511刀閘。64.220kV中路站：合上220kV中新Ⅰ線20511刀閘。65.220kV中路站：拉開220kV中新Ⅰ線20512刀閘。66.220kV中路站：合上220kV中新Ⅰ線20512刀閘。67.220kV中路站：拉開220kV中新Ⅰ線20511刀閘。68.220kV中路站：合上220kV中新Ⅱ線20521刀閘。69.220kV中路站：拉開220kV中新Ⅱ線20522刀閘。70.220kV中路站：合上220kV中新Ⅱ線20522刀閘。71.220kV中路站：拉開220kV中新Ⅱ線20521刀閘。72.220kV中路站：合上220kV中光線20531刀閘。73.220kV中路站：拉開220kV中光線20532刀閘。74.220kV中路站：合上220kV中光線20532刀閘。75.220kV中路站：拉開220kV中光線20531刀閘。76.220kV中路站：合上220kV備用線20561刀閘。77.220kV中路站：拉開220kV備用線20562刀閘。78.220kV中路站：合上220kV備用線20562刀閘。79.220kV中路站：拉開220kV備用線20561刀閘。80.220kV中路站：合上220kV備用線20573刀閘。81.220kV中路站：拉開220kV備用線20574刀閘。82.220kV中路站：合上220kV備用線20574刀閘。83.220kV中路站：拉開220kV備用線20573刀閘。84.220kV中路站：合上220kV中潭I線20583刀閘。85.220kV中路站：拉開220kV中潭I線20584刀閘。86.220kV中路站：合上220kV中潭I線20584刀閘。87.220kV中路站：拉開220kV中潭I線20583刀閘。88.220kV中路站：合上220kV中潭Ⅱ線20593刀閘。89.220kV中路站：拉開220kV中潭Ⅱ線20594刀閘。90.220kV中路站：合上220kV中潭Ⅱ線20594刀閘。91.220kV中路站：拉開220kV中潭Ⅱ線20593刀閘。

92.220kV中路站：合上220kV母聯2012開關控制電源，退出220kV母線保護投單母運行壓板。

220kV新興站220kV中新Ⅱ線2053間隔刀閘等電位切換試驗。

93.220kV新興站：投入220kV母線保護投單母運行壓板，斷開220kV母聯2002開關控制電源。

94.220kV新興站：合上220kV中新Ⅱ線20531刀閘。95.220kV新興站：斷開220kV中新Ⅱ線20532刀閘。96.220kV新興站：合上220kV中新Ⅱ線20532刀閘。97.220kV新興站：斷開220kV中新Ⅱ線20531刀閘。

98.220kV新興站：退出220kV母線保護投單母運行壓板，合上220kV母聯2002開關控制電源。

220kV新興站調整為正常運行方式（由中調下令）

220kV中路站#1主變和110kV及以下電壓等級設備啟動結束后，220kV中路站調整為正常運行方式（由中調下令）

99.220kV中新Ⅰ線、220kV中新Ⅱ線、220kV中光線進行24小時試運行結束后，繼續保持運行。

100.24小時運行結束后，220kV中潭Ⅰ線2058、220kV中潭Ⅱ線2059、220kV備用線2056、220kV備用線2057開關由運行狀態轉為冷備用狀態。保護檢查及有關運行方式安排 1.220kV中路站：檢查220kV中新Ⅰ線、220kV中新Ⅱ線兩側保護、220kV母線保護已按正常方式投入運行。

2.新設備24小時試運行期間應有供電局值班員在場，試運行結束后，現場值班員必須匯報中調值班調度員。

3.線路24小時試運行結束后，投入220kV中新Ⅰ線、220kV中新Ⅱ線、兩側開關綜重。

十二、安全措施及注意事項

1.所有參加啟動試運行的人員必須遵守《電力安全工作規程》。

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，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。

3.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。

4.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。

5.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后方能進行下一個項目的工作。

6.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。

7.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。

十三、啟動試驗全部工作完成，經24小時試運行正常后，220kV中路站本次啟動范圍設備分別交由運行單位維護。

十四、有關廠站的電氣主接線圖

1：220kV中路變電站 2：220kV新興變電站 3：220kV光嶺變電站

第二篇：嘉園變電站啟動試運行方案

110kV嘉園電站啟動試運行方案

一、工程概況

1、新建110kV嘉園變電站工程由桂林供電局作為項目代業主，由廣西豐源電力勘察設計有限責任公司設計，土建、電氣、通信部分由桂林漓昇電力建設有限責任公司負責施工，由廣西正遠電力工程建設監理有限責任公司監理。本次試運行包括嘉園站所有電氣一、二次設備。

2、電氣主接線： 110kV采用內橋接線，10kV為單母線分段形式。

3、變壓器：1臺50MVA變壓器，電壓等級為110/10kV。4、110kV配電裝置：飛嘉線113間隔、飛嘉侯線間隔、橋100間隔、1號主變1014間隔、I段母線、II段母線。5、10kV配電裝置（共18面固定開關柜）：1號主變901開關柜，Ⅰ段母線PT 0951柜，備用9001隔離柜，備用 911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953開關柜、電容器Ⅰ930開關柜，電容器Ⅱ950開關柜，1號站用變910 開關柜。

6、無功補償：10kV裝設2組容量分別為4200Kvar和6000Kvar戶外并聯補償電容器。

7、站用變及消弧線圈：1臺1100/160 kVA接地變壓器，電壓等級為10kV/400V。

8、本期工程的二次部分安裝了監控系統為深圳南瑞公司產品，采用計算機監控模式。110kV線路不設線路保護；110kV主變安裝深圳南瑞公司生產的ISA387GA型差動保護、ISA388G型高、低后備保護、ISA361G型本體保護、ISA341GA型測控保護；10kV出線線路每回安裝1套ISA351G型電流保護，兩組電容器組均安裝ISA359GD型電容器保護。直流系統為許繼電源有限公司的直流產品。10kV出線安裝了上海思源消弧線圈系統。低頻低壓裝置采用南瑞穩定技術公司UFV-200A 型頻率電壓緊急控制裝置

二、啟動試運行風險分析及控制措施

風險分析：在投運過程中，如果出現設備故障或電網故障，存在飛虎站110kV母線失壓的風險

控制措施：方式將安排騰空飛虎站110kVI段母線。

三、試運行前的準備工作

1、運行單位準備好操作用品、用具，消防器材配備齊全并到位，本次運行設備印制好編號。

2、所有啟動試運行范圍內的設備均按有關施工及驗收規程、規定的要求進行安裝調試，且經啟動驗收委員會工程驗收組驗收合格，并向啟動驗收委員會呈交驗收結果報告，啟動驗收委員會認可已具備試運行條件。110kV嘉園變電站啟動試運行方案 編號：

3、變電站與桂林地調的通信開通，啟動試運行設備的遠動信息能正確傳送到桂林地調。

4、啟動試運行范圍內的設備圖紙及廠家資料齊全，有關圖紙資料報送桂林地調。

5、啟動試運行范圍內的設備現場運行規程編寫審批完成，并報公司生產技術部、安監部備案。

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桂林地調備案。

7、與啟動試運行設備相關的廠家代表已經到位。8、2號站用變高壓側接入外來電源，已帶電正常運行。

四、啟動試運行范圍

1.嘉園站（主變）：1號主變壓器；

2.嘉園站（110kV部分）：110kV飛嘉侯線1143間隔，110kV飛嘉線113間隔，110kV Ⅰ段母線、Ⅱ段母線，110kV 橋100間隔，1號主變1014間隔；

3.嘉園站（10kV部分）：1號主變901開關柜，Ⅰ段母線PT 0951柜，10kVⅠ段母線，備用 911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953開關柜，電容器Ⅰ930開關柜，電容器Ⅱ950開關柜，1號站用變910開關柜，備用9001隔離柜； 4.嘉園站：全站二次設備；

五、啟動試運行的項目

1.飛虎站110kV飛嘉侯線1141刀閘、110kV飛嘉線1151刀閘充電試運行

2.飛虎站110kV飛嘉侯線114開關對110kV飛嘉侯線、嘉園站110kV飛嘉侯線線路PT及110kVⅡ段母線充電試運行

3.飛虎站110kV飛嘉線115開關對110kV飛嘉線、嘉園站110kV飛嘉線線路PT充電試運行

4.嘉園站110kV橋100開關及110kVI段母線充電試運行、進行110kV側核相及并列切換運行試驗

5.嘉園站1號主變充電試運行；

6.嘉園站 10kV Ⅰ段母線及10kV Ⅰ段母線PT 0951開關柜充電試運行； 7.嘉園站 1號主變高壓側、低壓側帶負荷判方向試驗； 8.嘉園站110kV進線備自投試驗；

9.嘉園站1號站用變及消弧線圈受電，進行400V備投試驗； 10.嘉園站10kV各備用間隔充電試運行。110kV嘉園變電站啟動試運行方案 編號：

六、啟動試運行時間安排

計劃2011年 月 日～ 月 日

七、啟動試運行指揮成員名單和電話 啟動試運行指揮組組長： 啟動試運行指揮組副組長：

八、啟動試運行應具備的條件

1.新啟動試運行的變電站與廣西中調、桂林地調之間的通信能滿足調度運行要求，啟動試運行設備相關的遠動信息能正常傳送到廣西中調和桂林地調。

2.所有啟動試運行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

3.所有現場有關本次啟動試運行設備的基建工作完工，已驗收合格，并且臨時安全措施拆除，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施工現場，現場具備送電條件。

4.運行單位就啟動試運行設備已向廣西中調和桂林地調報啟動試運行申請。

5.啟動試運行開始前，參加啟動試運行有關人員應熟悉廠站設備、啟動試運行方案及相關的運行規程規定。與啟動試運行有關的運行維護單位應根據啟動驗收委員會批準的啟動試運行方案，提前準備好操作票。

6.110kV嘉園站：確認飛嘉線 113間隔線路PT與線路電纜已經接好。7.110kV嘉園站：確認飛嘉侯線 114間隔線路PT與線路電纜已經接好。

九、啟動試運行前系統運行方式要求、調度操作配合（在啟動試運行前完成）

線路：檢查110kV飛嘉線、110kV飛嘉侯線在冷備用狀態。

飛虎站（騰空飛虎站110kV1號母線，為投運做準備。由地調值班調度員下令飛虎站值班員操作）：

1.檢查飛虎站110kV母聯100開關在運行狀態； 2.檢查飛虎站備用118開關在冷備用； 3.檢查飛虎站備用117開關在冷備用；

4.檢查飛虎站110kV蘇虎麻百線113開關運行在110kV2號母線；

5.將飛虎站220kV1號主變101開關、110kV飛福線116開關由110kV1號母線倒至110kV2號母線運行

110kV嘉園變電站啟動試運行方案 編號：

6.斷開飛虎站110kV母聯100開關； 7.操作完畢，匯報啟動試運行指揮組。嘉園站：

將嘉園站1號主變有載調壓的檔位置于1檔；

十、啟動前現場準備和設備檢查

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，啟動前完成。測量線路絕緣、核相 飛嘉線：

1.線路施工單位進行110kV飛嘉線線路絕緣及相關參數測量，合格后向試運行指揮組匯報。

飛嘉侯線：

2.線路施工單位進行110kV飛嘉侯線線路絕緣及相關參數測量，合格后向試運行指揮組匯報。

一次設備檢查及準備

飛虎站（由地調值班調度員下令變電站值班員操作）

1.檢查飛虎站110kV飛嘉線115、飛嘉侯線114開關均在斷開位置； 2.檢查飛虎站1151、1152、1153、1141、1142、1143刀閘均在斷開位置； 3.檢查飛虎站11517、11537、11538、11417、11437、11438地刀均在斷開位置； 侯寨站（由地調值班調度員下令變電站值班員操作）4.檢查侯寨站110kV飛嘉侯線173開關在斷開位置； 5.檢查侯寨站1731、1732、1733、1735刀閘均在斷開位置； 6.檢查侯寨站17318、17338、17337地刀均在斷開位置；

嘉園站（由啟動試運行組組長下令變電站值班員，操作完后匯報調度員）

7.檢查嘉園站113、100、901、930、950、910、911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953開關均在斷開位置；

8.檢查嘉園站1131、1133、1014、1001、1002、1143、1010、0951、9001、9303、9503、9100刀閘均在斷開位置；

9.檢查嘉園站901、0951、930、950、910、911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953、9001手車均在試驗位置； 110kV嘉園變電站啟動試運行方案 編號：

10.檢查嘉園站11317、11337、11338、10148、10017、10027、11437、11438、93038、95038、9308、9508、9108、9118、9128、9138、9148、9158、9168、9178、9188、9198、9518、9528、9538、90018地刀均斷開位置；所有間隔無異物、無接地線； 11.檢查確認嘉園站所有10kV備用開關柜線路均未接入。二次設備檢查及準備

飛虎站（由地調值班調度員下令變電站值班員操作）

12.投入飛虎站110kV飛嘉侯線114開關的保護電源、測控電源、控制電源、保護交流電壓空開、測控交流電壓空開、電機電源等電源；

13.按正常方式投入飛虎站110kV飛嘉侯線114開關保護連接片；

14.按地調下達的編號為2011286定值單對飛虎站110kV飛嘉侯線114開關保護進行整定；將飛虎站110kV飛嘉侯線114開關保護切至“退方向充電定值區”。該項工作在啟動試運行前完成；

15.退出飛虎站110kV飛嘉侯線114開關的重合閘；

16.投入飛虎站110kV母線保護出口跳110kV飛嘉侯線114開關連接片；

17.投入飛虎站110kV飛嘉線115開關的保護電源、測控電源、控制電源、保護交流電壓空開、測控交流電壓空開、電機電源等電源；

18.按正常方式投入飛虎站110kV飛嘉線115開關保護連接片；

19.按地調下達的編號為2011276定值單對飛虎站110kV飛嘉線115開關保護進行整定；將飛虎站110kV飛嘉線115開關保護切至“退方向充電定值區”。該項工作在啟動試運行前完成；

20.退出飛虎站110kV飛嘉線115開關的重合閘；

21.投入飛虎站110kV母線保護出口跳110kV飛嘉線115開關連接片；

110kV嘉園站（由啟動試運行組組長下令變電站值班員操作，操作完后匯報調度員）22.分別投入嘉園站110kV 飛嘉線113間隔、110kV橋100開關柜、110kV飛嘉侯線1143間隔、1號主變1014間隔、1號主變低壓側901開關柜、1號主變本體及其附屬設備的保護電源、測控電源、控制電源、保護交流電壓空開、測控交流電壓空開、電機電源等電源；投入有載調壓電源；

23.按地調下達的編號為2011264的定值單投入嘉園站110kV 1號主變全部保護；1號主變重瓦斯、有載調壓重瓦斯投跳閘，輕瓦斯投信號，壓力釋放投信號、油壓速動投信號、溫度超高投信號、油位異常投信號；按地調下達的編號為2011386的定值單對1號主變保護 110kV嘉園變電站啟動試運行方案 編號：

進行定值整定并另存至臨時充電定值區，并將嘉園站1號主變定值切至本臨時充電定值區。該項工作在啟動試運行前完成；

24.分別投入嘉園站10kV備用 911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953開關柜、10kV 1號站變910開關柜、10kV電容器Ⅰ 930開關柜、10kV電容器Ⅱ 950開關柜、10kVⅠ段母線PT 0951開關柜、10kV備用9001隔離柜的保護電源、測控電源、控制電源、保護交流電壓空氣、測控交流電壓空開、電機電源等電源；

25.按正常方式投入嘉園站10kV 備用911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953開關保護相關連接片；

26.按定值單2011268分別投入嘉園站10kV備用 911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953開關保護；

27.退出嘉園站10kV備用 911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953開關的重合閘；

28.按正常方式投入嘉園站10kV 1號站變910保護相關連接片； 29.按定值單2011267投入嘉園站10kV 1號站變910開關保護；

30.按正常方式投入嘉園站10kV電容器Ⅰ 930、10kV電容器Ⅱ 950測控相關連接片； 31.按定值單2011265、2011266分別投入嘉園站10kV電容器Ⅰ 930、10kV電容器Ⅱ 950開關保護；

32.小電流選線系統：投入嘉園站消弧線圈自動控制系統保護電源、風機電源等； 33.頻率緊急控制系統：投入嘉園站低頻低壓減載裝置電源。

注意：啟動試運行前操作配合工作完成后，要采取措施保證啟動試運行設備的狀態不改變

十一、啟動試運行步驟

飛虎站110kV飛嘉侯線1141刀閘、110kV飛嘉線1151刀閘充電試運行 34.地調下令：合上飛虎站110kV飛嘉侯線1141、110kV飛嘉線1151刀閘；

35.地調下令：合上飛虎站110kV母聯100開關，對220kV飛虎站：110kV 1號母線、110kV飛嘉侯線1141刀閘、110kV飛嘉線1151刀閘充電；

飛虎站110kV飛嘉侯線114開關對110kV飛嘉侯線、嘉園站110kV飛嘉侯線線路PT及110kVⅡ段母線充電試運行

36.地調下令：檢查飛虎站110kV飛嘉侯線1141刀閘合上； 37.地調下令：合上飛虎站110kV飛嘉線1143刀閘；

38.地調下令：合上飛虎站110kV飛嘉侯線114開關，對110kV飛嘉侯線線路充電2次，110kV嘉園變電站啟動試運行方案 編號：

每次充電5分鐘，第1次充電的同時在飛虎站測量110kV飛嘉侯線線路PT的二次電壓，正常后合上飛虎站的110kV飛嘉侯線線路PT的二次空氣開關，并在飛虎站主控室進行110kV飛嘉侯線線路PT二次電壓測量后與110kV 2號母線PT二次電壓核相；在嘉園站測量110kV飛嘉侯線線路PT 的二次電壓、相序及開口三角不平衡電壓，正常后合上嘉園站的110kV飛嘉侯線線路PT 的二次空氣開關，并在嘉園站主控室進行110kV飛嘉侯線路PT 二次電壓、相序及開口三角不平衡電壓測量，正確后將測量結果匯報啟動試運行指揮組。第2次充電結束后，斷開飛虎站110kV飛嘉侯線114開關； 39.啟動試運行組長下令：合上嘉園站110kV飛嘉侯線1143刀閘； 40.啟動試運行組長下令：合上嘉園站110kV橋1002刀閘；

41.地調下令：合上飛虎站110kV飛嘉侯線114開關，對110kV飛嘉侯線線路進行第3次充電，同時對嘉園站110kV飛嘉侯線1143刀閘、110kV橋1002刀閘及110kVⅡ段母線充電。線路充電正常后不再斷開飛虎站110kV飛嘉侯線114開關；

飛虎站110kV飛嘉線115開關對110kV飛嘉線、嘉園站110kV飛嘉線線路PT充電試運行 42.地調下令：檢查飛虎站110kV飛嘉線1151刀閘合上； 43.地調下令：合上飛虎站110kV飛嘉線1153刀閘；

44.地調下令：合上飛虎站110kV飛嘉線115開關，對110kV飛嘉線線路充電2次，每次間隔5分鐘，第1次充電的同時在220kV飛虎站測量110kV飛嘉線線路PT的二次電壓，正常后合上飛虎站110kV飛嘉線線路PT的二次空氣開關，并在飛虎站主控室進行110kV飛嘉線線路PT二次電壓測量后與110kV2號母線PT二次電壓核相；在嘉園站測量110kV飛嘉線線路PT 的二次電壓、相序及開口三角不平衡電壓，正常后合上110kV嘉園站的110kV飛嘉線線路PT的二次空氣開關，并在110kV嘉園站主控室進行110kV飛嘉線線路PT二次電壓、相序及開口三角不平衡電壓測量，用110kV飛嘉侯線線路PT 二次電壓與110kV飛嘉線線路PT 二次電壓核相，正確后將測量結果匯報啟動試運行指揮組，第2次充電正常后斷開飛虎站110kV飛嘉線115開關；

45.啟動試運行組長下令：合上嘉園站110kV飛嘉線1131、1133刀閘；

46.地調下令：合上飛虎站110kV飛嘉線115開關，對110kV飛嘉線線路進行第3次充電，同時對嘉園站110kV飛虎線1133刀閘充電。線路充電正常后不再斷開飛虎站110kV飛嘉線115開關；

嘉園站110kV橋100開關及110kVI段母線充電試運、進行110kV側核相及并列切換運行試驗 110kV嘉園變電站啟動試運行方案 編號：

47.啟動試運行組長下令：嘉園站110kV橋開關測控、備自投及電壓切換柜將“1LP1 橋開關備自投投退”壓板“1LP2 進線備自投投退”壓板置于“退出”位置，備自投裝置上的“充電”指示顯示未充電，檢查裝置顯示正確；

48.啟動試運行組長下令：合上嘉園站110kV橋1001刀閘；

49.啟動試運行組長下令：合上嘉園站110kV飛嘉線113開關，對110kV橋1001刀閘及110kVI段母線充電；

50.地調下令：斷開飛虎站110kV飛嘉侯線114開關；

51.啟動試運行組長下令：合上嘉園站110kV橋100開關，在110kV嘉園站主控室進行110kV飛嘉侯線線路PT 二次電壓、相序及開口三角不平衡電壓測量，用110kV飛嘉線線路PT二次電壓與110kV飛嘉侯線線路PT 二次電壓核相，正確后將測量結果匯報啟動試運行指揮組；

52.啟動試運行組長下令：在嘉園站110kV橋開關測控、備自投及電壓切換柜將“2BK 110kV電壓并列/遠控把手”切至“并列”，對110kV飛嘉線線路PT 二次與110kV飛嘉侯線線路PT 二次電壓回路進行并列切換試驗，試驗結束正確后將結果匯報啟動試運行指揮組； 53.啟動試運行組長下令：斷開嘉園站110kV橋100開關； 54.地調下令：合上飛虎站110kV飛嘉侯線114開關； 嘉園站1號主變充電試運行

55.啟動試運行組長下令：斷開嘉園站110kV飛嘉線113開關； 56.啟動試運行組長下令：檢查嘉園站1號主變的檔位在1檔；

57.啟動試運行組長下令：合上嘉園站1號主變中性點1010中性點刀閘； 58.啟動試運行組長下令：無壓下合上嘉園站1號主變1014刀閘；

59.啟動試運行組長下令：合上嘉園站110kV飛嘉線113開關，對1號主變進行4次全電壓沖擊，第1次持續時間10分鐘，以后每次間隔5分鐘，帶電持續5分鐘。沖擊合閘時應測量主變勵磁涌流，主變沖擊合閘時派專人到變壓器旁監聽，發現異常立即匯報試運行負責人。第4次沖擊后斷開嘉園站110kV飛嘉線113開關；

60.啟動試運行組長下令：將嘉園站1號主變低壓側901開關手車由試驗位置搖到工作位置；

61.啟動試運行組長下令：合上嘉園站110kV飛嘉線113開關，對1號主變進行第5次沖擊，第5次沖擊后不再斷開110kV飛嘉線113開關；

嘉園站 10kV Ⅰ段母線及10kV Ⅰ段母線PT 0951開關柜充電試運行 110kV嘉園變電站啟動試運行方案 編號：

62.啟動試運行組長下令：將嘉園站10kV備用911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953開關手車、10kV電容器I930、10kV電容器II950開關手車、10kV1號站用變910開關手車、10kVI段母線電壓互感器0951、9001隔離手車由試驗位置搖到工作位置；

63.啟動試運行組長下令：合上嘉園站1號主變低壓側901開關，對10kV Ⅰ段母線及10kV Ⅰ段母線PT 0951、9001隔離手車、911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953、910、930、950開關手車充電試運行；

64.啟動試運行組長下令：在嘉園站10kV Ⅰ段母線PT柜測量10kV Ⅰ段母線PT二次電壓、相序及開口三角不平衡電壓，測量正確后投入PT二次空開，并在110kV嘉園站主控室測量10kV Ⅰ段母線二次電壓、相序及開口三角不平衡電壓，用110kV飛嘉線線路PT與10kV Ⅰ段母線PT進行二次核相，正確后將測量結果匯報啟動試運行指揮組； 65.地調下令：退出飛虎站110kV母線差動保護；

66.啟動試運行組長下令：合上嘉園站110kV橋100開關； 嘉園站 1號主變高壓側、低壓側帶負荷判方向試驗

67.啟動試運行組長下令：合上嘉園站10kV電容器Ⅰ9303刀閘； 68.啟動試運行組長下令：合上嘉園站10kV電容器Ⅱ9503刀閘； 69.啟動試運行組長下令：退出嘉園站1號主變差動保護；

70.啟動試運行組長下令：合上嘉園站10kV電容器Ⅰ930開關對10kV電容器Ⅰ沖擊受電，沖擊三次，每次間隔5分鐘，第3次沖擊合閘后，斷開電容器Ⅰ 930開關。充電時設專人在電容器旁監視，由桂林供電局派人測量諧波，沖擊時注意監視10kV母線電壓，若有異常，及時調整10kV母線電壓。第一次充電時測量1號主變高、低壓側二次電流及相量判別，檢查1號主變差動保護差流。正確后將測量結果匯報啟動試運行指揮組；

71.地調下令：對飛虎站110kV飛嘉線115開關帶負荷判方向，正確后；（請生技部安排人員）

72.地調下令：對飛虎站110kV母差保護判差流與極性。正確后；（請生技部安排人員）73.啟動試運行組長下令：對嘉園站1號主變差動保護判差流及極性，并對1號主變高、低后備保護判方向，正確后；

74.地調下令：投入飛虎站110kV母差保護（注意投入飛虎站110kV母差保護跳115開關保護出口壓板）；

75.地調下令：將飛虎站110kV飛嘉線115開關保護定值切至正常運行定值區 110kV嘉園變電站啟動試運行方案 編號：

76.地調下令：將飛虎站110kV飛嘉侯線114開關保護定值切至正常運行定值區 77.啟動試運行組長下令：投入嘉園站1號主變差動保護功能； 78.啟動試運行組長下令：將嘉園站1號主變定值切至正常運行定值區 79.啟動試運行組長下令：斷開嘉園站10kV電容器Ⅰ930開關；

80.啟動試運行組長下令：合上嘉園站10kV電容器Ⅱ950開關對10kV電容器Ⅱ沖擊受電，沖擊三次，每次間隔5分鐘；充電時設專人在電容器旁監視，由桂林供電局派人測量諧波，沖擊時注意監視10kV母線電壓，若有異常，及時調整10kV母線電壓； 81.合上嘉園站10kV電容器I930開關；

嘉園站110kV進線備自投試驗（嘉園站在備自投試驗過程中，如備投不成功，應由調度下令恢復備投試驗前的運行方式，待查明原因，并消除缺陷后，經地調、啟動委員會同意后方可繼續進行啟動試運行備投試驗。）進線備投方式1

82.啟動試運行組長下令：斷開嘉園站110kV飛嘉線113開關；

83.啟動試運行組長下令：按編號為2011387的定值單投入嘉園站110kV備自投（在嘉園站110kV橋開關測控、備自投及電壓切換柜將“1LP2 進線備自投投退”壓板置于“投入”位置，檢查備自投裝置上的“充電”指示顯示充電，裝置顯示正確）； 84.地調下令：向地調申請斷開飛虎站110kV飛嘉侯線114開關；

85.啟動試運行組長下令：嘉園站電容器Ⅰ、電容器Ⅱ失壓保護應動作跳開10kV電容器Ⅰ930、10kV電容器Ⅱ950開關；

86.啟動試運行組長下令：嘉園站110kV備自投裝置應動作跳開嘉園站110kV橋100開關，合上110kV飛嘉線113開關；（注110kV飛嘉侯線無開關，由110kV橋100開關代替）87.啟動試運行組長下令：備自投正確動作后向地調申請合上飛虎站110kV飛嘉侯線114開關； 進線備投方式2

88.啟動試運行組長下令：檢查110kV備自投裝置充電正常；

89.啟動試運行組長下令：間隔五分鐘后，合上嘉園站10kV電容器Ⅰ930、10kV電容器Ⅱ950開關。

90.地調下令：向地調申請斷開飛虎站110kV飛嘉線115開關；

91.啟動試運行組長下令：嘉園站電容器Ⅰ、電容器Ⅱ失壓保護應動作跳開10kV電容器Ⅰ930、10kV電容器Ⅱ950開關 110kV嘉園變電站啟動試運行方案 編號：

92.啟動試運行組長下令：嘉園站110kV備自投裝置應動作跳開嘉園站110kV飛嘉線113開關，合上110kV橋100開關；（注110kV飛嘉侯線無開關，由110kV橋100開關代替）備自投試驗結束；

93.地調下令：向地調申請合上飛虎站110kV飛嘉線115開關； 94.啟動試運行組長下令：同期合上嘉園站110kV飛嘉線113開關； 95.啟動試運行組長下令：斷開嘉園站110kV橋100開關； 嘉園站1號站用變及消弧線圈受電，進行400V備投試驗

96.啟動試運行組長下令：檢查核實嘉園站站內電源由10kV 2號站用變供電；

97.啟動試運行組長下令：檢查嘉園站400V進線柜1QS刀閘、1QF斷路器在分位；2QS刀閘、2QF斷路器在合位；

98.啟動試運行組長下令：檢查嘉園站400V進線柜ATS雙電源自動切換裝置“Ⅰ”在分位，“Ⅱ”在合位，其控制方式為“手動操作切換”。

99.啟動試運行組長下令：合上嘉園站10kV 1號站用變910開關對10kV 1號站用變充電； 100.啟動試運行組長下令：合上嘉園站10kV 1號消弧線圈9100刀閘對10kV 1號消弧線圈充電； 101.啟動試運行組長下令：在嘉園站400V進線柜測量10kV 1號站用變低壓側電壓及相序，正確后； 102.啟動試運行組長下令：合上嘉園站400V進線柜1QS刀閘、1QF斷路器，對1號站用變400V電壓與2號站用變400V電壓核相，正確后將測量結果匯報啟動試運行指揮組； 103.啟動試運行組長下令：檢查嘉園站ATS雙電源自動切換裝置切換方式為“切換無優先”，將其控制方式切至為“自動投入切換”。104.啟動試運行組長下令：斷開嘉園站2QF斷路器，ATS雙電源自動切換裝置應自動切至“Ⅰ”位；合上低壓進線柜2QF斷路器，斷開1QF斷路器，ATS雙電源自動切換裝置應自動切至“Ⅱ”位； 105.啟動試運行組長下令：400V帶負荷備投試驗結束后，站內用電由1號站用變供電；

嘉園站10kV各備用間隔充電試運行 106.107.108.109.啟動試運行組長下令：合上嘉園站10kV備用911開關，對911空開關柜充電； 啟動試運行組長下令：合上嘉園站10kV備用912開關，對912空開關柜充電； 啟動試運行組長下令：合上嘉園站10kV備用913開關，對913空開關柜充電； 啟動試運行組長下令：合上嘉園站10kV備用914開關，對914空開關柜充電； 110kV嘉園變電站啟動試運行方案 編號：

110.111.112.113.114.115.116.117.118.119.啟動試運行組長下令：合上嘉園站10kV備用915開關，對915空開關柜充電； 啟動試運行組長下令：合上嘉園站10kV備用916開關，對916空開關柜充電； 啟動試運行組長下令：合上嘉園站10kV備用917開關，對917空開關柜充電； 啟動試運行組長下令：合上嘉園站10kV備用918開關，對918空開關柜充電； 啟動試運行組長下令：合上嘉園站10kV備用919開關，對919空開關柜充電； 啟動試運行組長下令：合上嘉園站10kV備用951開關，對951空開關柜充電； 啟動試運行組長下令：合上嘉園站10kV備用952開關，對952空開關柜充電； 啟動試運行組長下令：合上嘉園站10kV備用953開關，對953空開關柜充電； 啟動試運行組長下令：按照調度定值2011411投入低頻低壓減載裝置； 啟動試運行組長下令：拉開嘉園站1號主變110kV中性點1010地刀

系統運行方式調整（由值班調度員下令）120.121.運行 122.123.124.125.地調下令：投入飛虎站110kV飛嘉線115開關重合閘檢無壓，有壓自動轉同期 地調下令：投入飛虎站110kV飛嘉侯線114檢無壓，有壓自動轉檢同期 地調下令：將侯寨站110kV飛嘉侯線173開關由冷備用轉運行狀態 地調下令：斷開飛虎站110kV母聯100開關。地調下令：檢查飛虎站110kV母聯100開關運行正常

地調下令：將飛虎站110kV飛嘉線115開關由110kV1號母線倒至110kV2號母線投運結束24小時后將嘉園站10kV備用953、備用952、備用951、備用919、備用918、備用917、備用916、備用915、備用914、備用913、備用912、備用911開關由運行轉冷備用

十二、安全措施及注意事項

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》等規程、規范。2.啟動試運行的各項操作及試驗須提前向調度部門申請，同意后方可實施。3.啟動試運行的試驗和操作人員，應嚴格按照試運行指揮系統的命令進行工作。4.啟動試運行方案由地調值班調度員按方案有關程序執行，對只涉及嘉園站新設備啟動試運行部分操作，可委托啟動試運指揮組長（副組長）負責指揮操作，但須明確委托指揮操作范圍、內容等事宜及匯報要求；啟動試運行設備現場的操作須按規定填寫操作票，操作票的填寫及操作由運行單位負責，操作過程由運行、施工單位共同監護。

5.啟動試運行期間的有關試驗工作至少由兩名試驗人員進行，試驗人員需要在一次設備 110kV嘉園變電站啟動試運行方案 編號：

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。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。

7.啟動試運行期間啟動試運行設備如發生故障需處理,須經啟動委員會同意后方可實施，故障處理前須做好安全措施，消缺后經啟動委員會同意后繼續進行啟動試運行；試運行過程中如果正在啟動試運行設備出現重大故障或充電的電源開關跳閘，應暫停試運行并立即向地調及啟動委員會匯報，經地調許可，可立即斷開重大故障設備的電源開關，避免設備損壞。

8.啟動試運行期間，如110kV飛嘉線、110kV飛嘉侯線對側開關跳閘，應暫停試運行并立即向地調及啟動委員會匯報，由地調指揮處理，待查明跳閘原因，并消除缺陷后，經地調、啟動委員會同意后方可繼續進行啟動試運行：

9.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。

10.嘉園站在備自投試驗過程中，如備投不成功，應由調度下令恢復備投試驗前的運行方式，待查明原因，并消除缺陷后，經地調、啟動委員會同意后方可繼續進行啟動試運行備投試驗。

十三、啟動試驗全部工作完成，經24小時試運行正常后，嘉園站本次啟動范圍設備交由運行單位維護。

1、啟動試運行工作結束后，將變電站實際運行狀態情況匯報廣西電力調度通信中心及桂林供電局地調。

2、啟動試運行工作結束，經24小時試運行正常后，所有本次啟動試運行范圍設備移交給桂林供電局運行維護管理，運行方式和各種繼電保護的最終投切由廣西電力調度通信中心、桂林供電局地調按各自管轄范圍確定。

十四、有關廠站及電氣主接線圖和試驗接線圖 附件1：110kV嘉園站一次主接線圖見附圖1； 附件2：220kV飛虎變電站一次主接線圖見附圖2； 附件3：220kV侯寨變電站一次主接線圖見附圖3。

第三篇：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“正常”位置，手動和自動分別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

第四篇：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。

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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＃弧形閘門，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

3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

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。

7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

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

第五篇：變電站啟動應急方案

京能賽汗風電220KV變電站啟動試驗事故應急方案

一、設備概況

京能賽汗風電場220KV變電站全站有120MVA主變壓器一臺、220KV出線一條、220KV系統為單元接線方式、35KV主接線形式為單母線接線、包括1臺所用變和一組SVG動態無功補償裝置、電纜出線4條，全站采用綜合自動化管理。

本次啟動范圍：

220KV賽溫線；京能賽汗風電變電站220KV母線、1#主變、35KV系統和1#所變。

二、啟動前應具備的條件：

1、所有電氣一次設備全部安裝調試完畢，并驗收合格；

2、所有電氣二次設備全部安裝調試完畢，并驗收合格；

3、所有臨時接地線均已拆除，刀閘、接地刀閘均應在斷開位置；

4、啟動委員會成立，京能賽汗風電變電站運行工作安排就緒；

5、消防設施齊全，按照制圖擺放就位，站內通訊暢通（尤其是對內蒙中調和錫盟區調的調度臺電話通訊暢通，錄音系統完好能夠正常錄音）；

6、綜合自動化系統已安裝調試完畢，并驗收合格；

7、各保護定值已按調度要求整定完畢，并做了傳動試驗。

三、啟動試驗進程中預想事故及應對措施： 1、220KV母線充電：

1）、我站220KV母線PT219入、賽溫線出口2516刀閘入、2511 刀閘入、開關251合，賽溫線251開關給220KV系統充電。2）、母線PT冒煙、爆炸或有其他異常聲音及劇烈震動。3）、立即停止啟動程序，立即切開251斷路器后拉開2516和2511隔離開關，拉開219隔離開關，并通知內蒙中調說明原因，用驗電器對母線PT進行驗電確無電壓后合入2197PT接地刀閘，對母線PT進行全面檢查。

2、1#主變充電：

1）、如母線充電過程中無異常現象發生，所有程序進展順利：給上并檢查1#主變兩側開關控制電源、合閘電源、保護電源、風冷電源、有載調壓電源，按調度要求投入1#主變壓器主保護及后備保護；合2516、2511隔離開關，合賽溫線251斷路器給1#主變壓器充電。

2）、1#主變壓器冒煙，重瓦斯及差動保護動作，1#主變251開關跳閘；或套管爆炸差動保護動作，1#主變301開關跳閘。3）、立即停止啟動試驗程序，開啟1#主變壓器風冷裝置，拉開2516、2511刀閘，切開1#主變壓器兩側開關控制電源、合閘電源、保護電源、有載調壓電源，用驗電器對1#主變引線進行驗電確無電壓后，對1#主變進行全面檢查后通知內蒙中調說明原因。3、35KV系統I母線帶電

1）、如1#主變壓器充電過程中無異常現象發生，所有程序進展順利：合35KV I段PT刀閘319，合1#主變壓器35KV側出線開關301為35KV I段母線充電。2）、母線PT冒煙、爆炸或有其他異常聲音及劇烈震動，1#主變壓器低壓側后備保護動作，301開關跳閘；

3）、立即停止啟動程序并拉開35KV 母線PT刀閘319，立即用驗電器對母線PT進行驗電確無電壓后，對母線PT進行全面檢查。

4、對35KV、SVG動態無功補償裝置充電

1）、分別合入35KV電容器出口開關357對電容器進行充電試驗。2）、35KV電容器冒煙、爆炸，電容器保護動作，電容器出口開關跳閘。

3）、立即停止啟動程序并切開35KV 母線出口開關357，拉開電容器3576甲和3576乙隔離開關，合入故障電容器接地放電刀閘將電容器完全放電，完全放電5分鐘后接地刀閘在合閘位置。用驗電器對故障電容器進行驗電確認無電后，對故障電容器進行全面檢查。

5、投入1#所用變

1）、如35KV 母線帶電過程中無異常現象發生，所有程序進展順利：則檢查1#所用變低壓側開關在斷開位置，低壓分段開關在合入位置。投入所用變351開關的控制電源、保護電源、及操作電源，投入保護壓板。拉開10KV備用變低壓側462開關和高壓側961開關。合1#所用變35KV側開關351，對1#所用變進行充電。

2）、1#所用變高壓側開關351爆炸或1#所用變本體冒煙、爆炸或有 劇烈震動或有異常聲音，1#所用變保護動作，所用變高壓側開關351跳閘，全站380低壓系統失電，事故照明動作，全站操作及照明系統由蓄電池供電。

3）、立即停止啟動程序并切開1#主變低壓側301斷路器，并將小車搖到試驗位置，切開1#所用變低壓側開關461并將小車開關搖到試驗位置，用驗電器對事故元件進行驗電確認無電后，對事故元件進行全面檢查。

4）、1#所用變及高壓側開關351操作完畢完全停電后，合上10KV備用變10KV側961開關、合入低壓側462開關恢復站用電。

四、試運行24小時期間的安全措施：

1、試運行期間如發生上述或其他事故，除執行上述規定的操作外，由當值值長對事故作出準確判斷，立即報告試運指揮部并根據具體情況作出緊急處理；

2、做好試運期間的安全、消防、保衛工作；

3、正對試運期間的特殊情況，當值值長適當增加安排巡回檢查時間及密度并做好記錄，實時檢查設備運行情況，確保設備安全穩定運行；

4、嚴格執行操作票制度；

5、操作前進行模擬操作，經確認正確后，方可操作。