大金坪水电站启动投产方案(审批稿)

第一篇：大金坪水电站启动投产方案(审批稿)

大金坪水电站启动投产方案

四川省电力公司调度中心

2007年6月

批准：

审核：

汇编：

编制： 王超 李响 胡翔

一.启动投产设备

(一).大金坪水电站

1.2.3.4.5.220kV金石线252开关及附属CT、刀闸； 220kV I母、母线PT及附属刀闸；

＃1主变、主变201开关及附属CT、PT、刀闸； ＃2主变、主变202开关及附属CT、PT、刀闸；

＃

1、＃

2、＃3发电机，发电机出口开关1DL、2DL、3DL及附属CT、PT、刀闸；

6.220kV金石线线路、线路PT及其加工设备；

7.以上设备继电保护、安全自动装置、通讯远动装置、计量和同期装置。

(二).220kV石棉变电站

1.220kV金石线266开关及附属CT、刀闸； 2.220kV金石线线路、线路PT及其加工设备；

3.以上设备继电保护、安全自动装置、通讯远动装置、计量和同期装置。

(三).220kV金石线全线

二.启动投产应具备条件

1.已与四川省电力公司签订“并网协议”，与四川省电力公司调度中心签订“调度协议”；

2.已向调度部门办理新设备投入运行申请手续，按调度规程规定报送有关图纸资料，并按调度下达的文件完成对现场设备的统一命名编号； 3.待启动投运设备安装调试完成，验收合格，具备启动和运行条件，保护按调度部门下达的定值通知(或命令)整定，整组试验正确，可以投入运行； 4.220kV金石线已实测参数并报省调度中心，线路无人工作，无短路接地线，可以送电；

5.至调度部门的通讯畅通，稳定可靠，远动信息传送准确无误； 6.计量装置安装调试完成，精度符合要求，并经西昌电业局确认；

7.待启动投产线路两侧接地刀闸在合闸位置，其他站内设备开关、刀闸、接地刀闸均已拉开并锁好；

8.现场整洁，无妨碍运行操作及影响投运设备安全的杂物； 9.启动委员会同意启动投产； 10.省调当值调度员同意启动操作。

三.启动投产日期

2007年 6月

日

四.启动操作程序

(一).进入启动投产状态

1.核实大金坪水电站站内待投产设备处于冷备用状态，具备带电条件； 2.核实石棉变电站220kV金石线266DL间隔设备处于冷备用状态，具备带电条件；

3.核实220kV金石线除两侧线路接地刀闸在合闸状态外，无其它接地措施； 4.大金坪水电站拉开220kV金石线25260G线路接地刀闸； 5.石棉变电站拉开220kV金石线26660G线路接地刀闸； 6.大金坪水电站将＃

1、＃2主变分接头档位置于5档；

7.石棉变电站、大金坪水电站测试220kV金石线1＃、2＃纵联保护通道正常；

8.石棉变电站、大金坪水电站按保护定值单要求启用220kV金石线两侧1＃、2＃线路保护，停用零功方向元件和重合闸；

9.站端自动化系统调试人员与省公司通自中心自动化值班室核对220kV石棉变电站、大金坪水电站待投产开关、刀闸的自动化信息状态正确。

(二).石棉变电站对220kV金石线冲击合闸

1.将220kV金石线266DL＃

1、＃2相间距离II段、接地距离II段、方向零序II段时限压缩为0.3秒并启用，将＃

1、＃2相间距离III段、接地距离III段、方向零序III段时限压缩为0.5秒并启用； 2.将220kV II、IV母上所有开关倒至I、III母，220kV II、IV母及母联212DL由运行转热备用，母差保护按现场规程执行；

3.将220kV金石线266DL由冷备用转热备用于220kV II母； 4.将220kV金石线266DL由热备用转运行于220kV II母； 5.启用220kV母联212DL充电保护； 6.停用220kV＃

1、＃2母差保护；（启用220kV失灵保护，主变保护按规定调整）；

7.合上220kV母联212DL对金石线冲击合闸； 8.停用220kV母联212DL充电保护； 9.拉开220kV金石线266DL热备用； 10.合上220kV金石线266DL对220kV金石线冲击合闸两次；（注：每次冲击合闸间隔三分钟，第二次冲击合闸成功后220kV金石线266DL不再拉开）

11.在220kV金石线线路PT与220kV II母PT间定相正确； 12.检查220kV金石线266DL同期回路正确。

(三).大金坪水电站对220kV I母充电、PT定相

1.2.3.4.5.6.将220kV金石线252DL由冷备用转热备用； 合上220kV I母PT 218G；

按保护定值单要求整定并启用220kV母差及失灵保护； 合上220kV金石线252DL对220kV I母充电；

在220kV金石线线路PT与220kV I母PT间定相正确； 检查220kV金石线252DL同期回路正确。

(四).大金坪水电站对＃1主变零起升压

1.核实＃1主变、＃1发电机及附属设备均处于冷备用状态，无任何安全措施，具备带电条件；

2.按保护定值单要求启用＃1主变除220kV中性点间隙接地保护外的所有保护，停用后备保护方向元件；

3.将＃1主变后备保护最末段动作时限改为0.5秒并启用； 4.5.6.7.核实1＃主变分接头档位置于5档；

合上＃1主变220kV侧中性点刀闸2019G； 合上＃1主变10kV侧PT刀闸918G； 合上＃1发电机机端PT刀闸911G、912G；（厂用电及发电机出口侧其他电气回路由电厂自行负责)8.合上＃1发电机出口开关1DL；

9.启动＃1发电机，维持空载额定转速(不得加励磁，机组保护由电厂自行负责)；

10.对＃1发电机逐渐增加励磁，对＃1主变零起升压至额定值； 11.在＃1主变10kV侧PT与＃1发电机机端PT间核相，检查相序、相位正确；

12.检查＃1发电机出口开关1DL同期回路正确；

13.将＃1发电机励磁电流逐渐减少至零，拉开＃1发电机出口开关1DL热备用；

(五).大金坪水电站对＃1主变五次全电压冲击合闸

1.将＃1主变201DL由冷备用转热备用；

2.合上＃1主变201DL对＃1主变冲击合闸五次；

(注：①.每次冲击合闸成功后主变保持运行十分钟再停运，停运五分钟后再进行下一次冲击合闸，第五次冲击合闸成功后暂不拉开#1主变201DL； ②.第一次冲击合闸时将主变压器冷却装置停用, 以便就地监听主变空载声响是否正常, 停用冷却装置时间按厂家规定为准；)3.＃1主变空载状态下作冷却器切换试验应正常；

4.在220kV I母PT与＃1主变10kV侧PT间核相，检查相序、相位正确； 5.检查＃1主变201DL同期回路正确。

(六).大金坪水电站＃1发电机启动、并网

1．启动＃1机组正常，维持空载额定转速和电压，调整发电机工况使其具备并网条件；

2．在＃1主变10kV侧PT与＃1发电机机端PT间定相，检查相序正确； 6.将220kV金石线线路两侧＃1光纤纵差保护由跳闸改投信号； 7.停用220kV母差保护；

1．检同期合上＃1发电机出口开关1DL并列；

2．视机组情况，逐渐增加发电机负荷，进行有关保护测试。

(七).大金坪水电站＃2（＃3）机对＃2主变零起升压

1.核实＃2主变、＃2（＃3）发电机及附属设备均处于冷备用状态，无任何安全措施，具备带电条件；

2.按保护定值单要求启用＃2主变除220kV中性点间隙接地保护外的所有保护，停用后备保护方向元件；

3.将＃2主变后备保护最末段动作时限改为0.5秒并启用； 4.5.6.7.核实2＃主变分接头档位置于5档；

合上＃2主变220kV侧中性点刀闸2029G； 合上＃2主变10kV侧PT刀闸928G；

合上＃2（＃3）发电机机端PT刀闸921G、922G（931G、932G）；（厂用电及发电机出口侧其他电气回路由电厂自行负责）8.合上＃2（＃3）发电机出口开关2（3）DL；

9.启动＃2（＃3）发电机，维持空载额定转速(不得加励磁，机组保护由电厂自行负责)；

10.＃2（＃3）发电机逐渐增加励磁，对＃2主变零起升压至额定值；

11.在＃2主变10kV侧PT与＃2（＃3）发电机机端PT间核相，检查相序、相位正确；

12.检查＃2（＃3）发电机出口开关2（3）DL同期回路正确；

13.将＃2（＃3）发电机励磁电流逐渐减少至零，拉开＃2（＃3）发电机出口开关2（3）DL。

(八).大金坪水电站对＃2主变五次全电压冲击合闸

1.将＃2主变202DL由冷备用转热备用； 2.合上＃2主变202DL对＃2主变冲击合闸五次；(注：①.每次冲击合闸成功后主变保持运行十分钟再停运，停运五分钟后再进行下一次冲击合闸，第五次冲击合闸成功后暂不拉开#2主变202DL； ②.第一次冲击合闸时将主变压器冷却装置停用, 以便就地监听主变空载声响是否正常, 停用冷却装置时间按厂家规定为准；)3.＃2主变空载状态下作冷却器切换试验应正常；

4.在220kVI母PT与＃2主变10kV侧PT间核相，检查相序、相位正确； 5.检查＃2主变202DL同期回路正确。

(九).大金坪水电站＃2（＃3）发电机启动、并网

1.启动＃2（＃3）机组正常，维持空载额定转速和电压，调整发电机工况使其具备并网条件；

2.在＃2主变10kV侧PT与＃2（＃3）发电机机端PT间核相，检查相序正确；

3.核实停用220kV母差保护；

4.检同期合上＃2（＃3）发电机出口开关2（3）DL；

5.视机组情况，逐渐增加发电机负荷，进行有关保护测试。

(十).保护测试及运行方式恢复

1.石棉变电站测试220kV金石线线路保护正确，启用线路保护零功方向元件，线路保护定值恢复为定值单定值并启用（重合闸保持停用）；

2.石棉变电站测试220kV #

1、＃2母差保护正确并启用（主变保护时限按规定恢复）；

3.石棉变电站将220kV系统恢复标准运行方式，母差保护按现场规程执行； 4.大金坪水电站测试220kV金石线线路保护正确，启用线路保护零功方向元件；

5.将220kV金石线线路两侧＃1光纤纵差保护由信号投跳闸； 6.大金坪水电站测试220kV母差保护正确并启用；

7.大金坪水电站测试＃1主变、＃1机组保护正确，启用＃1主变后备保护方向元件，主变后备保护定值恢复为定值单定值并启用（机组保护由电厂自行负责）；

8.大金坪水电站测试＃2主变、＃2（＃3）机组保护正确，启用＃2主变后备保护方向元件，主变后备保护定值恢复为定值单定值并启用（机组保护由电厂自行负责）；

（十一）自动化信息核对

站端自动化系统调试人员与省公司通自中心自动化值班室核对石棉变电站、大金坪水电站新投产设备自动化信息。

(十二).大金坪水电站＃1（＃

2、＃3）机组甩负荷试验

1.＃1（＃

2、＃3）机组是否进行甩负荷试验由启动委员会决定；

2.机组甩负荷试验方案及技术措施建议由：建设单位、安装单位、试验单位及电站共同拟定，经启动委员会批准执行； 3.甩负荷试验要求：

(1)甩负荷试验安排时间在低谷进行；

(2)甩负荷按25％、50、75、100顺序进行；

4.5.6.7.甩负荷试验应经省调当值调度员许可方能进行；

根据机、变情况，由启委会决定，机组是否带负荷72小时试运行； 72小时试运行期满后，根据启动委员会决定，停机消缺或继续运行； ＃1（＃

2、＃3）机组是否并网运行，由启动委员会决定，并通知省调，以便系统安排负荷。

五．移交调度管理

1.启动操作完成且试运行结束后，根据启动委员会决定，正式移交系统进行调度运行管理；

2.启动投产结束后，220kV金石线开始24小时试运行，试运行结束后按规定启用线路两侧重合闸。

六.注意事项

1.启动操作及试验前应经省调当值调度员同意，方可进行启动操作和试验工作；

2.启动操作及试验过程中，如果启动投产设备发生异常或事故，应按现场规程规定处理，同时汇报当值调度员和启动委员会；

3.启动操作过程中，如果系统发生事故，应立即停止启动操作，听从调度员统一指挥处理事故，并由运行负责人接受调度命令，系统事故处理告一段落，经当值调度员同意，可继续启动操作； 4.启动投产设备一、二次设备必须同时投产；

5.本方案是根据石棉变电站、大金坪水电站的启动投产设备经验收合格，具备投产条件，且石棉主变及220KV母线已投产完毕而拟定，当投产设备或系统发生变化，现场可根据实际情况进行调整； 6.本方案经启动验收委员会正式批准后执行。

七.危险点分析

1．在石棉变电站220KV母差保护停运配合投产期间，如220kV母线故障，只有依靠主变后备保护带延时动作跳闸，对系统有一定冲击。

2．大金坪水电站机组并网时未停运主变差动保护，如果接错，可能误动。3．大金坪水电站注意自行做好保厂用电措施。

第二篇：龟都府水电站启动投产方案（模版）

龟都府水电站启动投产方案

龟都府水电站启动投产方案

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批准：

审核：

汇编：

编制：

龟都府水电站启动投产方案

龟都府水电站启动投产方案

一、启动投产设备

（一）龟都府水电站1、110KV龟雅线出线开关1193DL，出线刀闸11931G、11933 G;

2、110KV母线、母线PT及附属刀闸；

3、＃1主变、主变开关及附属CT、刀闸；

4、10KVⅠ母线、母线PT及附属刀闸；

5、#1发电机、发电机出口开关、出口PT及附属CT、刀闸；

6、110KV龟雅线线路、线路PT及加工设备；

7、以上设备继电保护、安全自动装置、通讯远动装置、计量和同期装置。

（二）110KV龟雅线全线

二、启动投产应具备条件

1、已与雅安市电力公司签订“并网协议”，与雅安市电力公司生产调度部签订“调度协议”；

2、已向调度部门办理新设备投入运行申请手续，按调度规程规定报送有关图纸资料，并按调度下达的文件完成对现场设备的统一命名编号；

3、龟都府电站落实有权接受调度命令运行人员名单，经雅安市调度机构培训考试合格方可有权接受调度命令。

4、待启动投运设备安装调试完成，验收合格，具备启动和运行条件，继电保护按调度部门下达的定值通知（或命令）整定，龟都府水电站启动投产方案

整组试验正确，可以投入运行；

5、110KV龟雅线已实测参数并报雅安市电力公司生产调度部，线路无人工作，无短路接地线，可以送电；

6、至调度部门的通讯畅通，稳定可靠，远动信息传送准确无误；

7、计量装置安装调试完成，精度符合要求，并经雅安电力公司营销部确认；

8、待启动投产设备开关、刀闸、接地刀闸均已拉开并锁好；

9、现场整洁，无妨碍运行操作及影响投运设备安全的杂物；

10、启动委员会同意启动投产；

11、雅安市调当值调度员同意启动操作；

12、站端自动化系统调试人员与雅安市电力公司生产调度部通自中心自动化值班室核对龟都府水电站待投产开关、刀闸的自动化信息状态正确。

三、启动投产日期

2007年11月

日

四、启动操作程序

（一）七盘变电站对110KV七蒙线、龟雅线及龟都府水电站110KV母线冲击合闸

此项工作由雅安市调负责，充电正常后和雅安市调核实；

1、按定值单要求整定并启用110kV龟雅线1193DL线路保护，零功方向元件和重合闸停用；

2、按定值单要求整定并启用110kV七蒙线1105DL线路保护，龟都府水电站启动投产方案

零功方向元件和重合闸停用；(压缩七蒙线1105DL线路保护Ⅱ、Ⅲ时限定值)

3、充电正常后七盘变电站110KV七蒙线出线开关、龟都府水电站110kV龟雅线1193DL、出线刀闸11933G、11931G及110KV母线、母线PT保持运行状态；

4、核实龟都府水电站110kV母线PT 定相正确；(如果相序不正确，在龟都府电站110kV母线处换相)

5、核实龟都府水电站110KV龟雅线1193DL同期回路正确。

（二）龟都府水电站对＃1主变零起升压

1、核实#1主变、#1发电机及附属设备均处于冷备用状态，无任何安全措施，具备带电条件；

2、核实#1主变分接头档位已按雅安市调要求调整；

3、按定值单要求启用#1主变所有保护，停用110kV侧中性点间隙接地保护和后备保护方向元件；

4、将#1主变不带方向的后备保护动作时限改为0.5秒并启用；

5、合上#1主变110kV侧中性点接地刀闸11919G；

6、合上10KV I母PT刀闸10117G；

7、合上#1主变1091G；

8、合上＃1发电机出口PT刀闸1012G、1013G、1014G、1015G(厂用电、机组保护及发电机其余回路由电厂自行负责)；

9、将#1发电机出口101DL由冷备用转热备用；

10、合上#1发电机出口101DL；

龟都府水电站启动投产方案

11、启动#1发电机正常，维持空载额定转速（不加励磁电流）；

12、逐渐增加#1发电机励磁电流，对10kVI母、#1主变零起升压至额定值；

13、在#1发电机机端PT与10kVI母PT间核相，检查相位、相序正确；

14、检查#1机出口开关101DL同期回路正确；

15、逐渐减少#1发电机励磁电流至零，将#1发电机出口开关101DL由运行转热备用；

16、将#1发电机出口101DL由热备用转冷备用。

（三）龟都府水电站对#1主变五次全电压冲击合闸

1、将1#主变1191DL由冷备用转热备用；

2、合上#1主变1191DL对#1主变冲击合闸五次；

(注：①.每次冲击合闸带电十分钟后拉开，各次间隔五分钟，第五次合闸成功后暂不拉开；②.第一次冲击合闸时将主变压器冷却装置停用，以便就地监听主变空载声响是否正常，停用冷却装置时间按厂家规定为准。)

3、在10kVI母PT与110KV 母线PT间核相，检查相序、相位正确；

4、检查#1主变1191DL同期回路正确；

5、#1主变空载状态下作冷却器切换试验应正常。

（四）龟都府水电站#1机组启动、并网

1、将#1发电机出口101DL由冷备用转热备用；

龟都府水电站启动投产方案

2、启动#1机组正常，维持空载额定转速和电压，调整发电机工况使其具备并网条件；

3、在#1发电机机端PT与10KVI母PT间核相，检查相序应正确；

4、检同期合上#1发电机出口开关101DL并网；

5、视机组情况，逐渐增加发电机负荷，进行有关保护测试。

（五）保护测试

1、龟都府水电站对#1发电机及#1主变保护测试正确，启用#1主变110kV侧后备保护方向元件；

2、龟都府水电站将#1主变不带方向的后备保护动作时限恢复为定值单定值并启用；

3、龟都府水电站、七盘变电站以及蒙阳变电站对110KV七蒙线线路保护测试正确，并启用线路保护零功方向元件（重合闸保持停用）；

4、龟都府水电站#1主变投运后，主变中性点接地方式由雅安市调确认，保护相应配合。

（六）自动化信息核对

站端自动化系统调试人员与雅安电力公司生产调度部通自自动化值班室核对龟都府电站新投产设备自动化信息。

（七）龟都府水电站#1机组甩负荷试验

1、#1机组是否进行甩负荷试验由启动委员会决定；

2、机组甩负荷试验方案及技术措施建议由建设单位、安装单位、龟都府水电站启动投产方案

试验单位及电厂共同拟定，经启动委员会批准执行；

3、甩负荷试验要求：

(1)甩负荷试验安排时间在低谷进行；

(2)甩负荷按25％、50、75、100顺序进行；

4、甩负荷试验开始前和完成后，均应报告雅安市当值调度员；

5、根据机、变情况，由启委会决定，机组是否带负荷72小时试运行；

6、72小时试运行期满后，根据启动委员会决定，停机消缺或继续运行；

7、#1机组是否并网运行，由启动委员会决定，并通知雅安市调调度机构，以便系统安排负荷；

五.移交调度管理

1、启动操作完成且试运行结束后，根据启动委员会决定，正式移交系统调度运行管理；

2、按雅安市调要求停用110KV龟雅线重合闸。

六.注意事项

1.启动操作及试验前应经调度部门当值调度员同意，方可进行启动操作和试验工作；

2.启动操作及试验前，名山电网应孤网运行，津雅公司和巴南硅业110KV主变应退出系统；

3.启动操作及试验过程中，如果启动投产设备发生异常或事故，龟都府水电站启动投产方案

应按现场规程规定处理，同时汇报当值调度员和启动委员会； 4.启动操作及试验过程中，应对待投产设备和系统接入点进行相应危险点分析，避免机组和其它设备事故，严防非同期、自励磁等现象发生；

5.在对110kV雅龟线进行冲击合闸时，要考虑线路保护及开关拒动对电网带来的影响，做好相关事故预案；

6.启动投产前必须认真检查拆除待启动设备所有临时安全措施，操作中注意加强监护；

7.启动操作过程中，如果系统发生事故，应立即停止启动操作，听从调度统一指挥处理事故，并由运行负责人接受调度命令，系统事故处理告一段落，经当值调度员同意，可继续启动操作； 8.启动投产设备一、二次设备必须同时投产；

9.本方案是根据110kV龟雅线、龟都府水电站的启动投产设备经验收合格，具备投产条件而拟定，当投产设备或系统发生变化，现场可根据实际情况进行调整；

10.本方案经启动验收委员会正式批准后执行。

七.危险点分析

投产期间110KV七蒙线对龟雅线进行冲击合闸时，如有故障且保护拒动，可能导致七盘变电站Ⅰ母及Ⅰ母所有运行元件失压，为此在对新投产线路冲击合闸前，将110KV七蒙线1105DL运行元件倒至Ⅱ母线运行。

第三篇：围子坪水电站光纤保护负荷测试启动投产方案

马雷围支线光纤保护装置

负荷测试方案

批准：

审核：

编制：滕 鹏

雷波泰业嘉成围子坪电站

2012 年 3 月 16 日

负荷测试设备资料

围子坪水电站装机2×5500KW＋2×9000KW，出线采用110KV电压等级线路输送至马雷线

（马拉水电站至雷波220KV变电站）28#塔处搭接和马拉水电站并联后至国家电网公司雷波220KV变电站162间隔连接并网运行，线路长度37.733km、导线型号JL/G1A-240/40、地线型号OPGW24b1(80-20AC)，线路起于围子坪电站升压站110kv出线构架，止于220kv雷波变电站110kv出线构架线路自雷波变电站向东北侧出线后，左转向西北方向走线，沿途经下烏角、大岩山、扒哈、小湾、山鸡窝后，右转沿雷波～西宁公路两侧交叉走线，并经联拉觉、毛家坪、二坪子、罗觉、松树坪、山棱岗、竹儿窝、克惹波、老林口、马路口、阿若沃克、马斯加、小岩洞走线至大湾，然后左转从西南侧进入围子坪电站，线路全长37.733km，路径曲折系数1.89。

一、测试标准：根据国家标准【GB T14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程】、【3～110kV电网继电保护装置运行整定规程DL_T_584-1995】等要求，110kV马雷线及马雷围支线线路负荷测试项目及程序如下： 1、110kV马雷线162开关光差保护装置 2、110kV马雷线151开关光差保护装置 3、110kV马雷围支线151开关光差保护装置 二.负荷测试应具备条件

1、已按照西昌电业局下达的【围子坪水电站负荷测试方案】正常程序将110KV马雷围支线及围子坪水电站110KV母线、12主变、1234机组执行投运启动；

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2、继电保护按调度部门下达的定值通知整定，整组试验正确，三侧联动试验正确可靠；

3、至调度部门的通讯畅通，稳定可靠；

4、西昌地调当值调度员同意启动负荷测试； 三．注意事项

1、负荷测试操作及试验前应经西昌调度中心当值调度员同意，方可进行操作和试验工作；

2、操作及试验过程中，如果负荷测试设备发生异常或事故，应按现场规程规定处理，同时汇报调度员和启动委员会；

3、负荷测试过程中，如果系统发生事故，应停止操作，听从调度统一指挥处理事故，并由运行负责人接受调度命令，处理系统事故；

4、处理告一段落，经调度员同意可继续启动操作；

5、负荷测试操作及试验过程中，应对设备和系统运行方式进行相应危险点分析，避免发生事故；

6、负荷测试前必须认真检查程序及设备，操作中注意加强监护；

7、负荷测试过程中对于保护测试所需负荷可根据系统情况调整方式

四.负荷测试日期 2012年 月 日 五.启动操作程序

（一）、马拉电站调整马雷线线路负荷尽量≤5000KW保持不变，更改线路光差保护装置，相量差动定值为12A，零序差动定值为7A；

（二）、围子坪电站调整马雷围支线线路负荷≤10000KW尽量保持不变，更改线路光差保护装置，相量差动定值为8A，零序差动定值为7A；

（三）、220kV雷波变电站更改线路光差保护装置，相量差动定值为25A，零序差动定值为16A；启用162开关光差保护，投入光差装置保护A、B通道硬连片，投入光差装置A、B通道软连片并确认；

（四）、马拉水电站启用151开关光差保护，投入光差装置保护A、B通道硬连片，投入光差装置A、B通道软连片并确认；

（五）、围子坪水电站启用151开关光差保护，投入光差装置保护A、B通道硬连片，投入光差装置A、B通道软连片并确认；

（六）、220kV雷波变电站检查162开关光差装置通道异常是否退出，保护装置A、B通道投入是否正常，检查保护装置A、B通道连接测试及数据是否正常，差动电流是否正常；

（七）、马拉水电站检查151开关光差装置通道异常是否退出，保护装置A、B通道投入是否正常，检查保护装置A、B通道连接测试及数据是否正常，差动电流是否正常；

（八）、围子坪水电站检查151开关光差装置通道异常是否退出，保护装置A、B通道投入是否正常，检查保护装置A、B通道连接测试及数据是否正常，差动电流是否正常；

（九）、马拉水电站调整增加马雷线线路负荷，检查151开关保护装置A、B通道连接测试及数据是否正常，差动电流是否正常；

（十）、围子坪水电站调整增加马雷围支线负荷，检查151开关保护装置A、B通道连接测试及数据是否正常，差动电流是否正常；

（十一）、220kV雷波变电站检查162开关保护装置A、B通道连接测试及数据是否正常，差动电流是否正常；

（十二）、检查马雷围支线三侧试验数据，如不满足投运要求消除设备缺陷，做好测试记录。

（十三）、恢复马拉水电站线路光差保护装置定值为电网整定值。

（十四）、恢复围子坪水电站线路光差保护装置定值为电网整定值。

（十三）、恢复雷波220KV变电站线路光差保护装置定值为电网整定值。

六．试运行及移交调度管理

1、负荷测试完成后，向调度申请开始24小时试运行；

2、试运行结束后，汇报当班调度员，并申请负荷测试设备正式移交系统调度运行管理；

二零一二年三月十六日

附：输电线路接线图

第四篇：克拉玛依二期工程投产启动试运行方案

克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW）工程

并网发电启动试运行方案

批 准：

审 核：

编 写：

上海斯耐迪工程咨询监理有限公司 2014年12月15日 克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

目 录

一、工程概况...........................................................................................................3

二、总则...................................................................................................................3

三、主要编制依据...................................................................................................3

四、光伏电站启动试运行前的联合检查...............................................................4

五、启动试运行前准备...........................................................................................6

六、启动试运行范围...............................................................................................6

七、启动试运行项目...............................................................................................7

八、升压站启动试运行时间安排及具体措施.......................................................7

九、光伏区各汇流线路带电方案.........................................................................10

十、并网光伏电站连续试运行.............................................................................14

十一、并网光伏电站检修消缺.............................................................................15

十二、交接与投入商业运行.................................................................................15

十三、试运行安全保证措施.................................................................................15

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

十五、110kV升压站一次设备编号图..................................................................16 克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

一、工程概况

1.1本期项目工程建设规模为30MW，由光伏发电系统、电气公用系统、接入系统组成，每1MW规模设计为一个方阵，共30个方阵；每个方阵配2台500KW的逆变器，配套建设一个分站房。每个方阵配1台1000kVA的箱式变压器。项目电池板采用固定倾角的安装方式，倾角为35°；同一方阵电池板间南北向间距8.7米。晶体硅光伏组件作为光电转换设备，将光能转换为800V左右的直流电，通过逆变器将直流电转换为315V的交流电，再经箱变升压至35kV经过高压输电线路并入天华新能源电力有限公司110kV变电站。

1.2 本期天华新能源电力有限公司（110kV天华阳光光伏升压站）新增电气设备：35kV/110kV的升压变压器1台及一个110kV户外间隔；新增35KV高压开关柜12面、新增一套35KV接地变压器带小电阻成套装置、新增一套SGV无功补偿装置成套装置；新增主变保护屏1面、主变测控屏1面、35kV母线保护屏面、站控层通讯屏1面。

二、总则

2.1 并网光伏逆变器和光伏发电单元、升压变电部分启动试运行是并网光伏电站基本建设工程启动试运行和交接验收的重要环节，它对电池组件、汇流部分、逆变部分、升压配电部分机电设备进行全面的考验。检查光伏电站设计和施工质量，验证光伏电站机电设备的设计、制造、安装质量，通过对光伏电站机电设备在正式运行状态下的调整和试验，使其最终达到安全、经济、稳定的生产电能的目的。

2.2 本程序用于克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW）工程并网发电启动试运试验。

2.3 启动试运行过程中可根据现场实际情况对本程序做局部的调整和补充。

三、主要编制依据

3.1《光伏（PV）组件安全鉴定 第1部分：结构要求》（GB 20047.1）3.2《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》（Q/SPS 22）克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

3.3《光伏系统功率调节器效率测量程序》（GB 20514）3.4《光伏电站接入电力系统的技术规定》（GB 19964）3.5《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》 GB 50150 3.6《电能计量装置技术管理规程》 DL/T 448 3.7《变电站运行导则》 DL/T969 3.8国家电网基建[2011]146号《关于印发《国家电网公司输变电工程达标投产考核办法》的通知》

3.9 Q/GDW 250-2009《输变电工程安全文明施工标准》

3.10建标(2006)102号《工程建设标准强制性条文(电力工程部分)》 3.11《国家电网公司输变电工程施工工艺示范手册》 变电工程分册 3.12设备制造厂家资料、设计资料

四、光伏电站启动试运行前的联合检查

4.1协调联系制度

各单位的协调联系制度已建立、落实。4.2 机电设备安装、检查、试验记录

投运范围内所有的机电设备安装、检查、试验记录，均须经参加验收各方签字验收，电气保护整定完毕。4.3 试运行环境要求

4.3.1 各层地面已清扫干净，无障碍物。4.3.2 临时孔洞已封堵，电缆沟盖板就位。4.3.3 各部位和通道的照明良好。

4.3.4 各部位与指挥机构的通信方式完备；联络、指挥信号正常。4.3.5 各部位设备的标识已经安装完成并核对正确。4.3.6 各运行设备已可靠接地。

4.3.7 与试运行有关的图纸、资料配备完整，相关记录表格已经准备就绪，运行人员已培训后上岗。

4.3.8 运行部位与施工部位已隔离，运行设备和运行部位均有相应的安全标志。

4.4 太阳光伏组件检查 克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

4.4.1 组件产品应是完整的，每个太阳电池组件上的标志应符合IEC 61215或IEC 61646中第4章的要求，标注额定输出功率（或电流）、额定工作电压、开路电压、短路电流；有合格标志；附带制造商的贮运、安装和电路连接指示。

4.4.2 组件互连应符合方阵电气结构设计，每个光伏组件均应在组件接线盒内加装旁路二极管。

4.4.3组件互连电缆已连接正确，电池板接地可靠。4.5 汇流箱检查

4.5.1 检查汇流箱外观合格，汇流箱内部接线满足设计要求，电缆标牌标识清晰。

4.5.2 汇流箱应进行可靠接地，并具有明显的接地标识，设置相应的避雷器。4.5.3 汇流箱的防护等级设计应能满足使用环境的要求。4.6 直流汇流柜、直流开关柜检查

4.6.1 直流汇流柜、直流开关柜结构的防护等级设计满足使用环境的要求。4.6.2 直流汇流柜、直流开关柜应进行可靠接地，并具有明显的接地标识，设置相应的浪涌吸收保护装置。

4.6.3 直流汇流柜、直流开关柜的接线端子设计应能保证电缆线可靠连接，应有防松动零件，对既导电又作紧固用的紧固件，应采用铜质材料。4.6.4 直流汇流柜、直流开关柜内的输入输出回路采用短路保护和过电流保护装置，装置应便于操作。4.7 连接电缆检查

4.7.1 连接电缆应采用耐候、耐紫外辐射、阻燃等抗老化的电缆。4.7.2 连接电缆的线径应满足方阵各自回路通过最大电流的要求，以减少线路的损耗。

4.7.3 电缆与接线端应采用连接端头，并且有抗氧化措施，连接紧固无松动。4.8 触电保护和接地检查

4.8.1 B类漏电保护：漏电保护器应确认能正常动作后才允许投入使用； 4.8.2 为了尽量减少雷电感应电压的侵袭，应可能地减少接线环路面积； 4.8.3 光伏阵列框架应对等电位连接导体进行接地。等电位体的安装应把电气装置外露的金属及可导电部分与接地体连接起来。所有附件及支架都应采用接地材料和接地体相连。4.8 逆变器检查 克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

4.8.1设备表面不应有明显损伤，零部件应牢固无松动； 4.8.2 线缆安装应牢固、正确，无短路；

4.8.3 模块安装检查：模块应安装牢固，螺丝打紧，地址拨码设置正确，标识和铭牌清晰。4.9监控系统检查

4.9.1 应对监控系统的控制功能进行试验，确认各项控制功能准确、可靠。4.9.2 应对监控系统的显示功能进行检查和试验，确保显示参数正常。4.9.3 监控系统与保护及安全自动装置、相关一次设备同步投入运行。4.9.4 监控系统与各子系统通信畅通。

五、启动试运行前准备

5.1 运行单位应准备好操作用品，用具，消防器材配备齐全并到位。5.2 所有启动试运行范围内的设备均按有关施工规程、规定要求进行安装调试，且经启动委员会工程验收组验收合格，并向启动委员会呈交验收结果报告，启动委员会认可已具备试运行条件。

5.3 110kV天华阳光光伏升压站、二期光纤区与调度的通信开通，启动设备的远动信息能正确传送到调度。

5.4 启动试运行范围内的设备图纸及厂家资料齐全，有关图纸资料报供电局调度管理所。

5.5 启动试运行范围内的设备现场运行规程编写审批完成并报生技、安监部备案。

5.6 施工单位和运行单位双方协商安排操作、监护及值班人员和班次，各值班长和试运行负责人的名单报调度备案。5.7 与启动试运行设备相关的厂家代表已到位。

六、启动试运行范围

6.1 110kV天华阳光光伏升压站：35kV/110kV的1号主变压器、110kVI线1101间隔、110kV新增管母。

6.2 110kV天华阳光光伏升压站：35kVI段母线、12面35kV开关柜、接地变压器带小电阻成套装置1套、SGV无功补偿装置成套装置1套。6.3 光伏区：二期光伏发电系统单元6回。克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

6.4 二次屏柜：主变保护屏1面、主变测控屏1面、35kV母线保护屏面、站控层通讯屏1面。

七、启动试运行项目

7.1 110kV天华阳光光伏升压站：对110kV母线带电。

7.2 110kV天华阳光光伏升压站：对1号主变进行5次带电冲击。

7.3 110kV天华阳光光伏升压站：110kV母线保护核实差流、主变保护带负荷判方向。

7.4 110kV天华阳光光伏升压站： 35kVI段母线与35kVII段母线核实相序、SGV无功补偿装置投运、接地变压器带小电阻装置投运。

7.5 光伏区发电系统：6回发电单元输电线路投运、30台箱变倒送电、30台逆变器同期合闸接触器进行自动准同期合闸。

八、升压站启动试运行时间安排及具体措施

2014年12月17日开始

8.1 启动试运行指挥成员名单和电话

8.1.1 启动试运指挥组长：李振新 联系电话：*** 8.1.2 启动试运指挥副组长：张建华 联系电话：*** 8.1.3 启动试运组员：杨运波 万锐

8.1.4 110kV天华阳光光伏升压站运行单位：江涛 张帆 8.2 启动试运行应具备的条件

8.2.1 所有启动范围的电气设备均按规程试验完毕、验收合格。8.2.2 变电站主变电流回路极性接线正确。

8.2.3 110kV天华阳光光伏升压站与调度之间的通信能满足调度运行要求，启动设备相关的远动信息能正常传送到调度。

8.2.4 所有启动范围的继电保护装置调试完毕并已按调度下达的定值单整定正确并经运行值班人员签字验收。

8.2.5 所有现场有关本次启动设备的基建工作完工，已验收合格，临时安全措施拆除，与带电设备之间的隔离措施已做好，所有施工人员已全部撤离现场，现场具备送电条件。

8.2.6 运行单位已向调度报送启动申请。克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

8.2.7 启动调试开始前，参加启动调试有关人员应熟悉厂站设备、启动方案及相关的运行规程规定。与启动有关的运行维护单位应根据启委会批准的启动方案，提前准备操作票。

8.2.8 110kV系统、35kV系统、光伏区发电系统设备试验合格，已向试运行小组组长汇报。

8.3、启动试运行前系统运行方式要求、调度操作配合：

8.3.1 110kV天华阳光光伏升压站：110kV天五线1215开关在冷备用状态。8.3.2 110kV天华阳光光伏升压站：110kV1号主变压器高压侧1101开关在冷备用状态。

8.3.3 110kV天华阳光光伏升压站：110kV1号主变压器低压侧3501开关小车在试验位置。

8.4 检查一、二次设备状态

由启动试运指挥组长下令，现场值班人员和试运行人员按试运行方案操作，并采取措施保证进行了检查和做了准备工作的设备不再人为改变，启动试运行开始前完成。8.4.1 一次设备检查： 110kV天华阳光光伏升压站：

8.4.1.1检查110kV天五线1215开关在断开位置，12153、12151刀闸在断开拉置，12153D2、12153D1、12151D接地刀闸在断开位置。

8.4.1.2检查110kV1号主变压器高压侧1101开关在断开位置，11011、11013刀闸在断开拉置，11011D、11013D1、11013D2接地刀闸在断开位置。8.4.1.3检查1号主变中性点111D接地刀闸在合闸位置。

8.4.1.4检查110kV1号主变压器低压侧3501开关小车在试验位置。8.4.1.5检查1号主变高压侧置于系统规定的档位。8.4.2 二次设备检查和保护投退

8.4.2.1检查110kV天五线1215开关重合闸出口压板已退出。

8.4.2.2检查110kVI线1101间隔的测控装置电源、保护装置电源、故障录波装置、刀闸控制电源、电机电源、开关的储能电源、控制电源已投入，保护定值已按正式定值单整定投入，压板功能投退正确。

8.4.2.3检查110kV母线差动保护等均投入（对母线带电时母差投入，对主变冲击试验时母差保护退出）

8.4.2.4检查1号主变差动保护、瓦斯保护、非电量等保护均投入。克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

8.4.3 启动试运行步骤: 8.4.3.1 110kV天华阳光光伏升压站：对110kV母线进行带电。1）申请地调令：110kV天华阳光光伏升压站将110kV母线保护均投入。2）申请地调令：110kV天华阳光光伏升压站合上110kV天五线12153、12151刀闸

3）申请地调令：110kV天华阳光光伏升压站合上110kV天五线1215开关，对110kV母线带电，冲击试验三次，带电5分钟，间隔5分钟，检查母线及电压正常。

8.4.3.2 110kV天华阳光光伏升压站：对1号主变进行5次带电冲击。

消防器材应准备好，主变充电后派专人在变压器旁监视，如有异常情况，应立即通报试运行负责人并汇报调度，停止试验查明原因。

1）申请地调令：110kV天华阳光光伏升压站110kV母线差动保护退出。2）申请地调令：110kV天华阳光光伏升压站将1号主变保护定值按定值单要求录入。

3）申请地调令：110kV天华阳光光伏升压站合上1号主变高压侧11011、11013刀闸、1号主变中性点111D接地刀闸。

4）申请地调令：110kV天华阳光光伏升压站合上110kV1号主变高压侧1101开关对主变全电压合闸五次。第一次持续时间10分钟，其它各次持续5分钟。第一次与第二次间隔10分钟，以后每次间隔5分钟，冲击合闸时在保护装置监测主变励磁涌流，冲击过程中如发现异常立即汇报试运行指挥长、当值调度，停止冲击查明原因后方可继续进行启动试运行。第五次冲击带电正常后不再断开110kV1号主变高压侧1101开关。

5）申请地调令：110kV天华阳光光伏升压站把1号主变高压侧档位调至与2号主变高压侧档位一致。

6）申请地调令：110kV天华阳光光伏升压站拉开1号主变中性点111D接地刀闸。（由运行方式决定）。

7）核实110kV母线差动保护及1号主变差动保护二次差流，检查无异常后投入110kV母线差动保护（第一次冲击试验后就核查二次差流）。8）检查35kV母联3550断路器在分闸位置。

9）合上1号主变低压侧3501开关对35kVI段母线带电。10）在35kVI段母线PT与35kVII段母线PT二次侧核对相序。11）检查35kVI段母线及电压正常。克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

8.4.4.对1号SVG降压变冲击合闸试验

8.4.4.1 合上1号SVG降压变开关控制电源、保护电源。8.4.4.2检查1号SVG保护投入、相应压板投入。8.4.4.3拉开1号SVG降压变351KD接地刀闸。8.4.4.4合上1号SVG降压变351K隔离刀闸。8.4.4.5 将1号SVG降压变351C开关推入至工作位置

8.4.4.6 合上1号SVG降压变351C开关对1号SVG降压变进行冲击试验，进行5次，每次间隔5分钟，变压器无异常现象。8.4.4.7 1号SVG成套装置带电调试。8.4.5.对1号接地变冲击合闸试验

8.4.5.1合上1号接地变开关控制电源、保护电源。8.4.5.2检查1号接地变保护投入、相应压板投入。8.4.5.3拉开1号接地变低压侧3SC单相接地刀闸。8.4.5.4 将1号接地变351S开关推入至工作位置

8.4.5.5 合上1号接地变351S开关对1号接地变进行冲击试验，进行5次，每次间隔5分钟，变压器无异常现象。8.4.5.6 1号接地变成套装置带电调试。

8.4.6.至此，此次110kV天华阳光光伏升压站试运行工作结束。110kV变电站检查110kV母差保护投入、保护定值、压板运行投运正常。检查1号主变保护定值、35kVI段母线保护、各发电单元线路保护定值、压板运行投运正常，新设备正常运行72小时后本次启动范围设备交由运行单位维护，运行方式由调度确定。

九、光伏区各汇流线路带电方案

9.1.各汇流线路发电单元监控设备调试

9.1.1 计算机监控系统上位机、数据采集器、数据通讯装置、接线、内部调试完成；

9.1.2 监控系统与子系统通讯正常；

9.1.3 监控系统各模拟量采集正常、开关量显示正常； 9.1.4 监控系统相关画面及数据库完成； 9.1.5 监控系统远方分合开关试验正常。克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

9.2.第七回发电单元35kV箱变充电

9.2.1第七回发电单元35kV #1箱变充电需具备的条件 9.2.1.1 35kV #1、2、3、4、5箱变安装完毕； 9.2.1.2 35kV #1、2、3、4、5箱变相关的试验完毕；

9.2.1.3 35kV#1、2、3、4、5箱变一次电缆接引完毕，二次配线完成； 9.2.1.4 35kV#1、2、3、4、5箱变相关的调试工作完成，箱变分接开关运行档位在Ⅲ档;9.2.1.5 检查35kV#1、2、3、4、5箱变低压侧断路器均在“分”位;9.2.1.6 检查35kV#1、2、3、4、5箱变高压侧负荷开关均在“分”位。9.2.1.7 检查35kV#1、2、3、4、5箱变高压侧熔断器均在“合”位。9.2.1.8 检查35kV汇七线进线开关柜保护联片在“投入”位置;9.2.1.9 第七回发电单元35kV#1、2、3、4、5箱变低油位保护模拟试验正常； 9.2.2 35kV 汇七线及#1箱变带电步骤

9.2.2.1检查35kV #1箱变高压侧负荷开关在合位； 9.2.2.2检查35kV #1箱变低压侧开关在分位； 9.2.2.3检查35kV #1箱变高压侧熔断器在“合”位； 9.2.2.4检查35kV汇七线进线开关柜3511开关在分位； 9.2.2.5合上35kV汇七线进线开关柜3511开关，9.2.2.6检查35kV汇七线进线开关柜3511开关确已在合位。

9.2.2.7通过35kV汇七线进线开关柜3511开关对35kV#1箱变进行冲击试验，测35kV#1箱变励磁涌流幅值；

9.2.2.8检查第七回发电单元35kV#1箱变带电是否运行正常，有无异音、无异常。

9.2.2.9 第七回发电单元35kV#1箱变冲击试验完毕。

9.2.2.12第七回发电单元35kV #2、3、4、5箱变充电时，35kV汇七线进线开关柜3511开关不再拉开，只需分别将35kV #2、3、4、5箱变高压侧负荷开关合上，分别对相应箱变带电，正常后不再分开，空载运行。9.2.3 第七回发电单元逆变器交流柜上电

9.2.3.1检查第七回发电单元 #1逆变器室直流柜直流支路Q1-Q12开关均在“分”位；

9.2.3.2检查第七回发电单元 #1逆变器室DB3-

1、DB3-2交流配电柜开关均 克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

在分位；

9.2.3.3检查第七回发电单元35kV #1箱变低压侧开关QF1、QF2均在分位； 9.2.3.4合上第七回发电单元35kV箱变低压侧开关QF1、QF2；检查开关均在合位；合上逆变器室DB3-

1、DB3-2交流配电柜开关；检查开关均在合位；送电至逆变器室交流柜；

9.2.3.5检测第七回发电单元 #1逆变器室交流柜上电正常，确认逆变器交流输入电网电压、频率正常。

9.2.3.8第七回发电单元35kV #2、3、4、5逆变器充电步骤按1#逆变器交流侧充电步骤一一进行。9.3.第七回发电单元启动

9.3.1 第七回发电单元 #1逆变 #1—#12汇流箱投运 9.3.1.1 汇流箱发电单元电池组件安装完成，表面清洁； 9.3.1.2 汇流箱发电单元直流防雷配电柜支路开关在分；

9.3.1.3 汇流箱发电单元电池组件接线完成，组件与汇流箱之间的接线完成；汇流箱与直流防雷配电柜、数据采集器之间的接线完成；

9.3.1.4 测量汇流箱支路电压，电压测量正常后投入#1逆变#1—#12汇流箱内支路保险，测量汇集母排电压值，检查汇流箱数据采集正常； 9.3.1.5 电压测量正常后逐组投入汇流箱输出总开关；

9.3.1.6 第七回发电单元 #1逆变 #1—#12汇流箱分别按此步骤一一进行。9.3.2 第七回发电单元 #1逆变器直流侧投运 9.3.2.1 #1逆变器启动具备条件

9.3.2.1.1 #1逆变器室直流防雷配电柜、逆变器安装接线完成； 9.3.2.1.2 检查直流汇流柜各输入支路电压正常； 9.3.2.1.3 检查直流开关柜输出电压正常； 9.3.3 启动步骤

9.3.3.1 检查 #1逆变器内是否有短路、输入和输出端铜排是否有短路、绝缘是否良好；

9.3.3.2 逐组投入 #1逆变器室直流柜直流支路Q1-Q12，确认正极对地、负极对地电压正常，正-负极电压正常；

9.3.3.3通过LCD显示屏观察，逆变器是否有异常告警。9.3.3.4 进行逆变器参数设置。

9.3.3.6第七回发电单元#2、3、4、5逆变器可按照以上步骤逐一进行启动试 克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

运行。

9.3.4 第七回发电单元 #1逆变器并网发电 9.3.4.1 #1逆变器启动具备条件

9.3.4.1.1 系统电已倒送至逆变器交流配电柜； 9.3.4.1.2 汇流箱直流电已送至逆变器直流配电柜；

9.3.4.1.3 检查交直流配电柜输出电压正常、相位正常、相序正常、频率正常；

9.3.5 启动步骤

9.3.5.1 合上 #1逆变器室直流柜直流支路Q1-Q12开关；

9.3.5.2 逐组检查#1逆变器室直流柜直流支路Q1-Q12确已在“合”位； 9.3.5.3 #1逆变器并网装置检测系统两端符合并网条件； 9.3.5.4 将#1逆变器并网开关KM1、KM2分别旋至合位。

第八、九、十、十一、十二回发电单元并网方法及步骤同第七回发电单元相同，只是35kV开关室对应开关名称编号不一样，对应的35KV箱变编号不一样。9.3.6 测试

9.3.6.1 防孤岛保护测试

逆变器并网发电，断开交流配电柜的交流输出开关，模拟电网失电，查看逆变器当前告警中是否有“孤岛”告警，是否自动启动孤岛保护。9.3.6.2 输出直流分量测试

用钳形电流表测量输出，确认直流分量小于交流分量额定值的0.5% 9.3.6.3 休眠功能测试

断开部分直流支路开关，检查逆变模块休眠功能，检查各模块功率分配状况；

恢复部分直流支路开关，检查逆变模块启动状况，检查各模块功率分配状况。

9.3.6.4 待机功能验证

9.3.6.4.1正常模式切换到待机模式

满足下列条件之一时，逆变器自动从正常模式切换到待机模式，无需人为干预：

a、输入直流电压超出额定的直流电压范围 b、电网电压异常 克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

c、夜晚无日照

9.3.6.4.2 待机模式切换到正常模式

满足下列两个条件时，逆变器自动从待机模式切换到正常模式，无需人为干预：

a、电压在额定的直流电压范围 b、电网电压在正常工作范围 9.3.6.5 开关机功能测试

9.3.6.5.1 按监控面板上的紧急关机“EPO”按钮，逆变器关闭；按监控面板上的故障清除按钮“FAULT CLEAR”，逆变器重新开机； 9.3.6.5.2检查监控面板上开机键、关机键功能正常； 9.3.6.5.3 检查远方开停机功能正常。9.3.6.6 风扇检查

检查逆变器所有的风扇是否都在正常转动。9.3.6.7 输出谐波测试

用电能质量分析仪测量交流输出，输出电流波形失真度THDi<3%（输出满载时）。

9.3.6.8 远方功率调节功能测试

测试远方功率调节功能。9.3.7 运行观察

插入所有模块，整机上电运行，带负荷发电1天，观察是否有异常告警、动作等现象。

9.3.8 并网完成，检查各系统工作正常；

9.3.9 密切监视各系统参数显示，做好设备定期巡回。

十、并网光伏电站连续试运行

10.1完成上述试验内容经验证合格后，光伏电站具备带额定负荷连续运行条件，开始进入试运行。

10.2 执行正式值班制度，全面记录运行所有参数。

10.3运行中密切监视变压器、逆变器运行温度，以及电缆连接处、出线隔离开关触头等关键部位的温度。

10.4在连续试运行中，由于相关机电设备的制造、安装质量或其他原因引起 克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

运行中断，经检查处理合格后应重新开始连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。

10.5 连续试运行后，应停电进行机电设备的全面检查。消除并处理试运行中所发现的所有缺陷。

十一、并网光伏电站检修消缺

并网光伏电站离网并做好安全措施的情况下，对运行中出现的问题全面检查消缺，达到长期稳定运行的要求。

十二、交接与投入商业运行

并网光伏电站通过试运行并经离网处理所有缺陷后，即具备了向生产管理部门移交的条件，应按合同规定及时进行相关机电设备的移交，并签署光伏电站设备的初步验收证书，开始商业运行，同时计算相关设备的保证期。

十三、试运行安全保证措施

13.1试运行工作在启动验收领导小组具体组织下，按审批的启动试运行程序进行，有专人负责试运行过程中的安全工作。

13.2所有工作人员要严格按各自的岗位职责、安全要求、工作程序进行工作，并持证上岗，遵守各项安全规程，服从试运行指挥部统一领导。

13.3所有设备的操作和运行严格按操作规程、运行规程和制造厂技术文件进行，严格执行工作票制度。

13.4运行区域内严禁烟火，并配有齐全的消防设备，有专人检查监督。13.5 试运行设备安装完成后，彻底全面检查清扫，无任何杂物。

13.6设备区域道路畅通、照明充足，通讯电话等指挥联络设施布置满足试运行要求。

13.7 试运行区域内设置一切必须的安全信号和标志。13.8 投运设备区域按要求配置消防器材。

13.9组织全体参加试运行人员进行安全规程、规范学习，严格进行每项试验前的安全交底。

13.10 试运行设备要求按设计图统一编号、挂牌，操作把手操作方向做明确 克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100MW光伏并网发电项目（二期30MW)工程

标志。

13.11 保持电气设备和电缆、电线绝缘良好，保证带电体与地面之间、带电体与带电体之间、带电体与人体之间的安全距离。

13.12 电气设备设置明显标牌，停电检查时检查部位的进出开关全部断开，并设有误合闸的保护措施，装设临时接地线，悬挂“有人工作、禁止合闸、高压危险”等标志牌。

13.13 试运行操作，实行操作票制度，坚持一人操作，一人监护。13.14 作好试运行现场安全保卫工作。

十四、安全措施及注意事项

14.1 所有参加启动试运行的人员必须遵守《电业安全工作规程》。14.2 各项操作及试验须提前向调度部门申请，同意后方可实施。14.3 试验和操作人员应严格按照试运行指挥系统的命令进行工作； 14.4 所有操作均应填写操作票，操作票的填写及操作由运行单位负责，操作过程由施工单位监护，施工单位负安全责任。

14.5 试验人员需要在一次设备及相关控制保护设备上装、拆接线时，应在停电状态下、在工作监护人监护下进行。

14.6 每个项目完成后，应得到各方的报告，确认运行系统及试验正常，调度员下令后方能进行下一个项目的工作。

14.7 试运行期间发生的设备故障处理及试验工作,须经启动委员会同意后方可实施；试运行过程中如果正在运行设备发生事故或出现故障，应暂停试运行并向启动委员会汇报。

14.8 试运行期间，非指挥、调度、运行当值及操作监护人员不得随意进入试运行设备区域，任何人不得乱动设备，以确保人身和设备安全。

十五、110kV升压站一次设备编号图

第五篇：石门坎水电站达标投产实施细则731

云南省李仙江

石门坎水电站达标投产实施细则

1、编制原则 1.1编制依据

以国家、电力行业和集团公司颁发的有关水电建设的现行规程、规范、标准、规定以及项目的有关批准文件、设计资料、相关合同等为依据。在工程建设全过程中，项目各参建单位都必须坚持工程建设“安全可靠、经济适用、符合国情”的原则，认真贯彻执行本办法，加强过程精细化管理，全面提高工程建设管理水平，实现“一次成优”。1.2依据文件

国家、行业、地方和集团公司颁发的有关水电建设的现行规程、规范、标准、规定以及项目的有关批准文件；

《中国大唐集团公司水电建设工程达标投产考核管理办法（2009版）》;《石门坎水电站设计文件》;《石门坎水电站招、投标及合同文件》。

2、达标投产组织机构 2.1达标投产领导小组

组 长：温高泵

副组长：孟祥武 李文斌 陈兴亮 辛文波 张庆辉

（5）工程档案专业组 组 长：马曲波

成 员：各单位档案管理负责人（6）综合管理专业组 组 长：王东红

成 员：各单位综合管理负责人 2.3工作职责

（1）达标投产领导小组职责

1）全面负责组织实施和考核达标投产的工作。

2）贯彻执行《中国大唐集团公司水电工程达标投产考核管理办法》（2009年版）的规定。

3）通过并发布参与达标投产工作的各单位必须执行的工作规定。

4）决定达标投产工作过程中的重要问题的解决议案。（2）达标投产办公室职责

1）具体负责组织实施和考核达标投产的工作，及时协调，帮助解决达标投产工作中的各种问题。

2）制订达标投产验收总体计划，分解下达各专业组及部门单位达标投产任务，并督促其按时完成任务。

3）掌握各水电站工程达标投产准备工作中的情况和存在问题，组织召开会议，研究各专业组提出的存在问题，落实整改措施、整改单位和整改责任人，限期进行整改。

（22）、启动运行。

2）考核评分标准按照《中国大唐集团公司水电建设工程达标投产考核标准表（2009版）》的相关要求进行。

3）石门坎水电站安全健康与环境管理达标投产考核的标准分是150分。

3.2土建工程施工质量与工艺

1）对照《中国大唐集团公司水电建设工程达标投产考核标准表（2009版）》，结合石门坎水电站工程建设实际，石门坎水电站“土建工程施工质量与工艺考核标准”按照通用部分和分项部分进行考核。

2）考核评分标准按照《中国大唐集团公司水电建设工程达标投产考核标准表（2009版）》的相关要求进行。

3）石门坎水电站土建工程施工质量与工艺考核标准分300分，其中通用部分180分；分项部分120分（扣分限额：120分）。3.3 金属结构工程质量与工艺

1）石门坎水电站 “金属结构工程质量与工艺”考核的内容是：

（1）通用部分：金属结构设备的制造；单元和分部工程（安装工程）优良率；金属结构设备安装工艺质量；

（2）闸门、拦污栅：平面闸门；弧形闸门；闸门配套装置；拦污栅及其埋件；

（3）启闭机：移动式(门式、台车式等)启闭机；固定卷扬式

1）“工程档案”考核的内容是：工程档案管理、移交时间、案卷质量、归档范围。

2）考核评分标准按照《中国大唐集团公司水电建设工程达标投产考核标准表（2009版）》的相关要求进行。

3）石门坎水电站工程档案达标投产考核的标准分为100分。3.6综合管理

1）对照《中国大唐集团公司水电建设工程达标投产考核标准表（2009版）》等文件的要求，对招标与投资管理、工程进度与工期、工程设计、工程监理、工程管理等方面的管理进行考核。

2）考核评分标准按照《中国大唐集团公司水电建设工程达标投产考核标准表（2009版）》的相关要求进行。

3）石门坎水电站工程综合管理达标投产考核的标准是150分。

4、达标投产考核范围、时段和方式

1）考核范围：《集团公司关于达标投产的有关要求》等文件规定的相关内容。

2）考核时段：从文件下发之日起至本工程发电投产、竣工验收。

3）考核方式：原则上每季度根据工程的实际进展情况开展一次。

5、达标投产考核标准分设置

5.1、石门坎水电站达标投产考核的标准总分为：1000分。主要包括以下几个方面：

备实施细则。

7、石门坎水电站达标投产考核表

附件《中国大唐集团公司水电建设工程达标投产考核管理办法（2009版）》