克拉玛依二期工程投产启动试运行方案

第一篇：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

第二篇：燃气公司试运行投产方案

燃气公司试运行投产方案 1投产范围及条件 1.1 投产范围—线路部分 1.2 投产范围—站场部分 1.3 投产条件 2编制依据和原则 2.1 编制依据 2.2 编制原则 3工程概况 3.1工程概况 3.2线路概况

3.3 站场工艺流程及功能设置

4、投产组织机构及职责范围 4.1组织机构网络图 4.2人员组成及职责

5、实施计划

6、投产试运前准备与检查 6.1 站场及线路

6.2 上游气源供气及下游管线接收条件 6.3 其他条件

6.4投产所需的主要物资 6.5运营人员进站培训 6.6投产前厂家保驾

7、置换

7.1注氮置换的目的 7.2 注氮要求 7.3置换的方式

7.4氮气置换和检测示意图 7.6置换程序 7.7氮气置换 7.8氮气头的检测 7.9 氮气置换操作 7.10天然气置换

8管线升压期间的检漏措施

9、投产运行 10 投产HSE措施 10.1对组织及人员的要求 10.2对站场及设备的要求 10.3对操作的要求 10.4对车辆、消防的要求 10.5投产期间的风险分析及控制 10.6置换空气、天然气注意事项 10.7注氮的安全要求 11应急处理预案 11.1一般故障及处理 11.2管线小型漏气 11.3站场及线路泄漏气预案 11.4站场及线路防爆预案

11.5天然气中毒的预防措施及急救措施 11.6爆管事故预案 11.7站场防火预案 附件一注氮参数记录表 附件二进气参数记录表 附件三气头到达时间记录表 附件四 管道储气升压记录表 附件五 气头监测记录表 附件六：通讯联系表 附录七：投产外部应急通讯录 附件八：管道投产前检查内容表

1投产范围及条件

1.1 投产范围—线路部分

城南片区10公里中压管线，设计压力为：

；材质为

；其中DN350—5000，DN200—3000，DN110—6000，DN90—3000.1.2 投产范围—站场部分 五里亭LNG气化站一座；其中150立方米储罐2座；设计流量为

立方米/h.1.3 投产条件

城南片区管网已通过柳州市技术监督局监检合格。管道已经过氮气置换。

LNG气化站压力管道、容器也取得柳州市技术监督局监检合格。自动仪表等设备已调试合格。LNG储罐已经过液氮预冷48小时合格； 2编制依据和原则

2.1 编制依据 标准 文件 2.2 编制原则

1、严格按照国家及行业的有关规程、规范和本工程设计文件编制；

6、坚持安全第一，确保管道投产试运安全；

8、注意沿线设备、设施的保护，避免设备损伤，确保管道设备运行安全；

9、组织严密，职责明晰，管理顺畅。3.1工程概况

3.2线路概况（附图）3.3 站场工艺流程及功能设置 储罐 气化

调压、计量、加臭

4、投产组织机构及职责范围

4.1组织机构网络图

4.2人员组成及职责

5、实施计划

6、投产试运前准备与检查 6.1 站场及线路

6.2 上游气源供气及下游管线接收条件 6.3 其他条件

6.4投产所需的主要物资 6.5运营人员进站培训 6.6投产前厂家保驾

7、置换

7.1注氮置换的目的 7.2 注氮要求 7.3置换的方式

7.4氮气置换和检测示意图 7.6置换程序 7.7氮气置换 7.8氮气头的检测 7.9 氮气置换操作 7.10天然气置换

8管线升压期间的检漏措施

9、投产运行 10 投产HSE措施 10.1对组织及人员的要求 10.2对站场及设备的要求 10.3对操作的要求 10.4对车辆、消防的要求 10.5投产期间的风险分析及控制 10.6置换空气、天然气注意事项 10.7注氮的安全要求 11 嘉峪关支线应急处理预案 11.1一般故障及处理 11.2管线小型漏气 11.3站场及线路泄漏气预案 11.4站场及线路防爆预案 11.5天然气中毒的预防措施及急救措施 11.6爆管事故预案 11.7站场防火预案

第三篇：试运行工作报告(克拉玛依)

克拉玛依天华阳光二期30MWp光伏发电

工程试运行工作报告

一、工程概况

克拉玛依天华新能源电力有限公司二期30兆瓦光伏发电项目工程（以下简称“本项目”）场址位于新疆生产建设兵团第七师，克拉玛依市五五新镇附近，由克拉玛依天华阳光新能源电力有限公司投资建设，本项目远期规划建设规模为100MWp，本期为二期工程，拟安装121000块单位容量为250Wp 的光伏组件，装机容量为30MWp。项目场区地势平坦开阔。

本工程光伏组件30MWp采用固定式安装方案，将系统分成30个1MWp光伏并网发电单元，分别经过逆变器、升压变压器接入35kV配电装置，最终实现将整个光伏并网系统接入110kV主变进行并网发电的方案。

本系统按30个1000kWp光伏并网发电单元进行设计，每个单元采用 2台500KW并网逆变器的方案，全站共设60台500KW并网逆变器。每个光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列，太阳能电池阵列经汇流箱和光伏并网逆变器接入升压变压器，每个500kW集成预制逆变器需要配“16进1出”6个汇流箱，共360个。

本期工程为二期工程，通过6回35kV 集电线路接至二期工程场区内110kV 升压站35kV Ⅱ 段母线，升压后通过二期工程的110kV 送出线路接入电网。

二、工程质量评定情况

克拉玛依天华新能源电力有限公司100MWp二期30MWp光伏并网发电项目工程的施工质量经监理验收，均符合设计图纸和技术规范要求，并全部达到电力验评的合格标准。

三、生产准备情况

1、克拉玛依天华新能源电力有限公司生产运行人员已经全部到岗。

2、根据生产运行需要编写了安全、生产、综合管理制度。

3、克拉玛依天华新能源电力有限公司运行规程已经编制完成。

4、为保证启动和试运工作顺利开展，绘制了变电站运行系统图册。

5、生产人员进场后，为保证人员在现场作业的安全，组织了场内《安规》学习和考试。

四、电站试运行情况

克拉玛依天华阳光新能源电力有限公司100MWp二期30MWp 光伏发电项目工程，于2014年12月21日并网发电，进入机组试运行阶段，期间，运行人员与检修人员相互配合，严格执行“两票三制”制度，指令下达清晰，运行操作准确，电站设备运行稳定，至2015年05月25日，实现连续安全运行156天，累计发电1685.06万千瓦时，实现无故障连续并网运行光伏组件接收总辐射量累计达到81.166kW·h/m2，高于《光伏发电工程验收规范》（GB/T 50796-2012）第6.2.1条第6款光伏发电工程经调试后，从工程启动开始无故障连续并网运行时间不应少于光伏组件接收总辐射量累计达60 kW·h/m2的时间的要求，并委托西安热工研究院有限公司于2015年04月28日完成了电站性能测试，经测试证明系统发电效率实际达到82.45%，远高于不低于80%的要求，逆变器的最大效率、欧洲效率均满足技术要求。

五、工程存在的问题及处理意见

电站试运行期间，总包单位组织施工人员，对试运过程中暴露出的缺陷及时进行处理，截止目前，已完成除需停电作业外的全部消缺项目，需停电作业的项目安排在建设单位6月中旬春检停电期间进行。

六、意见和建议

克拉玛依天华新能源电力有限公司100MWp二期30MWp光伏并网发电项目工程工期、质量、技术要求满足设计图纸、规范及合同文件要求，工程档案资料齐全、完整、并符合要求，具备移交生产条件。

上海斯耐迪工程咨询有限公司 克拉玛依光伏发电总承包项目经理部

2015年05月20日

第四篇：机组启动试运行方案

机组启动试运行方案

批准：

审核：

编写：

2009年6月9日

机组启动试运行方案

1充水试验 1.1充水条件

1.1.1确认坝前水位已蓄至最低发电水位。

1.1.2确认进水口闸门、尾水闸门处于关闭状态。确认机组各进人门已关闭牢靠，各台机组检修排水阀门已处于关闭状态，检修排水廊道进人门处于关闭状态。确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定已投入。确认空气围带、制动器处于投入状态。1.1.3确认全厂检修、渗漏排水系统运行正常。

1.2尾水流道充水

1.2.1利用尾水倒灌入检修排水廊道，然后打开机组尾水检修排水阀向尾水流道充水，在充水过程中随时检查水轮机导水机构、转轮室、各进人门、伸缩节、主轴密封及空气围带、测压系统管路、发电机定子、灯泡头、流道盖板等的漏水情况，记录测压表计的读数。1.2.2充水过程中必须密切监视各部位的渗漏水情况，确保厂房及机组的安全，一旦发现漏水等异常现象时，应立即停止充水并进行处理。充水过程中应检查排气情况。1.2.3待充水至与尾水位平压后，将尾水闸门提起。

1.3进水流道充水

1.3.1提起进水闸门，以闸门节间充水方式缓缓向进水流道充水，监视进水流道压力表读数，检查灯泡体、管形座、框架盖板、导水机构及各排水阀等各部位在充水过程中的工作状态及密封情况。

1.3.2观察各测压表计及仪表管接头漏水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数。1.3.3充水过程中检查流道排气是否畅通。

1.3.4待充水至与上游水位平压后，将进水口闸门提起。

1.3.5观察厂房内渗漏水情况及渗漏水排水泵排水能力和运转可靠性。

1.3.6将机组技术供水管路系统的阀门打开，启动供水泵，使压力水通过各冷却水管路，检查管路阀门、各接头法兰通水后的工作情况。机组启动和空转试验

2.1启动前的准备

2.1.1 主机周围各层场地已清扫干净，施工人员撤离工作现场，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，照明充足，指挥通信系统布置就绪，各部位运行人员已到位，各测量仪器、仪表已调整就位。

2.1.2确认充水试验中出现的问题已处理合格。

2.1.3机组润滑油、冷却水、润滑水系统均已投入，各油泵、水泵按自动控制方式运行正常，压力、流量符合设计要求。油压装置和漏油装置油泵处于自动控制位置运行正常。2.1.4高压油顶起系统、机组制动系统处于手动控制状态。

2.1.5检修排水系统、渗漏排水系统和高、低压压缩空气系统按自动控制方式运行正常。2.1.6上下游水位、各部原始温度等已做记录。

2.1.7水轮机主轴密封水投入，空气围带排除气压、制动器复归（确认风闸已全部复位），转动部件锁定已拔出。

2.1.8启动高压油顶起装置油泵，检查确认机组大轴能正常顶起。2.1.9调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：

油压装置至调速器的主阀已开启，调速器柜压力油已接通，油压指示正常。调速器的滤油器位于工作位置。调速器处于“手动”位置。

油压装置处于自动运行状态，导叶开度限制机构处于全关位置。2.1.10与机组有关的设备应符合下列要求：

发电机出口断路器QF905、发电机励磁系统灭磁开关在断开位置。转子集电环碳刷已磨好并安装完毕，碳刷拔出。发电机出口PT处于工作位置，一次、二次保险投入。

水力机械保护、电气过速保护和测温保护投入；机组的振动、摆度监测装置等投入监测状态，但不作用于停机。

现地控制单元LCU5已处于监视状态，具备检测、报警的功能，可对机组各部位主要的运行参数进行监视和记录。

拆除所有试验用的短接线及接地线。

外接频率表接于发电机出口PT柜一次侧，监视发电机转速。大轴接地碳刷已投入。

2.1.11手动投入机组各部冷却水（空冷器暂不投，转机时对发电机定子、转子进行干燥）。2.2首次启动试验

2.2.1拔出接力器锁定，启动高压油顶起装置。2.2.2手动打开调速器的导叶开度限制机构，待机组开始转动后将导叶关回，由各部观察人员检查和确认机组转动与静止部件之间有无摩擦、碰撞及其它异常情况。记录机组启动开度。2.2.3确认各部正常后再次打开导叶启动机组。当机组转速升至接近50%额定转速时可暂停升速，观察各部无异常后继续升速，使机组在额定转速下运行。

2.2.4当机组转速升至95%额定转速时可手动切除高压油顶起装置，并校验电气转速继电器相应的触点。当机组转速达到额定值时校验机组各部转速表指示应正确。记录当时水头下机组额定转速下的导叶开度。

2.2.5在机组升速过程中派专人严密监视推力瓦和各导轴瓦的温度，不应有急剧升高或下降现象。机组达到额定转速后，在半小时内每隔5分钟记录瓦温，之后可适当延长时间间隔，并绘制推力瓦和各导轴瓦的温升曲线。机组空转4-6小时以使瓦温稳定，记录稳定的轴瓦温度，此值不应超过设计值。记录各轴承的油流量、油压和油温。

2.2.6机组启动过程中，应密切监视各部运转情况，如发现金属摩擦或碰撞、推力瓦和导轴瓦温度突然升高、机组摆度过大等不正常现象应立即停机。

2.2.7监视水轮机主轴密封及各部水温、水压，有条件时可观察、记录水封漏水情况。2.2.8记录全部水力量测系统表计读数和机组监测装置的表计读数。

2.2.9有条件时，应测量并记录机组水轮机导轴承、发电机轴承等部位的运行摆度（双振幅），不应超过导轴承的总间隙。

2.2.10测量发电机一次残压及相序，相序应正确。2.3停机过程及停机后检查

2.3.1手动启动高压油顶起装置，操作开度限制机构进行手动停机，当机组转速降至额定转速的20%时手动投入制动器，机组停机后手动切除高压油顶起装置，制动器则处于投入状态。2.3.2停机过程中应检查下列各项： 监视各轴承温度的变化情况。检查转速继电器的动作情况。录制转速和时间关系曲线。

2.3.3 停机后投入接力器锁定和检修密封，关闭主轴密封润滑水。2.3.4 停机后的检查和调整：

1）各部位螺栓、螺母、销钉、锁片及键是否松动或脱落。2）检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。3）检查挡风板、挡风圈是否有松动或断裂。4）检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。

5）在相应水头下，调整开度限制机构及相应的空载开度触点。2.4调速器空载试验

2.4.1根据机组残压测频信号是否满足调速器自动运行的情况，确定调速器空载扰动试验时间，若不能满足要求，则调速器空载试验安排在机组空载试验完成之后进行。

2.4.2手动开机，机组在额定转速下稳定运行后。调整电气柜的相关参数。将手/自动切换电磁阀切换为自动位置，并在调速器电气柜上也作同样的切换，此时调速器处于自动运行工况，检查调速器工作情况。调整PID参数，使其能在额定转速下自动调节，稳定运行。2.4.3分别进行调速器各通道的空载扰动试验，扰动试验满足下列要求：

调速器自动运行稳定后，加入扰动量分别为±1%、±2%、±4%、±8%的阶跃信号，调速器电气装置应能可靠的进行自动调节，调节过程正常，最终能够稳定在额定转速下正常运转。否则调整PID参数，通过扰动试验来选取一组最优运行的参数。2.4.4转速最大超调量不应超过扰动量的30%。2.4.5超调次数不超过2次。

2.4.6从扰动开始到不超过机组转速摆动规定值为止的调节时间应符合设计规定。2.4.7进行机组空载下的通道切换试验，各通道切换应平稳。2.4.8进行调速器自动模式下的开度调节试验，检查调节稳定性。2.4.9进行调速器自动模式下的频率调节，检查调节稳定性。

2.4.10进行调速器故障模拟试验，应能按设计要求动作,在大故障模拟试验时,切除停机出口,以免不必要的停机。

2.4.11记录油压装置油泵向压力油罐送油的时间及工作周期。在调速器自动运行时记录导叶接力器摆动值及摆动周期。

2.4.12进行油泵电源切换试验，切换应灵活可靠。2.5 机组过速试验及检查

2.5.1过速试验前机组摆度和振动值应满足规程和设计要求。2.5.2临时拆除电气过速保护停机回路，监视其动作时的转速。

2.5.3手动开机，待机组运转正常后，手动逐渐打开导叶，机组升速至115%，记录115%时转速继电器实际动作值，机组转速继续升速到155%额定转速以上时，记录电气过速155%转速继电器实际动作值，机械过速保护装置在电气过速保护动作之后且应在机组转速达到160%之前立即动作关机。如果升速至160%额定转速时，机械过速装置仍未动作，亦应立即停机。需校正机械过速装置，重新进行该试验。

2.5.4试验过程中记录机组各部的摆度、振动最大值。若机组过速保护未动作停机，则按手动停机方式，在95%额定转速时投入高压油顶起装置，降至20%转速后投机械制动。2.5.5过速试验过程中专人监视并记录各部位推力瓦和导轴瓦温度；监视转轮室的振动情况；测量、记录机组运行中的振动、摆度值，此值不应超过设计规定值； 监视水轮机主轴密封的工作情况以及漏水量；监听转动部分与固定部分是否有磨擦现象。

2.5.6过速试验停机后，投入接力器锁定，落进水口闸门，顶起制动器，全面检查转子转动部分，如转子磁轭键、引线支撑、磁极键及磁极引线、阻尼环、磁轭压紧螺杆、转动部分的焊缝等。并按首次停机后的检查项目逐项检查。3机组自动开停机试验 3.1 自动开机需具备的条件

3.1.1各单元系统的现地调试工作已完成，验收合格。3.1.2计算机与各单元系统对点完成，通讯正常。3.1.3在无水阶段由计算机操作的全厂模拟已完成。3.1.4LCU5交直流电源正常，处于自动工作状态。3.1.5水力机械保护回路均已投入。

3.1.6接力器锁锭及制动器实际位置与自动回路信号相符。3.1.7技术供水回路各阀门、设备已切换至自动运行状态。3.1.8高压油顶起装置已切换至自动运行状态。3.1.9制动系统已切换至自动运行状态。3.1.10 润滑油系统已切换至自动运行状态。3.1.11 励磁系统灭磁开关断开。

3.1.12 齿盘测速装置及残压测频装置工作正常。

3.1.13调速器处于自动位置，功率给定处于“空载”位置，频率给定置于额定频率，调速器参数在空载最佳位置。

修密封、主用密封切换至自动运行状态。3.2机组LCU5自动开机 启动机组LCU5空转开机。

按照机组自动开机流程，检查各自动化元件动作情况和信号反馈。检查调速器工作情况。记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。检查测速装置的转速触点动作是否正确。3.3机组LCU5自动停机

3.3.1由机组LCU5发停机指令，机组自动停机。

3.3.2监视高压油顶起系统在机组转速降至95%额定转速时应能正常投入，否则应立即采用手动控制方式启动。

3.3.3检查测速装置及转速接点的动作情况，记录自发出停机令到机械制动投入的时间，记录机械制动投入到机组全停的时间。

3.3.4检查机组停机过程中各停机流程与设计顺序应一致，各自动化元件动作应可靠。3.3.5分别在现地、机旁、中控室等部位，检查紧急事故停机按钮动作的可靠性。3.3.6模拟机组各种机械事故及故障信号，进行事故停机流程试验。检查事故和故障信号响应正确，检查事故停机信号的动作流程正确可靠。

3.3.7其它各种开停机及电气保护停机试验将结合后续的各项电气试验进行。4 桥巩水电站

发电机及

发电机带3#主变升流试验； 4.1、试验准备

4.1.1根据

机组发电投运的一次设备情况，本次升流试验范围为3#主变、发电机，短路点的设置部位如下：

短路点1（D1）：设置在3#离相封闭母线副厂房84.50m层与电抗器连接处，利用软连接作为短路装置。

短路点2（D2）：设置在开关站3#主变进线间隔接地开关200317处，利用接地开关200317作为短路装置。

4.1.2发电机出口断路器905断开、灭磁开关断开。

4.1.3励磁系统用它励电源从10KV系统备用开关柜取，用3X70mm2的高压电缆引入。4.1.4发电机保护出口压板在断开位置，保护仅作用于信号，投入所有水力机械保护。4.1.5技术供水系统、润滑油系统已投入运行，检修密封退出，主轴密封水压、流量满足要求。发电机定子空气冷却器根据绝缘情况确定是否投入。4.1.6恢复发电机集电环碳刷并投用。

4.1.7复查各接线端子应无松动，检查升流范围内所有CT二次侧无开路。4.1.8测量发电机转子绝缘电阻，符合要求。4.1.9测量发电机定子绝缘电阻，确定是否进行干燥。如需干燥，则在发电机升流试验完成后进行短路干燥。4.2发电机升流试验

4.2.1短路点1（D1）升流试验：

（1）手动开机至额定转速，机组各部运行正常。（2）励磁变自然通风良好，励磁功率柜风冷回路正常。

（3）将励磁调节器电流给定降至最小，投入它励电源。由于励磁变低压侧电压约为780V，所以监测时需注意测量方法及安全距离。

（4）检查短路范围内的CT二次残余电流，不能有开路现象。

（5）合灭磁开关，缓慢升流至（3～4）%发电机额定电流，检查升流范围内各CT二次无开路，继续升流至10%额定电流，检查各CT二次三相电流平衡情况及其相位；检查测量表计接线及指示的正确性；检查发电机保护、励磁变压器保护、主变保护、发变组故障录波及测量回路的电流幅值和相位。

（6）解开保护停机回路，投入保护跳灭磁开关回路，模拟检查发电机差动的动作情况。（7）逐级升流检测并录制发电机50%额定电流下跳灭磁开关的灭磁曲线。（8）手动启动录波装置，录制发电机短路特性曲线，测量发电机轴电压。

（9）在发电机额定电流下，跳灭磁开关检验灭磁情况是否正常，录制发电机在额定电流时灭磁过程的示波图

（10）测量额定电流下的机组振动与摆度，检查碳刷与集电环工作情况。（11）试验过程中检查发电机主回路、励磁变、共箱母线等各部位运行情况。（12）记录升流过程中定子绕组及空冷各部温度。

（13）根据定子绕组绝缘情况，若需进行定子短路干燥时，确认空气冷却器冷却水切除，升流至50%定子额定电流对定子进行短路干燥。

（14）试验完毕后模拟发动机差动保护停机，跳灭磁开关。断开它励电源。（15）拆除短路试验铜母线。4.2.2短路点2（D2）升流试验：

（1）本次试验短路点设置在开关站3#主变进线接地开关200317处。

（2）根据本次短路试验范围，依次合上相关断路器905、隔离开关20036、断路器2003，切除相关断路器的操作电源，防其误分闸。（3）合灭磁开关。（4）缓慢升流至（2～3）%发电机额定电流，检查升流范围内各CT二次无开路，继续升流至10%额定电流，检查各CT二次三相电流平衡情况及其相位；检查测量表计接线及指示的正确性；检查3#主变保护、母线保护、断路器保护、故障录波及测量回路的电流幅值和相位。

（5）升流结束，分灭磁开关，分发电机出口断路器905。（6）分开关站断路器2003，分本次短路试验的接地开关200317。5发电机单相接地试验及升压试验 5.1升压前准备工作

5.1.1 测量发电机转子绝缘电阻，测量发电机定子绝缘电阻，均符合要求。5.1.2 投发电机差动保护、电流后备保护和励磁变保护。5.1.3 投入所有水机保护及自动控制回路。5.1.4 发电机出口断路器905断开。5.2发电机定子单相接地试验

5.2.1 拉开中性点隔离开关，将接地变压器与发电机中性点断开，在出口电压互感器处做单相临时接地点，退出发电机定子接地保护跳闸出口。自动开机到空转，监视定子接地保护动作情况。

投入它励电源，合灭磁开关，升压至50%定子额定电压，记录电容电流值。

5.2.4试验完毕降压至零，跳开灭磁开关，拆除临时接地线，将发电机中性点隔离开关合上，投入发电机定子接地保护。5.3 发电机过压保护试验

临时设定发电机过压保护定值为10V，监视发电机过压保护动作情况。合灭磁开关，逐步升压直至发电机过压保护动作，记录保护动作值。试验完成后恢复原定值，投入过压保护。5.4 发电机零起升压

5.4.1机组在空转下运行，调速器自动。

5.4.2测量发电机升流试验后的残压值，并检查三相电压的对称性。5.4.3手动升压至25%额定电压，检查下列各项： 发电机及引出母线、分支回路等设备带电是否正常。机组各部振动及摆度是否正常。

测量发电机PT二次侧三相电压相序、幅值是否正常，测量PT二次开口三角电压值。5.4.4逐级升压至发电机额定电压，检查带电范围内一次设备的运行情况。5.4.5检查发电机PT回路相序、电压应正确，测量PT开口三角电压值。5.4.6测量额定电压下机组的振动与摆度，测量额定电压下发电机轴电压。5.4.7记录定子铁芯各部温度。

5.4.8分别在50%、100%发电机额定电压下跳灭磁开关，检查灭弧情况，录制空载灭磁特性曲线。

5.5发电机空载特性试验

5.5.1零起升压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流、励磁电压，录制发电机空载特性的上升曲线。

5.5.2继续升压，当发电机励磁电流达到额定值980A时，测量发电机定子最高电压，并在最高电压下持续运行5min。最高定子电压以不超过1.3倍额定电压值13.65kV为限。5.5.3由最高电压开始降压，每隔10%额定电压记录定子电压、励磁电流、励磁电压，录制发电机空载特性的下降曲线。

5.5.4试验完毕后将励磁电流降为零，跳灭磁开关，断开它励电源，停机。将转子回路经过电阻接地，进行转子一点接地保护试验。6 发电机空载下的励磁调整和试验 6.1试验前的准备

6.1.1 3#主变的升流、升压已完成。

6.1.2 机组励磁变已恢复正常接线，机组采用自励方式。6.1.3 发电机保护已按定值整定并投入，水机保护已投入。6.1.4 自动开机到空转，稳定运行。6.2 励磁的调整和试验

6.2.1在发电机额定转速下，检查励磁调节器A套、B套的调节范围，在调整范围内平滑稳定的调节。

6.2.2在额定空载励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流系数，均流系数不应低于0.85。6.2.3在发电机空载状态下，分别录波检查起励、逆变、手动和自动切换、通道切换等情况下的稳定性和超调量。在发电机空转且转速在95%～100%额定值范围内，自动起励，机端电压从零上升到额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，超调次数不超过2次，调节时间不大于5S。

6.2.4在发电机空载状态下，人工加入±10%阶跃量干扰，检查各通道的调节情况，超调量、超调次数、调节时间应满足设计要求。

6.2.5发电机转速在90%～110%内变化，测定发电机端电压，录制发电机电压/频率特性曲线。频率每变化1%，AVR应保证发电机电压的变化值不大于±0.25%。

6.2.6进行额定电压的起励、逆变灭磁试验并录波，分别在A、B套“正常”位置，手动和自动分别进行额定电压下的起励、逆变灭磁试验。6.2.7进行机组LCU5和中控室对励磁系统的调节试验。6.3 计算机监控系统自动开机到空载试验

6.3.1相关水力机械保护、继电保护回路均已投入，机组附属设备处于自动运行状态，具备自动开机条件。

6.3.2发电机出口断路器905断开，灭磁开关断开。

6.3.3调速器设置为自动，机组LCU5设置为现地控制，在LCU5上发“开机到空载”令，观察机组自动开机至95%额定转速、自动合灭磁开关、自动起励升压到90％额定电压等过程中的设备运行情况。

6.3.4在LCU5发“停机”令，机组自动停机。观察机组自动逆变灭磁、调速器自动关闭至全关等过程中的设备运行情况。

7220kV系统对3#主变冲击受电试验（可提前进行）7.1 试验前的准备

7.1.1 计划接受冲击受电的一次设备为：3#主变。

7.1.2投运范围内相关设备保护按调度要求整定完毕并投入，各个保护出口已进行了传动试验，各个保护都已投入运行。7.1.3主变散热器系统投入。

7.1.4开关站LCU9、机组LCU5均已调试完成，本次投运的断路器、隔离开关均已完成LCU远动试验。

7.1.5发电机出口断路器905、接地开关断开。

7.1.6开关站3#主变间隔断路器、隔离开关、接地开关处于断开位置。7.2 主变冲击受电试验

7.2.1向中调申请对3#主变进行冲击受电试验。

7.2.2按调度令进行开关站倒闸操作，220kV电压通过断路器2003对3#主变进行全电压冲击试验，冲击试验应为5次，每次间隔约10分钟。

7.2.3每次冲击合闸后，均需检查主变压器冲击运行情况，检查差动保护及瓦斯保护的工作情况，检查主变高、低压侧避雷器动作情况，检查保护装置有无误动，记录主变压器高压侧合闸冲击电流。

7.2.4主变压器在冲击试验前、后对变压器油作色谱分析，试验结束后恢复设备的正常接线。8机组同期并网试验 8.1并网前准备

8.1.1 已对自动同期装置的电压、频率、导前角进行了测试，已完成自动同期装置的模拟并列试验。

8.1.2 发电机、变压器等相关保护已按调度要求整定完成并正确投入。

8.1.3 在主变零起升压时同期电压回路已检测无误，系统倒送电后，机组与系统的相位已核对。

系统已同意进行同期试验并允许带最低限额负荷。8.2发电机出口断路器905准同期试验（1）905自动假准同期试验。

（2）系统电源已送到发电机主变低压侧。（3）出口断路器905处于试验位置。

（3）机组自动开机至空载运行。励磁调节器、调速器切至远方自动操作模式。（4）启动同期装置，对断路器905的合闸过程进行录波。

（5）合闸后立即断开断路器905，分析录波图，检查合闸的压差、频差、导前时间是否合适。

（6）试验完成后，解除模拟断路器905合闸信号。2）905自动准同期试验

（1）执行空载至发电令，由机组LCU5投入自动同期装置，断路器905自动准同期合闸，同时录制同期合闸波形。

（2）机组并网后，带最低负荷，检查各功率、电度计量装置工作状况，检查各个保护的采样、差流。

8.3开关站3#主变进线断路器2003QF同期试验 1）2003自动假准同期试验

（1）机组通过断路器905并网发电后，手动降负荷，分断路器2003，机组与系统解列。分隔离开关20036。

（2）模拟隔离开关20036合闸信号至开关站LCU9，启动同期装置，对断路器20036的合闸过程进行录波。

（3）合闸后分断路器2003。分析波型图，检查合闸的压差、频差、导前时间是否合适。（4）试验完成后，解除模拟隔离开关20036合闸信号。2）2003自动准同期试验（1）合隔离开关20036。

（2）执行断路器2003自动准同期合闸令，由开关站LCU9投入自动同期装置，自动进行准同期合闸。

（3）试验完成后，分发电机出口断路器905，机组与系统解列。（4）跳灭磁开关，停机，准备自动开机并网试验。8.4 计算机监控系统自动开机并网试验

8.4.1发电机出口断路器905断开，系统电源已送到出口断路器905上端。

8.4.2调速器设置为自动，机组LCU5设置为现地控制。在LCU5上发“开机到发电”令，观察机组自动开机至95%额定转速、自动合灭磁开关、自动起励升压到90％额定电压、自动同期装置调节机组电压和转速、自动合出口断路器905，机组带设定负荷进入发电状态等过程中设备运行情况。

8.4.3在LCU5上发“停机”令，机组自动解列停机。观察LCU5自动减负荷至3MW、分发电机出口断路器905、机组自动逆变灭磁、调速器自动关闭至全关的过程，记录自发出停机令到机械制动投入的时间。

8.4.4在中控室进行自动开机和停机操作，并进行相应的检查和记录。9机组负荷试验

9.1机组带负荷试验前的准备。9.1.1 机组带负荷前的试验已全部完成。

9.1.2 申请机组进行负荷试验已获得调度批准，允许甩负荷的容量和时间段已确认。9.2 机组带负荷试验

9.2.1机组逐级增加负荷运行，不在振动区过长的停留，记录机组状况：各部的振动、摆度；定子绕组温度；推力瓦和导轴瓦、定子铁心、空气冷却器等部位温度值；主变油温等变化情况。

9.2.2在小负荷时，测量发电机、主变压器、开关站断路器等保护装置的CT二次电流相量图，全面核查电压电流相位关系。测量安稳装置、计量系统和故障录波等装置的CT二次电流相量图，全面核查电压电流相位关系。9.2.3记录在当时水头下，机组产生振动的负荷区。9.2.4测量并记录在不同负荷下机组各部位的噪声。9.2.5在各负荷下，测量发电机轴电压。9.3 机组带负荷下调速系统试验

在不同负荷下进行调节参数的选择及功率调节速率的选择。

9.3.2在50%负荷以下检查调速器频率和功率控制方式下机组调节的稳定性及相互切换过程的稳定性。

9.3.3远方、现地有功调节响应检查。

9.3.4模拟故障试验（模拟功率给定、功率反馈信号故障）。9.3.5调速器通道切换试验。9.3.6模拟机械事故停机试验。9.4 机组带负荷下励磁系统试验

9.4.1过励试验、欠励试验、无功调差率按系统要求进行。9.4.2现地/远方无功功率控制调节检查。9.4.3自动和手动切换、通道切换试验。9.4.4可控硅桥路电流平衡检查。9.5 机组甩负荷试验

9.5.1机组甩负荷按额定出力的15%、50%、75%、100%、100%无功进行，并记录甩负荷过程中的各种参数或变化曲线，记录各部瓦温的变化情况。甩负荷通过发电机出口断路器905进行。

机组甩25%额定负荷时，记录接力器不动时间，应不大于0.2秒，该时间按转速开始上升起计算。观察大轴补气情况。

甩负荷时，检查水轮机调速器系统的动态调节性能，校核导叶接力器两段关闭规律、转速上升率等，均应符合设计要求。

在额定功率因数条件下，水轮发电机突甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。当发电机突甩100%额定负荷时，发电机电压的超调量不应大于额定电压的15%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于5秒。9.6 机组事故停机试验

9.6.1模拟机组电气事故停机试验：模拟电气事故动作，机组解列、灭磁，记录负荷下灭磁特性。9.6.2事故低油压关机试验 机组带100%额定负荷运行。

现地与紧急事故停机按钮旁设专人守护。

断开压油罐补气回路；切除压油泵，通过卸油阀门排油与排气阀排气结合方式，降低压力油罐压力直至事故低油压整定值，应注意压油罐内油位不低于油位信号计可见位置。事故低油压接点动作后，调速器事故低油压紧急停机流程启动。若低油压接点在整定值以下仍未动作，立即按紧急事故停机按钮进行停机，重新整定压力开关接点后重做此试验。9.6.3重锤动作关机试验

机组并网带额定负荷稳定运行后，进行机组的重锤关机试验。检查重锤关机是否正常，关闭时间是否符合设计要求。

试验前对监测人员进行周密的安排，在调速器机调柜操作重锤关机命令，如果重锤关机失败，应按下紧急事故停机按钮。9.7 特殊试验 9.7.1 PSS试验。9.7.2 一次调频试验。9.7.3 无功进相试验。9.7.4 其它试验。9.8 机组检查消缺

机组在停机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，达到稳定试运行的要求。

10机组带负荷72h连续试运行

10.1完成上述试验内容经验证合格后，具备带负荷连续运行的条件，开始进入72h试运行。10.2根据运行值班制度，全面记录运行有关参数。

10.3 72h连续运行后，停机全面检查机组、辅助设备、电气设备、流道部分、水工建筑物和排水系统工作后情况，消除并处理72h试运行中发现的所有缺陷。

10.4完成上述工作后，即可签署机电设备验收移交证书，移交电厂，投入商业运行。

项目经理部

2007年10月8日

第五篇：机组启动试运行方案

马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案

马边烟峰电力有限公司烟峰电站

机组启动试运行方案

批准：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿

核准：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿

审核：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿

编写：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿

马边烟峰电力有限公司 二OO九年十一月十六日

马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案

（六）机组自动开、停机试验.........................................14

（七）发电机定、转子绝缘检查.......................................15

（八）发电机短路升流试验..........................................15

（九）发电机零起升压试验...........................................16

（十）发电机组空载下励磁调节系统的调整和试验.......................17

七、主变及高压配电装置试验.........................................18

（一）主变及高压配电装置短路升流试验...............................18

（二）发电机带主变零起升压试验.....................................18

八、110kV烟马线线路冲击试验、#1主变冲击试验.......................19

（一）组织领导............................................19

（二）试验前应具备的条件..................................19

（三）110kV烟马线线路全电压冲击试验程序...................20

（四）1号主变全压冲击试验..........................................21

九、10.5kV母线、#1厂变冲击试验............................21

十、发电机同期并列及带负荷试验......................................22

（一）发电机同期并列试验............................................22

（二）线路准同期并列试验............................................22

（三）测保护极性..........................................23

（四）带负荷试验....................................................23

十一、甩负荷试验....................................................24

（一）机组甩负荷应具备的条件........................................24

（二）机组甩负荷试验内容............................................24

十二、调速器低油压停机试验..........................................25

十三、动水关蝶阀试验................................................26

十四、机组七十二小时试运行..........................................27

马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案

充水条件。

4、水库蓄水正常，水位满足试运行要求。

5、机组启动委员会已成立，组织机构健全。

6、通信系统施工完成，通信系统畅通，满足试运行要求。

四、机组启动试运行前的检查

（一）引水系统检查

（1）进水口拦污栅、事故闸门、起闭装置安装完工，手动、自动操作均已调试合格，起闭情况良好。

（2）引水隧洞、压力管道已施工完毕，灌浆孔封堵完毕，钢筋头割除，除锈防腐工程结束，各支洞进人孔已封闭，洞内施工垃圾已全面清理干净，无杂物。

（3）两台机蝶阀已安装调试完毕，经无水调试符合要求；两台机蝶阀均处于全关位置，操作油路关闭，并采取防误动安全措施。

（4）蜗壳内过流通道杂物及施工垃圾清除干净，蜗壳内清扫干净，尾水管内临时支撑平台己拆除。

（5）尾水闸门及启闭设备安装完工，调试合格，起闭情况良好，尾水闸门已打开。

（6）尾水出水畅通，出水口及河道临时防护墙已拆除。

上述工作结束后经有关各方会同检查完毕，方可封堵支洞进人门，蜗壳进人门，尾水管进人门，进人门密封应处理严密。

（二）水轮机部分检查

（1）水轮机转轮、水导轴承、主轴密封等设备安装完毕，并经验收合格，水轮机内无遗留物，导叶处于全关闭状态。

（2）水轮机导水机构已安装完工，检验合格，并处于关闭状态，接力器锁锭投入，导叶最大开度、立面间隙、端面间隙及压紧行程检验合格，符合设计要求。

（3）测压表计、流量计、传感器，各种变送器安装验收合格，管路、线路连接良好，各整定值符合设计要求。

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风闸投入。

6、机坑内所有辅助接线完成，检查正确无误，螺丝紧固。

7、所有螺栓已按设计要求拧紧或点焊和锁定紧固。

8、转动部件与固定部分间的缝隙，包括风扇与挡风圈，轴承盖与主轴、密封环与主轴间隙应均匀一致，确保运行时不会碰撞。

9、磁极接头对风扇、拉杆及磁极等处的绝缘及安全距离满足要求。

10、发电机空气间隙内用白布穿过两端，沿圆周拉一遍，确保无遗留杂物。

11、转动部件及定子铁芯、线圈附近无遗物、无尘土、金属微粒。

12、测量轴承总体绝缘电阻不小于1MΩ。

13、滑环碳刷应拔出，并绑扎牢固。

14、机组油、气、水系统阀门安装完毕，阀门开、关位置正确，手柄己标明开、关方向。

（五）辅助设备检查

1、全厂透平油系统辅助设备安装完毕，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。

2、低压空压机自动启、停正常；储气罐安全阀调试合格，整定正确；压力传感器接线完成、调试合格；管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。

3、技术供水系统电动阀启、停正常，滤水器自动、手动工作正常，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。

4、油处理室备有足够的、合格的透平油。

5、高压顶转子油泵已调试合格，控制系统正常。

6、渗漏排水泵安装完成，手自动控制系统、液位传感器调试合格，投入使用。

7、检修排水泵安装完成，调试合格，可以投运。

8、主轴密封系统管路安装完成，充气试验合格，回路电磁阀工作正常。

9、各管路、辅助设备已按规定涂漆，标明流向，各阀门已表明开关方向。生产

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3.3.7全厂公用设备操作回路（包括供、排水系统，低压气系统，厂用电设备自投等）。

3.3.8 机组同期操作回路。3.3.9 火灾报警信号及操作回路。

3.3.10 主变操作回路，110KV线路操作回路，厂变操作回路。

4、检查下列微机保护装置

4.1发电机及励磁变微机保护装置整定与回路模拟。4.2主变及厂变微机保护装置整定与回路模拟。4.3 110KV线路微机保护装置整定与回路模拟。4.4辅助设备其它PLC操作保护回路模拟整定。4.5电压、电流回路检查其接线正确可靠。

（七）消防系统的检查：

1、主、副厂房、升压站各部位的消防系统管路及消火栓已安装完工并检验合格，符合设计要求。

2、全厂消防供水水源可靠，管道畅通，水量、水压满足设计要求。

3、全厂火灾自动报警与联动控制系统已安装完工并调试合格。

4、灭火器已按设计要求配置。

5、消防系统通过公安消防部门验收合格。五

充水试验

（一）水库蓄水

1、检查进水口工作闸门、闸门启闭机起落操作正确可靠，进水闸门系统供电可靠。

2、检查弧形闸门、闸门启闭机起落操作正确可靠，弧形闸门系统供电可靠。

3、确认进水口闸门已关闭严密。

4、全关1＃、2＃、3＃弧形闸门，用4#弧形闸门进行调节，使水位以1-1.5m/h速度上涨进行水库蓄水。

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2、开启旁通阀向蜗壳充水，通过蜗壳压力表监视蜗壳压力。充水过程中监视蜗壳补气阀工作情况，排气正常。

3、蝶阀前后压力一致，证明蜗壳已充满水，可开启蝶阀至全开。

4、检查蜗壳进人孔、蝶阀伸缩节、蜗壳排水阀无渗漏。

（四）技术供水系统充水试验

开启技术供水总阀，依次向滤水器、发电机空冷器、上导冷却器、下导冷却器、水导冷却器充水，检查各阀门、管路无渗漏，管路畅通。

（五）蝶阀静水动作检查

1、在静水下进行蝶阀开启、关闭动作试验，检查蝶阀静水动作特性。

2、按设计要求调整蝶阀开关时间，作好记录。

六、机组空载试运行

（一）启动前的准备

1、确认充水试验中出现的问题已处理合格。

2、主机周围各层场地已清理干净，孔洞盖板封好，道路畅通。

3、各部运行人员，试验监视人员已就位，观测记录的仪器、仪表已装好，运行记录表格已准备好。

4、机组启动交直流电源投入。

5、油、气、水辅助设备工作正常，技术供水系统投入，冷却水投入运行，调整好水压（空冷器可暂不投入冷却水，以便空运转对发电机升温干燥）；低压气系统投入，制动柜气压正常。

6、启动高压油泵顶起发电机转子6—8mm，以确保镜板和推力瓦之间形成有效油膜，复归后检查制动闸下落情况，确认制动闸已全部落下。

7、调速器处于“手动”位置，油压、油位正常。

8、发电机出口断路器及灭磁开关处于断开位置。

9、水力机械保护和机组测温装置投入运行，原始温度已记录。

10、集电环碳刷拔出，机械过速开关取下。

1马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案

3、检查转速继电器动作情况。

4、检查各部螺丝、销钉、锁片、磁极键是否有松动，转动部件焊缝情况，风扇、挡风板、挡风圈及阻尼环有无松动或断裂。

5、检查风闸磨损和自动下落情况。

6、调整各油槽油位信号及油槽油位，调整反馈位移传感器空载位置。

7、检查油、水、气管路接头及阀门、法兰应无渗漏。

（四）调速器空载试验

1、手动开启调速器开机，待机组空转稳定后，检查可编程调速器柜内回路、CPU、A/D模块等电气元件。在调速器电气柜各环节检查正确后进行手动、自动调节试验。

2、进行调速器手、自动运行切换试验，接力器应无明显摆动。在自动调节状态下，机组转速相对摆动值不应超过额定转速的±0.25%。

3、调速器频率给定的调整范围应符合设计要求。

4、调速器空载扰动试验应符合下列要求：（1）扰动量不超过±8%；

（2）转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%；（3）超调次数不超过两次。

（4）调节时间应符合规程或设计规定。通过扰动试验，找出空载运行的最佳参数并记录。

5、在调速器自动运行时，记录接力器活塞摆动值和摆动周期。

6、通过调整调速阀上的调节螺杆来整定机组开、关时间。

（五）机组过速试验及检查

1、过速试验前机组平衡已达到要求，机组在额定转速下的各部振动值达标。

2、根据设计规定的过速保护定值进行机组过速试验。

3、将转速继电器115%和140%的接点从水机保护回路中断开。

4、调速器以手动开机方式使机组转速升至额定转速。待机组运转正常后，将导叶开度限制继续加大，使机组转速上升到115%额定转速，检查转速继电器相应接点

3马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案

3.4检查转速继电器动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确。3.5检查制动闸复归情况。

4、模拟机械或电气事故，检查事故停机回路及监控事故停机流程的正确性和可 靠性。

（八）发电机定、转子绝缘检查

1、关闭空冷器冷却水，让发电机的机械部分在空转中升温，并注意记录热风的温度（测温制动屏上不大于65℃）。

2、在短路试验前的停机状态测量发电机定、转子绝缘电阻和吸收比合格。

（九）发电机短路升流试验

1、外接380V厂用交流电源利用励磁装置对发电机进行短路升流试验。

2、在10.5KV发电机断路器下端设置可靠的三相短路点（自制短路线）。

3、拉开励磁变高压侧隔离开关，断开励磁变低压侧电缆，从励磁变低压侧电缆接入380V厂用交流电源。

4、投入水机各保护装置。

5、手动开机使机组运行在空载状态，发电机各部位温度稳定，运转正常转速稳定。

6、拆除断路器合闸位置信号接点，短接开机令接点，手动合灭磁开关，手动增励升流至0.2—0.5Ie，检查发电机各电流回路的准确性和对称性，电流回路应无开路。检查保护装置电流极性正确。

7、录制发电机三相短路特性曲线，在额定电流下测量发电机的振动和摆度和轴电流，检查碳刷及集电环工作情况。

8、在发电机额定电流下，跳开灭磁开关检查灭磁情况应正常，测量发电机灭磁时间常数，录制灭磁过程示波图。

9、检查发电机出口、中性点电流互感器二次回路电流值应符合设计要求。

10、试验合格后自动或手动停机，恢复拆除和短接的接点，并拆除发电机短路点的短路线。

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10、分别在50%和100%Ue下跳开灭磁开关，检查灭磁装置灭磁情况，录制示波图。

（十一）发电机组空载下励磁调节系统的调整和试验

1、检验励磁装置起励功能正常，对励磁调节系统手动和自动状态下的起励进行检查，对手动起励时当电压升到10%Ue时，起励磁装置应能正常工作，自动起励时定子电压升至70%Ue时，励磁装置应能正常工作。

2、检查励磁调节系统的调节范围应符合设计要求：

（1）自动励磁调节器，应能在发电机空载额定电压Ue的70%—110%范围内可连续平滑地调节。

（2）发电机空载额定转速下励磁调节装置手动控制单元的调节范围应在发电机额定电压Ue下的10%—110%内可连续平滑地调节。

3、用示波器检查功率柜内整流桥可控硅输出波形；检查控制脉冲在时间轴上分布应均匀，大小变化一致，可控硅开通角一致，移相脉冲工作可靠、不掉相，调节过程中不突变。

5、在发电机空载状态下，改变发电机转速，测定发电机机端电压变化值，录制 发电机电压一频率特性曲线，步骤如下：

5.1手动开机至空载额定转速。

5.2励磁在自动状态下起励、母线建压至Ue，调速器转为手动运行。5.3手动调节导叶开度调节发电机转速。

5.4记录频率在45HZ—55HZ内的机端电压变化值绘制Ue—HZ特性曲线。频率值每变化1%，励磁系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值±0.25%Ue。

6、进行逆变灭磁试验，检查逆变灭磁工作情况。

7、进行励磁调节器低励、过励、PT断线、过电压等保护的调整和模拟动作试验，模拟快熔熔断，检验励磁装置应能可靠工作。

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3、监视发电机振动及摆度正常，测量发电机TV二次侧残压及其相间电压的对称性应正常，相序正确。

4、手动零起升压，至25%Ue时检查下列内容：

4.1主变10kV出线、主变10.5KV断路器、主变10.5KV共箱母线、主变、线路隔离开关等设备的带电情况。

4.2校核10KV母线TV二次电压回路相序、相位和电压幅值正确、一致。

5、继续升压至50%、75%、100%Ue时，重复检查以上内容。

6、降低发电机电压至零，断开发电机出口断路器，断开001断路器。

八、110kV烟马线线路冲击试验、#1主变冲击试验

（一）组织领导

110kV烟马线线路冲击试验和#1主变冲击试验由乐山供电局、乐山供电局调度所（以下简称地调）、110kV马边变电站、马边烟峰电力有限责任公司四家单位配合完成。配合关系为：

1、本次启动试验由乐山供电局组织领导，由乐山地调负责统一指挥调度，各有关单位配合。

2、烟峰电站的工作由马边烟峰电力有限公司负责。3、110kV马边变电站的工作由110kV马边变电站负责。

（二）试验前应具备的条件：

1、烟峰水电站主变、线路及其高压配电装置均已安装完毕，并符合各项验收标准的要求，新设备的试验符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的规定，并验收合格。

2、所有继电保护、安全自动装置均已按部颁《继电保护及电网安全自动装置检验条列》调试完毕，并验收合格。继电保护定值核对正确，各互感器二次均已接线，TA二次侧不得开路，TV二次侧不得短路。

3、烟峰水电站微机监控系统安装调试完毕，并验收合格。

4、安装单位已将设备安装记录、各种图纸、技术资料、试验记录、9马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案

检查线路TV工作正常，核对二次电压相序、相位正确，监控系统电压指示正确，三相平衡。

（四）1号主变全压冲击试验

1号主变全压冲击试验是在完成线路全电压冲击试验后进行的，试验的操作程序如下：

1、断开#

1、#2发电机091、092断路器，拉开#

1、#2发电机091、092断路器手车至试验位置。

2、拉开#1主变低压侧9011隔离手车，断开#1厂变高压侧961断路器。

3、合上110kV烟马线101断路器对#1主变进行5次全电压冲击试验，第一次10分钟，以后每次5分钟，每次间隔3分钟，检查主变运行正常。

九、10kV母线、#1厂变冲击试验

主变冲击试验完成后，进行10kV母线、#1厂变冲击试验。

（一）10kV母线冲击试验

断开101断路器，合上10kV母线TV手车至工作位置，合上主变低压侧9011隔离手车，合上101断路器，对10kV母线全电压冲击试验一次。核对10kV母线二次电压相序、相位正确，监控系统电压指示正确，三相平衡。

（二）#1厂变冲击试验

（1）拉开#1厂变低压侧断路器。

（2）合上#1厂变高压侧961断路器对#1厂变进行全电压冲击试验，检查厂变运行正常，测量厂变低压侧电压、相序正确。

（3）#1厂变冲击试验完成后投入厂用电自动切换装置，将厂用电切换到#1厂变供电，检查厂用电运行正常。

冲击试验完成后，1号主变、10kV母线、#1厂变运行。

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4、利用线路准同期装置进行模拟并列，检查自动准同期装置工作正常，合闸时相角差符合规定，断路器合闸正常。

5、断开线路101断路器，合上1012隔离开关。

6、利用线路准同期装置并网，监视并网成功，断路器合闸正常，机组无冲击。

7、试验完成后断开机组断路器，使发电机与系统解列。

（三）测保护极性

1、确认烟峰电站发电机组（1号、2号）与系统侧核相正确；

2、根据调度指令，退出110kV烟马线两侧距离保护；

3、退出烟峰电站1号主变差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；

4、退出烟峰电站1号主变高压侧复压过流保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；

5、根据调度指令，烟峰电站2号发电机组带25％以上的额定负荷（如果情况不允许，最少安排2MW的出力，配合保护极性测试）；

6、根据调度指令，进行110kV烟马线两侧距离保护保护极性测试、线路保护方向测试并确认正确；

7、投入110kV烟马线两侧距离保护保护。

8、退出烟峰电站2号发电机差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；

9、向调度申请开1号机进行保护极性测试，退出烟峰电站1号发电机差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入。

（四）带负荷试验

在完成发电机、线路同期并列试验正常后，可进行机组带负荷试验。

1、操作机组自动准同期装置使发电机与系统并网，逐渐增加有功、无功负荷，按25%、50%、75%、100%额定负荷逐级增加，各负荷值稳定5～10分钟，检查下列各项：

（1）检查机组各部位运转情况，测量机组振动、摆度值，记录机组轴承温度、导叶开度；

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（二）机组甩负荷试验内容

1、甩负荷试验按机组额定有功负荷的25%、50%、75%、100％（或当前水头下可能的最大负荷）进行；录制过渡过程的各种参数变化曲线及过程曲线。

2、并网及甩负荷用发电机出口断路器091、092进行。

3、各级带、甩负荷应在机组运行稳定、调压井压力稳定后进行。

4、甩负荷应进行以下记录及检查，在各项数据符合设计要求后方可进行下一步的试验：

（1）记录甩负荷时：机组负荷、机组转速、接力器位置（导叶位置）、蜗壳压力、尾水管压力，发电机电压、励磁电压、励磁电流等参数。

（2）记录甩负荷前、后以及甩负荷时机组各部振动和摆度值。

（3）在额定功率因数下，机组甩负荷时，应检查励磁调节器的稳定性和超调量，当发电机甩额定有功负荷时，其电压超调量不大于额定电压的15%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于5秒。

（4）机组甩负荷时，应检查水轮机调速系统的调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间，机组转速上升率和蜗壳压力上升率应符合设计要求。

（5）机组甩负荷后，调速器的动态品质应达到下列要求：

A、机组甩100%额定负荷后，在转速变化过程中超过稳态转速3%以上的波峰不应超过两次。

B、机组甩100%额定负荷后，从接力器第一次向开启方向移动起到机组转速相对摆动值不超过±5%为止，所经历的总时间不应大于40S。

C、转速或指令信号按规定形式变化，接力器不动时间不大于0.2S。（6）机组甩负荷过程中、监视并记录调压井涌浪及水位波动情况。

5、机组甩负荷试验完成后，应对机组内部进行全面检查，重新拧紧推力支架与轴承座连接螺栓，并进行与过速试验后相同项目的各项检查。

十二、调速器低油压停机试验

调速器低油压停机试验的目的是检查机组事故低油压停机回路动作的正确性和

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移。

十四、水轮发电机组72h带负荷试运行

1、在上述所有试验结束后，机组具备进入72小时满负荷（或当前水头下的最大负荷）连续试运行条件。

2、根据正式运行值班制度，安装单位安排人员值班，全面记录试运行所有有关参数。记录运行中设备出现的问题和缺陷。

3、在72h连续试运行中，若由于机组及相关机电设备的制造或安装质量等原因引起机组运行中断，经检查处理合格后应重新开始在72h连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。

4、在72h连续试运行结束后，应停机对机电设备做全面检查，必要时可将引水隧洞放空，检查机组蜗壳和引水隧洞工作情况。5、72h连续试运行结束后，应对发现的设备或安装缺陷进行消缺。

4、机组通过72h连续试运行，并经过消缺处理后，由业主组织启动验收，设备 移交，即可投入试生产。

马边烟峰电力有限责任公司 二OO九年十一月十六日