围子坪水电站光纤保护负荷测试启动投产方案5篇

第一篇：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

第二篇：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。

第三篇：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。