第一篇：220kV中路变电站启动试运行方案
220kV中路变电站启动试运行方案
（220kV部分）
批准：
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运行单位审核：
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编写：
邮箱：.com
编写单位：广西电力工程建设公司
日期：
****年**月**日
一、工程概况
220kV中路变电站：
1.220kV中路变电站为新建变电站，本期工程安装一台180MVA主变一台，电压等级为220/110/10kV。
2.电气主接线为：终期220kV为双母线双分段接线方式，本期为双母线，建设母线分段隔离开关。终期110kV为双母线接线方式，本期一次建成。终期10kV为单母线双分段三段母线，本期为单母线接线方式。
3.本期工程安装间隔有：220kV 金源XX间隔、220kV中新Ⅰ线2051间隔、220kV中新Ⅱ线2052间隔、220kV中光线2053间隔、220kV备用线2056间隔、220kV备用线2057间隔、220kV中潭Ⅰ线2058间隔、220kV中潭Ⅱ线2059间隔、1号主变进线2001间隔、220kV母联2012间隔、220kV 1M母线PT间隔、220kV 2M母线PT间隔、220kV1M、2M、3M、4M母线。
4.本期工程的二次部分监控系统为南京南瑞继保电气有限公司产品，采用计算机监控模式。220kV 金源XX线、220kV中新Ⅰ、Ⅱ线，220kV中潭Ⅰ、Ⅱ线和220kV中光线配置两套保护，主一保护为光纤分相电流差动保护，采用RCS-931AMV保护装置。主二保护为光纤分相电流差动保护，采用RCS-931AMV保护装置、断路器失灵及辅助保护采用RCS-923A保护装置。220kV备用Ⅰ、Ⅱ线配置两套保护，主一保护为光纤分相电流差动保护，采用RCS-931AMV保护装置。主二保护为光纤纵联距离保护(RCS-902C)、断路器失灵及辅助保护采用(RCS-923A)。母线保护配有两套RCS-915AS-HB保护。
二、启动试运行前准备
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。
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。
3.变电站与中调、地调的通信开通。变电站和中调、地调的远动信号核对准确无误。4.启动试运行范围内的设备图纸及厂家资料齐全，有关图纸资料报广西电网电力调度控制中心。
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。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中调和地调备案。7.与启动试运行设备相关的厂家代表已到位。
三、启动试运行范围
1.220kV线路： 220kV中新Ⅰ线、220kV中新Ⅱ线。
2．220kV新兴变电站： 220kV中新Ⅱ线2053间隔一、二次设备。
3．220kV中路站：220kV 金源XX间隔、220kV中新Ⅰ线2051间隔、220kV中新Ⅱ线2052间隔、220kV中光线2053间隔、220kV备用线2056、220kV备用线2057间隔、220kV中潭Ⅰ线2058、220kV中潭Ⅱ线2059、#1主变220kV 侧2001间隔、220kV母联2012间隔、220kV 1M母线PT 219间隔、220kV 2M母线PT 229间隔一、二次设备，220kV 1M、2M、3M、4M母线的一、二次设备。
四、启动试运行项目
1.220kV新兴站：220kV中新Ⅰ线2057开关对220kV中新Ⅰ线充电。2.220kV中路站：220kV 1M、3M母线受电。3.220kV中路站：220kV 2M、4M母线受电。4.220kV中路站：220kV1M、2M母线PT二次核相。
5.220kV中路站：220kV中新Ⅱ线2052开关对220kV中新Ⅱ线线路进行两次充电。6.220kV新兴站：220kV中新Ⅱ线2053开关对220kV中新Ⅱ线线路进行第三次充电。7.220kV中路站：220kV中新Ⅰ、Ⅱ线二次核相。
8.220kV中路站：220kV中新Ⅰ线2051开关、220kV中新Ⅱ线2052开关同期试验。9.220kV新兴站：220kV中新Ⅰ线2057开关、中新Ⅱ线2053开关同期试验。10.220kV中路站：#1主变、220kV中新Ⅰ线带负荷后，进行负荷判方向。11.220kV中路站：220kV中新Ⅱ线带负荷判方向。
12.220kV中路站：220kV 金源XX、220kV中光线2053、220kV备用线2056、220kV备用线2057、220kV中潭Ⅰ线2058、220kV中潭Ⅱ线2059间隔带电试运行。13.220kV中路站：220kV 金源XX、220kV中新Ⅰ线2051、220kV中新Ⅱ线2052、220kV中光线2053、220kV中潭Ⅰ线2058、220kV中潭Ⅱ线2059、220kV备用线2056、220kV备用线2057间隔刀闸等电位切换试验，并腾空#1M母线。14.220kV新兴站：220kV中新Ⅱ线2053间隔等电位切换试验。15.防城港地调负责220kV中路站1号主变和110kV及以下电压等级设备启动试运行，启动方案另写。
16.相关保护检查由运行方式安排。
五、启动试运行电网风险分析及措施
1、设备操作较多，有发生误操作的可能。对策：严格 “两票”制度，防止误操作。
2、防止带接地线（地刀）合闸送电。对策：按送电方案，核查一次设备方式，所有设备均无地线或地刀后方可送电。
3、防止漏投保护压板。对策：按送电方案，核查二次设备方式，检查所有保护定值已按要求核对、保护压板投入正确。
4、防止误入带电间隔。对策：使用微机五防系统开出操作票。增加操作监护人（施工方）加强监护，核对现场设备编号牌，防止走错间隔。
5、在在进行二次核相时有可能出现相序不正确，若出现此情况解决方案如下：
若二次核相不对，汇报试运行指挥组长后，先核实是二次相别错误还是一次相别错误，二次错误更改相关二次回路，一次错误对相关线路及母线停电解决。
6、在进行线路冲击受电时，冲击合闸有可能出现故障跳闸，解决方案如下： 向试运行指挥组长汇报异常情况，根据故障报告分析原因，由线路施工单位派有关技术人员巡线处理。
7、在进行二次电压异常，解决方案如下：
向试运行指挥组长汇报异常情况，检查导致异常原因，或申请一次停电处理。
8、在此试运行过程中，请220kV新兴站值班员做好与投产线路相关母线故障跳闸的事故处理预案。
六、启动试运行时间安排
计划 2013 年 月 日 ～ 日
七、启动试运行指挥成员名单和电话
启动试运指挥组长：卢庆保 手机：*** 启动试运指挥副组长： 联系电话： 手机：
八、启动试运行应具备的条件
1.新启动的变电站与中调、地调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广西中调和地调。
2.所有启动范围的继电保护装置调试完毕并已按调度机构下达的定值单整定正确并经运行值班人员签字验收。
3.所有启动范围的通信设备调试完毕并已按调度机构下达的电路开通单开通电路并经通信调度确认和设备运行人员签字验收。
4.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。
5.线路参数均已测试完成，结果正确，且实测参数已提交广西中调继电保护科。6.线路纵联保护通道试验工作结束，通道正常。
7.运行单位已在中调的OMS系统中向中调报送启动申请单。
8.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。
9.启动前现场应与相关调度核对新设备启动试运行方案，以保证启动试运行方案一致。
10.线路施工单位已在220kV新兴站分别测量220kV中新Ⅰ线、220kV中新Ⅱ线线路核相正确及绝缘合格, 220kV光岭变测量220kV中光线线路核相正确及绝缘合格，并向试运行小组组长和中调汇报。
九、启动试运行前系统运行方式要求、调度操作配合
220kV新兴站
新兴站220kV中新Ⅰ线2057开关、中新Ⅱ线2053开关在冷备用状态。该操作在启动试运行前完成。
十、启动前现场准备和设备检查
由启动试运指挥组长或中调下令，现场值班人员和试运行人员将设备操作至以下状态，启动前完成。
一次设备状态要求
1.220kV中新Ⅰ线、220kV中新Ⅱ线在冷备用状态，线路两侧地刀均在分闸位置，启动范围内有关接地线全部拆除。220kV新兴站：（中调下令）
2.220kV新兴站：220kV中新Ⅰ线2057开关、中新Ⅱ线2053开关在冷备用状态，启动范围内有关接地线全部拆除。220kV中路站：（试运行指挥组长下令）
3.220kV中路站 1M、3M、2M、4M母线及母线上所有设备都在冷备用状态。4.220kV 金源XX、220kV中新Ⅰ线2051间隔、220kV中新Ⅱ线2052间隔、220kV中光线2053间隔、220kV备用线2056间隔、220kV备用线2057间隔、220kV中潭Ⅰ线2058间隔、220kV中潭Ⅱ线2059间隔、220kV 1号主变2001间隔、220kV母联2012间隔、220kV 1M母线PT、220kV 2M母线PT、220kV分段间隔均在冷备用状态。
5.检查确认启动范围内所有地刀均在分闸位置，有关接地线全部拆除。
二次设备检查和保护投退
6.所有待启动的保护、安自、测控、录波装置已按正式定值单执行并投入。220kV新兴站：（中调下令）
7.检查新兴站220kV 母差、失灵保护出口跳220kV中新Ⅰ线2057开关、220kV中新Ⅱ线2053开关压板在投入。
8.检查已按定值单投入新兴站220kV中新Ⅰ线全部保护(包括启动失灵、两套纵联保护)，停用新兴站220kV中新Ⅰ线2057开关重合闸。
9.检查已按定值单投入新兴站220kV中新Ⅱ线全部保护(包括启动失灵、两套纵联保护)，停用新兴站220kV中新Ⅱ线2053开关重合闸。
10.按编号为“新兴站XXXX临时”的临时定值单对新兴站220kV中新Ⅱ线2053开关RCS-923A保护过流保护定值进行整定，并投入过流保护。11.检查220kV新兴站220kV中新Ⅱ线线路PT二次空开在合上位置。220kV中路站：
12.检查220kV 母差、失灵保护在投入。
13.检查220kV 母差、失灵保护出口跳220kV 金源XX开关、220kV中新Ⅰ线2051开关、220kV中新Ⅱ线2052开关、220kV 中光线2053开关、220kV备用线2056开关、220kV备用线2057开关、220kV中潭Ⅰ线2058开关、220kV中潭Ⅱ线2059开关、1号主变220kV 侧2001开关、220kV母联2012开关压板在投入。14.检查已按正式定值单投入220kV中路站220kV中新Ⅰ线全部保护(包括启动失灵、两套纵联保护)，停用220kV中新Ⅰ线2051开关重合闸。
15.按编号为“中路站XXXX临时”的临时定值单对220kV中新Ⅰ线2051开关RCS-923A保护的过流保护定值进行整定，并投入过流保护。
16.检查已按正式定值单投入220kV中路站220kV中新Ⅱ线全部保护(包括启动失灵、两套纵联保护)，停用220kV中新Ⅱ线2052开关重合闸。
17.按编号为“中路站XXXX临时”的临时定值单对220kV中新Ⅱ线2052开关RCS-923A保护的过流保护定值进行整定，并投入过流保护。
18.检查已按正式定值单投入220kV中路站220kV 金源线XX、220kV 中光线2053、220kV备用线2056、220kV备用线2057、220kV中潭Ⅰ线2058、220kV中潭Ⅱ线2059全部保护，并停用以上线路的重合闸。
19.检查220kV中路站220kV#1M母线PT二次空开在断开位置。20.检查220kV中路站220kV#2M母线PT二次空开在断开位置。
十一、启动试运行
220kV新兴站220kV中路Ⅰ线2057开关对220kV中路Ⅰ线充电 1.220kV新兴站：合上220kV中新Ⅰ线20572、20576刀闸。2.220kV中路站：合上220kV中新Ⅰ线20511、20516刀闸。
3.220kV新兴站：合上220kV中新Ⅰ线2057开关，对220kV中新Ⅰ线线路进行第一次充电，线路充电正常后不断开新兴站220kV中路Ⅰ线2057开关。
4.220kV中路站：测量220kV中新Ⅰ线线路 PT的二次电压，电压正常后合上线路PT二次电压空开。
220kV中路站220kV 1M、3M母线受电
5.220kV中路站：合上220kV #1M母线PT 219刀闸。
6.220kV中路站：合上220kV分段间隔20131刀闸、20133刀闸。
7.220kV中路站：合上220kV中新Ⅰ线2051开关对220kV #1M、#3M母线进行充电。8.220kV中路站：测量220kV #1M母线PT的二次电压和开口三角不平衡电压、相序，正常后投入220kV #1M母线PT二次空开。检查220kV中新Ⅰ线线路保护装置的电压及相序正确，各计量、测量电压及相序正确，用220kV中新Ⅰ线线路PT二次与220kV #1M母线PT二次电压核相正确，并把结果汇报启动试运行组组长。220kV中路站220kV #2M、#4M母线受电 9.220kV中路站：投入220kV母联充电保护。
10.220kV中路站：合上220kV母联20121刀闸、220kV母联20122刀闸、220kV 金源线XX、220kV中新Ⅱ线20522刀闸、220kV中光线20532刀闸、220kV备用线20562刀闸、220kV备用线20574刀闸、220kV中潭Ⅰ线20584刀闸、220kV中潭Ⅱ线20594刀闸、1号主变220kV侧20012刀闸。
11.220kV中路站：合上分段间隔220kV 20242刀闸、20244刀闸 12.220kV中路站：合上220kV #2M母线PT 229刀闸。
13.220kV中路站：合上220kV母联2012开关对220kV #2M、#4M充电，充电正常后退出220kV母联充电保护。
220kV中路站220kV #1M、#2M PT二次核相
14.220kV中路站：测量220kV #2M母线PT的二次电压和开口三角不平衡电压、相序，正确后投入220kV #2M母线PT二次空开，并用220kV #1M、#2M母线PT二次电压进行核相，正确后进行二次电压并列、解列试验，试验完成后向中调汇报结果。220kV中路站中新Ⅱ线2052开关对中新Ⅱ线线路充电 15.中路站：合上中新Ⅱ线20526刀闸。
16.中路站:合上中新Ⅱ线2052开关，对中新Ⅱ线线路充电两次，每次带电5分钟，间隔5分钟。第一次充电的同时220kV中路站和220kV新兴站及时测量220kV中新Ⅱ线线路PT二次电压正常。中路站合上中新Ⅱ线2052线路PT二次空开，并与220kV母线PT二次电压核相正确。220kV新兴站中新Ⅱ线2052线路PT二次电压与220kV母线PT二次电压核相正确。第二次充电正常后断开中路站中新Ⅱ线2052开关。
17.220kV中路站：断开220kV母联2012开关。18.220kV中路站：拉开220kV母联20121、20122刀闸。
220kV新兴站220kV中新Ⅱ线2053开关对220kV中新Ⅱ线进行第三次充电 19.220kV新兴站：合上220kV中新Ⅱ线20532、20536刀闸。
20.220kV新兴站：合上220kV中新Ⅱ线2053开关，对中新Ⅱ线第三次充电，充电正常后不再断开220kV中新Ⅱ线2053开关。220kV中路站用220kV中新Ⅱ线2052开关对220kV #2M、#4M母线充电及二次电压核相
21.220kV中路站：合上220kV中新Ⅱ线2052开关，对220kV中路站220kV #2M母线充电。
22.220kV中路站：用220kV #1M母线PT与220kV #2M母线PT进行核相，核相正确后向中调汇报。
23.220kV中路站：合上220kV母联20121、20122刀闸。24.220kV中路站：合上220kV母联2012开关。
220kV中路站220kV中新Ⅰ线2051开关、220kV中新Ⅱ线2052开关同期试验 25.220kV中路站：断开220kV中新Ⅰ线2051开关。26.220kV中路站：同期合上220kV中新Ⅰ线2051开关。27.220kV中路站：断开220kV中新Ⅱ线2052开关。
28.220kV中路站：拉开2220kV中新Ⅱ线20522刀闸，合上220kV中新Ⅱ线20521刀闸。
29.220kV中路站：同期合上220kV中新Ⅱ线2052开关。
220kV新兴站220kV中新Ⅰ线2057开关、220kV中新Ⅱ线2053开关同期试验 30.220kV新兴站：断开220kV中新Ⅰ线2057开关。31.220kV新兴站：同期合上220kV中新Ⅰ线2057开关。32.220kV新兴站：断开220kV中新线2053开关。33.220kV新兴站：同期合上220kV中新Ⅱ线2053开关。
220kV中路站：220kV 金源线、220kV中光线2053、220kV中潭Ⅰ线2058、220kV中潭Ⅱ线2059、220kV备用线2056、220kV备用线2057间隔带电试运行。34.220kV中路站：合上220kV金源线XX刀闸
35.220kV中路站：合上220kV金源线XX，带电试运行24小时。36.220kV中路站:合上220kV中光线2053开关，带电试运行24小时。37.220kV中路站：合上220kV中潭Ⅱ线20596刀闸。
38.220kV中路站:合上220kV中潭Ⅱ线2059开关，带电试运行24小时。39.220kV中路站：合上220kV备用线20566刀闸。
40.220kV中路站:合上220kV备用线2056开关，带电试运行24小时。41.220kV中路站：合上220kV中潭Ⅰ线20586刀闸。
42.220kV中路站:合上220kV中潭Ⅰ线2058开关，带电试运行24小时。43.220kV中路站：合上220kV备用线20576刀闸。
44.220kV中路站:合上220kV备用线2057开关，带电试运行24小时。
220kV中路站#1主变及10kV母线充电试运行（220kV中路站#1主变、110kV及以下电压等级设备启动试运行方案另写，由防城港供电局负责投运）。220kV中新Ⅰ线2051带负荷判方向
45.220kV中路站：在#1主变带负荷前，向中调申请#1主变带负荷，中调许可后执行以下操作。
46.220kV中路站：断开220kV中新Ⅱ线2052开关。
47.退出220kV中新Ⅰ线两侧主一保护的纵联保护投入功能压板。220kV中路站：#1主变、220kV中新Ⅰ线带负荷后，进行负荷判方向
48.220kV中路站：220kV中新Ⅰ线带负荷后，对220kV中新Ⅰ线保护及测量、计量、录波器等带负荷判方向工作，对中路站220kV母差保护带负荷判极性。49.220kV中新Ⅰ线保护方向正确后，投入220kV中新Ⅰ线两侧主一保护的纵联保护投入功能压板。
50.220kV中路站：将220kV中新Ⅰ线2051开关RCS-923A保护定值恢复为正常运行定值，退出220kV中新Ⅰ线2051开关RCS-923A保护的过流保护。220kV中路站：中新Ⅱ线进行负荷判方向
51.退出220kV中新Ⅱ线两侧主一保护的纵联保护投入功能压板。52.220kV中路站：同期合上220kV中新Ⅱ线2052开关。53.220kV中路站：断开220kV中新I线2051开关。
54.220kV中路站：对220kV中新Ⅱ线保护及测量、计量、录波器等带负荷判方向工作，对中路站220kV母差保护带负荷判极性。
55.220kV中新Ⅱ线保护方向正确后，投入220kV中新Ⅱ线两侧主一保护的纵联保护投入功能压板。
56.220kV中路站：将220kV中新Ⅱ线2052开关RCS-923A保护定值恢复为正常运行定值，退出220kV中新Ⅱ线2052开关RCS-923A保护的过流保护。
57.220kV新兴站：将220kV中新Ⅱ线2053开关RCS-923A保护定值恢复为正常运行定值，退出220kV中新Ⅱ线2053开关RCS-923A保护的过流保护。
220kV中路站：220kV金源线XX、220kV中新Ⅰ线2051、220kV中新Ⅱ线2052、220kV中光线2053、220kV中潭Ⅰ线2058、220kV中潭Ⅱ线2059、220kV备用线2056、220kV备用线2057刀闸等电位切换试验。
58.220kV中路站：同期合上220kV中新I线2051开关。
59.220kV中路站：投入220kV母线保护投单母运行压板，断开220kV母联2012开关控制电源。
60.220kV中路站：合上220kV金源线XX刀闸 61.220kV中路站：合上220kV金源线XX刀闸 62.220kV中路站：合上220kV中新Ⅰ线20512刀闸。63.220kV中路站：拉开220kV中新Ⅰ线20511刀闸。64.220kV中路站：合上220kV中新Ⅰ线20511刀闸。65.220kV中路站：拉开220kV中新Ⅰ线20512刀闸。66.220kV中路站：合上220kV中新Ⅰ线20512刀闸。67.220kV中路站：拉开220kV中新Ⅰ线20511刀闸。68.220kV中路站：合上220kV中新Ⅱ线20521刀闸。69.220kV中路站：拉开220kV中新Ⅱ线20522刀闸。70.220kV中路站：合上220kV中新Ⅱ线20522刀闸。71.220kV中路站：拉开220kV中新Ⅱ线20521刀闸。72.220kV中路站：合上220kV中光线20531刀闸。73.220kV中路站：拉开220kV中光线20532刀闸。74.220kV中路站：合上220kV中光线20532刀闸。75.220kV中路站：拉开220kV中光线20531刀闸。76.220kV中路站：合上220kV备用线20561刀闸。77.220kV中路站：拉开220kV备用线20562刀闸。78.220kV中路站：合上220kV备用线20562刀闸。79.220kV中路站：拉开220kV备用线20561刀闸。80.220kV中路站：合上220kV备用线20573刀闸。81.220kV中路站：拉开220kV备用线20574刀闸。82.220kV中路站：合上220kV备用线20574刀闸。83.220kV中路站：拉开220kV备用线20573刀闸。84.220kV中路站：合上220kV中潭I线20583刀闸。85.220kV中路站：拉开220kV中潭I线20584刀闸。86.220kV中路站：合上220kV中潭I线20584刀闸。87.220kV中路站：拉开220kV中潭I线20583刀闸。88.220kV中路站：合上220kV中潭Ⅱ线20593刀闸。89.220kV中路站：拉开220kV中潭Ⅱ线20594刀闸。90.220kV中路站：合上220kV中潭Ⅱ线20594刀闸。91.220kV中路站：拉开220kV中潭Ⅱ线20593刀闸。
92.220kV中路站：合上220kV母联2012开关控制电源，退出220kV母线保护投单母运行压板。
220kV新兴站220kV中新Ⅱ线2053间隔刀闸等电位切换试验。
93.220kV新兴站：投入220kV母线保护投单母运行压板，断开220kV母联2002开关控制电源。
94.220kV新兴站：合上220kV中新Ⅱ线20531刀闸。95.220kV新兴站：断开220kV中新Ⅱ线20532刀闸。96.220kV新兴站：合上220kV中新Ⅱ线20532刀闸。97.220kV新兴站：断开220kV中新Ⅱ线20531刀闸。
98.220kV新兴站：退出220kV母线保护投单母运行压板，合上220kV母联2002开关控制电源。
220kV新兴站调整为正常运行方式（由中调下令）
220kV中路站#1主变和110kV及以下电压等级设备启动结束后，220kV中路站调整为正常运行方式（由中调下令）
99.220kV中新Ⅰ线、220kV中新Ⅱ线、220kV中光线进行24小时试运行结束后，继续保持运行。
100.24小时运行结束后，220kV中潭Ⅰ线2058、220kV中潭Ⅱ线2059、220kV备用线2056、220kV备用线2057开关由运行状态转为冷备用状态。保护检查及有关运行方式安排 1.220kV中路站：检查220kV中新Ⅰ线、220kV中新Ⅱ线两侧保护、220kV母线保护已按正常方式投入运行。
2.新设备24小时试运行期间应有供电局值班员在场，试运行结束后，现场值班员必须汇报中调值班调度员。
3.线路24小时试运行结束后，投入220kV中新Ⅰ线、220kV中新Ⅱ线、两侧开关综重。
十二、安全措施及注意事项
1.所有参加启动试运行的人员必须遵守《电力安全工作规程》。
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，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。
3.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。
4.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。
5.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后方能进行下一个项目的工作。
6.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。
7.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。
十三、启动试验全部工作完成，经24小时试运行正常后，220kV中路站本次启动范围设备分别交由运行单位维护。
十四、有关厂站的电气主接线图
1：220kV中路变电站 2：220kV新兴变电站 3：220kV光岭变电站
第二篇：嘉园变电站启动试运行方案
110kV嘉园电站启动试运行方案
一、工程概况
1、新建110kV嘉园变电站工程由桂林供电局作为项目代业主，由广西丰源电力勘察设计有限责任公司设计，土建、电气、通信部分由桂林漓昇电力建设有限责任公司负责施工，由广西正远电力工程建设监理有限责任公司监理。本次试运行包括嘉园站所有电气一、二次设备。
2、电气主接线： 110kV采用内桥接线，10kV为单母线分段形式。
3、变压器：1台50MVA变压器，电压等级为110/10kV。4、110kV配电装置：飞嘉线113间隔、飞嘉侯线间隔、桥100间隔、1号主变1014间隔、I段母线、II段母线。5、10kV配电装置（共18面固定开关柜）：1号主变901开关柜，Ⅰ段母线PT 0951柜，备用9001隔离柜，备用 911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关柜、电容器Ⅰ930开关柜，电容器Ⅱ950开关柜，1号站用变910 开关柜。
6、无功补偿：10kV装设2组容量分别为4200Kvar和6000Kvar户外并联补偿电容器。
7、站用变及消弧线圈：1台1100/160 kVA接地变压器，电压等级为10kV/400V。
8、本期工程的二次部分安装了监控系统为深圳南瑞公司产品，采用计算机监控模式。110kV线路不设线路保护；110kV主变安装深圳南瑞公司生产的ISA387GA型差动保护、ISA388G型高、低后备保护、ISA361G型本体保护、ISA341GA型测控保护；10kV出线线路每回安装1套ISA351G型电流保护，两组电容器组均安装ISA359GD型电容器保护。直流系统为许继电源有限公司的直流产品。10kV出线安装了上海思源消弧线圈系统。低频低压装置采用南瑞稳定技术公司UFV-200A 型频率电压紧急控制装置
二、启动试运行风险分析及控制措施
风险分析：在投运过程中，如果出现设备故障或电网故障，存在飞虎站110kV母线失压的风险
控制措施：方式将安排腾空飞虎站110kVI段母线。
三、试运行前的准备工作
1、运行单位准备好操作用品、用具，消防器材配备齐全并到位，本次运行设备印制好编号。
2、所有启动试运行范围内的设备均按有关施工及验收规程、规定的要求进行安装调试，且经启动验收委员会工程验收组验收合格，并向启动验收委员会呈交验收结果报告，启动验收委员会认可已具备试运行条件。110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
3、变电站与桂林地调的通信开通，启动试运行设备的远动信息能正确传送到桂林地调。
4、启动试运行范围内的设备图纸及厂家资料齐全，有关图纸资料报送桂林地调。
5、启动试运行范围内的设备现场运行规程编写审批完成，并报公司生产技术部、安监部备案。
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桂林地调备案。
7、与启动试运行设备相关的厂家代表已经到位。8、2号站用变高压侧接入外来电源，已带电正常运行。
四、启动试运行范围
1.嘉园站（主变）：1号主变压器；
2.嘉园站（110kV部分）：110kV飞嘉侯线1143间隔，110kV飞嘉线113间隔，110kV Ⅰ段母线、Ⅱ段母线，110kV 桥100间隔，1号主变1014间隔；
3.嘉园站（10kV部分）：1号主变901开关柜，Ⅰ段母线PT 0951柜，10kVⅠ段母线，备用 911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关柜，电容器Ⅰ930开关柜，电容器Ⅱ950开关柜，1号站用变910开关柜，备用9001隔离柜； 4.嘉园站：全站二次设备；
五、启动试运行的项目
1.飞虎站110kV飞嘉侯线1141刀闸、110kV飞嘉线1151刀闸充电试运行
2.飞虎站110kV飞嘉侯线114开关对110kV飞嘉侯线、嘉园站110kV飞嘉侯线线路PT及110kVⅡ段母线充电试运行
3.飞虎站110kV飞嘉线115开关对110kV飞嘉线、嘉园站110kV飞嘉线线路PT充电试运行
4.嘉园站110kV桥100开关及110kVI段母线充电试运行、进行110kV侧核相及并列切换运行试验
5.嘉园站1号主变充电试运行；
6.嘉园站 10kV Ⅰ段母线及10kV Ⅰ段母线PT 0951开关柜充电试运行； 7.嘉园站 1号主变高压侧、低压侧带负荷判方向试验； 8.嘉园站110kV进线备自投试验；
9.嘉园站1号站用变及消弧线圈受电，进行400V备投试验； 10.嘉园站10kV各备用间隔充电试运行。110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
六、启动试运行时间安排
计划2011年 月 日～ 月 日
七、启动试运行指挥成员名单和电话 启动试运行指挥组组长： 启动试运行指挥组副组长：
八、启动试运行应具备的条件
1.新启动试运行的变电站与广西中调、桂林地调之间的通信能满足调度运行要求，启动试运行设备相关的远动信息能正常传送到广西中调和桂林地调。
2.所有启动试运行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
3.所有现场有关本次启动试运行设备的基建工作完工，已验收合格，并且临时安全措施拆除，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施工现场，现场具备送电条件。
4.运行单位就启动试运行设备已向广西中调和桂林地调报启动试运行申请。
5.启动试运行开始前，参加启动试运行有关人员应熟悉厂站设备、启动试运行方案及相关的运行规程规定。与启动试运行有关的运行维护单位应根据启动验收委员会批准的启动试运行方案，提前准备好操作票。
6.110kV嘉园站：确认飞嘉线 113间隔线路PT与线路电缆已经接好。7.110kV嘉园站：确认飞嘉侯线 114间隔线路PT与线路电缆已经接好。
九、启动试运行前系统运行方式要求、调度操作配合（在启动试运行前完成）
线路：检查110kV飞嘉线、110kV飞嘉侯线在冷备用状态。
飞虎站（腾空飞虎站110kV1号母线，为投运做准备。由地调值班调度员下令飞虎站值班员操作）：
1.检查飞虎站110kV母联100开关在运行状态； 2.检查飞虎站备用118开关在冷备用； 3.检查飞虎站备用117开关在冷备用；
4.检查飞虎站110kV苏虎麻百线113开关运行在110kV2号母线；
5.将飞虎站220kV1号主变101开关、110kV飞福线116开关由110kV1号母线倒至110kV2号母线运行
110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
6.断开飞虎站110kV母联100开关； 7.操作完毕，汇报启动试运行指挥组。嘉园站：
将嘉园站1号主变有载调压的档位置于1档；
十、启动前现场准备和设备检查
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，启动前完成。测量线路绝缘、核相 飞嘉线：
1.线路施工单位进行110kV飞嘉线线路绝缘及相关参数测量，合格后向试运行指挥组汇报。
飞嘉侯线：
2.线路施工单位进行110kV飞嘉侯线线路绝缘及相关参数测量，合格后向试运行指挥组汇报。
一次设备检查及准备
飞虎站（由地调值班调度员下令变电站值班员操作）
1.检查飞虎站110kV飞嘉线115、飞嘉侯线114开关均在断开位置； 2.检查飞虎站1151、1152、1153、1141、1142、1143刀闸均在断开位置； 3.检查飞虎站11517、11537、11538、11417、11437、11438地刀均在断开位置； 侯寨站（由地调值班调度员下令变电站值班员操作）4.检查侯寨站110kV飞嘉侯线173开关在断开位置； 5.检查侯寨站1731、1732、1733、1735刀闸均在断开位置； 6.检查侯寨站17318、17338、17337地刀均在断开位置；
嘉园站（由启动试运行组组长下令变电站值班员，操作完后汇报调度员）
7.检查嘉园站113、100、901、930、950、910、911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关均在断开位置；
8.检查嘉园站1131、1133、1014、1001、1002、1143、1010、0951、9001、9303、9503、9100刀闸均在断开位置；
9.检查嘉园站901、0951、930、950、910、911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953、9001手车均在试验位置； 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
10.检查嘉园站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地刀均断开位置；所有间隔无异物、无接地线； 11.检查确认嘉园站所有10kV备用开关柜线路均未接入。二次设备检查及准备
飞虎站（由地调值班调度员下令变电站值班员操作）
12.投入飞虎站110kV飞嘉侯线114开关的保护电源、测控电源、控制电源、保护交流电压空开、测控交流电压空开、电机电源等电源；
13.按正常方式投入飞虎站110kV飞嘉侯线114开关保护连接片；
14.按地调下达的编号为2011286定值单对飞虎站110kV飞嘉侯线114开关保护进行整定；将飞虎站110kV飞嘉侯线114开关保护切至“退方向充电定值区”。该项工作在启动试运行前完成；
15.退出飞虎站110kV飞嘉侯线114开关的重合闸；
16.投入飞虎站110kV母线保护出口跳110kV飞嘉侯线114开关连接片；
17.投入飞虎站110kV飞嘉线115开关的保护电源、测控电源、控制电源、保护交流电压空开、测控交流电压空开、电机电源等电源；
18.按正常方式投入飞虎站110kV飞嘉线115开关保护连接片；
19.按地调下达的编号为2011276定值单对飞虎站110kV飞嘉线115开关保护进行整定；将飞虎站110kV飞嘉线115开关保护切至“退方向充电定值区”。该项工作在启动试运行前完成；
20.退出飞虎站110kV飞嘉线115开关的重合闸；
21.投入飞虎站110kV母线保护出口跳110kV飞嘉线115开关连接片；
110kV嘉园站（由启动试运行组组长下令变电站值班员操作，操作完后汇报调度员）22.分别投入嘉园站110kV 飞嘉线113间隔、110kV桥100开关柜、110kV飞嘉侯线1143间隔、1号主变1014间隔、1号主变低压侧901开关柜、1号主变本体及其附属设备的保护电源、测控电源、控制电源、保护交流电压空开、测控交流电压空开、电机电源等电源；投入有载调压电源；
23.按地调下达的编号为2011264的定值单投入嘉园站110kV 1号主变全部保护；1号主变重瓦斯、有载调压重瓦斯投跳闸，轻瓦斯投信号，压力释放投信号、油压速动投信号、温度超高投信号、油位异常投信号；按地调下达的编号为2011386的定值单对1号主变保护 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
进行定值整定并另存至临时充电定值区，并将嘉园站1号主变定值切至本临时充电定值区。该项工作在启动试运行前完成；
24.分别投入嘉园站10kV备用 911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关柜、10kV 1号站变910开关柜、10kV电容器Ⅰ 930开关柜、10kV电容器Ⅱ 950开关柜、10kVⅠ段母线PT 0951开关柜、10kV备用9001隔离柜的保护电源、测控电源、控制电源、保护交流电压空气、测控交流电压空开、电机电源等电源；
25.按正常方式投入嘉园站10kV 备用911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关保护相关连接片；
26.按定值单2011268分别投入嘉园站10kV备用 911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关保护；
27.退出嘉园站10kV备用 911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关的重合闸；
28.按正常方式投入嘉园站10kV 1号站变910保护相关连接片； 29.按定值单2011267投入嘉园站10kV 1号站变910开关保护；
30.按正常方式投入嘉园站10kV电容器Ⅰ 930、10kV电容器Ⅱ 950测控相关连接片； 31.按定值单2011265、2011266分别投入嘉园站10kV电容器Ⅰ 930、10kV电容器Ⅱ 950开关保护；
32.小电流选线系统：投入嘉园站消弧线圈自动控制系统保护电源、风机电源等； 33.频率紧急控制系统：投入嘉园站低频低压减载装置电源。
注意：启动试运行前操作配合工作完成后，要采取措施保证启动试运行设备的状态不改变
十一、启动试运行步骤
飞虎站110kV飞嘉侯线1141刀闸、110kV飞嘉线1151刀闸充电试运行 34.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉侯线1141、110kV飞嘉线1151刀闸；
35.地调下令：合上飞虎站110kV母联100开关，对220kV飞虎站：110kV 1号母线、110kV飞嘉侯线1141刀闸、110kV飞嘉线1151刀闸充电；
飞虎站110kV飞嘉侯线114开关对110kV飞嘉侯线、嘉园站110kV飞嘉侯线线路PT及110kVⅡ段母线充电试运行
36.地调下令：检查飞虎站110kV飞嘉侯线1141刀闸合上； 37.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉线1143刀闸；
38.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉侯线114开关，对110kV飞嘉侯线线路充电2次，110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
每次充电5分钟，第1次充电的同时在飞虎站测量110kV飞嘉侯线线路PT的二次电压，正常后合上飞虎站的110kV飞嘉侯线线路PT的二次空气开关，并在飞虎站主控室进行110kV飞嘉侯线线路PT二次电压测量后与110kV 2号母线PT二次电压核相；在嘉园站测量110kV飞嘉侯线线路PT 的二次电压、相序及开口三角不平衡电压，正常后合上嘉园站的110kV飞嘉侯线线路PT 的二次空气开关，并在嘉园站主控室进行110kV飞嘉侯线路PT 二次电压、相序及开口三角不平衡电压测量，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组。第2次充电结束后，断开飞虎站110kV飞嘉侯线114开关； 39.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉侯线1143刀闸； 40.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV桥1002刀闸；
41.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉侯线114开关，对110kV飞嘉侯线线路进行第3次充电，同时对嘉园站110kV飞嘉侯线1143刀闸、110kV桥1002刀闸及110kVⅡ段母线充电。线路充电正常后不再断开飞虎站110kV飞嘉侯线114开关；
飞虎站110kV飞嘉线115开关对110kV飞嘉线、嘉园站110kV飞嘉线线路PT充电试运行 42.地调下令：检查飞虎站110kV飞嘉线1151刀闸合上； 43.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉线1153刀闸；
44.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉线115开关，对110kV飞嘉线线路充电2次，每次间隔5分钟，第1次充电的同时在220kV飞虎站测量110kV飞嘉线线路PT的二次电压，正常后合上飞虎站110kV飞嘉线线路PT的二次空气开关，并在飞虎站主控室进行110kV飞嘉线线路PT二次电压测量后与110kV2号母线PT二次电压核相；在嘉园站测量110kV飞嘉线线路PT 的二次电压、相序及开口三角不平衡电压，正常后合上110kV嘉园站的110kV飞嘉线线路PT的二次空气开关，并在110kV嘉园站主控室进行110kV飞嘉线线路PT二次电压、相序及开口三角不平衡电压测量，用110kV飞嘉侯线线路PT 二次电压与110kV飞嘉线线路PT 二次电压核相，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组，第2次充电正常后断开飞虎站110kV飞嘉线115开关；
45.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉线1131、1133刀闸；
46.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉线115开关，对110kV飞嘉线线路进行第3次充电，同时对嘉园站110kV飞虎线1133刀闸充电。线路充电正常后不再断开飞虎站110kV飞嘉线115开关；
嘉园站110kV桥100开关及110kVI段母线充电试运、进行110kV侧核相及并列切换运行试验 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
47.启动试运行组长下令：嘉园站110kV桥开关测控、备自投及电压切换柜将“1LP1 桥开关备自投投退”压板“1LP2 进线备自投投退”压板置于“退出”位置，备自投装置上的“充电”指示显示未充电，检查装置显示正确；
48.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV桥1001刀闸；
49.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉线113开关，对110kV桥1001刀闸及110kVI段母线充电；
50.地调下令：断开飞虎站110kV飞嘉侯线114开关；
51.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV桥100开关，在110kV嘉园站主控室进行110kV飞嘉侯线线路PT 二次电压、相序及开口三角不平衡电压测量，用110kV飞嘉线线路PT二次电压与110kV飞嘉侯线线路PT 二次电压核相，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组；
52.启动试运行组长下令：在嘉园站110kV桥开关测控、备自投及电压切换柜将“2BK 110kV电压并列/远控把手”切至“并列”，对110kV飞嘉线线路PT 二次与110kV飞嘉侯线线路PT 二次电压回路进行并列切换试验，试验结束正确后将结果汇报启动试运行指挥组； 53.启动试运行组长下令：断开嘉园站110kV桥100开关； 54.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉侯线114开关； 嘉园站1号主变充电试运行
55.启动试运行组长下令：断开嘉园站110kV飞嘉线113开关； 56.启动试运行组长下令：检查嘉园站1号主变的档位在1档；
57.启动试运行组长下令：合上嘉园站1号主变中性点1010中性点刀闸； 58.启动试运行组长下令：无压下合上嘉园站1号主变1014刀闸；
59.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉线113开关，对1号主变进行4次全电压冲击，第1次持续时间10分钟，以后每次间隔5分钟，带电持续5分钟。冲击合闸时应测量主变励磁涌流，主变冲击合闸时派专人到变压器旁监听，发现异常立即汇报试运行负责人。第4次冲击后断开嘉园站110kV飞嘉线113开关；
60.启动试运行组长下令：将嘉园站1号主变低压侧901开关手车由试验位置摇到工作位置；
61.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉线113开关，对1号主变进行第5次冲击，第5次冲击后不再断开110kV飞嘉线113开关；
嘉园站 10kV Ⅰ段母线及10kV Ⅰ段母线PT 0951开关柜充电试运行 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
62.启动试运行组长下令：将嘉园站10kV备用911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关手车、10kV电容器I930、10kV电容器II950开关手车、10kV1号站用变910开关手车、10kVI段母线电压互感器0951、9001隔离手车由试验位置摇到工作位置；
63.启动试运行组长下令：合上嘉园站1号主变低压侧901开关，对10kV Ⅰ段母线及10kV Ⅰ段母线PT 0951、9001隔离手车、911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953、910、930、950开关手车充电试运行；
64.启动试运行组长下令：在嘉园站10kV Ⅰ段母线PT柜测量10kV Ⅰ段母线PT二次电压、相序及开口三角不平衡电压，测量正确后投入PT二次空开，并在110kV嘉园站主控室测量10kV Ⅰ段母线二次电压、相序及开口三角不平衡电压，用110kV飞嘉线线路PT与10kV Ⅰ段母线PT进行二次核相，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组； 65.地调下令：退出飞虎站110kV母线差动保护；
66.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV桥100开关； 嘉园站 1号主变高压侧、低压侧带负荷判方向试验
67.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV电容器Ⅰ9303刀闸； 68.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV电容器Ⅱ9503刀闸； 69.启动试运行组长下令：退出嘉园站1号主变差动保护；
70.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV电容器Ⅰ930开关对10kV电容器Ⅰ冲击受电，冲击三次，每次间隔5分钟，第3次冲击合闸后，断开电容器Ⅰ 930开关。充电时设专人在电容器旁监视，由桂林供电局派人测量谐波，冲击时注意监视10kV母线电压，若有异常，及时调整10kV母线电压。第一次充电时测量1号主变高、低压侧二次电流及相量判别，检查1号主变差动保护差流。正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组；
71.地调下令：对飞虎站110kV飞嘉线115开关带负荷判方向，正确后；（请生技部安排人员）
72.地调下令：对飞虎站110kV母差保护判差流与极性。正确后；（请生技部安排人员）73.启动试运行组长下令：对嘉园站1号主变差动保护判差流及极性，并对1号主变高、低后备保护判方向，正确后；
74.地调下令：投入飞虎站110kV母差保护（注意投入飞虎站110kV母差保护跳115开关保护出口压板）；
75.地调下令：将飞虎站110kV飞嘉线115开关保护定值切至正常运行定值区 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
76.地调下令：将飞虎站110kV飞嘉侯线114开关保护定值切至正常运行定值区 77.启动试运行组长下令：投入嘉园站1号主变差动保护功能； 78.启动试运行组长下令：将嘉园站1号主变定值切至正常运行定值区 79.启动试运行组长下令：断开嘉园站10kV电容器Ⅰ930开关；
80.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV电容器Ⅱ950开关对10kV电容器Ⅱ冲击受电，冲击三次，每次间隔5分钟；充电时设专人在电容器旁监视，由桂林供电局派人测量谐波，冲击时注意监视10kV母线电压，若有异常，及时调整10kV母线电压； 81.合上嘉园站10kV电容器I930开关；
嘉园站110kV进线备自投试验（嘉园站在备自投试验过程中，如备投不成功，应由调度下令恢复备投试验前的运行方式，待查明原因，并消除缺陷后，经地调、启动委员会同意后方可继续进行启动试运行备投试验。）进线备投方式1
82.启动试运行组长下令：断开嘉园站110kV飞嘉线113开关；
83.启动试运行组长下令：按编号为2011387的定值单投入嘉园站110kV备自投（在嘉园站110kV桥开关测控、备自投及电压切换柜将“1LP2 进线备自投投退”压板置于“投入”位置，检查备自投装置上的“充电”指示显示充电，装置显示正确）； 84.地调下令：向地调申请断开飞虎站110kV飞嘉侯线114开关；
85.启动试运行组长下令：嘉园站电容器Ⅰ、电容器Ⅱ失压保护应动作跳开10kV电容器Ⅰ930、10kV电容器Ⅱ950开关；
86.启动试运行组长下令：嘉园站110kV备自投装置应动作跳开嘉园站110kV桥100开关，合上110kV飞嘉线113开关；（注110kV飞嘉侯线无开关，由110kV桥100开关代替）87.启动试运行组长下令：备自投正确动作后向地调申请合上飞虎站110kV飞嘉侯线114开关； 进线备投方式2
88.启动试运行组长下令：检查110kV备自投装置充电正常；
89.启动试运行组长下令：间隔五分钟后，合上嘉园站10kV电容器Ⅰ930、10kV电容器Ⅱ950开关。
90.地调下令：向地调申请断开飞虎站110kV飞嘉线115开关；
91.启动试运行组长下令：嘉园站电容器Ⅰ、电容器Ⅱ失压保护应动作跳开10kV电容器Ⅰ930、10kV电容器Ⅱ950开关 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
92.启动试运行组长下令：嘉园站110kV备自投装置应动作跳开嘉园站110kV飞嘉线113开关，合上110kV桥100开关；（注110kV飞嘉侯线无开关，由110kV桥100开关代替）备自投试验结束；
93.地调下令：向地调申请合上飞虎站110kV飞嘉线115开关； 94.启动试运行组长下令：同期合上嘉园站110kV飞嘉线113开关； 95.启动试运行组长下令：断开嘉园站110kV桥100开关； 嘉园站1号站用变及消弧线圈受电，进行400V备投试验
96.启动试运行组长下令：检查核实嘉园站站内电源由10kV 2号站用变供电；
97.启动试运行组长下令：检查嘉园站400V进线柜1QS刀闸、1QF断路器在分位；2QS刀闸、2QF断路器在合位；
98.启动试运行组长下令：检查嘉园站400V进线柜ATS双电源自动切换装置“Ⅰ”在分位，“Ⅱ”在合位，其控制方式为“手动操作切换”。
99.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV 1号站用变910开关对10kV 1号站用变充电； 100.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV 1号消弧线圈9100刀闸对10kV 1号消弧线圈充电； 101.启动试运行组长下令：在嘉园站400V进线柜测量10kV 1号站用变低压侧电压及相序，正确后； 102.启动试运行组长下令：合上嘉园站400V进线柜1QS刀闸、1QF断路器，对1号站用变400V电压与2号站用变400V电压核相，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组； 103.启动试运行组长下令：检查嘉园站ATS双电源自动切换装置切换方式为“切换无优先”，将其控制方式切至为“自动投入切换”。104.启动试运行组长下令：断开嘉园站2QF断路器，ATS双电源自动切换装置应自动切至“Ⅰ”位；合上低压进线柜2QF断路器，断开1QF断路器，ATS双电源自动切换装置应自动切至“Ⅱ”位； 105.启动试运行组长下令：400V带负荷备投试验结束后，站内用电由1号站用变供电；
嘉园站10kV各备用间隔充电试运行 106.107.108.109.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用911开关，对911空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用912开关，对912空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用913开关，对913空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用914开关，对914空开关柜充电； 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
110.111.112.113.114.115.116.117.118.119.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用915开关，对915空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用916开关，对916空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用917开关，对917空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用918开关，对918空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用919开关，对919空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用951开关，对951空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用952开关，对952空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用953开关，对953空开关柜充电； 启动试运行组长下令：按照调度定值2011411投入低频低压减载装置； 启动试运行组长下令：拉开嘉园站1号主变110kV中性点1010地刀
系统运行方式调整（由值班调度员下令）120.121.运行 122.123.124.125.地调下令：投入飞虎站110kV飞嘉线115开关重合闸检无压，有压自动转同期 地调下令：投入飞虎站110kV飞嘉侯线114检无压，有压自动转检同期 地调下令：将侯寨站110kV飞嘉侯线173开关由冷备用转运行状态 地调下令：断开飞虎站110kV母联100开关。地调下令：检查飞虎站110kV母联100开关运行正常
地调下令：将飞虎站110kV飞嘉线115开关由110kV1号母线倒至110kV2号母线投运结束24小时后将嘉园站10kV备用953、备用952、备用951、备用919、备用918、备用917、备用916、备用915、备用914、备用913、备用912、备用911开关由运行转冷备用
十二、安全措施及注意事项
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》等规程、规范。2.启动试运行的各项操作及试验须提前向调度部门申请，同意后方可实施。3.启动试运行的试验和操作人员，应严格按照试运行指挥系统的命令进行工作。4.启动试运行方案由地调值班调度员按方案有关程序执行，对只涉及嘉园站新设备启动试运行部分操作，可委托启动试运指挥组长（副组长）负责指挥操作，但须明确委托指挥操作范围、内容等事宜及汇报要求；启动试运行设备现场的操作须按规定填写操作票，操作票的填写及操作由运行单位负责，操作过程由运行、施工单位共同监护。
5.启动试运行期间的有关试验工作至少由两名试验人员进行，试验人员需要在一次设备 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
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。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。
7.启动试运行期间启动试运行设备如发生故障需处理,须经启动委员会同意后方可实施，故障处理前须做好安全措施，消缺后经启动委员会同意后继续进行启动试运行；试运行过程中如果正在启动试运行设备出现重大故障或充电的电源开关跳闸，应暂停试运行并立即向地调及启动委员会汇报，经地调许可，可立即断开重大故障设备的电源开关，避免设备损坏。
8.启动试运行期间，如110kV飞嘉线、110kV飞嘉侯线对侧开关跳闸，应暂停试运行并立即向地调及启动委员会汇报，由地调指挥处理，待查明跳闸原因，并消除缺陷后，经地调、启动委员会同意后方可继续进行启动试运行：
9.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。
10.嘉园站在备自投试验过程中，如备投不成功，应由调度下令恢复备投试验前的运行方式，待查明原因，并消除缺陷后，经地调、启动委员会同意后方可继续进行启动试运行备投试验。
十三、启动试验全部工作完成，经24小时试运行正常后，嘉园站本次启动范围设备交由运行单位维护。
1、启动试运行工作结束后，将变电站实际运行状态情况汇报广西电力调度通信中心及桂林供电局地调。
2、启动试运行工作结束，经24小时试运行正常后，所有本次启动试运行范围设备移交给桂林供电局运行维护管理，运行方式和各种继电保护的最终投切由广西电力调度通信中心、桂林供电局地调按各自管辖范围确定。
十四、有关厂站及电气主接线图和试验接线图 附件1：110kV嘉园站一次主接线图见附图1； 附件2：220kV飞虎变电站一次主接线图见附图2； 附件3：220kV侯寨变电站一次主接线图见附图3。
第三篇：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
第四篇：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。
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
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
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
3.3.7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。
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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
第五篇：变电站启动应急方案
京能赛汗风电220KV变电站启动试验事故应急方案
一、设备概况
京能赛汗风电场220KV变电站全站有120MVA主变压器一台、220KV出线一条、220KV系统为单元接线方式、35KV主接线形式为单母线接线、包括1台所用变和一组SVG动态无功补偿装置、电缆出线4条，全站采用综合自动化管理。
本次启动范围：
220KV赛温线；京能赛汗风电变电站220KV母线、1#主变、35KV系统和1#所变。
二、启动前应具备的条件：
1、所有电气一次设备全部安装调试完毕，并验收合格；
2、所有电气二次设备全部安装调试完毕，并验收合格；
3、所有临时接地线均已拆除，刀闸、接地刀闸均应在断开位置；
4、启动委员会成立，京能赛汗风电变电站运行工作安排就绪；
5、消防设施齐全，按照制图摆放就位，站内通讯畅通（尤其是对内蒙中调和锡盟区调的调度台电话通讯畅通，录音系统完好能够正常录音）；
6、综合自动化系统已安装调试完毕，并验收合格；
7、各保护定值已按调度要求整定完毕，并做了传动试验。
三、启动试验进程中预想事故及应对措施： 1、220KV母线充电：
1）、我站220KV母线PT219入、赛温线出口2516刀闸入、2511 刀闸入、开关251合，赛温线251开关给220KV系统充电。2）、母线PT冒烟、爆炸或有其他异常声音及剧烈震动。3）、立即停止启动程序，立即切开251断路器后拉开2516和2511隔离开关，拉开219隔离开关，并通知内蒙中调说明原因，用验电器对母线PT进行验电确无电压后合入2197PT接地刀闸，对母线PT进行全面检查。
2、1#主变充电：
1）、如母线充电过程中无异常现象发生，所有程序进展顺利：给上并检查1#主变两侧开关控制电源、合闸电源、保护电源、风冷电源、有载调压电源，按调度要求投入1#主变压器主保护及后备保护；合2516、2511隔离开关，合赛温线251断路器给1#主变压器充电。
2）、1#主变压器冒烟，重瓦斯及差动保护动作，1#主变251开关跳闸；或套管爆炸差动保护动作，1#主变301开关跳闸。3）、立即停止启动试验程序，开启1#主变压器风冷装置，拉开2516、2511刀闸，切开1#主变压器两侧开关控制电源、合闸电源、保护电源、有载调压电源，用验电器对1#主变引线进行验电确无电压后，对1#主变进行全面检查后通知内蒙中调说明原因。3、35KV系统I母线带电
1）、如1#主变压器充电过程中无异常现象发生，所有程序进展顺利：合35KV I段PT刀闸319，合1#主变压器35KV侧出线开关301为35KV I段母线充电。2）、母线PT冒烟、爆炸或有其他异常声音及剧烈震动，1#主变压器低压侧后备保护动作，301开关跳闸；
3）、立即停止启动程序并拉开35KV 母线PT刀闸319，立即用验电器对母线PT进行验电确无电压后，对母线PT进行全面检查。
4、对35KV、SVG动态无功补偿装置充电
1）、分别合入35KV电容器出口开关357对电容器进行充电试验。2）、35KV电容器冒烟、爆炸，电容器保护动作，电容器出口开关跳闸。
3）、立即停止启动程序并切开35KV 母线出口开关357，拉开电容器3576甲和3576乙隔离开关，合入故障电容器接地放电刀闸将电容器完全放电，完全放电5分钟后接地刀闸在合闸位置。用验电器对故障电容器进行验电确认无电后，对故障电容器进行全面检查。
5、投入1#所用变
1）、如35KV 母线带电过程中无异常现象发生，所有程序进展顺利：则检查1#所用变低压侧开关在断开位置，低压分段开关在合入位置。投入所用变351开关的控制电源、保护电源、及操作电源，投入保护压板。拉开10KV备用变低压侧462开关和高压侧961开关。合1#所用变35KV侧开关351，对1#所用变进行充电。
2）、1#所用变高压侧开关351爆炸或1#所用变本体冒烟、爆炸或有 剧烈震动或有异常声音，1#所用变保护动作，所用变高压侧开关351跳闸，全站380低压系统失电，事故照明动作，全站操作及照明系统由蓄电池供电。
3）、立即停止启动程序并切开1#主变低压侧301断路器，并将小车摇到试验位置，切开1#所用变低压侧开关461并将小车开关摇到试验位置，用验电器对事故元件进行验电确认无电后，对事故元件进行全面检查。
4）、1#所用变及高压侧开关351操作完毕完全停电后，合上10KV备用变10KV侧961开关、合入低压侧462开关恢复站用电。
四、试运行24小时期间的安全措施：
1、试运行期间如发生上述或其他事故，除执行上述规定的操作外，由当值值长对事故作出准确判断，立即报告试运指挥部并根据具体情况作出紧急处理；
2、做好试运期间的安全、消防、保卫工作；
3、正对试运期间的特殊情况，当值值长适当增加安排巡回检查时间及密度并做好记录，实时检查设备运行情况，确保设备安全稳定运行；
4、严格执行操作票制度；
5、操作前进行模拟操作，经确认正确后，方可操作。
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