第一篇：风电启动验收报告
1工程概况.............................................................................................................2 2工程施工总进度和已完成工程形象................................................................2 3施工质量管理....................................................................................................3 3.1施工质量管理机构、人员及质量保证体系...................................................................3 3.1.1项目部管理机构和质量保证体系...........................................................................3 3.2施工质量控制程序及管理措施.......................................................................................4 3.2.1 施工质量控制程序..................................................................................................4 3.2.2 质量管理保证措施..................................................................................................5 4单元工程质量施工工艺、质量控制程序及管理措施....................................6 4.1单元工程的施工工艺.......................................................................................................6 4.1.1 施工工艺流程..........................................................................................................6 4.1.2基础施工工艺...........................................................................................................7 4.1.3组塔施工工艺...........................................................................................................7 4.1.4架线施工工艺...........................................................................................................8 4.1.6电缆敷设施工工艺...................................................................................................9 4.1.7电缆终端头制作工艺...............................................................................................9 4.2单元工程质量控制程序和管理办法.............................................................................10 5施工质量问题及处理措施..............................................................................11 6原始检验记录的各项检验成果分析、结论..................................................11 7工程验收情况及遗留的问题和对工程产生的影响......................................11 8工程质量综合自评.........................................................................................12 9质量控制检测记录.........................................................................................12 1工程概况
三峡新能源利川汪营风电场35kv集电线路工程分为架空线路部分和直埋电缆、光缆及箱式变压器安装两个子单位工程
架空线路全长为5.597km，其中同塔双回架设长度803米，单回架设长度4.794km，全线共有铁塔32基，双回塔4基，单回塔28基，其中直线塔14基，耐张塔18基。本工程全塔接地，单回路架设一根gj-50避雷线，双回路架设两根gj-50避雷线，adss光缆挂在塔身下导线横担4-8.5米处。
直埋电缆、光缆及箱式变压器安装工程起点始于风电场升压站35kv出线开关柜，止于风电场24台风机的出口断路器；光缆起始于风电场升压站中控室，止于24台风机控制柜。35kv直埋电缆选用 zr-yjy23-3*50、zr-yjy23-3*70、zr-yjy23-3*95、zr-yjy23-3*120、zr-yjy23-3*150、zr-yjy23-3*300阻燃铜芯交联聚乙烯绝缘聚乙烯护套铠装电力电缆。
本工程线路路径分为2回单回线路，导线分为主干线及分支线。线路路径靠近风机位，架空线通过电缆与风机箱变连接。路径详细叙述如下：
（1）1号（12台）:1#-12#风机组成一个联合单元，风机箱变与风机箱变之间用电缆相连，电缆汇集于a11与a12风机中间的电缆分支箱，然后电缆上塔通过架空线接入升压站。架空线部分4.6km，电缆部分9.68km。
（2）2号（12台）：13#-24#风机组成一个联合单元,风机与风机之间通过电缆连接汇集至风机a21箱变，然后通过电缆爬塔通过架空线送至升压站；电缆长度约8.65km，架空线长度1.2km，其中约800m为双回线路，与1号回路共用一组双回塔，约400m线路为单回线路，线路平均档距约180m。
2工程施工总进度和已完成工程形象
按照合同控制性工期要求，2012年12月10日完成进架空线路部分施工，2013年5月30日完成直埋部分施工。现已完成的工程进度及形象是：架空线路工程于2012年10 月16日开始混凝土浇筑，2012年11月10日铁塔基础全部完工并进行铁塔组立及架空线路电气安装转序，于2013年12月10日完成除光缆展放外的所有施工任务，到2013年6月28日为止，架空线路已经具备了倒送电条件；直埋部分于2012年10月20日开始电缆沟开挖作业，2013年5月26日开始直埋电缆及光缆敷设施工，2013年6月15日开始电气试验。3施工质量管理 3.1施工质量管理机构、人员及质量保证体系
按照iso9001—2000标准及环境保护与职业安全健康体系的要求，把我公司质量管理体系与职业安全健康体系文件中关于集电线路专业的程序文件和作业指导书，作为工程项目质量管理体系的程序文件执行。
3.1.1项目部管理机构和质量保证体系 葛洲坝集团电力有限责任公司利川汪营风电场35kv集电线路工程施工项目部成立了质量管理领导小组，由项目经理担任质量管理领导小组组长（质量第一责任人），常务副经理（质量主管责任人）和总工程师（技术责任人）担任副组长，其他各部室主要负责人为领导小组成员。技术部负责本标段有关技术措施的制订，解决现场有关施工技术问题及施工计划的组织实现，保障现场文明施工。质安部负责本标段施工质量的监督检查，促进提高施工质量。
我公司通过了gb/t 19001-2008 / iso 9001:2008质量管理体系认证，2005年8月28日起在公司范围内实施质量、环境与职业健康安全管理体系的一体化管理，并在2010年4月进行了更新，进一步完善了公司质量管理体系。经过几年运行情况的检查认证，工程质量优良率达100%，取得了良好的经济效益和社会效益。在本工程中严格执行公司体系控制程序要求，具体如下表： 3.2施工质量控制程序及管理措施 3.2.1 施工质量控制程序
施工质量控制程序图详见下图。3.2.2 质量管理保证措施
（1）严格执行 “三检制”。即施工队自检、项目部复检和公司专检，在“三级”检查合格的基础上，再提请监理工程师验收。各级质检人员按技术标准要求认真对各道工序施工质量进行检验，填写检查记录表，并经监理工程师签认检验合格后，进行下道 篇二：吉林某风电220kv升压站工程启动验收汇报 ***风电220kv升压站一期工程
启 动 验 收 工 作 汇 报
***集团***风电项目部
吉林省电力工程质量监督中心站： 各位领导、专家你们好：
衷心的感谢你们在百忙之中来到长岭，对***风电220kv升压站进行监检验收，希望你们多提宝贵意见。
由***集团承建的***风电220千伏升压站一期工程，在中国***集团投资有限责任公司***风电分公司领导的大力支持下、在吉林省吉能电力建设监理有限公司的认真监督指导下、在设计单位的积极配合下，经过施工人员的努力工作，于2007年1月6日已基本完成施工。在施工现场通过对“电力建设工程质量监督检查典型大纲”的贯标学习后，组织了有施工项目经理、工程管理及技术人员参加的宣贯学习讨论。对第一次监检提出的整改问题作了落实；并得到了建设单位的确认。下面，我从以下几个方面对***风电220kv升压站一期工程完成情况及质量管理情况向各位领导及专家作如下汇报： 一.工程概况
吉林***风电场位于吉林省松辽平原的西部，长岭县境内，距长岭县城12公里。风场范围位于203国道的西侧。220kv升压
站位于一期场区东北角。二.工程完成情况 2.1截止到2007.1.6日，***风电220kv升压站一期工程，工
程量完成情况如下： 土建部分：
电气部分： 2.2分部分项工程验评情况 土建部分： 1）场内回填土工程：压实度检测和试验记录 1 份，符合设计要求； 2）围墙工程评定 32个分项，合格率 100 %； 3）中控楼工程评定59个分项，合格率100%。
4）220kv构架基础工程评定168个分项，合格率100 %。6）主变构架及主变基础工程评定26个分项合格率100 %。
电气部分：根据《电气装置安装工程质量检验及评定规程》dl/t5161.1～5161.17-2002将电气部分分为7个单位工程，优良率100 %；18个分部工程和44个分项工程合格率均为100 %。2.3资料的形成情况：
本升压站严格按照《建设工程文件归档整理规范》（gb/t50328-2001）以及国家电网公司2005.4月“关于输变电工程达标投产考核条件”的要求及有关规定进行填写，现已经全
部完成。
2.4工程质量情况：
在***风电220kv升压站施工中，项目部对工程质量严格要求。我们的工程目标是：达标投产；工程的质量目标是分部、分项工程合格率100%、单位工程：优良级。
项目部的质量管理主要从以下三方面体现： 2.4.1施工准备阶段的质量控制 2.4.1.1项目部技术人员依据设计文件和设计技术交底的工程控制点进行复测，当发现问题时，及时与设计人员联系，将质量事故控制在萌芽状态。2.4.2工程施工阶段的质量控制： 技术交底必须符合下列规定，才能开工：
（1）单位工程、分部工程和分项工程开工前，项目技术负责
人应向承担施工的负责人进行书面技术交底,技术交底资料办理签字手续后并归档。
（2）在施工过程中，项目技术负责人对发包人或监理工程师
提出的有关施工方案、技术措施及设计变更的要求，在执行前向执行人员进行书面技术交底。
2.5***风电220kv升压站质量与进度情况是与上级领导对升压站的关心是分不开的。中国***集团投资有限责任公司***风电分公司的张总和梁总曾多次来到施工现场检查指导工作。分公司的张嘉文经理和范工坚持每天来到施工现场，解决施工中出现的问题，在此表示深深的谢意。监理部的监理工程师每一天都不辞辛苦的严格把好每一个分部分项工程的检验及评定工作，做好分部分项以及单位工程的质量验收。真正做到了对业主负责对工程负责的目的。2.6材料的质量控制：
未经检验和已经检验为不合格的材料、半成品、构配件和工程设备等，一律不得进入现场和投入使用。2.7机械设备的质量控制必须符合下列规定：
（1）所有设备应按设备进场计划进行施工设备的调配。（2）现场的施工机械必须满足施工需要，否则不得使用。（3）对机械设备操作人员的资格进行审查，无证或资格不 符合者，严禁上岗。工序控制必须符合下列规定：（1）施工作业人员应按规定经考核后持证上岗。（2）施工管理人员及作业人员应按操作规程、作业指导书
和技术交底文件规定进行施工。
（3）工序检验和试验应符合过程检验和试验的规定，对查 出的质量缺陷应按不合格控制程序及时处置。特殊过程控制必须符合下列规定：
对特殊过程的控制，除应执行一般过程控制的规定外，还应由专业技术人员编制专门的作业指导书，经项目技术负责人审批后执行。工程变更应严格执行工程变更程序，经有关单位批准后方可实施。
三、施工管理情况：篇三：风电场整套启动试运行前验收质检活动汇报材料
连江北茭风电场
整套启动试运行前质检汇报 福建省东风建筑工程有限公司北茭风电场工程项目经理部 2012年5月28日
目 录 1．工程概况? 3 2.质量控制措施??? ? ??4 4．施工资料管理??? ???5 5.强制性条文实施措施??? 5 6.总结?? ???8 7.工程施工项目形象进度表?? ?9
1、工程概况： 1.1工程概况
连江北茭风电场位于连江县苔菉镇与黄岐镇之间结合部的山地上，距连江县约 55km。新建一座110kv升压站及24台单机容量2.0mw风力发电机组；
我司负责施工范围：风机机组吊装场地平整；风机基础施工、箱变基础施工；全场防雷接地网安装；浇筑风机基础混凝土17100m3，接地深井41口，接地扁铁约39000m； 升压站区主控配电楼、附属楼及站区附属工程施工；总建筑面积2160m2；
本工程于2011年04月29日由闽投（连江）风电有限公司组织各参建单位及地方各级领导在北茭风电施工现场举行了隆重的主体工程开工仪式。本工程地处连江县黄岐镇与苔箓镇之间结合部的山地上；地形条件复杂，气候条件恶劣；我部发扬艰苦奋斗的优良作风，在保证安全第一的前提下加大人力、物力与资金的投入，克服了因地形、天气及缺水等种种不利因素的影响；于7月5日浇筑第一台风机基础；8月15日完成了预定首批机组10#～17#风机基础的混凝土浇筑任务,至2012年3月13日完成了全部24台风机基础、箱变基础的混凝土浇筑；于6月22日浇筑主控配电楼基础混凝土，8月16日完成了主控配电楼主体工程结构封顶，至12月28日完成中控区单位工程的施工任务。2.质量控制措施
根据本工程的总体工作量划分，土建部分划分25个单位工程（中控区单位工程、24个风机机组基础子单位工程），其中中控区划分3个子单位工程，30个分部（子分部）工程；140个分项工程；322个检验批；风机基础划分24个子单位工程；72个分部，384个分项 ；528个检验批；从项目开工，项目部就制定了详细的创优计划及质量控制目标，在施工中，项目部认真执行我司制定的质量管理体系程序，严格按施工方案及作业指导书要求施工，施工过程实行四级验收制度，并积极配合监理、业主对工程质量、安全的管理，实现以过程精品保证结果精品，达到“优质等级，并符合达标投产、优质工程”的总体质量目标。3.施工过程控制措施 3.1.土石方施工控制：
土建工程土石方项目主要包括升压站区、风机吊装场地平整，基础开挖等；项目部根据图纸设计及施工规范要求，编制了《土石方工程专项施工方案》，《风机机位、基础控制爆破施工方案》及《风机机位、基础控制爆破应急预案》等；施工前给作业人员做好安全技术交底。本工程山高坡陡，紧临居住区。我方在机位平整及基坑开挖中采用松动爆破与机械凿击相结合，在保证安全施工，质量第一的前提下，又提高施工进度；取得很好的效果。3.2.大体积混凝土施工控制: 风机基础混凝土标号为c35普通混凝土，基础底径 19.20 m，面径 8.00 m，高 3.30 m，单机基础混凝土浇筑体积约 600 m3。项目部参照国内相类似工程有关文献及我司以往工程施工经验,编制了《大体积混凝土专项施工方案》,《风机基础混凝土裂缝防治方案》及《冬季施工防雨雪方案》等;施工前给相关作业人员做好安全技术交底,贯彻施工要领;在施工前做好⑴进场原材料控制,严把质量关;⑵优化配合比设计,选用优质掺合料与外
加剂,降低混凝土水化热;⑶混凝土制备及运输采用全自动专用机械,从而保证混凝土的搅拌与入模质量;⑷对作业工人进行专业培训,逐级进行技术交底。严格采用二次振捣工艺与二次抹压处理；⑸安排专业混凝土养护人员与测温人员，保温保湿养护严格按施工方案执行；经检测，送检的24台风机基础试块168组全部合格，合格率达100%。安装的24个基础环经监理、安装单位复检，全部控制在2mm以内，合格率达100%。4.施工资料管理
主控配电楼建筑面积1307平方米，建筑层数为地上3层，建筑总高
度12.3米；附属楼总建筑面积757平方米，建筑层数为地上3层，建筑总高度11.1米；用于本工程的原材料、构配件出厂合格证及检验报告248份；各类试验报告风机基础 113 份；中控区 36 份；验收记录风机基础120 份；中控区 28 份；其他技术资料 80 份；混凝土标养试件报告：224组；混凝土结构实体检验记录：26 份；合格率100％，混凝土施工质量及管理水平达优良。沉降观测：主控配电楼共设10个沉降观测点，于2011年7月18日开始观测，共观测5次，最大沉降量2mm，均匀沉降,符合要求；附属楼设5个沉降观测点，于2011年9月28日开始观测，观测5次，最大沉降量 1.5mm，均匀沉降,符合要求； 每台风机基础共设4个沉降观测点，于2011年7月6日开始观测，每台共观测6次, 24台风机基础累计沉降量0mm，没有沉降，符合要求。
5、强制性条文实施措施 5.1 总则
制定执行《强制性条文》组织机构、培训、执行计划、资金支撑计划和组织监督检查。制定执行《强制性条文》组织机构、培训、执行计划、资金支撑计划和组织监督检查形成记录并定期审阅签字。加强强制性条文培训，负责制定本专篇四：风电机组现场安装验收报告
工程
风电机组现场安装验收报告
注意：
◆风机安装检查根据德国劳埃德规程规范-风能转换系统验证规范进行。◆风机安装必须遵守风机的安全要求。
◆安装检查记录应由负责安装技术人员和负责验收人员填写。◆有关安装检查清单所列项目中更多的信息请参照“风机安装手册”。
业主方验收负责人： 日期：
供货方项目负责人： 日期：
安装方技术负责人： 日期：
安装监理工程师： 日期：篇五：风电场工程竣工报告(模板)xxx风电场工程
竣 工 报 告
编写单位：xxx有限公司 编写日期：xxx年xxx月 批准： 审核： 编写：
前 言（x）
简要叙述工程前期工作情况和工程要点。
第一章 工程概况
（x）1.建设依据：行政主管部门有关批复、核准、备案文件。注明文件文号、名称和时间等。2.地理位置：概括描述相对位置并注明经纬度。3.自然条件：地形、地质、水文和气象等主要特征。4.批复、核准或备案的建设规模、标准、能力和总投资。5.项目法人，主要设计、施工（含设备制造、安装）、监理、质量监督等单位名称。6.开、竣工日期。
第二章 土地征收及补偿
（x）1.土地征收主要工作过程，主要批复（选址意见通知书及其附图、建设用地规划许可证、国有土地使用证书）。2.应缴纳和实际缴纳的规费一览表。3.拆迁工作过程和结果。包括防护距离内的拆迁数量、拆迁费用、缴纳情况，拆迁过程主要事件和解决办法，拆迁结果。
第三章 招投标及合同管理
（x）
概述招标、投标情况，招投标存在的问题和处理意见，合同的签订及执行情况。1.招投标实施范围和执行情况 序号招标项目名称 招标内容招标代理机构（资 质）评标前三名单位中标单位 中标价格执行情况中，针对已完成的招标内容，逐一阐述以下内容：
招标书中对投标单位的资质要求、提出的主要技术性能要求、评标标准、投标保证金、履约担保3 投标单位3 评标委员会人员组成（姓名、工作单位、职称、主要负责内容）
中标单位商务报价、中标理由3 招投标过程中出现的问题和解决办法 采购的进口设备和材料的情况，包括采购内容、进口原因、进口过程、价格等。2.工程合同签订及执行情况序号
合同名称 签订时间 合同主要内容 合同金额执行情况主要包括合同纠纷及其处理方法。3.设计变更或者施工变更工作程序和管理制度
第四章 工程建设情况
（x）
详细叙述各单项工程的工程总量、开工和完工时间、主要设计变更内容、工程中采用的主要施工工艺等；工程事故的处理；对各单项工程中的主要单位工程应着重说明其结构特点、特殊使用要求和建设情况，同时附工程建设项目一览表。
单项工程建设情况的内容按初步设计文件编制的章节顺序编写。主体单项工程建设情况和质量保证体系单项工程建设情况的内容按初步设计文件编制的章节顺序编写。
结合竣工验收的内容和重点详细叙述各单项工程的工程总量、主要设计内容和变更内容（发生设计或施工变更，是否按规定程序办理报批手续。）、工程中采用的主要施工工艺等，对各单项工程中的主要单位工程应着重说明其主要设计参数、结构特点和施工建设情况，同时附工程建设项目一览表和主要机械设备一览表。附总平面布置图和工程形象照片。针对不同建设内容阐述其质量控制制度和采取的措施。
第五章 环保、劳动安全卫生、消防和档案
（x）
概述有关环境保护、劳动安全卫生、消防主要建设内容、工程档案资料归档的情况，以及相关主管部门的专项验收意见。
第二篇：工程启动验收报告
长甸电站改造工程 4#机组启动预验收
施工报告
（机电设备安装工程）
中国水利水电第六工程局有限公司长甸改造工程机电安装项目部 2014年6月23日
审定: 审查: 校核: 编写: 目 录 1 工程概述 1.1 电站简介 1.2 电站参数 1.3 施工工程简介 2 施工组织机构 3 主要设备参数 3.1 主变压器 3.2 gis 开关站 4 机电设备安装控制 4.1 工程形象 4.2 安装控制 5 施工质量控制 6 工程质量评定统计 7 施工安全控制 8 施工大事记 9 结束语 1.工程概况 1.1 电站简介
太平湾发电厂长甸改造工程位于辽宁省宽甸县长甸镇境内，工程距下游太平湾电站42km，距宽甸县48km，至下游丹东市距离为82km。改造工程为引水式水电站，电站总装机容量为200mw，安装两台竖轴混流式水轮发电机组，单机容量为100mw。本工程的任务为在水丰水库处在中、低水位时替代原长甸电站发电运行，同时为电网承担一定的调峰、事故备用等任务。
电站以220kv一级电压接入电力系统。电站安装两台机组，单机额定/最大容量为100/120mw，一台机组与一台变压器组成一个单元，共两组单元接线。220kv gis侧二进一出采用双母线接线，并通过母线与老长甸开关站连接。1.2 电站参数(1)水库水位
校核洪水位(p=0.1%)：129.12m 设计洪水位(p=1.0%)：127.11m 正常蓄水位：123.30m 正常发电最高水位：115.00m 死水位：95.00m 正常发电最低水位 ：80m 极端最低发电水位 ：75.00m(2)尾水位
校核洪水位（p=0.5%）：43.80m 设计洪水位（p=1.0%）：43.10m 2台机最大发电流量时尾水位 ： ~29.41m 半台机流量尾水位：~28.54m(3)净水头 最大水头：83.6m 额定水头：68.0m 最小水头：47.5m 极端运行最大毛水头：94.64m 一台机极端最大发电水头：92.9m 极端最小发电水头：42.8m 1.3 施工工程简介
根据《太平湾发电厂长甸改造工程机电设备安装工程施工合同（合同编号：长建2012-06）》，我方承担的主要工作项目及工程量如下：（1）3#机组安装工程 a.发电机断路器安装 b.机组状态检测 c.机组保护 d.变压器及附属设备安装 e.离相封闭母线安装（2）4#机组安装工程 a.发电机断路器安装 b.机组状态检测 c.机组保护 d.变压器及附属设备安装 e.离相封闭母线安装（3）gis设备安装 a.gis设备安装 b.gis附属设备安装（4）220kv电缆安装 a.3号机220kv电缆安装 b.4号机220kv电缆安装（5）高、低压开关柜 a.高压开关柜、低压开关柜安装 b.高压开关柜、低压开关柜电缆敷设（6）高低压厂用变压设备 a.高、低压厂用开关柜设备安装 b.高、低压厂用开关柜设备电缆敷设（7）
柴油发电机篇二：施工管理工作报告(启动验收)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
启动验收
施工管理工作报告
上海斯耐迪工程咨询监理有限公司
克拉玛依项目部 2014年12月
1、工程概况
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）工程项目在七师五五工业园。该项目的进一步扩建推进了七师能源开发及其相关产业向着多元化、多层次的发展，改善了七师的能源结构，开启了七师绿色能源的新篇章。
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）工程项目装机容量30兆瓦，占地面积约1200亩。本电站二期建成后预计每年均可为电网提供电量4125万千瓦时，与相同发电量的火电相比，相当于每年可节约标煤 11850吨(以平均标准煤煤耗为320克/千瓦时计)，相应每年可减少多种大气污染物的排放，其中减少二氧化碳(c02)约3.1万吨，二氧化硫(so2)约100.73吨，氮氧化物(nox)约87.69吨。这将极大地减少对周围环境的污染，并起到利用清洁可再生资源、节约不可再生的化石能源、保护生态环境的作用，具有明显的社会效益和环境效益。
本期工程由光伏发电系统、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。
1.4机组启动阶段验收主要设计任务及指标
项目启动验收阶段必须完成的建设范围有：①升压站110kv配电装置新增一回间隔设备： 35kv/100kv变压器1台、110kv电流互感器1组、110kv隔离开关1组、110kv管母及各种金具线路等；②35kv开关室新增i段母线及配电系统设备：35kv高压开关柜12面、35kv接地变压器及小电阻成套装置1套、35kv/10kv无功补偿变压器1台、10kv无功补偿电抗器1组、svg无功补偿装置1套等；③后台二次保护及控制设备：主变保护屏1面、主变测控屏1面、35kv母线保护屏1面、站控层通讯屏1面等。④光伏区发电系统设备：1000kva箱变30台、mw房30台（500kw逆变60台、通讯屏30面）、组件121000块、直流防雷汇流箱360台、35kv高压集电线路6回等。25年运营周期中总发电量1002177.592mwh，年平均发电量40087.1mwh，按照装机容量33mwp计算的年平均等效利用小时数约为：1214.8小时。1.5工程投资
本工程计划投资2.58亿元。
2、工程建设简况 2.1工程开工时间
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）工程于2014年9月5日开始进行“三通一平”的施工，epc合同中标单位为上海斯耐迪工程咨询监理有限公司，计划工
期为90天。
2.3工程开工报告及批复
本二期工程前期占地补偿、审批手续、管理机构组建等开工前准备工作基本完成后，相关部门批准于2014年9月5日正式开工。2.4阶段验收主要工程开完工日期 2.5主要工程施工过程 2.5.1土建施工顺序
1、光伏厂区平整
按设计指标控制好平整边线及场地高差线。
2、钻孔浇筑桩
控制好桩基成孔点坐标，用钻孔机人工配合钻孔成型。
3、钢筋绑扎 钢筋进场后经检验合格方可使用，表面浮锈用钢丝刷干净，绑扎时严格按技术规范和施工图纸施工，经监理验收合格后进行下一步工程施工。
4、立模板
（1）模板安装必须按设计图纸测量放样，对主要结构应多设控制点，以利检查校正。且应经常保持足够的固定设施，以防模板倾覆。
（2）支架必须支撑在稳固的地基或已凝固的混凝土面上并有足够的支撑面积，防止滑动。支架的立柱必须在两个垂直的方向上，用撑拉杆固定，以确保稳定。
（3）对于光伏区箱变基础、逆变基础、升压站主变基础、svg电抗器基础的大体积混凝土浇筑块，成型后的偏差，应不超过模板安装允许偏差的50%-100%。
5、混凝土浇筑
（1）混凝土入仓铺料时，整个仓面铺满一层振捣密实后，再铺筑下一层，逐层铺筑。（2）在混凝土浇筑前，必须用高压水枪或凿子将老混凝土表面游离石灰的水泥膜清除，并使表层混凝土石子半露，形成有利于层间结合的麻面。
（3）控制好分块尺寸和铺层厚度、铺料间隔时间。（4）混凝土入仓后进行平仓与振捣。
（5）及时洒水养护，混凝土应连续养护，养护期内始终使混凝土表面保持湿润。2.5.2金属结构及电气设备安装
1、组件支架安装
固定式支架的安装作为本工程施工的关键环节，其安装质量直接涉及工程的可靠度。本工程特点为钢构件直接与独立基础预埋件螺栓连接，根据太阳光直射要求，光伏阵列支架倾斜角度35度，抗震放烈度设计为7度，一套支架按照2×22布置电池组件，工程建设地处篇三：工程启动验收申请表
附件4：工程启动验收申请表
召开工程启动验收申请表 工程名称： 表号：yz-19 篇四：高跳蹬启动验收工作报告
附件1（装机容量2500kw以下水电站验收资料）
幸福堰、高跳蹬、朱家河、下高洞水电站增
效扩容工程
机组启动验收工作报告
（高跳蹬水电站）
荣县幸福堰管理站
一、建设管理工作
（一）工程概况
高跳蹬水电站位于四川省自贡市荣县双古镇境内，是利用当地的水力资源开发建设的小型水电站。同属荣县幸福堰管理站，距荣县县城约30km，距成都约260km，电站坝、厂址有乡村公路连接，电站对外交通方便。幸福堰电站三台机组，2×250kw+1×75kw；高跳蹬电站三台机组，1×160 kw +2×55 kw，朱家河电站1×160 kw +1×55 kw；下高洞电站1×160 kw。由于机组运行时间较长、缺乏正常运行维护、机组漏水量大、转轮磨损严重的原因，不能达到额定出力，其中有的机组已完全报废，不能运行。各电站首部取水口淤积严重，引水渠局部地段出现渗漏、垮塌，无法满足电站取水、引水要求，电站对开发河段的水力资源利用极不充分。
通过20多年的运行，电站机电设备陈旧老化，设计不合理，效率低下、无消防设施，运行安全隐患较多。电站在操作、控制、保护等方面跟不上时代发展对农村水电站管理的要求。采用的水机机型性能落后，水轮机调速器为手动调速器，危险系数大。电站以上主要机电设备均属过时强制淘汰机电产品，性能落后，结构复杂，维护麻烦，效率低下，需更新换代。因此急需对本电站进行技术改造升级。2014年对高跳蹬水电站进行增效扩容改造。
1、立项、初设文件批复：
1、工程立项审批情况 2012年5月 24日，自贡市水务、自贡市财政局以自水务发〔2012〕94号批复了《荣县高跳蹬水电站增效扩容工程初步设计报告》。四川省水利厅、四川省财政厅以川水函（2013）1248号批复了本次改造实施方案。
2、工程主要建设内容：
（1）对电站3台机组增效扩容。将原1×160 kw +2×55 kw机组换新改为1×160kw+2×75kw；
（2）变压器及电气开关柜，控制、保护柜，励磁设备，电缆等更新；
（3）电站辅助设备及计算机监控系统更新；
（4）改造和装修电站厂房。
（二）机组主要技术指标：
额定水头：3.7米
发电机组出力：2×75kw+1×160kw 厂用电： 230v/50hz 直流电源 220v
（三）工程建设简况：
1、工程参建单位
项目法人：荣县幸福堰管理站
设计单位：四川省连城工程设计有限公司
监理单位：四川众信建设工程监理有限公司
施工单位(总承包)：四川省机械研究设计院
主要设备制造商：四川省金堂水电设备制造股份公司
水轮机制造商:四川大邑水轮机厂
发电机制造商：四川省金堂水电设备制造股份公司
设备安装单位：四川长和建筑工程有限公司
运行管理单位：荣县幸福堰管理站
2、机组安装情况及与机组启动有关的工程形象面貌 2014年9月20日开始电站水轮发电机组安装,至2015年3月初3台机组安装完成。2015年5月25日完成机组调试、甩负荷试验。
工程土建施工已完成，3台机组均安装调试完成；机电辅助设备安装调试完成；金属结构制作及安装调试完成；升压站安装已完成；送出工程于2014年8月通过荣县幸福堰管理站主持的验收。2014年9月20日完成机组72小时试运行，运行正常。
二、已完工部分工程质量监督意见
本次验收涉及的水电站1个单位工程中的6个分部工程质量已由荣县水利水电工程质量监督站核定：单位工程 6个分部工程全部合格，已具备启动试运行条件。
三、工程设计工作
本技改工程无重大设计变更，已完成启动前的设计任务，具备启动试运行条件。
四、工程施工（安装）管理工作
（一）施工进度和质量管理
为确保高跳蹬水电站增效扩容工程的施工进度和施工质量，根据高跳蹬电站提出的发电目标和实际安装工程量，安装单位配备了机电技术人员和各工种的安装施工人员。项目经理部根据现场安装任务，划分安装作业组，分工负责，将安全、质量责任落实到班组及个人。对主要安装工序实行“三检制”，质检人员严格把关，积极配合相关单位进行检查。
同时，严格执行国家和部颁的标准、规程、规范，项目经理定期召开质量安全会议，强调安装质量和安全施工的重要性，增强全体安装人员的质量和安全意识，对施工中出现的事故隐患及时整改，并采取有效措施，防范和杜绝一切安全和质量事故发生，已按照设计要求完成启动试运行前施工任务，工程具备启动试运行条件。
（二）文明施工与安全生产
在工程建设中，始终坚持“安全第一、预防为主”的方针，层层落实安全生产责任制。项目部配备专职安全员，定期、不定期进行安全检查，以消除隐患。针对工程特点部署安全生产工作，施工用电安全、施工机械设备的安全、特殊部位的安全生产等，做到制度明确，措施落实。对特殊部位制定具体的安全措施，定期进行检查，在工程建设过程中，始终坚持文明施工，严格执行水利部颁布的规程规范，特别是《工程建设标准强制性条文》（水利工程部分），现场文明施工是保证工程质量和施工安全的重要前题，树立文明施工的观念，当安全质量与进度发生矛盾时，必须服从安全和安装质量，在确保安全和质量的同时，还应重视周围环境的保护，清洗设备后的污油不随处乱倒，各种施工垃圾在指定位置倒放，施工现场堆放的机件，材料经常清理整齐，提倡和坚持文明施工，施工现场保持整洁，有序，各工作面做到工完场清，活完料清。
为确保安装质量和施工安全，在重大部件安装或关键性安装工序前，都提前编制安装施工方案或措施，做好技术资料的管理和整理工作，各项安装原始数据、测量记录都随工作进度及时填写，填写内容完整、齐全、真实。由于安全生产重点明确，措施得力，工程没有发生重大的安全事故。
五、工程建设监理工作
（一）监理过程
根据监理单位与业主签订的《荣县工程建设监理合同》，成立了高跳蹬增效扩容工程监理部。监理部成立后，根据合同及有关工程文件，编写了“高跳蹬水电站工程监理实施细则”，作为在工程施工过程中监理工作开展的操作性文件。在工程建设过程中，监理人员以“守法、公正、科学、服务”为指导思想，围绕“三控制、两管理、一协调”主要职责，按监理规范和有关技术标准认真开展监理工作，对工程建设进行有效控制。
在施工中做好隐蔽工程验收、砼开浇前验收，做到材料（水泥、钢材、骨科等）抽查试验、工地材料分类堆放、施工现场设备和场地布置合理有序、工地上安全标志醒目。施工过程中的质量控制是监理最经常、最繁重的日常工作，也就是说工程质量控制，必须利用各种有效手段控制好每道工序的施工质量。工程质量目标的实现，是以单元工程质量控制为基础，而对单元工程的质量控制又必须通过科学、严密、顺畅的质量控制体系来保证。在监理大纲的基础上，结合工程实际情况，依据《水电工程建设监理规定》、和《水利水电工程施工监理规范》等国家行业规程、规范和标准以及工程建设施工合同文件，编制了监理规划、监理细则、监理表格格式以及监理工作制度等文件，制定了确保总目标实现的质量控制体系和措施，监理部在每项工程、每个部位、每道工序施工中，坚持督促承建单位严格遵守合同技术条件、施工技术规程规范和工程设计质量标准，按施工组织设计中确定的施工工艺、措施和施工程序，对承建单位的施工工序严格做到事前审批、事中监督、事后把关，按章作业，文明施工。
（二）监理经验与建议
1、实行工序交接的检查验收制度。即工序交接时必须严格通过质量“三检”合格，否则工序不准许交接和进入下道工序施工。
2、针对施工中存在的问题，及时召开有关施工人员参加的质量专题会议，把质量标准和正确的施工工艺、方法、措施进行详细交底，并明确提出要求，受到了很好的效果。
（三）监理结论
本工程已按照设计内容完建，各项指标符合设计要求，并已经机组72小时篇五：水电站机组启动验收工作报告
工程施工管理工作报告 1 工程概况 1.1 工程概况 **水库工程位于灵江流域永安溪干流上，本标段为iii标段，是**水库引水发电系统的一部分，桩号为1+800～3+010。由浙江省隧道工程公司中标承建，主要工程内容有引水隧洞（桩号为1+800～3+010）、2#施工支洞及调压井的土建工程，以及相关的金属结构制作安装。1.1.1 引水隧洞
本标段引水隧洞总长为1210 m，隧洞开挖洞径为5.5 m，纵坡i=0.004，其中衬砌段长262 m（202m采用c15砼，60m采用c20砼），衬后洞径为4.5 m，锚喷段长220 m，素喷段长278 m。
1.1.2 调压井
调压井为带上室的圆筒型，井高57.6 m，顶高程为225.5 m，▽225.5～▽200.0段开挖洞径为10.5 m，衬后洞径为8.5 m，▽200.0～▽172.25段开挖洞径为10 m，衬后洞径为8.5 m，▽172.25～▽167.90段开挖洞径为5.5 m，衬后洞径为4.5 m。1.1.3 2#施工支洞 2#施工支洞断面为3.5×4.0m，城门洞型，支洞长200.00 m，与主洞交叉点桩号为2+967。1.2 工程地质
隧洞沿线基岩裸露，均为侏罗系上统磨石山群火山碎屑岩和沉
积岩，为九里坪组，以块状-厚层状紫红色、青灰色流纹质晶屑熔积凝灰岩、流纹质角砾凝灰岩、晶屑玻熔结凝灰岩为主，偶夹薄层状凝灰质页岩，岩石坚硬—较坚硬。调压井有f23断层通过。
1.3 施工概况
本工程于2000年8月28日正式开工，至2003年4月14日全面完工，历时960天。其中政策处理未到位影响施工52天，等待衬砌图纸影响102天，累计停电时间481小时（20天），实际工作日为786天。
本工程的调压井施工从道路修建—明挖—砼浇筑施工，除村民干扰影响外，与相邻标段（厂房标）的施工相互也存在较大影响，导致调压井施工工期远远超出计划工期。其它作业线路施工均为正常。
此外，本标段在完成合同施工项目的同时，根据业主、监理部门的要求，完成厂房（后）上方调压井弃碴挡墙工程项目施工，计货币量为16万元。2 施工依据、规范、规程 2.1 施工图纸
施工图纸见表2.1。
表2.1 2.2 施工规范、规程
施工规范主要有： ?、《水工建筑物岩石基础开挖工程施工技术规范sl47-94》。?、《水工建筑物岩石基础开挖工程施工技术规范sl47-94条文说明》。?、《水工建筑物地下开挖工程施工技术规范sd-j212-93》。?、《水利水电工程施工测量规范sl52-93》。?、《水利水电工程施工测量规范sl52-93条文说明》。?、《水工混凝土施工规范sdj-207-82》。?、《水工混凝土施工规范sd105-82》。?、《水工混凝土外加剂技术标准sd108-83》。?、《水利水电基本建设工程质量等级评定标准
（一）sdj249-88》。?、《水电站基本建设工程验收规范sdj275-88》。
⑴、《水工建筑物水泥灌浆施工技术规范dl/t 5148-2001》。
⑵、《水工建筑物水泥灌浆施工技术规范dl/t 5148-2001条文说明》。⑶、《水利水电工程施工质量评定规范实施办法（试行）征求意见稿》。⑷、《水工建筑物金属结构制造、安装及验收规范》。⑸、《爆破安全规程》。
第三篇：风电项目启动前工作指引
华润新能源华南分公司 风电项目启动前工作指引
第一章 总则
第一条
为规范分公司风电项目的启动，规范风电场生产准备阶段各项工作，特制第二条第一条第二条第三条订本指引。
本指引使用于华润新能源控股有限公司华南分公司各项目、风电场。
第二章 具体工作开展指引
建设期项目岗位应设置生产准备负责人，全面负责风电场生产运营的各项准备工作：包括电网公司洽谈并网调度协议、购售电合同、供用电合同、生产运行人员配备计划、人员培训、管理制度及现场规程的编写、安健环设施的配置、资料整理收集、物资购买等具体工作安排。
项目公司应该根据建设施工进度，提前将风电场运行管理需求人员人数、资历要求、培训计划安排、进场时间上报公司，由公司统一进行招聘。人员到位时间最好能在设备正式安装前进入，参与设备安装。从生产人员知识层次、专业工作经验和专业分工出发，其中要求有
名继电保护专业人员，生产值班人员宜采取以老带新配置（50MW风电场配置6名运行人员基本满足生产准备启动要求）。
风电场核准文件下发后，应开展以下工作：
1、派一名现场负责人，负责开展供电局前期工作；
2、供电局前期工作如下：
1）、接入系统批复文件（对口部门：供电局计划部）2）、并网意向协议签订（对口部门：供电局计划部）
3）、电能质量报告评审（对口部门：供电局计划部；电能质量报告编写单位、分公司商务），需提供资料：
风机机组铭牌参数、低电压穿越报告（中国电科院出具为准）、升压站电气一次设备参数（主变、接地变、站用变、开关、刀闸、CT、PT）、SVG设备参数及出厂报告
4）、并网协议签订（对口部门：供电局计划部），需提供资料：
电能质量报告、并网意向协议、接入系统批复
5）、电价批复文件（对口部门：市物价局、省物价局），需准备资料： 110KV线路施工合同、上网电价申请函、立项核准文件、营业执照、税务登记证、接入系统批复。
6）、电监局允许风电机组试运行函，需提供资料： a、项目公司所在项目的核准文件； b、项目公司所在项目的环评批复； c，项目公司所在项目的启动并网会议纪要； d，项目公司所在项目的风机预调试报告； e，项目公司的营业执照副本； f、法人代表身份证复印件；
g，提交报告办理人员的身份证复印件； h，授权委托书。G、申请函 K、低电压穿越报告
7）、购售电合同及供用电合同签订（对口部门：供电局市场营销部）需准备资料：
电价批复文件、项目核准文件、发电许可证（暂以电监局出具的允许发电机组试运行的函递交）
8）调度并网协议（对口部门：供电局调通中心），需提供资料： a、经供电局确认的一次接线图（包含电气设备双重编号）； b、主变及发电机组铭牌参数 c、并入电网的线路名称 d、并入电网电压等级：110kV。E、110KV线路长度：
F、110KV线路导线型号：
G、110KV线路两侧CT变比（保护用）：
H、110KV线路两侧CT变比（计量用）：
9）保护定值计算（对口部门：供电局调通中心保护班），准备资料： A、场内35KV各条集电线路长度、导线型号、导线面积、场内地埋每条第四条第五条电缆型号及走向图；
B、风机机组铭牌参数、箱变参数或干式变参数； C、升压站系统阻抗图；
D、主变、接地变、站用变、无功补偿设备铭牌参数及试验报告； F、110KV系统、35KV系统所有CT变比及参数，包括计量、保护 G、保护装置型号、厂家说明书及保护厂家现场负责人电话。
10）启动方案及启动委员会名单（对口部门：供电局市场营销部或生技部）根据以往模板进行修编，先送交供电局调度中心运行方式审核后，提交供电局归口负责部门。
风电场升压站电气设备安装、调试期间，应开展以下工作：
1、设备安装开始，到位运行人员3名。一名负责电气一次安装、一名负责电气二次安装、电缆布防、一名负责资料管理；
2、设备调试开始，到位运行人员达到5名。主要负责电气一次、二次设备试验、传动及五防调试等所有工作。
3、设备安装完成，调试期间应完成以下工作： A、一次设备双重编号定做、悬挂；
B、二次设备及保护压板双重编号核对、粘贴； C、各控制柜双重编号、安健环标识定制、悬挂； D、遥测、遥信测点上报供电局通讯班
4、线路安装完成应开展以下工作：
A、调度电话安装、调试开展； B、线路遥测、遥信开展； C、线路联跳开展； D、线路实测开展； E、线路送电公告开展。
启动前2个月，应按照《生产准备管理标准》及《物资购买指引》，启动以下工作：
1、安全工器具、空调、工具柜等签报、招标、合同签订工作；
2、办公家具、生活用品、热水器等签报、招标、合同签订工作；
3、待升压站启动时（根据生活区建设情况），应具备办公、生活、入住 条件。
第六条
省质检站或供电局质检中心验收时，必须具有以下文件或设施：
1、系统接入批复
2、并网意向协议
3、并网协议
4、并网调度协议
5、物价局电价批复文件
6、购售电合同
7、供用电合同
8、调度下发保护定值通知单
9、启动方案批复文件
10、继保厂家与调度通讯班联调遥测、遥信正确：综合自动化扩容。
11、与供电局计量部核对关口表主副表底
12、风电场运行规程
13、启动委员会名单
14、各类运行报表
15、两票、巡视记录表
16、一次接线图
17、运行人员名单、岗位、联系方式报调度备案（启动前需经过调度培训并考试合格）
18、消防设施齐全
19、主控室操作台、监控设备、值班椅子等具备运行条件 20、直流系统调试完成，运行正常
21、风电场应上墙的制度
1）、控制室各项值班制度、岗位责任制、巡回检查制度、交接班制度、安全责任制； 2）、变电站一次接线图
22、风电场应粘贴的标示牌、警示牌
1）、升压站一次设备按照调度规程正确悬挂设备双重编号
2）、变电站各高低压配电柜、线路、开关、接地刀闸等正确粘贴双重命名
3）、按照南网要求粘贴各类警示牌 4）、备用4盘警示带
23、风电场应具备的物资 1）、2组对讲机已购买 2）、调度录音电话已接通 3）、调度行政电话已接通
4）、110KV（35KV）绝缘手套、绝缘鞋两双、110KV（35KV）验电器各1套、110KV（35KV）接地线2组、万用表1块、2500V兆欧表1块（备用）
5）、绝缘工器具应具备并检验合格；
24、高压室、升压站设备区、主控室、保护室、低压配电室、通讯室、生产楼等卫生清洁
第七条
风电场启动前一天应开展工作
1、由项目部召集监理、施工单位、设备厂家、调试人员、业主、运行人员举行内部协调会，明确启动当天人员分工；
2、启动方案应至少打印6份放置于主控室备用；
3、做好启动当天各人员分工，建议如下：
1）主控室人员：供电局现场调度员、风电场监护人、风电场操作人、继保厂家；职责：主要负责启动操作及设备逻辑或五防异常事件处理；留启动方案一份。
2）继保室人员：风电场二次负责人（2人）、施工单位调试人员、项目电气二次经理（1人）；留启动方案及保护定值各一份。
职责：风电场两位运行人员主要对继保室钥匙、保护定值核对、软硬压板核对、保护定值更改、硬压板投退等负责，并根据主控室监护人员指令完成保护定值修改、硬压板投退监督及汇报工作；
技能要求：两位运行人员其中一位应对二次设备及继电保护较为熟悉，能基本掌握保护定值、软硬压板变动操作，并由该员工负责继保室钥匙、安全管理以及向主控室汇报二次设备操作、变动执行情况。
3）升压站电气设备、35KV高压室及站用变电气设备人员：风电场一次负责人（2人）、各电气设备厂家、项目电气一次经理（1人）。留启动方案一份。
职责：风电场两位运行人员主要完成启动前绝缘遥测监督与记录、母线检查核对、110KV线路核相监督与记录、开关位置确认及现场安全措施；并根据主控室监护人员指令完成开关运行状态操作及汇报工作。
技能要求：两位运行人员其中一位应对一次设备安装、调试、性能较为熟悉，能基本掌握设备运行状态操作及动作基本原理，并由该员工负责向主控室汇报和各设备区钥匙、安全管理。
4）其他相关人员全部集中在会议室，并不得高声喧哗和四处走动。5）所有设备厂家资料、一次、二次图纸应由施工单位全部集中在会议室，备用（制定专人跟踪落实）。
4、根据启动方案，严格设备操作至少3次；
5、根据保护定值单，核对保护定值及保护压板投退，打印保护定值作为原始记录保存；
6、升压站临时安全围栏悬挂
7、高压室、升压站设备区、主控室、保护室、低压配电室、通讯室、生产楼等卫生清洁
8、启动所用物资如对讲机、绝缘鞋、绝缘手套、接地棒、验电器等准备到位。
第七条
风电场启动当天应具备：
1、启动方案已完成审批；
2、操作票已完成
3、设备双重编号已完成
4、启动委员会成立、分工明确并各就各位
5、各类通讯设施已具备并正常
6、监护、操作人已明确
7、运行规程已完成
8、与供电局签订的各类协议、合同已签署完毕
9、设备厂家、施工单位、监理、调试单位已到位
10、已完成各类一次设备至少两次远程、就地模拟操作（以启动方案为准）
11、启动范围内的各开关、刀闸在启动方案的规定状态
12、各类上墙文件已完成
13、变电站各类警示牌已完成
14、安全临时围栏已装设
15、升压站一、二次系统已完成全面核对检查（风电场专人重点核查）
16、施工单位、监理、电气经理、调度四方参加的送出线路核相工作已完成并签字确认
17、施工单位、监理、电气经理、运行人员对升压站待启动设备绝缘遥测合格，具备启动条件
18、升压站影响启动的缺陷已整改完毕并检查确认（风电场专人核查）
19、各类安全工器具已配置完毕
20、保护定值输入、核对、校验工作已结束并签字确认（风电场、项目、试验单位重点核对）
21、线路运行送电公告已完成粘贴。
第八条 启动当天操作前应开展的主要工作 1、110KV线路核相、绝缘遥测并记录；
2、主变高低压侧、35KV母线绝缘遥测并记录；
3、按照启动方案做好启动期间的核相、六角图等工作需要的检测仪表到位且正确.第四章 启动期间注意事项
第一条 启动期间各责任人严格按照启动委员会小组责任分工进行。
第二条 中控室由运行监护、操作人员、继保厂家、供电局调度人员外，其它人员不得进入现场。
第三条 二次设备组在继电保护室待命，做好设备相关信号的对测，并处理启动过程中由二次回路引起的相关问题。
第四条 一次设备组在升压站设备围栏外待命，配合处理一次设备相关问题。第五条 安全警戒组负责现场启动阶段的后勤生活保障工作、保卫工作、各种生产必备物资准备及购买；协调好与当地电网各级机构的关系、协调与相邻变电站风电场的关系、协调与当地政府及居民的关系。
第五章 附 则
第一条 本指引由分公司运营部负责解释。第二条
本指引自颁布之日起执行。附件1：启动检查小组
启动检查小组成员名单： 启动检查小组组长：
启动检查小组副组长： 启动检查小组成员： 土建组：
电气组： 施工单位： 监理单位：
项目部各专业负责人分别为各专业组成员
附件2
启动委员会名单
XXX风电场110KVXXX升压站工程经过全面施工、安装调试完毕，并经验收合格，具备投运条件，为了尽早发挥其效益和配合风机的调试，启动委员会决定将该变电站进行投运；
一、启动委员会组成人员名单：
主任委员（分公司总经理、供电局局长）：
副主任委员（调度中心主任、分公司分管总经理）：
委员（供电局各部门负责人、分公司主要领导、相关施工队负责人）： 启动调试总指挥：调度中心调度总班长 现场调度组（调度当值值班员）： 启动操作指挥（项目负责人）： 启动运行组
组长（生产准备负责人）： 监护人（运行值班长）： 操作人（运行值班员）： 调试试验班组
组长（设备调试负责人）： 副组长（设备调试组组长）： 组员：继保厂家 一次设备检查组：
组长（项目电气经理）： 副组长（施工队一次负责人）： 组员：运行人员 二次设备检查组: 组长（项目电气经理）： 副组长（施工队二次负责人）： 组员：运行人员 现场安全警戒组：
组长（项目行政助理）： 组员：运行人员
附件3：
110kVxxx风电场 变电站启动前的检查项目
1、本次待投产的基建设备全部竣工，经质检验收签证，具备投运条件。（）
2、启动范围内场地平整、通道畅通、电缆盖板齐全，临时工棚、脚手架、接地线已拆除，启动设备双重编号已标示清楚、正确，需锁部分已上锁。所有关于本次待启动设备的工作票已结束。（）
3、站内消防设施配置符合要求，并可随时投入使用，绝缘工具齐全。
4、即将投产线路完成线路参数测试工作，线路一次核相正确，调度通讯通道正常。110KVxxx线路施工已完成，沿线巡视线路外观无异常，无任何悬挂遗留工具。（）
5、与市调、县调通讯顺畅。（）
6、xxx变电站110KV设备全部在冷备用状态、35KV配电室所有开关刀闸及接地刀闸在断开位置。（）
7、安装调试人员会同值班人员进行设备安装情况交底。（）
8、启动范围内所有的交直流、直流电源均已正常投入，备用发电机供电正常。（）
9、站内所有的一、二次图纸、资料和设备的运行规程及技术使用说明书齐全。站内监控系统和模拟屏主接线图符合现场实际情况。站内通信畅通，综合自动化系统运行正常，远动信息传送正常。完成电能采集装置的安装与调试。（）
10、110KVxxx线xxx开关线路保护调试完毕，调度信号对调完毕，满足投运要求。（）
11、110KVxxx线线路本次不带电线路部分已装设临时接地线。（）
12、110KVxxx线xxx接地刀闸在合闸位置；110KVxxx线线路已装设临时接地线。（）
13、启动范围各种设备金属外壳接地良好，设备上无遗留杂物，瓷套、瓷瓶清洁无损，机械操作灵活可靠，接头接触良好。（）
14、检查各充油设备的油位指示应正常，无漏油、渗油现象，各充气设备无漏气，气压表指示正常。（）
15、六氟化硫断路器的气体压力指示正常，无泄漏，压力值为：（），110KVxxx线xxx开关机构和储能电机起动正常。断路器、隔离开关、接地开关位置指示与监控系统对应正确。（）
16、110KV主变瓦斯继电器内无气体，有气体时必须充分放掉，并对主变套管升高座放气，各连接油阀是否打开，散热器阀门应放在开启位置，防爆膜完好，上下调节主变分接头应正常，将＃1 主变抽头置于
档位（中间档），电压为
/
kV。主变温度表指示正常，油温保护整定正确；（）
17、110KV主变各侧CT已做通流试验，确认回路正常，相关保护工作正常、传动试验正常。（）
18、记录各开关、避雷器、调压机构等动作计数器的读数。（）
19、抄录好线路各侧电能计量表读数。（）20、检查五防装置齐全及五防系统正常、各项操作试验正确。()
21、摇测启动范围内设备(包括线路、主变、母线等)的绝缘电阻合格： 110KVxxx线线路： 110KV#1主变： 110KV#2主变：
110KV母线： 35KvI段母线： 35KvII段母线： 35KV待送电线路： #1站用变： #2站用变：
22、检查开关刀闸、保护定值：
本次待启动设备的保护装置直流电源、直流操作电源、储能电机电源、测量用PT电源、保护用PT电源、计量用PT电源、TYD二次保险均在合上位置。
本次待启动设备远方/就地选择开关均由“就地”旋至“远方”位置。
110kV xxx线开关在冷备用状态，即：xxx开关、xxx刀闸及 xxx接地刀闸均在断开位置。
110kV xxx线线路在检修状态，即：xxx开关、xxx刀闸在断开位置；xxx接地刀闸在合上位置。
按继保定值通知单要求投入 110kV xxx线全部保护，停用重合闸，投入故障录波。
按继保定值通知单要求投入110KVxxx线、110KV母线、110KV主变全部保护，并根据启动方案完成对需要调整的保护进行正确调整，投入故障录波。
检查35kV #1M、#2M母线上所有馈线开关小车均在试验位置。 按继保定值通知单要求投入 35kV 馈线全部保护，退出重合闸。 按继保定值通知单要求投入 35kV＃1 电容器组 3C1、＃2电容器组3C2、＃
1、#2 站用变3Z1、3Z2全部保护。
23、负责设备启动操作任务的人员为变电站值班人员，操作第一监护人为工程基建单位人员，操作第二监护人为变电站值班人员。操作人、监护人必须一同仔细检查上述各项工作并做好记录并签名确认。
运行单位检查人：
运行单位负责人：
施工单位检查人：
施工单位负责人：
监理部门负责人：
第四篇：电力排管验收报告
普国路（一标段）电力管沟工程质量验收报告
一、工程概况
本工程南起南内环西街，北至兴华西街，路径全长4258.233米（其中一标段为3658.233米），普国路南内环西街至迎泽西大街按照110KV通道设计，规模为单侧16孔直径210mm排管，道路路径长818米。迎泽西大街至兴华西街段为2.5m*3m的电缆隧道，路径长3453米。
全线新设电缆检查井80座其中（隧道检查井48座，排管检查井32座），均为钢筋混凝土现浇井室，隧道检查井中直通井室27座，三通井室6座，四通井室15座；排管检查井中直通井8座，三通井8个，四通井14座，转弯井2座。
许坦东街规二路道路西侧，距路中14米位置，新建9孔排管，排管采用MPP塑钢复合电缆保护管，型号为Φ185×10型，路径长664米。排管均采用C20混凝土包封。
二、验收范围
本次验收范围为普国路电力管沟工程施工图设计的全部内容及变更内容。主要包括：
1、沿路主管沟部分
排管部分：
普国路西侧南内环西街至迎泽西大街段：管沟路径总长818米，本段共建设16孔直径210*12的电缆排管584米，16孔MPP直径250*18的电缆排管80米，托管18孔195米（管材采用MPP直径310*25型），16根直径185*10排管40米，9根直径210*15排管38米，16根直径210*15排管120米，1.2m*1.2m电缆沟10米。
隧道部分：
普国路西侧迎泽西大街至兴华西街段：管沟路径总长3453米，设2.5m*3m的电缆隧道2775米，托管36孔385米（管材采用MPP直径310*25型），36孔MPP直径310*25的电缆排管257米，36孔MPP直径240*12的电缆排管36米，16孔MPP直径210*12的电缆排管150米，9*根直径210*15排管319米，16根直径210*15排管365米。
2、过路管部分
普国路过路及连接支路共计32处，其中10处为新建9回排管，管材采用MPP钢塑复合电缆保护管，规格为直径210*15，路径总长236米；其余13处均新建16回排管，管材采用MPP钢塑复合电缆保护管，规格为直径210*15，路径总长485米。
3、箱变环网部分
新建箱变环网联合基础6座，环网基础6座，接入联合基础是需新建12回排管，管材采用MPP钢塑复合电缆保护管，规格为直径185*10；路径总长60米。
4、通信管道部分
本工程在排管6回以上时在西北角管内穿通信七孔梅花管，路径总长2508米。排管井内安装防火槽盒，路径长300米。隧道内敷设上侧安装防火槽盒，路径总长2800米。
5、本工程工新建电力排管检查井21座，其中直通井8座，转角井1座，三通井12座。检查井均为钢筋混凝土井，混凝土强度等级为C30，抗渗等级为P8。
6、变更内容
三、监理验收结论
经监理初步验收，工程实体质量符合相应验收标准规定，质量达到合格等级；质量保证资料基本齐全；原材料试验资料、质量合格证明齐全；隐蔽工程及工程工序质量验收记录齐全；施工组织设计、专项施工方案以及技术交底等内容齐全完备；洽商、变更内容齐全，手续完善；观感质量良好。
四、强制性标准执行情况
对国家强制性标准的规定逐条制定了相应的落实措施，并按照措施执行，未违反“强条”中的有关规定。
综合以上内容，工程质量合格，同意验收。
北京中城建建设监理有限公司 普国路道路改造工程项目监理部
2016年12月30日
第五篇：风电基础知识
叶轮
风电场的风力机通常有２片或３片叶片，叶尖速度50～70ｍ／ｓ，具有这样的叶尖速度，3叶片叶轮通常能够提供最佳效率，然而2叶片叶轮仅降低2～3％效率。甚至可以使用单叶片叶轮，它带有平衡的重锤，其效率又降低一些，通常比2叶片叶轮低6％。尽管叶片少了，自然降低了叶片的费用，但这是有代价的。对于外形很均衡的叶片，叶片少的叶轮转速就要快些，这样就会导致叶尖噪声和腐蚀等问题。更多的人认为3叶片从审美的角度更令人满意。3叶片叶轮上的受力更平衡，轮毂可以简单些，然而2叶片、1叶片叶轮的轮毂通常比较复杂，因为叶片扫过风时，速度是变的，为了限制力的波动，轮毂具有翘翘板的特性。翘翘板的轮毂，叶轮链接在轮毂上，允许叶轮在旋转平面内向后或向前倾斜几度。叶片的摆动运动，在每周旋转中会明显的减少由于阵风和剪切在叶片上产生的载荷。
叶片是用加强玻璃塑料（GRP）、木头和木板、碳纤维强化塑料（CFRP）、钢和铝构成的。对于小型的风力发电机，如叶轮直径小于５米，选择材料通常关心的是效率而不是重量、硬度和叶片的其它特性。对于大型风机，叶片特性通常较难满足，所以对材料的选择更为重要。
世界上大多数大型风力机的叶片是由GRP制成的。这些叶片大部分是用手工把聚脂树脂敷层，和通常制造船壳、园艺、游戏设施及世界范围内消费品的方法一样。其过程需要很高的技术水平才能得到理想的结果，并且如果人们对重量不太关心的话，比如对于长度小于２０米的叶片，设计也不很复杂。不过有很多很先进的利用GRP的方法，可以减小重量，增加强度，在此就不赘述了。玻璃纤维要较精确的放置，如果把它放在预浸片材中，使用高性能树脂，如控制环氧树脂比例，并在高温下加工处理。当今，出现了简单的手工铺放聚脂，通过认真地选择和放置纤维，为GRP叶片提供了降低成本的途径。
偏航系统
风力机的偏航系统也称为对风装置，其作用在于当风速矢量的方向变化时，能够快速平稳地对准风向，以便风轮获得最大的风能。
小微型风力机常用尾舵对风，它主要有两部分组成，一是尾翼，装在尾杆上与风轮轴平行或成一定的角度。为了避免尾流的影响，也可将尾翼上翘，装在较高的位置。
中小型风机可用舵轮作为对风装置，其工作原理大致如下：当风向变化时，位于风轮后面两舵轮（其旋转平面与风轮旋转平面相垂直）旋转，并通过一套齿轮传动系统使风轮偏转，当风轮重新对准风向后，舵轮停止转动，对风过程结束。
大中型风力机一般采用电动的偏航系统来调整风轮并使其对准风向。偏航系统一般包括感应风向的风向标，偏航电机，偏航行星齿轮减速器，回转体大齿轮等。其工作原理如下：风向标作为感应元件将风向的变化用电信号传递到偏航电机的控制回路的处理器里，经过比较后处理器给偏航电机发出顺时针或逆时针的偏航命令，为了减少偏航时的陀螺力矩，电机转速将通过同轴联接的减速器减速后，将偏航力矩作用在回转体大齿轮上，带动风轮偏航对风，当对风完成后，风向标失去电信号，电机停止工作，偏航过程结束。
风机的发电机
所有并网型风力发电机通过三相交流（AC）电机将机械能转化为电能。发电机分为两个主要类型。同步发电机运行的频率与其所连电网的频率完全相同，同步发电机也被称为交流发电机。异步发电机运行时的频率比电网频率稍高，异步发电机常被称为感应发电机。
感应发电机与同步发电机都有一个不旋转的部件被称为定子，这两种电机的定子相似，两种电机的定子都与电网相连，而且都是由叠片铁芯上的三相绕组组成，通电后产生一个以恒定转速旋转的磁场。尽管两种电机有相似的定子，但它们的转子是完全不同的。同步电机中的转子有一个通直流电的绕组，称为励磁绕组，励磁绕组建立一个恒定的磁场锁定定子绕组建立的旋转磁场。因此，转子始终能以一个恒定的与定子磁场和电网频率同步的恒定转速上旋转。在某些设计中，转子磁场是由永磁机产生的，但这对大型发电机来说不常用。
感应电机的转子就不同例如，它是由一个两端都短接的鼠笼形绕组构成。转子与外界没有电的连接，转子电流由转子切割定子旋转磁场的相对运动而产生。如果转子速度完全等于定子转速磁场的速度（与同步发电机一样），这样就没有相对运动，也就没有转子感应电流。因此，感应发电机总的转速总是比定子旋转磁场速度稍高，其速度差叫滑差，在正常运行期间。它大概为1%。
同步发电机和异步发电机
将机械能转化为电能装置的发电机常用同步励磁发电机、永磁发电机和异步发电机。同步发电机应用非常广泛，在核电、水电、火电等常规电网中所使用的几乎都是同步发电机，在风力发电中同步发电机即可以独立供电又可以并网发电。然而同步发电机在并网时必须要有同期检测装置来比较发电机侧和系统侧的频率、电压、相位，对风力发电机进行调整，使发电机发出电能的频率与系统一致；操作自动电压调压器将发电机电压调整到与系统电压相一致；同时，微调风力机的转速从周期检测盘上监视，使发电机的电压与系统的电压相位相吻合，就在频率、电压、相位同时一臻的瞬间，合上断路器将风力发电机并入系统。同期装置可采用手动同期并网和自同期并网。但总体来说，由于同步发电机造价比较高，同时并网麻烦，故在并网风力发电机中很少采用。
控制监测系统
风力机的运行及保护需要一个全自动控制系统，它必须能控制自动启动，叶片桨距的机械调节装置（在变桨距风力机上）及在正常和非正常情况下停机。除了控制功能，系统也能用于监测以提供运行状态、风速、风向等信息。该系统是以计算机为基础，除了小的风力机，控制及监测还可以远程进行。控制系统具有及格主要功能：
1、顺序控制启动、停机以及报警和运行信号的监测
2、偏航系统的低速闭环控制
3、桨距装置(如果是变桨距风力机)快速闭环控制
4、与风电场控制器或远程计算机的通讯
风机传动系统
叶轮叶片产生的机械能有机舱里的传动系统传递给发电机，它包括一个齿轮箱、离合器和一个能使风力机在停止运行时的紧急情况下复位的刹车系统。齿轮箱用于增加叶轮转速，从20~50转/分到1000~1500转/分，后者是驱动大多数发电机所需的转速。齿轮箱可以是一个简单的平行轴齿轮箱，其中输出轴是不同轴的，或者它也可以是较昂贵的一种，允许输入、输出轴共线，使结构更紧凑。传动系统要按输出功率和最大动态扭矩载荷来设计。由于叶轮功率输出有波动，一些设计者试图通过增加机械适应性和缓冲驱动来控制动态载荷，这对大型的风力发电机来说是非常重要的，因其动态载荷很大，而且感应发电机的缓冲余地比小型风力机的小。
异步发电机
永磁发电机是一种将普通同步发电机的转子改变成永磁结构的发电机，常用的永磁材料有铁氧体（BaFeO）、钐钴5(SmCo)等，永磁发电机一般用于小型风力发电机组中。
异步发电机是指异步电机处于发电的工作状态，从其激励方式有电网电源励磁发电（他励）和并联电容自励发电（自励）两种情况。电网电源励磁发电：是将异步电机接到电网上，电机内的定子绕组产生以同步转速转动的旋转磁场，再用原动机拖动，使转子转速大于同步转速，电网提供的磁力矩的方向必定与转速方向相反，而机械力矩的方向则与转速方向相同，这时就将原动机的机械能转化为电能。在这种情况下，异步电机发出的有功功率向电网输送；同时又消耗电网的无功功率作励磁作用，并供应定子和转子漏磁所消耗的无功功率，因此异步发电机并网发电时，一般要求加无功补偿装置，通常用并列电容器补偿的方式。
２、并联电容器自励发电：并联电容器的连接方式分为星形和三角形两种。励磁电容的接入在发电机利用本身的剩磁发电的过程中，发电机周期性地向电容器充电；同时，电容器也周期性地通过异步电机的定子绕组放电。这种电容器与绕组组成的交替进行充放电的过程，不断地起到励磁的作用，从而使发电机正常发电。励磁电容分为主励磁电容和辅助励磁电容，主励磁电容是保证空载情况下建立电压所需要的电容，辅助电容则是为了保证接入负载后电压的恒定，防止电压崩溃而设的。
通过上述的分析，异步发电机的起动、并网很方便且便于自动控制、价格低、运行可靠、维修便利、运行效率也较高、因此在风力发电方面并网机组基本上都是采用异步发电机，而同步发电机则常用于独立运行方面。
偏航系统的设计
根据调向力矩的大小，可以进行齿轮传动部分的设计计算。当驱动回转体大齿轮的主动小齿轮的强度不能满足时，可选用两套偏航电机－－－行星齿轮减速器分置于风轮主轮的两侧对称布置，每个电机的容量为总容量的一半。齿轮传动计算可按开式齿轮传动计算，其主要的磨损形式是齿面磨损失效，如调向力矩较大，除按照弯曲强度计算之外，应计算齿面接触强度。
值得注意的是，大多数风机的发电机输出功率的同轴电缆在风力机偏航时一同旋转，为了防止偏航超出而引起的电缆旋转，应该设置解缆装置，并增加扭缆传感器以监视电缆的扭转状态。位于下风向布重的风轮，能够自动找正风向。在总体布置时应考虑塔架前面的重量略重一些，这样在风机运行时平衡就会好一些。
电机的切换
根据风速决定是选择小发电机并网发电，还是选择大发电机空转，若风速低于8米/秒，则小发电机并网运行且风机运行状态切换到“投入G2”。如果风速高于8米/秒，则选择“空转G1”运行状态。
投入G2：
小发电机接触器闭合，发电机并网电流由可控硅控制到350A。一旦投入过程完成，可控硅切除，风机切换到“运行G2”状态。
风电投入小发电机发电，如果平均输出功率在某一单位时间内太低，这是小发电机断开且风机切换到“等待重新支转”的状态。如果平均输出功率超过了限定值110KW，则小发电机切除，风机运行状态切换到“G1空转”。
G1空转：
风机等待风速达到投入大电机的风速，一旦达到这个风速则风机就切换到“投入G1”状态。
投入G1：
大发电机的接触接通。发电机的并网电流由可控硅将其限定在350A。投入过程一结束，可控硅切除，风机切换到“运行G1”状态。
运行G1
风机的大电机投入发电，如果功率输出在一定的时间内少于限定值80KW，大发电机切除，风机的运行状态切换到“切换G11-G12”状态。
切换G1-G2
大发电机的接触器切除小发电机的接触器接通，可控硅将发电机的电流限定到700A，一旦投入过程完成，可控硅切除，风机转为“运转G2”状态。
等待再投入
如果小发电机的出力小于限定值，则此运行状态动作。此状态下，小发电机的接触器被切除，如果风速有效，风机就切换到“投入G2”状态，如果风速低于限定值，风机将切换到“空转G2”状态。
风机工作状态之间转变
风机工作状态之间转变
说明各种工作状态之间是如何实现转换的。
提高工作状态层次只能一层一层地上升，而要降低工作状态层次可以是一层或多层。这种工作状态之间转变方法是基本的控制策略，它主要出发点是确保机组的安全运行。如果风力发电机组的工作状态要往更高层次转化，必须一层一层往上升，用这种过程确定系统的每个故障是否被检测。当系统在状态转变过程中检测到故障，则自动进入停机状态。
当系统在运行状态中检测到故障，并且这种故障是致命的，那么工作状态不得不从运行直接到紧停，这可以立即实现而不需要通过暂停和停止。
下面我们进一步说明当工作状态转换时，系统是如何动作的。
1．工作状态层次上升
紧停→停机
如果停机状态的条件满足，则：
1)关闭紧停电路；
2)建立液压工作压力；
3)松开机械刹车。
停机→暂停
如果暂停的条件满足，则，1)起动偏航系统；
2)对变桨距风力发电机组，接通变桨距系统压力阀。
暂停→运行
如果运行的条件满足，则：
1)核对风力发电机组是否处于上风向；
2)叶尖阻尼板回收或变桨距系统投入工作；
3)根据所测转速，发电机是否可以切人电网。
2．工作状态层次下降
工作状态层次下降包括3种情况：
(1)紧急停机。紧急停机也包含了3种情况，即：停止→紧停；暂停→紧停；运行→紧停。其主要控制指令为：
1)打开紧停电路；
2)置所有输出信号于无效；
3)机械刹车作用；
4)逻辑电路复位。
(2)停机。停机操作包含了两种情况，即：暂停→停机；运行→停机。
暂停→停机
1)停止自动调向；
2)打开气动刹车或变桨距机构回油阀(使失压)。
运行→停机
1)变桨距系统停止自动调节；
2)打开气动刹车或变桨距机构回油阀(使失压)；
3)发电机脱网。
(3)暂停。
1)如果发电机并网，调节功率降到。后通过晶闸管切出发电机；
2)如果发电机没有并入电网，则降低风轮转速至0。
(三)故障处理
工作状态转换过程实际上还包含着一个重要的内容：当故障发生时，风力发电机组将自动地从较高的工作状态转换到较低的工作状态。故障处理实际上是针对风力发电机组从某一工作状态转换到较低的状态层次可能产生的问题，因此检测的范围是限定的。
为了便于介绍安全措施和对发生的每个故障类型处理，我们给每个故障定义如下信息：
1)故障名称；
2)故障被检测的描述；
3)当故障存在或没有恢复时工作状态层次；
4)故障复位情况(能自动或手动复位，在机上或远程控制复位)。
(1)故障检测。控制系统设在顶部和地面的处理器都能够扫描传感器信号以检测故障，故障由故障处理器分类，每次只能有一个故障通过，只有能够引起机组从较高工作状态转入较低工作状态的故障才能通过。
(2)故障记录。故障处理器将故障存储在运行记录表和报警表中。
(3)对故障的反应。对故障的反应应是以下三种情况之一：
1)降为暂停状态；
2)降为停机状态；
3)降为紧急停机状态。
4)故障处理后的重新起动。在故障已被接受之前，工作状态层不可能任意上升。故障被接受的方式如下：
如果外部条件良好，一此外部原因引起的故障状态可能自动复位。一般故障可以通过远程控制复位，如果操作者发现该故障可接受并允许起动风力发电机组，他可以复位故障。有些故障是致命的，不允许自动复位或远程控制复位，必须有工作人员到机组工作现场检查，这些故障必须在风力发电机组内的控制面板上得到复位。故障状态被自动复位后10min将自动重新起动。但一天发生次数应有限定，并记录显示在控制面板上。
如果控制器出错可通过自检(WATCHDOG)重新起动。
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