试运行工作报告(克拉玛依)

第一篇：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

第二篇：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

第三篇：工程试运行工作报告

工程试运行工作报告

（一）概述

试运行起止时间、主要运行内容、主要技术参数等。

（二）运行管理

试运行管理机构设置及主要技术人员配备情况，运行规程编制执行、安全生产保证体系、人员培训、管理规章制度等。

（三）运行效果

试运行情况是否符合设计要求，是否达到预期效果，主要检测检验情况，试运行中出现的问题、原因分析及处理意见等；航运企业等用户的评价。

（四）问题及建议

工程运行管理准备工作报告

1工程概况。

2管理单位筹建及参与工程建设情况。

3工程初期运行情况: 是否达到设计标准，观测情况，已发挥的效益，出现的问题及原因分析等。

4对工程建设的建议: 包括对设计、施工、项目法人的建议（从建设为管理创造条件出发提出建议）。

5运行管理: 包括人员培训情况，已工程运行维护情况，规章制度建立情况，如何发挥工程效益等。

第四篇：机组试运行工作报告(修改稿)

铜罐驿区域供水项目TIWS.CP1-2标段

（铜罐驿长江提水工程）

机组试运行工作报告

河南水利建筑工程有限公司

2010年7月

机组试运行报告目录 工程概况…………………………………………………………………3 1.1 各泵站概况 ……………………………………………………………3 1.2 主要机电设备 …………………………………………………………4 2 试运行依据………………………………………………………………4.3 试运行过程………………………………………………………………5 3.1 试运行前的统一检查 …………………………………………………5 3.2 机组试运行持续时间安排 …………………………………………6 3.3 试运行实施过程 ……………………………………………………7 3.3.1 单台机组运行 ……………………………………………………7 3.3.2 全站机组联合运行 ………………………………………………7 3.4 试运行中的检查和测试 ……………………………………………10.3.4.1 试运行中的主要检查项目 ………………………………………10 3.4.2 机组运行中各种参数的测试 ……………………………………11 4 试运行前的抽水作业情况 ……………………………………………16 5 试运行结论 ……………………………………………………………17 6 存在的问题 ……………………………………………………………17 附件1：《汤家沱一级泵站试运行情况表（手控阶段）》 附件2：《汤家沱一级泵站试运行情况表（自控阶段）》 附件3：《马家沟二级泵站（单机）试运行情况表》 附件4：《马家沟二级泵站试运行情况表（自控阶段）》

附件5：《铜罐驿区域供水项目TIWS.CP1-2标段自动化仪器仪表参数现场调试检测记录》

附件6：《铜罐驿长江提水工程主要设备一览表》 附件7：《泵站试运行方案》工程概况

铜罐驿长江提水工程为大型II等水利工程，重庆市西部供水规划确定的4个骨干工程之一，是有效解决西部地区水供需矛盾、优化资源配臵、推动城市化进程的重要水利基础设施。该工程建设任务是为重庆市西部九龙坡区、沙坪坝区和璧山县的城镇生活和工业用水提供补充水，规划从长江干流取水，经两级提水后，通过管道输送至各供水城镇。1.1 泵站及管线概况

（1）汤家沱一级泵站

汤家沱一级泵站位于九龙坡区铜罐驿镇黄金堡村汤家沱，自长江左岸取水，通过DN1600、DN1400钢管和PCCP钢筒混凝土管输送至石板镇马家沟水库。泵站装机3台，3×1800KW（二用一备），配套XS500-860型水泵，最大提水净扬程94.048m，最小提水净扬程74.718m，设计单机提水流量4488m3/h, 设计总提水流量2.49m3/s(近期)，经陶家一巴福支线分水后，进入马家沟水库的流量规模为2.40m3/s。泵站扬水管道为DN1400钢管，总长358m。

泵站主电机额定电压10KV, 采用电抗器降压方式起动。35KV变电站主变容量6300KVA, 站变容量200KVA。

（2）马家沟二级泵站

马家沟二级泵站位于九龙坡区石板镇青龙村，自马家沟水库右岸取水，通过DN1400、DN1600钢管输送至坡顶高位蓄水池，再经高位水池自流至大学城水处理厂。泵站装机3台，3×2240KW（二用一备），配套XS600-860型水泵，最大提水净扬程100.0m，最小提水净扬程87.2m，设计单机提水流量5532m3/h, 设计总提水流量3.068m3/s（近期）。扬水管道为DN1400、DN1600钢管，总长

420m。

泵站主电机额定电压10KV,采用电抗器降压方式起动。35KV变电站主变容量6300KVA, 站变容量250KVA。

（3）陶家加压泵站

该泵站系汤家沱-马家沟输水主管线中的支管线的加压泵站，位于九龙坡区陶家镇治安村，通过汤家沱-马家沟输水主管线桩号K4+058叉管取水，加压后输送至巴福镇水厂。泵站装机2台，2×315KW，配套XS200-670B型水泵，提水净扬程69m，设计单机提水流量630m3/h, 设计总提水流量0.35m3/s（近期）。扬水管道为DN600钢管，总长约6330m。

泵站主电机额定电压10KV, 采用直接起动方式起动，电源由附近10KV架空线路提供；厂区用电由泵站内10KV所用变柜（容量50KVA）提供。

（4）汤家沱-马家沟输水主管线:总长9646m，其中PCCP管（DN1400、DN1600）6846m，钢管(DN1400、DN1600）2800m。

（5）陶家-巴福支管线：DN600钢管总长约8200m。1.2 主要机电设备

本工程机电设备按使用类别分为电气设备、水机设备、辅助设备三大类，详见“附件6”《铜罐驿长江提水工程主要设备一览表》。试运行依据

（1）《水利水电工程验收规程》（SL223-2008）；（2）《泵站安装及验收规范》（SL317-2004）；

（3）重庆市小城市基础设施改善项目铜罐驿区域供水工程项目TIWS〃CP1-2标段设计文件及设计变更文件；

（4）《重庆市小城市基础设施改善项目铜罐驿区域供水工程项目TIWS〃CP1-2标段施工合同》；

（5）《泵站试运行方案》

为使本工程泵站试运行工作有序进行,施工单位编制了《泵站试运行大纲》, 多次在工程监理例会上进行了审查、讨论、修改、补充，最后形成了可操作性较强的《泵站试运行方案》。整个试运行的组织实施按照该方案进行。详见“附件7”。试运行过程

3.1 试运行前的统一检查

试运行前，业主委托工程监理部组织参建各方(设计、监理、建设、施工单位)对泵站设施、设备及其资料进行了检查。检查的主要内容包括：

(1)土建工程质量，各建筑物、构筑物控制高程；

(2)输水管道和各种工艺管道的控制高程，管道的防腐处理；(3)各种工艺设备的安装质量，润滑油和润滑脂的加注情况；(4)电气线路和设备的外观；(5)安装单位所提供的资料： 1）竣工图及资料 a.机组安装竣工图； b.辅助设备系统安装竣工图； c.所有单机调试资料;2）主机组安装及试验记录； a.主水泵机组基础安装记录；

b.同轴度测量记录； c.摆度测量记录； d.水平测量记录； e.机组轴线中心测量记录； f.主电动机试验记录；

3）电气线路和设备安装验收记录、模拟试验资料； 4）辅机设备系统安装验收记录；(6)管道水压试验报告资料。3.2 机组试运行持续时间安排

《泵站安装及验收规范》（SL317-2004）规定：单台机组运行应在7d内运行48h或连续运行24h。全站机组联合运行时间宜为6h，且机组无故障停机次数不少于3次。根据本工程实际情况，《泵站试运行方案》对机组试运行持续时间具体安排如下：

（1）单台机组运行

1)汤家沱一级泵站单台机组连续运行24h。每台机组运行总小时数：24h，其中单台运行18h，参于联合运行6h。在单台机组运行中，包含手动控制方式启停机组和自动控制方式启停机组。

2)马家沟二级泵站单台机组连续运行0.7h。

3)陶家加压泵站单台机组连续运行24h。每台机组运行总小时数：24h，其中单台运行18h，参于联合运行6h。在单台机组运行中，包含手动控制方式启停机组和自动控制方式启停机组。（2）全站机组联合运行

1)汤家沱一级泵站全站机组连续运行6h。全站机组启动后，每运行2h左

右停机一次，联合运行中，每台机组共启停3次。

2)马家沟二级泵站全站机组连续运行0.3h。

3)陶家加压泵站全站机组连续运行6h。全站机组启动后，每运行2h左右停机一次，联合运行中，每台机组共启停3次。

3.3 试运行实施过程 3.3.1 单台机组运行 3.3.1.1 手动启停机组

(1)汤家沱一级泵站

2009年2月24日～2009年2月27日，我们对汤家沱一级泵站进行了单台机组试运行。通过手动起停机组，1#机组单机连续运行了24.5h；2#机组单机连续运行了24.8h；3#机组单机连续运行了24.3h。

(2)马家沟二级泵站

2009年3月23日，我们对马家沟二级泵站进行了单台机组试运行。通过手动起停机组，1#、2#、3#机组单机分别连续运行了43min、39min、41min。3.3.1.2 自动起停机组

2010年3月13日，我们对汤家沱一级泵站通过计算机监控系统起停机组，进行了单台机组试运行。1#、2#、3#机组单机分别连续运行了1h、1.2h、1.1h，计算机监控系统和所有机电设备工作正常。3.3.2 全站机组联合运行 3.3.2.1 手动启停机组

(1)汤家沱一级泵站

2009年3月13日，我们对汤家沱一级泵站进行了2台机组联合运行。通

过手动控制方式起停机组，1#、2#机组联合运行了1.0h；1#、3#机组联合运行了3.0h；2#、3#机组联合运行了1.0h。

2009年12月，我们再次对汤家沱一级泵站进行了2台机组联合运行。2009年12月23日,1#、2#机组在联合运行中，共同运行了6.4h，每台机组分别起动了3次、停止了3次。其中，1#机组起动后1.9h停止，5min后重新起动，运行2.3h后停止，5min后再次起动，运行2.2h后停车；2#机组起动后运行1.8h停止，5min后重新起动，运行2.1h后停止，5min后再次起动，运行2.6h后停车。

2009年12月24日,2#、3#机组在联合运行中，共同运行了6.8h，每台机组分别起动了3次、停止了3次。其中，2#机组起动后运行1.7h停止，5min后重新起动，运行2.4h后停止，5min后再次起动，运行2.7h后停车；3#机组起动后运行1.8h停止，5min后重新起动，运行2.3h后停止，5min后再次起动，运行2.7h后停车。

2009年12月25日,1#、3#机组在联合运行中，共同运行了7.1h，每台机组分别起动了3次、停止了3次。其中，1#机组起动后2.0h停止，5min后重新起动，运行2.5h后停止，5min后再次起动，运行2.6h后停车；3#机组起动后2.0h停止，5min后重新起动，运行2.5h后停止，5min后再次起动，运行2.7h后停车。

(2)马家沟二级泵站

2009年6月21日，我们对马家沟二级泵站进行了2台机组联合运行。将1#、2#机组联合运行了17min，1#、3#机组联合运行了18min，2#、3#机组联合运行了16min。3.3.2.2 自动启停机组

(1)汤家沱一级泵站

2010年6月19日～2010年6月22日，我们通过计算机监控系统启停机组，对汤家沱一级泵站进行了2台机组联合运行。其中1#、2#机组联合运行了6.2h；1#、3#机组联合运行了6.5h；2#、3#机组联合运行了6.4h。

1#、2#机组在联合运行时，每台机组分别起动、停止了3次。其中，1#机组起动后运行1.9h停止，5min后重新起动，运行2.1h后停止，3min后再次起动，运行2.2h后停车；2#机组起动后运行2.0h停止，5min后重新起动，运行2.2h后停止，3min后再次起动，运行2.1h后停车。

1#、3#机组在联合运行时，每台机组分别起动、停止了3次。其中，1#机组起动后运行2.0h停止，5min后重新起动，运行2.0h后停止，5min后再次起动，运行2.5h后停车；3#机组起动后运行2.0h停止，3min后重新起动，运行2.0h后停止，5min后再次起动，运行2.5h后停车。

2#、3#机组在联合运行时，每台机组分别起动、停止了3次。其中，2#机组起动后2.0h停止，4min后重新起动，运行2.0h后停止，5min后再次起动，运行2.5h后停车；3#机组起动后2.0h停止，3min后重新起动，运行2.0h后停止，5min后再次起动，运行2.4h后停车。

(2)马家沟二级泵站

2010年2月3日，我们通过计算机监控系统起停机组，对马家沟二级泵站进行了2台机组联合运行。1#、2#机组联合运行了18min，1#、3#机组联合运行了17min，2#、3#机组联合运行了17min。水泵机组和计算机监控系统工作正常。

3.4 试运行中的检查和测试 3.4.1 试运行中的主要检查项目

（1）水泵

1）填料室滴水40～60滴/min, 符合CJJ58-1994规定值（30～60滴/min）。2）振幅0.07～0.9mm，符合SL317-2004规定值（≤0.1mm）。

3）轴承、填料函温度32～43℃，符合设备制造厂家的规定值（≤55℃）。4）没有发生汽蚀现象,符合SL255-2000规定（汽蚀应在允许范围内）。5）水泵的各种监测仪表指示正常。（2）电动机

1）轴承温度为50～70℃，符合设备制造厂家规定值（≤75℃）。2）定子绕组温升为58～72℃，符合设备制造厂家规定值（≤８０℃）。3）冷却水温度25～45℃，符合设计要求（≤6０℃）。（3）配电设备

1）各种开关柜操动机构动作灵活，主、辅触头通断可靠，断路器机械特性正常。

2）开关柜仪表指示正常。3)保护电路工作有效。

4）母线温度≤70℃，各导体联接点温度≤80℃，符合SL317-2004规定。（4）其它工艺设备

1)进、出水管路中各种阀门开启和关闭灵活，液控蝶阀开、关阀时间符合设计要求：开阀时间15～25S；两阶段关阀，其中快关时间9～10S，慢关时间13～22S，满足机组和管路运行要求。

2）电机冷却水系统循环水量24～27m3/h（设计值25m3/h）；电机冷却水管水温25～50℃（设计值≤6０℃），符合设计要求。

3）泵房通风系统启、停可靠，运行正常。

4）泵房排水系统启、停可靠，运行正常。（5）土建工程 1)进水建筑物

①汤家沱一级泵站进水间（进水池）水位173.3～175.5m，符合设计要求（173.2～192.53m）；水泵运行时，池内无漩涡，流态满足水泵进水要求。

②马家沟二级泵站进水间（进水池）水位238.3～243.5.0m，符合设计要求（238.0～250.8m）；水泵运行时，池内无漩涡，流态满足水泵进水要求。

2)出水建筑物

汤家沱一级泵站沉砂池和马家沟二级泵站高位水池，各部位尺寸、标高合设计要求，水池满水后墙体和底板没有渗漏现象。

3)流量计井、水锤消除器井

井内无积水，尺寸和标高符合设计要求。

4)停机后检查管路和泵房内镇墩、支墩，没有移位、裂缝现象，所有土建工程均能满足机组和管路运行要求。3.4.2 机组运行中各种参数的测试

试运行中，我们对电气参数、水力参数和机组振动值进行了测试，全部符合设计指标。

(1)电气参数 1)电源电压和频率

①汤家沱一级泵站 10.1～10.4Kv 50HZ，符合CJJ58-1994规定值（10.0Kv±10％ 50HZ±1％）。

②马家沟二级泵站 10.3～10.6Kv 50HZ，符合CJJ58-1994规定值（10.0Kv±10％ 50HZ±1％）。

2)电机工作电流 ①汤家沱一级泵站

1#电机：IA =95～101A IB = 96～101A IC=97～102A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值（123A），不平衡电流不超过10％；

2#电机: IA =98～101A IB = 97～100A IC=98～100A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值（123A），不平衡电流不超过10％；

3#电机: IA =98～101A IB = 97～100A IC=98～100A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值（123A），不平衡电流不超过10％。

②马家沟二级泵站

1#电机：IA =116～122A IB = 118～122A IC=115～122A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值（155A），不平衡电流不超过10％；

2#电机: IA =115～120A IB = 114～120A IC=116～121A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值（155A），不平衡电流不超过10％；

3#电机: IA =116～121A IB = 117～122A IC=117～122A，符合CJJ58-1994规定，即运行电流不超过额定值（155A），不平衡电流不超过10％。

3）有功功率 ①汤家沱一级泵站

1#电机：有功功率1620～1660Kw＜额定功率1800Kw，满足设计要求； 2#电机：有功功率1650～1680Kw＜额定功率1800Kw，满足设计要求； 3#电机：有功功率1660～1670Kw＜额定功率1800Kw，满足设计要求。②马家沟二级泵站

1#电机：有功功率1980～2050Kw＜额定功率2240Kw，满足设计要求； 2#电机：有功功率2010～2060Kw＜额定功率2240Kw，满足设计要求；

3#电机：有功功率2020～2070Kw＜额定功率2240Kw，满足设计要求。4)电容补偿柜投入后的功率因数 ①汤家沱一级泵站

1#电机：功率因数0.948～0.952＞0.90，符合GB/T50265-97规定； 2#电机：功率因数0.944～0.953＞0.90，符合GB/T50265-97规定； 3#电机：功率因数0.945～0.946＞0.90，符合GB/T50265-97规定。②马家沟二级泵站

1#电机：功率因数0.938～0.942＞0.90，符合GB/T50265-97规定； 2#电机：功率因数0.932～0.941＞0.90，符合GB/T50265-97规定； 3#电机：功率因数0.931～0.947＞0.90，符合GB/T50265-97规定。(2)水力参数 1)提水净扬程 ①汤家沱一级泵站

1#、2#、3#水泵:92.62～93.62m，符合设计要求（74.718～94.048m）； ②马家沟二级泵站

1#、2#、3#水泵:98.5～99.0m，符合设计要求（87.2～100.0m）； 1)水泵出口压力 ①汤家沱一级泵站

1#水泵：0.96～0.97MPa 符合设计要求;2#水泵：0.96～0.97MPa 符合设计要求;3#水泵：0.96～0.97MPa 符合设计要求。②马家沟二级泵站

1#水泵：1.01～1.02MPa 符合设计要求;

2#水泵：1.01～1.02MPa 符合设计要求;3#水泵：1.01～1.02MPa 符合设计要求。2)流量

①汤家沱一级泵站

1#水泵：4320～4500m3/h ,符合设计要求(4488m3/h);2#水泵：4300～4490m3/h,符合设计要求(4488m3/h);3#水泵：4350～4510m3/h,符合设计要求(4488m3/h)。②马家沟二级泵站

1#水泵： 5380～5560m3/h ,符合设计要求(5532m3/h);2#水泵： 5350～5540m3/h ,符合设计要求(5532m3/h);3#水泵：5340～5530m3/h ,符合设计要求(5532m3/h)。3)泵站进水水位和出水水位 ①汤家沱一级泵站: 进水水位173.3～175.5m，出水水位267.248m, 符合设计要求。②马家沟二级泵站: 进水水位238.3～243.5.0m，出水水位338.0m, 符合设计要求。4)提水净扬程 ①汤家沱一级泵站

1#、2#、3#水泵:92.62～93.62m，符合设计要求（74.718～94.048m）。②马家沟二级泵站

1#、2#、3#水泵:98.5～99.0m，符合设计要求（87.2～100.0m）。(3)机组振动值

①汤家沱一级泵站机组振动值

1#机组：0.06≤允许值0.08mm，符合SL317-2004规定； 2#机组：0.07≤允许值0.08mm，符合SL317-2004规定； 3#机组：0.07≤允许值0.08mm，符合SL317-2004规定。②马家沟二级泵站机组振动值

1#机组：0.07≤允许值0.08mm，符合SL317-2004规定； 2#机组：0.075≤允许值0.08mm，符合SL317-2004规定； 3#机组：0.08≤允许值0.08mm，符合SL317-2004规定。

（上述参数测试情况详见“附件1”、“附件2”、“附件3”、“附件4”）（4）自控设备性能的测试情况

在试运行中，通过计算机监控系统的操作，对自控设备的各项性能进行了检验，具体情况如下：

1)计算机监控系统，能可靠、安全、实时、灵活地实现泵站主控级控制和现地控制。

2)通过观察显示器显示的电压、频率、电流、功率、功率功率因数等电气参数和压力、液位、流速、流量等水力参数与现场显示的数据完全一致，即计算机系统遥测、遥信可靠、实时。

3)自控设备的检查项目如下：

①数据采集：能接收事件数据，存入实时数据库，用于画面更新、控制调节、趋势分析、记录打印、操作指导及事故记录和分析。

②数据处理：能对所采集数据或信息进行有效检查、报警判断或跳闸控制，对一些重要数据作为历史数据予以整理、记录、归档。如温度、泵组流量等重要监视量。

③监视：能对水泵机组运行工况进行监视，监视画面包括：水泵运行情况 的动态显示及主要电气参数、事件/事故报警表、监视数据表格等。

④控制：能通过键盘、鼠标对被控制对象进行调节和控制。控制的主要内容包括泵站控制方式的选择、泵组的启/停、开关的分/合，操作常用整定值和限值的设定。主水泵、液控蝶阀、循环水泵、潜水泵、电动蝶阀、风机、冷却塔的监测控制等。

⑤记录和打印：能对所有监控对象的操作、报警事件及实时参数报表都可记录下来，并送存贮设备作为历史数据，并能在打印机实现打印。

⑥运行管理：能积累泵站运行数据，为提高泵站运行维护水平提供依据。包括：根据运行工况计算全站消耗总功率、用电量总和；累计泵组开、停次数、累计开机运行时数、停机时数、检查退出时数；累计断路器等主要设备运行时间、动作次数，检修次数和时间等。

4)自动化仪器仪表指示正确（详见“附件5”）试运行前的抽水作业情况

在试运行以前，汤家沱一级泵站和马家沟二级泵站已进行了较长时间的抽水作业。

(1)汤家沱一级泵站

汤家沱一级泵站于2008年10月12日～2008年10月30日第一次投入抽水作业，3台机组轮流运行，1#、2#、3#机组分别运行了33小时、71.5小时、28.5小时。

2009年2月28日～2009年3月29日汤家沱一级泵站第二次投入运行，1#、2#、3#机组轮流运行，分别运行了89.3小时、78.6小时、69.7小时。

2009年12月21日～2010年1月18日汤家沱一级泵站第三次投入抽水作

业，机组两两联合运行，1#、2#、3#机组分别运行了478小时、374小时、336小时。

2010年6月19日～2010年6月25日汤家沱一级泵站第三次投入抽水作业，机组两两联合运行，1#、2#、3#机组分别运行了168小时、76小时、168小时。

1#、2#、3#机组运行总小时数分别为768.3小时、521.5小时、602.2小时，分别提水345.7万立方米、234.7万立方米、271万立方米。汤家沱一级泵站累计提水已达851.4万立方米。

(2)马家沟二级泵站

马家沟二级泵站于2008年9月6日投入抽水作业，3套机组轮流运行至2009年2月15日。在此期间，由于重庆大学城需水量较小，机组起动后，连续运行时间一般为45～50分钟，每天抽水2～3次。1#机组运行147次106小时，提水58.3 万m3；2#机组运行117次87小时，提水47.85万m3；3#机组运行136次96.8小时，提水53.24万m3。3台机组共提水159.39万m3。试运行结论

试运行中，通过检查和测试，汤家沱一级泵站和马家沟二级泵站机电设备电气参数、水力参数符合设计指标；主、辅设备动作协调可靠，性能达到设计要求；自控设备各项性能稳定可靠，满足泵站运行管理要求；进、出水水工建筑物、管路构筑物、泵房等土建工程满足机组和管路运行要求。存在的问题

（1）马家沟二级泵站因受出水池容积和后级水厂需水量限制，机组持续

运行时间没有达到有关规定要求。由于马家沟二级泵站出水池（高位水池）容积仅为3000 m3，高位水池至大学城供水管道近期的输水量约仅为1500m3/h左右,而泵站单台机组提水流量达5500 m3/h。根据该站目前的实际情况，机组试运行中，单台机组连续运行时间只能控制在0.7小时之内，两台机组联合运行时间只能控制在0.3小时之内。

（2）

一、二泵站试运行中都未进行事故停泵试验。

（3）陶家加压泵站因未接通10Kv电源，机组试运行无法进行。陶家加压泵站因目前尚不需要投入运行，业主为节省昂贵的供电规费，10Kv电源暂未供电。

第五篇：试运行管理工作报告(修定)

垫江县山洪灾害防治非工程措施建设项目

（竣工验收）

试运行管理工作报告

建设单位：重庆市垫江县水文总管理站

二〇一三年十一月

一、项目概况

（一）立项批复及概算投资

根据国家防总办工作要求，长江委于 组织并通过审查，下达了《关于 的批复 》（〔2010〕439号）文件对此项目实施方案进行了总体批复。垫江县2010山洪灾害防治县级非工程措施项目总投资507.63万元，其中监测系统136.25万元，预警系统 122.02万元，县级预警平台99.59万元，群策群防体系建设90.30万元，设计、监理、建设管理等其它费用28.66万元，备品备件及安装费用30.81万元。包括气象实施投资18.94万元（包括简易雨量站48个；自动遥测雨量站2套的设备采购和安装调试）和水利实施488.69万元。

（二）建设内容

1、主要建设内容：该项目建设内容包括监测设备简易雨量站100个、自动遥测雨量站4套、自动遥测水位站10套。无线预警广播站10套50个（无线广播系统发射站10个、无线广播系统接收站40个）；配备县级预警设备1套，乡镇预警设备200 套（每套含手摇报警器、锣、高音哨等）、传真机18 台、卫星电话10 台。县级山洪监测预警平台1个。编制县级预案1个、乡（镇）预案22个（其中包括原规划的18个乡镇分离出的4个乡镇）、村预案100个；开展培训和演练；制作光盘；发放宣传手册、明白卡；建设警示牌，宣传栏、宣传牌，标语。

（三）项目参建单位

建设单位：重庆市垫江县防汛办。

设计单位：重庆市川渝水利工程技术咨询服务有限公司 质量监督单位：垫江县水利工程质量监督站 监理单位：重庆万博信息系统工程监理有限公司。承建单位：重庆博通水利信息网络有限公司。运行管理单位：重庆市垫江县水文管理总站

（四）项目实施过程

1）一期项目实施过程：于2011年6月30日招标，2011年8月10日开工，2012年5月7日验收主体工程。

2）续建项目实施过程：

2012年2月10日招标时间，2012年 3 月 15 日开工时，2012年9月20日合同完工验，2012年10月31日完成初步验收。

（五）项目完成情况

该项目实际完成简易雨量站100个（其中，简易雨量站48 个的设备采购和安装调试由气象部门负责实施。），自动雨量站4个（其中，自动雨量站2个的设备采购和安装调试由气象部门负责实施。），自动水位站（带雨量）10个，其中带卫星气泡水位站4个；无线预警广播站10套50个（无线广播系统发射站10个、无线广播系统接收站40个），建成县级山洪灾害预警平台，配备县级预警设备1套，乡镇预警设备200 套（每套含手摇报警器、锣、高音哨等）、传真机18 台、卫星电话10 台。建立了县、乡（镇）、行政村、组（社）、户五级山洪灾害防御责任制体系，完成了安全区和危险区划定，预警指标确定，编制县级防御预案和受山洪威胁的2

个乡镇（其中包括原规划的18个乡镇分离出的4个乡镇）、100个行政村的防御预案，为突出防汛预案的落实，按建设内容开展了宣传、演练、培训等工作。共开展培训2次、演练2次；制作光盘1张；制发宣传手册30000册，明白卡10000张；刷制标语222条；建设各类标牌3208块，其中包括：警示牌100块，宣传栏310块，宣传牌66块，上墙图牌1232块（包括防汛机构职责、值班制度、预警信息处理办法等图牌），其它各类警示标识牌1500块（包括转移线路、安全区、危险区等标牌），与合同内容和实施方案是否一致。

（六）资金到位及使用情况

该项目总概算投资507.63万元，实际完成投资451.48万元，县级预警平台建设及水雨情监测系统设备采购、安装施工、监理由市级政府招标集中采购，合同总金额347.46万元，结余 万元。县级实施部分106万元分别由市财政局以渝财农〔2011〕488号）及渝财农〔2012〕59号）下达（包括：群测群防体系建设90万元，建设管理费8万元，设计费8万元），实际支出总额为104.02万元（其中：群测群防体系建设费用89.95元，管理费用7.97元，实施方案编制费6.1万元），由垫江县防汛办实施并支付。目前预留2万元，继续用于山洪预警指标审核、预案修订、电源扩容、无线广播避雷设施、宣传培训、演练等工作。（根据存在问题提出预留工作内容）

在工程建设中严格按照重庆市财政局、重庆市水利局《关于印发重庆市山洪灾害防治县级非工程措施项目建设管理办法的通知》（渝水【2012】3号）的要求，认真落实各项工作，严格实行项目法人责任制、招投标制、工程监理制、工程质量责任制以及验收等制度，切实加强了工程建设的质量、进度和资金管理。坚持专款专用，无截留、挪用，保证了工程资金所需，促进了工程的按期完成。

二、初验遗留问题整改情况

已于 年 月前完成水位站高程引测、资料完善、工程结算等初步验收遗留问题的整改，县级平台UPS备用电源扩容继续作预留问题（属建设内容之外内容），待争取财政资金后进行整改。

三、试运行及管理情况

（一）试运行及效益发挥情况

该系统建成后在试运行期设施设备齐全完好，各类设施设备合格手续齐全（合格证），无丢失、缺少、损坏，各站监测数据齐全无异常，信息传输及时准确，报送率和准确率达 %、%，并通达了国家信息技术测试（博通）和施工单位及市水文局的技术测试和信息共享测试。并在试运行期历次暴雨洪灾，充分发挥了系统监测预警作用，有效地防御了山洪灾害，避免了财产损失和人员伤亡。特别是 “5.29”暴雨，澄溪、太平、新民、桂溪等4个乡镇雨量在90毫米以上，多少个站发出监测预警信息 多少条次，及时向各灾区发布了防汛指令，紧急转移了受灾人口118人，减免经济损失1800万元。得到当场群众、领导的好评和表扬。

（二）运行管理

管理该项目自完工投入运行后，明确垫江县水文管理总站为运管单位，该单位已落实编制 人，水文专业 人，计算机专业 人，运管经费 万元，制定了维护、管理、操作、值班、信息报送等制度，具备对该项目系统正常管理能力。

四、档案资料

根据水利部水办[1997]275号《水利基本建设项目（工程）档案资料

管理规定》、重庆市水利局渝水[2011]60号《重庆市山洪灾害防治县级非工程措施项目验收管理办法》的通知以及《垫江县水务局科技档案管理制度》、《垫江县科技档案竣工资料整理归档实施细则》的要求，建立了垫江县山洪灾害防治非工程措施项目档案档案管理制度、分类大纲，收集、整理、完成山洪灾害防治县级非工程措施项目各类档案归档，档案分为：

1、预案；

2、实施方案；

3、施工；

4、技术测试；

5、监理；

6、竣工；

7、管理；

8、监测软件；

9、音像。九个类别进行收集、整理、分类、编目、上架。共整理、归档档案33盒。其中：永久 22 盒；长期 11 盒；照片档案1 册。并于 年 月顺利通过了县水务局科技档案验收。

五、财务决算及审计 各类资金分析及结论

五、问题与建议

一是技术短缺。尤其是预警平台以及网络设备无专门的专业技术人员，一旦设备出现问题便难以恢复正常运行。建议培训落实此类专业技术人员，以确保设备的正常运行。二是管护经费不到位。监测、预警设施多为落实在农户看护，但由于管护补助经费不到位，导致部分预警广播长期处于无通电状态。建议市上出台相关政策，落实管护经费，以保障看护者的正当利益，确保设备的正常运行。三是预警平台UPS备用电源主机容量偏小。一旦短期停电不能确保停电后的正常运行。建议条件具备时扩大UPS备用电源主机容量，以确保停电后的正常运行，发挥其正常效益。

制度作备件

附录：水情信息遥测设备运行维护管理制度

水情信息遥测设备运行维护管理制度

一、总则

（一）水情信息采集系统（以下简称系统）是各级防汛防旱指挥部门及时、准确掌握实时水情信息的重要技术手段，是防汛调度、防灾减灾和发挥防洪工程效益的重要决策依据。为保证系统的正常运行，制定本制度。

（二）凡在我县境内县水务局自身建设的水情遥测系统、雨量系统均适用本制度。

（三）按照“谁建设、谁管理、谁维护”的原则，由县水文管理总站负责所建系统的运行维护管理工作，负责落实运行维护经费，保障系统的正常运行。设备供应方负责提供站点维护技术咨询保障服务。

（四）各片区水文管理分站要确定专门设备维护队伍，明确

维护责任人，制定设备维护、设备领取及报废制度。

二、人员职责

（一）水情组

1．每天检查遥测系统信息接收情况，发现通信不畅时应立即通知尸位管理站维护人员前往维修。

2．对于故障站点维修时效性进行统计，原则上要求维修人员接到通知后在规定时间内赶往故障站点并恢复站点功能。

3．每周备份遥测信息数据库及接收软件，每旬对信息接收系统进行检查维护，确保在信息接收终端出现故障情况下1小时内能够恢复正常接收及通信。

4．对遥测站点运行维护质量进行统计并考核，考核标准原则上以水情信息遥测站点在接到通知后在24小时内修复故障站点为统计依据进行考核。

5、对简易雨量系统要督促、检查，各片区水文管理分站以及有关乡镇，做好运行维护，确保设备运行正常。

（二）设备通讯组

1．负责遥测站点设备台帐及设备的管理工作。2．指导管理站设备维护队的技术工作。3．负责遥测设备备品备件的储备及管理工作。4．负责制定遥测数据与人工观测数据比对技术细则。

（三）各片区水文管理分站

1．负责系统运行维护管理，督促维护人员做好设备维护工

作。

2．负责辖区内水文遥测站点设备的统计，建立完整详细的设备档案。

3．每月统计设备维护情况并在每月第二个工作日向设备通讯组、水情组、财务室上报设备维修情况。

4．对维修队人员进行技术指导。

5．负责制定设备维修计划并报设备通讯组、水情组审批。6．负责所辖遥测站点数据比对工作。

（四）设备维修队

1．服从管理站的管理，负责辖区内水情遥测设备的运行维护工作。

2．维修人员掌握一定程度电子通信技术理论知识，具有独立处理一般设备故障的能力。

3．详细记录设备维护时情况，包括维修时间、故障原因、采取应急措施及设备维修后的测试情况等，在每次维修任务结束后立即交基地备案。

（五）委托看护人员

1．做好自动测报仪器设备的保护、保管工作，避免失窃及人为损坏。

2．服从总站及片区站的管理，配合专业技术人员的检测维修工作。

3．发现问题及时向总站及片区站维护人员报告。

三、运行维护管理

（一）日常维护 1．水情组及各片区分站

（1）每日检查系统的运行状况，发现故障和异常情况及时处理；

（2）及时更新杀毒软件的病毒库，查杀病毒；（3）记录运行日志。2．测站及监测组

测站及监测组发现水文仪器设备出现故障后，应及时告知水情组，水情组立即书面通知维修队限时开展维修工作。

3．设备维修队

（1）人工对比水位观测站点每日8：00用人工观测数据对遥测水位计进行校正，对固态记录工作状态进行检查；

（2）每旬检查一次蒸发皿，保证皿内水体清洁并有足够的水量；

（3）每日查看遥测站工况信息，发现异常情况及时赶往现场进行处理，并找出设备异常原因。

（4）做好日常维护记录。

（二）汛前检修及汛后维护

1．汛前检修及汛后维护是保证系统正常运行的重要措施，汛前检修于每年3月20日前完成，汛后维护在12月10日前完成。

2．水情组与各片区分站

（1）各类设备运行状况，重点检查UPS蓄电池容量及网络通信设施；

（2）软件各项功能和参数配置；（3）通信信道畅通情况；（4）通信费用缴纳情况。

（5）发现问题及时处理，并将检查情况形成报告报总站备案

3．设备维修队

（1）遥测设备运行状况，重点检查太阳能电池板的充电状况、蓄电池容量及密封情况。

（2）查看雨量观测场的周围环境，及时清除影响观测精度的障碍物，清理雨量计集水器和接水管中杂物，并清洗雨量计集水器。

（3）检查天线、避雷器、电缆等设备外观，保证其外观良好，紧固件齐全，电缆与接头间的焊接与接地良好。

（4）检查遥测设备与各种电缆间的连接，防止因漏水或沿电线、电缆接入口进水而造成故障。

（5）检查天馈线设施，保证接头紧固，天线和馈线安装牢固，防水措施可靠。

（6）机箱涂刷防锈漆。（7）备品备件的储备情况。

（8）各种线路特别是接地装置的连接状况；

（9）检查气泡水位计气管有无堵塞和破损情况，检查储气瓶气压，如果小于规定气压，必须马上更换；

（10）流量站汛前做好对比观测工作，及时清除影响设备探头遮挡物。

4．将检查情况形成报告上报局里备案

（三）汛期维护

1．汛期维护每年5月1日开始，9月31日结束。2．水情组职责:值班人员在每天8：30时和20：30时查询遥测系统WEB服务器上的数据和设备工况两次，对雨量数据、设备电池电压、数据传送通道及设备工作状态进行监视和分析，发现问题及时处理，发现遥测设备出现故障后要立即通知测站或片区分站值班人员，在恶劣天气和大洪水期间可适当增加查询次数，并做好相应记录。

3．各片区分站

值班人员在每天8：30时和20：30时查询遥测系统WEB服务器上的数据和设备工况，发现问题及时处理，发现遥测设备出现故障后要立即通知维护队员，在维护队员对设备进行维修时要提供必要技术帮助。

4．维修队

维修队在接到维护通知后在规定时间内将遥测站点故障排除，保证采集、信息传输正常。

（四）数据校核

各分站在每月15日前，完成各测站上月的遥测数据与人工观测数据的比较分析。对数据误差大于5%的雨量站和数据误差大于±2cm的水位站，要分析其产生的原因，提出处理意见并进行处理。

（五）维修设备、工具和仪器的管理

1．维修队的专用设备、工具和仪器包括：计算机、服务器、网络设备、笔记本电脑、电池充电器、维修工具等，这些专用设备、工具和仪器只能用于遥测设备查询、检修、测试等的工作目的，不得挪作他用。

2．专用设备、工具和仪器必须建立设备台账，由专人负责管理。

3．工具和仪器必须保持卫生、整洁，数量齐全，并保持长期处于可用状态。

4．维修队的计算机、网络设备和通信设备等，设备和软件的运行参数不得随意修改，系统的硬件和软件应保持完整，并注意计算机病毒的防护，必须保持设备处于良好的运行状态。

5．维修队使用的维修耗材，专用设备、工具和仪器的维修工作由总站负责。

（六）备品备件的管理

1．维修队检修所需的备品备件，由站根据备品备件定额的数量统一提供。为了保证检修、维护工作的正常进行，在实际工

作中，设备通讯组可根据实际情况对部分备品备件的数量作适当调剂。

2．备品备件的发放和接收，设备通讯科和公司双方都必须各自做好登记。每年12月份对备品备件进行一次清理。

3．备品备件应由专人负责管理，妥善保管备品备件。维修队应编制《备品备件使用情况汇总表》，对备品备件的使用情况作详细说明，并可根据实际情况向站和设备通讯组提出对备品备件的管理建议。

四、站点迁建

1．已建水文、水位、雨量等测站点不得变更其位置，因特殊原因需要变更位置时，必须在3日内书面申请报总站设备通讯组、水情组审批。

2．各片区分站不得随意变更遥测站点观测项目，因特殊原因需书面申请报县站里设备通讯组、水情组审批。

五、运行维护考核

1．由水情组对分站维护工作进行考核，按月统计，按季度发布考核结果。

2．考核指标

（1）设备故障排除:水情遥测设备故障排除时间大于24小时，扣除1分/站次。

（2）数据对比观测:24小时内水位数据精度误差大于±2.0cm，扣除0.5分/站次;雨量数据月平均误差大于5%，扣除0.5

分/站次。

（3）设备正常率:管辖区域内新建站点第一年使用正常率低于95%，则扣除0.5分/1个百分点;第二年及以后使用正常率低于98%,，则扣除0.5分/1个百分点。

（4）信息畅通率:管辖区域内新建站点第一年通信畅通率低于93%，则扣除0.5分/1个百分点;建成第二年及以后信息畅通率低于96%,，则扣除0.5分/1个百分点。

（5）维修报告:维修报告未能在规定时间内提交，则扣除1分/次；维修记录不清楚或记录不认真扣除1分/次。

3．每年年底根据评比结果对全年维护工作进行考核。

六、附则

本制度从发布之日起生效，由水情组负责解释