嘉园变电站启动试运行方案

嘉园变电站启动试运行方案（精选6篇）

篇1：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。

篇2：嘉园变电站启动试运行方案

（220kV部分）

批准：

调试审核：

运行单位审核：

编写单位审核：

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

篇3：碗米坡水电站黑启动方案探析

黑启动 (Black-start) 是指整个系统因故障停运后, 不依赖其它系统, 通过自身系统中具有自启动能力的机组带动无自启动能力的机组, 逐步恢复系统供电, 最终实现整个系统的正常运行。本文通过对碗米坡水电站主接线及厂用电系统结构分析, 确定碗米坡水电站黑启动方式, 为电网安全运行提供有力的技术保障。

1 碗米坡水电站主接线系统介绍

碗米坡水电站装机容量为240MW (3×80MW) , 多年平均发电量为7.92亿kW·h, 保证出力为18.6MW, 年发电利用小时数为3 300h, 属不完全季调节电站。该水电站以220kV电压等级接入电力系统, 2回出线 (碗岩I线和碗岩II线) 均接入保靖县岩人坡220kV变电站。2回出线线路长度均为25km, 导线型号均为LGJ-400, 最大输送有功功率均为240MW。2004年8月, 3台机组全部投产发电。2010年11月该水电站发电运行监控工作接入远在长沙的五凌电力发电集控中心。

碗米坡水电站发变组采用单元接线, 发电机与变压器通过断路器和隔离刀闸联成一个单元接线, 发电机通过变压器低压侧断路器与电网并列。单元接线的优点是接线简单、无发电机电压母线、发电机和主变压器低压侧的短路电流有所减小、操作简便。

2 黑启动条件及处置措施

碗米坡水电站黑启动启动条件为:3台发电机组全停;湖南电网220kV系统发生故障, 引起2回出线均失压, 且全站400V交流电源同时失压, 导致厂用电源消失, 全站停电。

碗米坡水电站黑启动处置措施如下:

(1) 当碗米坡水电站全站失压时, 远程集控运行人员立即在监控系统上拉开所有碗米坡水电站220kV开关, 防止因系统突然来电对碗米坡水电站220kV母线、主变造成冲击而损坏设备, 启动黑启动应急预案。

(2) 远程集控运行人员联系现场人员核实所有碗米坡水电站220kV开关、400V厂用电开关确已断开, 并将400V开关控制方式切至“切除”位置, 防止开关自动装置误动作。

(3) 退出频率电压紧急控制柜上3台机组的低频自启动、加负荷连片, 防止系统稳措误动作。

(4) 将全站滤水器切停, 减少渗漏集水井来水量。

(5) 确认事故信息及应急处置措施执行情况, 组织制定黑启动操作方案。

(6) 黑启动成功后, 为防止重合闸保护装置误动作, 应将碗岩I、II线高频保护屏上重合闸方式切换开关1QK切至“停用”位置, 退出碗岩I、II线高频保护屏上启动重合闸连片LP6;碗岩I、II光纤差动保护屏上重合闸方式切换开关SW4切至“停用”位置, 退出碗岩I、II线光纤差动保护屏上单跳启动重合闸连片LP22。

3 存在的问题

碗米坡水电站黑启动时重点考虑以下问题:

(1) 电站直流系统供电能力。碗米坡水电站直流系统共2段母线, 分段运行, 每段母线由400V交流整流及蓄电池并联供电, 每组蓄电池容量为490A·h, 在交流电源消失情况下可对全站重要直流负荷连续供电2h。

(2) 通信系统是否能正常运行。碗米坡水电站通信直流系统由2组蓄电池并联运行, 每组蓄电池供电能力为300A·h, 在通信交流电源中断的情况下可持续供电10h。

(3) 计算机监控系统能否正常运行。碗米坡水电站计算机监控系统正常情况下由2台UPS电源供电, 互为热备用, 可自动切换, 而UPS装置具有400V交流、220V直流2路电源, 在交流电源消失时将自动切换至直流电源供电。

(4) 厂区、渗漏集水井来水量是否正常。通过长期进行的辅助设备运行分析可知, 厂区排水泵只有在厂区下暴雨情况下才会启动, 渗漏排水泵在汛期4h启动一次, 非汛期6h启动一次, 若将全站滤水器切停, 其启动间隔还将延长。

综上所述, 黑启动的一系列处理必须控制在2h内完成, 这就要求电厂对所有黑启动方案进行分析。

4 黑启动方案分析

碗米坡水电站共有以下黑启动方案:

方案一:外来电源通过坝顶配电母线送电。本方案必备条件是35kV洞吉变电站有压, 具备送电能力。首先通过35kV洞吉变向碗米坡水电站外来变47B送电;正常后再逐步恢复碗米坡水电站400V系统和机组自用电系统供电;再通过机组带主变、厂用变零起升压, 恢复系统供电。

方案二:由岩人坡变电站送电。本方案必备条件是220kV岩人坡变电站有压, 具备送电能力。首先同期合上碗岩I线、II线602、604开关;母线供电正常后, 各机变组零升正常后通过高压侧开关同期并网, 正常后恢复厂用电系统供电。

方案三:通过柴油发电机向坝顶配电母线送电。本方案必备条件是防汛柴油发电机良好, 具备352kW的送电能力。柴油发电机额定出力为352kW, 因此在恢复厂用电系统供电时, 要优先考虑机组自用电、渗漏排水系统等重要用电负荷, 控制负荷不超过352kW。启动柴油发电机后, 优先保证选定启动机组的辅助设备供电, 然后通过机组带主变、厂用变零起升压, 恢复系统供电。

方案四:1台机变残压启励。本方案必备条件是机组无事故, 机组调速器压油槽油压正常, 满足机组能自动开机、自“空载”状态。碗米坡水电站发电机组具有残压起励 (晶闸管控制型) 和软起励 (直流电源起励) 两种方式。因启动过的发电机机组转子中存在剩磁, 故发电机开机空转后机端便有残压。当残压大于转子回路压降时给残压起励信号, 即给晶闸管以连续的触发脉冲, 使其导通, 用残压给发电机转子供电充磁, 达到残压起励的目的。当发电机电压升至一定数值时, 残压起励自动退出, 机组通过自动励磁调节升压至额定值。当残压起励失败时, 励磁系统将自动切换至软起励方式, 由220V直流电源向机组转子供电建压。即当碗米坡水电站全站停电后, 可通过监控系统直接发令进行机组零起升压操作, 这将大大减少黑启动处理时间。

在选择方案四时, 碗米坡水电站要优先考虑#2机变残压起励方式, 因为生活区办公用电取自#2主变低压侧, 完成黑启动后, 倒换厂用电运行方式, 恢复生产和生活正常用电。

综上所述, 方案一、方案二均需与调度联系, 还要进行一系列的操作, 过程繁琐, 且在电力系统故障情况下, 两方案均有可能不具备送电条件。对于方案三, 因柴油发电机供电能力有限, 只能满足厂内部分设备供电, 也需进行一系列操作才能恢复厂用电系统。对于方案四, 无需与调度联系, 开始也不需进行厂用电倒换操作, 可在监控系统直接进行机组零起升压操作, 正常后再恢复厂内设备及系统的供电。方案四从机组开机至升压正常, 只需1min左右, 加上后续操作, 1h内即可恢复厂内设备供电, 并且在2008年冰灾过程中通过实践认证, 其效果良好, 处理简单迅速, 是首选黑启动方案。

5 结束语

篇4：变电站主变的经济运行方案探究

摘 要：主变的经济运行就是要尽量降低主变运行过程中的损耗，提高经济效益。本文首先分析了变电站的主变运行相关的内容，然后从理论上解析了经济运行的理论计算；最后通过对具体某县区的电网主变不同运行方案的对比，进一步阐述了经济运行的意义和经济效益。

关键词：主变；经济运行；方案

1 变电站主变的运行分析

由于电网中电能的使用量是随时间变化的，变压器运行时输出的电能也就随之变化，在不同的用电量情况下变压器的运行经济性是不同的。通常我们将变压器由满负荷到空负荷运行区域分为经济运行区域、不良运行区域和最劣运行区域。我们将变压器的工作负荷与其额定负荷的比值称之为该变压器的负载系数。不同的负载系数对应着不同的功率损失和工作效率，我们将工作效率最高时的负载系数称之为最佳负载系数。

我们研究主变的经济运行的必要性是什么呢？下面从三个方面进行简要分析：1开展变压器经济运行工作是节能减排工作的重要组成部分。随着工业的发展与经济的进步，能源短缺问题与环境压力问题成为当今影响全球持续发展的主要问题。近年来，我国加大了节能减排力度，要求电力系统减少损耗，开展变压器经济运行工作就是电力系统节能降耗的一个重要组成部分。2开展变压器经济运行工作是积极应对当前经济环境的重要措施。近年来，受金融风暴的影响，部分省的供电量出现了同比下滑的趋势，部分变电站出现大马拉小车的现象，需要采用相应的技术与管理手段，来改变这种高损耗现象。3开展变压器经济运行工作是电力工业深化改革与市场发展的必然选择。变压器经济运行涉及到备用容量、无功支持等电力市场辅助服务项目。在现有环境下，这些项目单纯依靠行政命令等手段很难达到较好的运行空间，需要运用技术、法律与市场等多种手段，促进变压器的运行方式进一步优化。

2 变压器经济运行的理论计算

在实际运用中由于电网中总功率波动较大，通常会选择两台变压器并联运行的方式。下面分别具体介绍一台变压器和两台变压器同时运行时的情况。

无论是一台主变还是多台主变运行，损耗都是随着用电量的改变而变化的。当一台变压器单独运行时，如果总负荷功率为S，每台变压器的空载损耗时为△P0，每台变压器的负载损耗为△PK，每台变压器的的额定容量为SN时，则有功损耗

△Pt=△P0+（△PK/SN）×S2；

如果是两台主变并列运行，这时有功损耗为：

△Pt=△P01+△P02=×S2；

我们从数学的角度看，有功功率损耗是关于总负荷功率的二次函数，假设主变A和B的容量相同，在A和B单独运行和并列运行时的功率损耗如图所示（见图1）。

通过图像可以直观的看出电网负荷小于S1时，主变A单独运行最经济；当电网负荷在S1到S2之间时主变B单独运行最经济；当电网负荷大于S2时A、B并列运行最经济。在实际应用中，随着负荷的变化要实时改变运行方案，使得运行经济性尽量提高。在确定经济运行区时首先要保证在主变的容量范围内。

3 不同方案的对比

对于农村地区的用电情况比较复杂，用电总量不是很大，且电网损失比重却比较高，对于该类地区的主变设置就应该根据具体的情况而综合考虑。通过调查我们了解到某县E地区和F地区年用电情况如下表（见表1）。

表中反映了该县E区和F区不同时期的用电情况，其中高峰期通常在夏季5到8月份，低谷期在冬春季12到4月份左右。E区设置两台10000千伏安的主变，低谷时期仅一台主变运行；F区设置两台10000千伏安主变，低谷期一台主变外加2000千伏安主变并列运行。以上面已知统计数据为基础，可以计算出在不同主变运行情况下经济效益。可算得E区低谷时期主变损耗约为70万千瓦时，按照目前电网收费0.49元每千瓦时计算，直接经济损失达到34万元。F区年低谷时期电能损耗为20万千瓦时，直接经济损失9.8万元。E区和F区两地的年均负载相差不多，但通过不容的主变运行方式可使得F区的经济损失下降20多万元，仅为E区的29%。由此可见，合理的主变运行方式可有效降低电能的损耗，从而降低经济损失。

从投入和产出的角度讲，增加一台2000千伏安的主变总投资约为47万元，按照以上所得计算结果只需两年就可将投入收回。在主变经济寿命期内粗略估算可获得剪辑效益400多万元。从节能的角度讲，可以每年节约电能50万千瓦时，减少二氧化碳等有害废气排放几百吨，对环境也是大有裨益的。

4 结束语

篇5：嘉园变电站启动试运行方案

吉林省白山市水利水电勘测设计院

2011年10月25日

目 录 水轮发电机组启动试运行前的检查 水轮发电机组充水试验 水轮发电机组空载试运行 水轮发电机组带主变压器与高压配电装置试验 水轮发电机组并列及负荷试验 水轮发电机组72h带负荷连续试运行及30d考核试运行 交接与投入商业运行 2 1 水轮发电机组启动试运行前的检查 1.1 引水系统的检查

1.1.1 进水口拦污栅已安装调试完工并清理干净检验合格，拦污栅差压测压传感器与测量仪表已安装完工检验调试合格。

1.1.2 进水口闸门门槽已清扫干净检验合格。工作闸门、启闭装置已安装完工，在无水情况下手动、自动操作均已调试合格，启闭情况良好，启闭时间应符合设计要求。工作闸门在关闭状态。

1.1.3 压力管道、调压井及通气孔、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已检验合格清理干净。伸缩节间隙应均匀，盘根有足够的紧量。1.1.4 蝴蝶阀及其旁通阀已安装完工调试合格，启闭情况良好，处于关闭状态。

1.1.5 蜗壳、转轮室及尾水管已清扫干净。1.2 水轮机的检查

1.2.1 水轮机转轮及所有部件已安装完工检验合格，施工记录完整，上下止漏环间隙已检查无遗留杂物。

1.2.2 水导轴承润滑冷却系统已检查合格，油位、温度传感器及冷却水水压已调试，各整定值符合设计要求。

1.2.3 导水机构已安装完工检验合格并处于关闭状态，接力器锁定投入。导叶最大开度和关闭后的严密性已检验符合设计要求。剪断销剪断信号及其他导叶保护装置检查试验合格。

1.2.4 各测压表计、示流计、流量计、摆度、振动传感器及各种变送器均已安装完工，管路线路连接良好，通流通畅，管路中杂物已清除 干净。

1.3 调速系统的检查

1.3.1 调速系统及其设备已安装完工，并调试合格。油压装置压力、油位正常，透平油化验合格。各部表计、阀门、自动化元件均已整定符合要求。

1.3.2 油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。1.3.3 由手动操作将油压装置的压力油通向调速系统，检查各油压管路、阀门、接头及部件等均无渗油现象。1.3.4 调速器电调柜已安装完工并调试合格。

1.3.5 调速器锁定装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁定状态。

1.3.6 进行调速系统联动调试的手动操作，并检查调速器、接力器及导水机构联动操作的灵活可靠和全行程内动作平稳性。检查导叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示器等三者的一致性，并录制导叶开度与接力器行程的关系曲线，应符合设计要求。

1.3.7 紧急关闭方法初步检查导叶全开到全关所需时间，应符合设计要求。

1.3.8 对调速器自动操作系统进行模拟操作试验，检查自动开机、停机和事故停机各部件动作的准确性和可靠性。

1.3.9 测速装置安装完毕检验合格，继电器接点已按要求初步整定。1.4 水轮发电机的检查

1.4.1 发电机整体已安装完工，试验和检验合格，记录完整。发电 机内部已进行彻底清扫，定、转子及气隙内无任何杂物。

1.4.2 导轴承及推力轴承油位、温度传感器及冷却水压(或流量)已调试，整定值符合设计要求。

1.4.3 发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已检验，碳刷与集电环接触良好并调试合格。

1.4.4 发电机风罩内所有电缆、导线、辅助线、端子板均已检查正确无误，固定牢靠。1.5 励磁系统的检查

1.5.1 励磁电源变压器已安装完工试验合格，高、低压端连接线与电缆已检验合格。

1.5.2 励磁系统盘柜已安装完工检查合格，主回路连接可靠，绝缘良好。

1.5.3 励磁功率柜通风系统安装完工，检查合格。

1.5.4 交直流灭磁开关主触头接触良好，开距符合要求，动作灵活可靠。

1.5.5 励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。1.5.6 励磁操作、保护及信号回路接线正确动作可靠，表计校验合格。

1.6 油、气、水系统的检查

1.6.1 冷却水系统已调试合格，工作正常。

1.6.2 机组冷却水供水过滤器及供水管路，进入机组冷却器的冷却水进出水管路阀门、接头均已检查合格，压力表(或压力信号器)、示 流信号器(流量计)、温度计等自动化元件已检验合格。

1.6.3 厂内渗漏排水和检修排水系统经全面检查合格。水泵手、自动工作正常，水位传感器经调试，其输出信号和整定值符合设计要求，渗漏排水系统和检修排水系统处于正常投运状态。各排水系统的排水量应满足机组正常运行和检修的需要。

1.6.4 全厂透平油、绝缘油系统已投入运行部分能满足该台机组供油、用油和排油的需要。油质经化验合格。

1.6.5 空气压缩机均已调试合格，储气罐及管路系统无漏气，管路畅通。各压力表计、温度计、流量计、安全阀及减压阀工作正常，整定值符合设计要求。压气系统已经投运，处于正常状态。

1.6.6 各管路、附属设备已涂漆，标明流向，各阀门已标明开关方向，挂牌编号。

1.7 电气一次设备的检查

1.7.1 发电机主引出线、机端引出口处的电流互感器等设备已安装完工检验合格。中性点引出线及电流互感器、中性点消弧线圈(或中性点接地变压器、电阻)均已安装并调试合格。

1.7.2 发电机断路器、隔离开关、电制动开关等已安装检验合格。1.7.3 发电机电压母线及其设备已全部安装完工检验并试验合格，具备带电试验条件。

1.7.4 主变压器已安装完工调试合格，分接开关置于系统要求的给定位置，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，具备带电试验条件。1.7.5 相关厂用电设备已安装完工检验并试验合格，已投入正常工 作，并至少有两路独立电源供电。备用电源自动投入装置已检验合格，工作正常。

1.7.6 与本机组发电及送出有关的高压配电装置已安装完工并检验调试合格。

1.7.7 全厂接地网和设备接地已检验，接地连接良好，接地测试井已检查。总接地网接地电阻和升压站的接触电位差、跨步电位差已测试，符合规定值的要求。

1.7.8 厂房相关照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明、疏散指示灯已检查合格。事故照明已检查合格，油库、蓄电池室等防爆灯已检查合格。

1.8 电气二次系统及回路的检查

1.8.1 机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工，检查合格，电缆接线正确无误，连接可靠。

1.8.2 计算机监控系统的机组现地控制单元、全厂开关站控制单元、进水口工作闸门控制单元、公用设备控制单元等已安装完工，并与被控设备调试合格。中央控制室的全厂集中监控设备如返回屏、控制台、计算机监控系统及不间断电源等设备均已安装完工检验合格。1.8.3 直流电源设备已安装完工检验合格，并投入工作正常；逆变装置及其回路已检验合格。

1.8.4 下列电气操作回路已检查并通过模拟试验，已验证其动作的正确性、可靠性与准确性：

a)进水口闸门自动操作回路。b)蝴蝶阀自动操作回路。

c)机组自动操作与水力机械保护回路。d)发电机励磁操作回路。

e)发电机断路器、电制动开关操作回路。f)直流及中央音响信号回路。g)全厂公用设备操作回路。h)同期操作回路。i)备用电源自动投入回路。

j)各高压断路器、隔离开关的自动操作与安全闭锁回路。k)厂用电设备操作回路。

1.8.5 电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查之后，下列继电保护回路应进行模拟试验，验证动作的准确性： a)发电机继电保护与故障录波回路。b)主变压器继电保护与故障录波回路。c)高压配电装置继电保护回路。d)送电线路继电保护与故障录波回路。e)厂用电继电保护回路。f)其他继电保护回路。g)仪表测量回路。

1.8.6 厂内通信、系统通信及对外通信等设施均已安装调试完毕，检查合格，回路畅通，准确可靠，能够满足电网调度、远动、继电保护、厂内生产调度和行政管理的需要。1.9 消防系统及设备的检查

1.9.1 与启动试验机组有关的主副厂房等部位的消防设施已安装完工，符合消防设计与规程要求，并通过消防部门验收。

1.9.2 全厂消防供水水源可靠，管道畅通，压力满足设计要求。1.9.3 电缆防火堵料、涂料、防火隔板等安装完工，电缆穿越楼板、墙壁、竖井、盘柜的孔洞及电缆管口已可靠封堵。

1.9.4 按机组启动试验大纲要求的临时性灭火器具配置已完成。2 水轮发电机组充水试验 2.1 充水条件

2.1.1 充水前应确认进水口工作闸门处于关闭状态。确认蝴蝶阀处于关闭状态。确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定投入。2.1.2 充水前必须确认电站厂房检修排水系统、渗漏排水系统运行正常。

2.1.3 与充水有关的各通道和各层楼梯照明充足，照明备用电源可靠，通信联络设施完备，事故安全通道畅通，并设有明显的路向标志。2.2 压力管道和蜗壳充水

2.2.1 小开度打开工作闸门，向压力管道充水，监视压力管道水压表读数，检查压力管道充水情况，待压力管道充满水后，再将工作闸门全开。

2.2.2 检查钢管伸缩节、蜗壳进人门的漏水情况。监测蜗壳的压力上升情况。

2.2.3 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。

2.2.4 安装有蝴蝶阀的引水系统，在压力管道充水时，应先检查蝴蝶阀关闭状态下的渗漏情况，然后打开旁通阀向蜗壳充水。有条件时，测量蝴蝶阀的漏水量。

2.2.5 充水过程中，检查压力管道通气孔的排气是否畅通，同时注意应使蜗壳中的积气完全排出。

2.2.6 蜗壳平压后，记录压力管道与蜗壳充水时间。2.3 充水平压后的观测检查和试验

2.3.1 以手动或自动方式进行工作闸门静水启闭试验，调整、记录闸门启闭时间及压力表计读数。进行远方启闭操作试验，闸门应启闭可靠，位置指示准确。

2.3.2 蝴蝶阀，当蜗壳充满水后，操作蝴蝶阀，检查阀体启闭动作情况，记录开启和关闭时间。在手动操作试验合格后，进行自动操作的启闭动作试验。分别进行现地和远方操作试验，蝴蝶阀在静水中启闭应正常。

2.3.3 压力管道充满水后应对进水口、明敷钢管的混凝土支墩等水工建筑物进行全面检查，观察是否有渗漏、支墩变形、裂缝等情况。2.3.4 观察厂房内渗漏水情况，及渗漏排水泵排水能力和运转的可靠性。

2.3.5 操作机组技术供水系统管路各阀门设备，通过蜗壳取水口使机组技术供水系统充水，并调整水压至工作压力(或流量符合要求)，检查减压阀、滤水器、各部位管路、阀门及接头的工作情况。3 水轮发电机组空载试运行 3.1 启动前的准备

3.1.1 主机周围各层场地已清理干净，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，振动摆度等测量仪器仪表准备齐全。

3.1.2 确认充水试验中出现的问题已处理合格。

3.1.3 各部冷却水、润滑水投入，水压、流量正常，润滑油系统、操作油系统工作正常，各油槽油位正常。

3.1.4 渗漏排水系统、压缩空气系统按自动方式运行正常。3.1.5 上下游水位、各部原始温度等已记录。3.1.6 调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：

a)油压装置至调速器主油阀阀门已开启，调速器液压操作柜已接通压力油，油压指示正常；油压装置处于自动运行状态。b)调速器的滤油器位于工作位置。

c)调速器处于机械“手动”或电气“手动”位置。d)调速器的导叶开度限制位于全关位置。e)调速器的速度调整机构位于额定转速位置。f)永态转差系数bp暂调整到2%～4%之间。3.1.7 与机组有关的设备应符合下列要求：

a)发电机出口断路器断开，或与主变压器低压侧的连接端应断开。

b)发电机转子集电环碳刷已研磨好安装完毕，碳刷拔出。c)水力机械保护和测温装置已投入。d)拆除所有试验用的短接线及接地线。e)外接标准频率表监视发电机转速。f)电制动停机装置短路开关处于断开位置。g)发电机灭磁开关断开。

h)机组现地控制单元已处于工作状态，已接入外部调试检测终端，并具备安全监测、记录、打印、报警机组各部位主要运行参数的功能。

3.2 首次手动启动试验 3.2.1 拔出接力器锁定。

3.2.2 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无摩擦或碰撞情况。

3.2.3 确认各部正常后，手动打开导叶启动机组，当机组转速接近50%额定值时，暂停升速，观察各部运行情况。检查无异常后继续增大导叶开度，使转速升至额定值，机组空载运行。

3.2.4 当达到额定转速时，校验电气转速表应指示正确。记录当时水头下机组的空载开度。

3.2.5 在机组升速过程中，应加强对各部位轴承温度的监视，不应有急剧升高及下降现象。机组启动达到额定转速后，在半小时内，应每隔5min测量一次推力轴瓦及导轴瓦的温度，以后可适当延长记录时间间隔，并绘制推力轴瓦及各部导轴瓦的温升曲线，观察轴承油面的 变化，油位应处于正常位置。待温度稳定后标好各部油槽的运行油位线，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。

3.2.6 机组启动过程中，应密切监视各部位运转情况。如发现金属碰撞或磨擦、水车室窜水、推力瓦温度突然升高、推力油槽或其他油槽甩油、机组摆度过大等不正常现象，应立即停机检查。3.2.7 监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压。

3.2.8 记录各部水力量测系统表计读数和机组监测装置的表计读数。

3.2.9 测量记录机组运行摆度(双幅值)，其值应小于轴承间隙或符合机组合同的有关规定。

3.2.10 测量、记录机组各部位振动，其值应不超过规范要求 3.2.11 测量发电机残压及相序，观察其波形，相序应正确，波形应完好。

3.3 机组空载运行下调速系统的试验

3.3.1 检查调速器测频信号，应波形正确，幅值符合要求。3.3.2 进行手动和自动切换试验，接力器应无明显摆动。3.3.3 频率给定的调整范围应符合设计要求。3.3.4 调速器空载扰动试验应符合下列要求： a)扰动量一般为±8%。

b)转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%。c)超调次数不超过两次。

d)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。

e)选取最优一组调节参数，提供空载运行使用。在该组参数下，机组转速相对摆动值，对于中小型调速器，不超过±0.25%。3.3.5 在调速器自动运行时记录导叶接力器活塞摆动值及摆动周期。

3.4 手动停机及停机后的检查

3.4.1 机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。

3.4.2 操作开度限制机构进行手动停机，当机组转速降至15%～20%额定转速(或合同规定值)时，手动投入机械制动装置直至机组停止转动，解除制动装置使制动器复位。3.4.3 停机过程中应检查下列各项： a)监视各部位轴承温度变化情况。b)检查转速继电器的动作情况。c)录制停机转速和时间关系曲线。d)检查各部位油槽油面的变化情况。

3.4.4 停机后投入接力器锁锭，根据具体情况确定是否需要关闭蝶阀。

3.4.5 停机后的检查和调整：

a)各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落。b)检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。

c)检查发电机上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。d)检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。e)在相应水头下，整定开度限制机构及相应空载开度触点。f)调整各油槽油位继电器的位置触点。3.5 过速试验及检查

3.5.1 将测速装置各过速保护触点从水机保护回路中断开，用临时方法监视其动作情况。

3.5.2 以手动方式使机组达到额定转速；待机组运转正常后，将导叶开度限制机构的开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%，观察测速装置触点的动作情况。

3.5.3 如机组运行无异常，继续将转速升至设计规定的过速保护整定值，监视电气与机械过速保护装置的动作情况。

3.5.4 过速试验过程中应密切监视并记录各部位摆度和振动值，记录各部轴承的温升情况及发电机空气间隙的变化，监视是否有异常响声。

3.5.5 过速试验停机后应进行如下检查：

全面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、磁极键、阻尼环及磁极引线、磁轭压紧螺杆等有无松动或移位。3.6 无励磁自动开机和自动停机试验

3.6.1 无励磁自动开停机试验，应分别在机旁与中控室进行，并对具有分步操作、常规控制、可编程控制、计算机监控系统等控制方式的装置分别进行。

3.6.2 自动开机前应确认：

a)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，机组各附属设备均处于自动状态。

b)对于无高压油顶起装置的巴氏合金推力轴瓦机组，则应通过油泵顶起发电机转子，使推力轴瓦充油。

c)确认所有水力机械保护回路均已投入，且自动开机条件已具备。

d)首次自动启动前应确认接力器锁定及制动器实际位置与自动回路信号是否相符。

3.6.3 自动开机，并应记录和检查下列各项：

a)检查机组自动开机顺序是否正确；检查技术供水等辅助设备的投入情况。

b)检查测速装置的转速触点动作是否正确。3.6.4 自动停机，记录并检查下列各项：

a)检查自动停机程序是否正确，各自动化元件动作是否正确可靠。

b)检查测速装置转速触点动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确。

3.6.5 自动开机，模拟各种机械与电气事故，检查事故停机回路与流程的正确性与可靠性。

3.6.6 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。

3.7 水轮发电机升流试验 3.7.1 发电机升流试验应具备的条件：

a)发电机出口端已设置可靠的三相短路线，如果三相短路点设在发电机断路器外侧，则应采取措施防止断路器跳闸。b)用厂用电提供主励磁装置电源。c)投入机组水机保护。

3.7.2 手动开机至额定转速，机组各部位运转应正常。

3.7.3 手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流至25%定子额定电流，检查发电机各电流回路的正确性和对称性。

3.7.4 检查各继电保护电流回路的极性和相位，检查测量表计接线及指示的正确性，必要时绘制向量图。

3.7.5 在发电机额定电流下，测量机组振动与摆度，检查碳刷及集电环工作情况。

3.7.6 在发电机额定电流下，跳开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。

3.7.7 录制发电机三相短路特性曲线，每隔10%定子额定电流记录定子电流与转子电流。

3.7.8 测量定子绕组对地绝缘电阻、吸收比或极化指数，应满足要求，如不能满足，应采取措施进行干燥。

3.7.9 升流试验合格后模拟水机事故停机，并拆除发电机短路点的短路线。

3.8 水轮发电机升压试验

3.8.1 发电机升压试验应具备的条件： a)发电机保护装置投入，辅助设备及信号回路电源投入。b)发电机振动、摆度及空气间隙监测装置投入，若有定子绕组局部放电监测系统，应投入并开始记录局部放电数据。

c)发电机断路器在断开位置，或与主变低压侧的连接端应断开。

d)以厂用电为电源的主励磁装置具备升压条件。

3.8.2 自动开机至空载后机组各部运行应正常。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。

3.8.3 对于高阻接地方式的机组，应在发电机中性点设置单相接地点，递升接地电流，直至保护装置动作。检查动作正确后投入接地保护装置。

3.8.4 手动升压至25%额定电压值，并检查下列各项：

a)发电机及引出母线、发电机断路器、分支回路等设备带电是否正常。

b)机组运行中各部振动及摆度是否正常。c)电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。

3.8.5 升压至50%额定电压，跳开灭磁开关检查灭弧情况，录制示波图。

3.8.6 继续升压至发电机额定电压值，检查带电范围内一次设备运行情况，测量二次电压的相序与相位，测量机组振动与摆度；测量发电机轴电压，检查轴电流保护装置。

3.8.7 在额定电压下跳开灭磁开关，检查灭弧情况并录制灭磁过程 示波图。

3.8.8 零起升压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性的上升曲线。

3.8.9 继续升压，当发电机励磁电流升至额定值时，测量发电机定子最高电压。对于有匝间绝缘的电机，在最高电压下应持续5min。进行此项试验时，定子电压以不超过1.3倍额定电压为限。

3.8.10 由额定电压开始降压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性的下降曲线。

3.8.11 对于装有消弧线圈的机组，进行发电机单相接地试验，在机端设置单相接地点，断开消弧线圈，升压至50%定子额定电压，测量定子绕组单相接地时的电容电流。根据保护要求选择中性点消弧线圈的分接头位置；投入消弧线圈，升压至100%定子额定电压，测量补偿电流与残余电流，并检查单相接地保护信号。

3.8.12 发电机升压试验之后，根据设计要求进行机组电制动试验，投入电制动的转速、投入混合制动的转速、总制动时间应符合设计要求。

3.9 水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验

3.9.1 在发电机额定转速下，励磁处于手动位置，起励检查手动控制单元调节范围，下限不得高于发电机空载励磁电压的20%，上限不得低于发电机额定励磁电压的110%。

3.9.2 进行晶闸管励磁调节器的自动起励试验。

3.9.3 检查励磁调节系统的电压调整范围，应符合设计要求。自动 励磁调节器应能在发电机空载额定电压的70%～110%范围内进行稳定平滑的调节。

3.9.4 测量励磁调节器的开环放大倍数。录制和观察励磁调节器各部特性，对于晶闸管励磁系统，还应在额定空载励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流和均压系数，均压系数不应低于0.9，均流系数不应低于0.85。

3.9.5 在发电机空载状态下，分别检查励磁调节器投入、手动和自动切换、通道切换、带励磁调节器开停机等情况下的稳定性和超调量。在发电机空载且转速在95%～100%额定值范围内，突然投入励磁系统，使发电机端电压从零上升至额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，振荡次数不超过2次，调节时间不大于5s。

3.9.6 在发电机空载状态下，人工加入10%阶跃量干扰，检查自动励磁调节器的调节情况，超调量、超调次数、调节时间应满足设计要求。3.9.7 带自动励磁调节器的发电机电压—频率特性试验，应在发电机空载状态下，使发电机转速在90%～110%额定值范围内改变，测定发电机端电压变化值，录制发电机电压—频率特性曲线。频率每变化1%额定值，自动励磁调节系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值的±0.25%。

3.9.8 晶闸管励磁调节器应进行低励磁、过励磁、电压互感器断线、过电压、均流等保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确。3.9.9 对于采用三相全控整流桥的静止励磁装置，应进行逆变灭磁试验，并符合设计要求。4 水轮发电机组带主变压器与高压配电装置试验

4.1 水轮发电机组对主变压器及高压配电装置短路升流试验 4.1.1 短路升流试验前的条件：

a)主变压器高压侧及高压配电装置的适当位置，已设置可靠的三相短路点，并采取切实措施确保升流过程中回路不致开路。b)投入发电机继电保护、水力机械保护装置和主变压器冷却器及其控制信号回路。

4.1.2 短路点的数量、升流次数应根据电站本期拟投入的回路数确定，升流范围一般应尽可能将新投入的回路全部包括。

4.1.3 开机后递升加电流，检查各电流回路的通流情况和表计指示，检查主变压器、母线和线路保护的电流极性和相位，必要时绘制电流向量图。

4.1.4 4.1.3项检查正确后投入主变压器、高压引出线(或高压电缆)、母线的保护装置。

4.1.5 继续分别升流至50%、75%、100%发电机额定电流，观察主变与高压配电装置的工作情况。

4.1.6 升流结束后模拟主变压器保护动作，检查跳闸回路是否正确，相关断路器是否可靠动作。

4.1.7 拆除主变压器高压侧及高压配电装置各短路点的短路线。4.2 主变压器及高压配电装置单相接地试验

4.2.1 根据单相接地保护方式，在主变压器高压侧设置单相接地点。4.2.2 将主变压器中性点直接接地。开机后递升单相接地电流至保 护动作，检查保护回路动作是否正确可靠，校核动作值是否与整定值一致。

4.2.3 试验完毕后拆除单相接地线，投入单相接地保护。4.3 水轮发电机组对主变压器及高压配电装置升压试验 4.3.1 投入发电机、主变压器、母线差动等继电保护装置。4.3.2 升压范围应包括本期拟投运的所有高压一次设备。首台机组试运行时因高压配电装置投运范围较大，升压可分几次进行。4.3.3 手动递升加压，分别在发电机额定电压值的25%、50%、75%、100%等情况下检查一次设备的工作情况。

4.3.4 检查二次电压回路和同期回路的电压相序和相位应正确。4.3.5 升压结束后，必要时，根据设计要求，断开主变高压侧断路器，进行发电机带主变压器及封闭母线的单相接地与消弧线圈补偿试验。

4.4 线路零起升压试验

4.4.1 当系统有要求时，进行发电机带空载线路零起升压试验或投切空载线路试验，该验中应防止自励磁现象的发生。

4.4.2 测量线路电压互感器三相电压相序和电压对称性，检查出线断路器同期回路接线，检查线路电抗器保护接线和电抗器运行情况，测量电抗器伏安特性。

4.5 高压配电装置母线受电试验

4.5.1 在系统电源对送出线路送电后，利用系统电源对高压配电装置母线进行冲击，检查无异常后高压母线受电。4.5.2 检查系统电压的相序应与电站高压母线相同。4.6 电力系统对主变压器冲击合闸试验

4.6.1 主变压器冲击合闸试验应从高压侧进行，试验前应使主变压器与发电机可靠断开；如主变压器为三圈变压器，或机端设有厂用变压器，一般将主变压器中压侧或机端厂用变同时断开；发电机与主变压器采用直接连接方式时，一般可不进行变压器冲击合闸试验，合同有规定者除外。

4.6.2 投入主变压器的继电保护装置及冷却系统的控制、保护及信号装置。

4.6.3 投入主变压器中性点接地开关。

4.6.4 合主变压器高压侧断路器，利用系统电源对主变压器冲击，冲击合闸共进行5次，每次间隔约10min，检查主变压器有无异常。4.6.5 检查主变压器差动保护及瓦斯保护的工作情况，录制主变压器冲击时的激磁涌流示波图。

4.6.6 进行机端厂用变压器的3次冲击合闸试验，测量厂 用变压器低压侧二次电压相序。

4.6.7 利用系统电源带厂用电，进行厂用电源切换试验。4.6.8 额定电压为110kV及以上、容量为15MVA及以上的变压器，在冲击试验前、后应对变压器油作色谱分析。5 水轮发电机组并列及负荷试验 5.1 水轮发电机组并列试验

5.1.1 选择同期点及同期断路器，检查同期回路的正确性。5.1.2 断开同期点隔离开关，分别以手动与自动准同期方式进行机组的模拟并列试验；检查同期装置的工作情况，同时录制发电机电压、系统电压、断路器合闸脉冲示波图。

5.1.3 进行机组的手动与自动准同期正式并列试验，录制示波图。5.1.4 按设计规定，分别进行各同期点的模拟并列与正式并列试验。5.2 水轮发电机组带负荷试验

5.2.1 水轮发电机组带、甩负荷试验应相互穿插进行。机组初带负荷后，应检查机组及相关机电设备各部运行情况，无异常后可根据系统情况进行甩负荷试验。

5.2.2 水轮发电机组带负荷试验，有功负荷应逐级增加，观察并记录机组各部位运转情况和各仪表指示。观察和测量机组在各种负荷工况下的振动范围及其量值，测量尾水管压力脉动值，观察水轮机补气装置工作情况，必要时进行补气试验。

5.2.3 进行机组带负荷下调速系统试验。检查在速度和功率控制方式下，机组调节的稳定性及相互切换过程的稳定性。

5.2.4 进行机组快速增减负荷试验。根据现场情况使机组突变负荷，其变化量不应大于额定负荷的25%，并应自动记录机组转速、蜗壳水压、尾水管压力脉动、接力器行程和功率变化等的过渡过程。负荷增加过程中，应注意观察监视机组振动情况，记录相应负荷与机组水头等参数，如在当时水头下机组有明显振动，应快速越过。5.2.5 进行水轮发电机组带负荷下励磁调节器试验：

a)有条件时，在发电机有功功率分别为0、50%和100%额定值 下，按设计要求调整发电机无功功率从零到额定值，调节应平稳、无跳动。

b)有条件时，测定并计算水轮发电机端电压调差率，调差特性应有较好的线性并符合设计要求。

c)有条件时，测定并计算水轮发电机调压静差率，其值应符合设计要求。当无设计规定时，对电子型不应大于0.2%～1%，对电磁型不应大于1.0%～3.0%。

d)对于晶闸管励磁调节器，应分别进行各种限制器及保护的试验和整定。

e)对于装有电力系统稳定装置(PSS)的机组，应突然变更10%～15%额定负荷，检验其功能。

5.2.6 调整机组有功负荷与无功负荷时，应先分别在现地调速器与励磁装置上进行，再通过计算机监控系统控制调节。5.3 水轮发电机组甩负荷试验

5.3.1 机组甩负荷试验应在额定负荷的25%、50%、75%和100%下分别进行，按附录A的格式记录有关数值，同时应录制过渡过程的各种参数变化曲线及过程曲线，记录各部瓦温的变化情况。机组甩25%额定负荷时，记录接力器不动时间。检查并记录真空破坏阀的动作情况与大轴补气情况。根据机组制造合同和电站具体情况，在机组带25%、50%、75%和100%额定负荷下测定流量和水头损失。

5.3.2 若受电站运行水头或电力系统条件限制，机组不能按上述要求带、甩额定负荷时，可根据当时条件对甩负荷试验次数与数值进行 适当调整，最后一次甩负荷试验应在所允许的最大负荷下进行。而因故未能进行的带、甩额定负荷试验项目，应在以后条件具备时完成。5.3.3 在额定功率因数条件下，水轮发电机组突甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。当发电机突甩额定有功负荷时，发电机电压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5s。

5.3.4 水轮发电机组甩负荷时，检查水轮机调速系统的动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间、蜗壳水压上升率、机组转速上升率等，均应符合设计规定。

5.3.5 机组甩负荷后调速器的动态品质应达到如下要求： a)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2次。

b)机组甩100%额定负荷后，从接力器第一次向关闭方向移动起到机组转速相对摆动值不超过±0.5%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，对于电液调速器不大于0.2s，对于机械型调速器不大于0.3s。5.3.6 机组带额定负荷下，一般应进行下列各项试验： a)调速器低油压关闭导叶试验。b)事故停机阀动作关闭导叶试验。

c)根据设计要求和电站具体情况，进行动水关闭工作闸门或关闭主阀的试验。5.4 水轮发电机组进相运行试验

5.4.1 如机组设计要求，水轮发电机组应进行进相运行试验。5.4.2 进相试验应分阶段进行，试验判据为定子端部铁芯温度限值与发电机静态稳定极限，任一项指标达到，该阶段试验即结束。5.4.3 进行进相试验前，应退出励磁欠励限制单元与发电机失磁保护，根据需要埋设附加测温元件，接入专用试验表计。电力系统的无功平衡应满足试验要求。

5.4.4 按照50%、80%、100%额定功率分阶段进行试验，在不同的功率下逐步降低励磁电流，使功率因数由滞相转入进相，待定子铁芯端部温度稳定后，继续加大进相深度，试验中应密切监视定子铁芯端部温度不超过限值。进相深度以设计对发电机的要求为准，在此状态下发电机不应失步。

5.4.5 记录各阶段发电机有功功率、无功功率、定子电流、定子电压、转子电流、转子电压、功率因数、定子铁芯端部温度、开关站母线电压等有关参数，校核相关电气保护。根据试验结果，校对发电机设计功率圆图及“V”型曲线。5.5 水轮发电机组最大出力试验

5.5.1 根据机组采购制造合同，在现场有条件时，进行机组最大出力试验。

5.5.2 机组最大出力试验在合同规定的功率因数和发电机最大视在功率下进行，最大出力下运行时间不小于4h，自动记录机组各部温升、振动、摆度、有功和无功功率值，记录接力器行程和导叶开度，校对 水轮机运转特性曲线和发电机厂家保证值。水轮发电机组72h带负荷连续试运行及30d考核试运行 6.1.1 完成各项试验内容并经验证合格后，机组已具备并入电力系统带额定负荷连续72h试运行的条件。

6.1.2 如果由于电站运行水头不足或电力系统条件限制等原因，使机组不能达到额定出力时，可根据当时的具体条件确定机组应带的最大负荷，在此负荷下进行连续72h试运行。

6.1.3 根据运行值班制度，全面记录运行所有有关参数。6.1.4 在72h连续试运行中，由于机组及相关机电设备的制造、安装质量或其他原因引起运行中断，经检查处理合格后应重新开始72h的连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。

6.1.5 72h连续试运行后，应停机进行机电设备的全面检查。除需对机组、辅助设备、电气设备进行检查外，必要时还需将蜗壳、压力管道及引水系统内的水排空，检查机组过流部分及水工建筑物和排水系统工作后的情况。

6.1.6 消除并处理72h试运行中所发现的所有缺陷。

6.1.7 按合同规定有30d考核试运行要求的机组，应在通过72h连续试运行并经停机检查处理发现的所有缺陷后，立即进行30d考核试运行。机组30d考核试运行期间，由于机组及其附属设备故障或因设备制造安装质量原因引起中断，应及时加以处理，合格后继续进行30d运行。若中断运行时间少于24h，且中断次数不超过三次，则中断前后运行时间可以累加；否则，中断前后的运行时间不得累加计算，应重 新开始30d考核试运行。

6.1.8 30d考核试运行中发现的问题，按机组设备合同或安装合同文件的规定处理。7 交接与投入商业运行

7.1.1 机组通过72h试运行并经停机处理所有缺陷后，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机组设备及相关机电设备的移交，并签署机组设备的初步验收证书，开始商业运行，同时计算机组设备的保证期。

篇6：嘉园变电站启动试运行方案

关键词：新线路,母线充电,母差保护

母线是发电厂和变电站最重要的电力元件之一, 起着汇集和分配电能的作用。在双母接线的厂站, 新线路启动或母线检修后投入运行时, 一般通过倒停母线方式, 利用母联开关给线路或母线充电, 在操作过程中往往将母差保护退出运行, 而只投入母线充电保护, 如果运行母线发生故障, 故障不能被及时快速地切除, 将直接影响系统的安全稳定运行, 造成严重后果。

1 母差保护原理及动作逻辑浅析

母差保护是按收支平衡的原理进行判断和动作的。在正常运行时, 母线上流入流出的电流是一样的;如果母线发生故障, 就会产生较大的差流, 母差保护装置进行判断后, 有选择性地跳开故障母线上的所有断路器将故障切除, 以确保正常母线的继续运行。

母差保护一般由启动元件和差动选线元件及其他附属元件组成。启动元件由大差电流构成, 用来判别区内和区外故障;选线元件由小差电流构成, 用来选择故障母线, 其逻辑见图1。

2 对检修母线充电过程中发生故障, 保护动作情况浅析

如图2所示, 通过母联212#断路器给II母充电, 母差保护和母联212#断路器充电保护均投入运行。

1) 若在I母d1处发生故障, 故障点不在母联212#断路器充电保护范围内, 但在母差保护范围内, 母差保护动作及时将故障点切除。如果母差保护未投入, 只能依靠261#、262#线路对侧开关的后备保护及主变201#后备保护切除故障。由于后备保护动作时间较长, 容易引起系统稳定破坏及主设备的损坏事故。

2) 若在II母d2处发生故障, 故障点在母联212#断路器充电保护范围内, 充电保护动作及时将故障点切除。若充电保护拒动, 母差保护动作可瞬时切除故障, 以确保I母继续运行。

3 新站启动时发生故障, 保护动作情况浅析

1) II母充电时:如图3所示, 通过母联212#断路器给II母充电 (263#线路断路器断开) , 母差保护及母联212#断路器充电保护投入。当II母d3处发生故障, 充电保护动作瞬时跳开母联212#断路器, 切除故障点;若充电保护拒动, 母差保护动作可瞬时切除故障。若母联212#CT接入母差极性接反, 母差保护动作将I、II母同时切除。由于I母上仅有261#一条线路, 且没带负荷, 对系统影响不大。当I母上有其他出线且有潮流穿越时, 由于母差保护已做过相量, 212#CT接入母差极性不会出现接反现象。

2) 新线路启过程中发生故障, 保护动作情况浅析:

如图3所示, 由母联212#断路器通过II母给263#线路充电。此时263#开关在合位, 母联212#充电保护、263#线路保护及母差保护均投入, 263#线路d4处发生故障。

a.若线路263#CT正确接入母差保护。此时, 故障点在充电保护及263#线路保护范围内, 充电保护和线路保护瞬时动作跳开母联212#、263#线路断路器, 切除故障点。因故障不在母线保护范围内, 故母差保护不会误动。

b.若线路263#CT接入母差极性接反。此时:

Id大差=I1+I2=2Id (有故障电流输出) ;

Id小差I=I1-I212=0;

Id小差Ⅱ=I2+I212=I2+I1=2Id (有故障电流输出) 。

因此, 母差保护将动作跳开II母上的母联212#、线路263#断路器, 但不会误跳Ⅰ母上除母联212#断路器外的运行元件, 以确保I母继续运行, 满足继电保护选择性的要求。

4 结语

综上所述, 在双母运行方式下, 新线路启动或在母线充电过程中投入母差保护, 母线保护范围内的故障会可靠地被瞬时切除、在区外故障及CT极性错误时保护都不会误动作。另外, 厂站中充电侧是双母线接线, 如果新线路的电流互感器没有接入母差保护或者虽然接入但不能确定其极性正确时, 母差保护要投选择方式, 这样就能够预防由于差动元件在该线路发生故障而产生的误动, 造成母差保护误跳运行母线现象。同时由于有些厂家生产的母差保护与所带充电保护存在一定配合关系, 建议充电时投入母联开关保护进行充电。

参考文献

[1]李火元, 彭晓洁.电力系统继电保护及自动装置[M].北京:中国电力出版社, 1999.