金盏河一级电站新设备投产现场试运行方案.doc

目录一、工程概况及主要设备技术参数1（一）工程概况1（二）主要设备技术参数1二、总则3（一）编制依据3（二）组织与安全3三、水轮发电机组试运行5（一）水轮发电机组试运行前的检查51、过水系统检查52、水轮机检查63、调速器及其他设备检查64、发电机检查75、其他系统检查8（二）机组过流部分充水试验8（三）水轮发电机组的试运行9（1）启动前准备9（2）首次手动开机试验9（3）首次启动后的停机检查11（4）调速器系统试验11（5）机组的过速试验12（6）机组的自动开停机试验13（7）模拟水机事故试验14（8）发电机组的升流试验14（9）发电机升压试验15（10）励磁装置的调整试验16四、送出系统设备试运行18五、新设备主要型号和技术参数18六、新设备投运时间安排19七、新设备投运准备情况19八、新设备投运人员分工和联系方式20九、新设备投运条件21十、新设备投运步骤211、110kV1号主变、35kV母线投运212.110kV母线及母线PT带电运行233.110kV2#主变投运234.110kV金雪线投运245.6.3kVI段母线带电256.6.3kVⅡ段母线带电257.6.3kVI段母线、Ⅱ段母线并列运行268.6.3kV#1站用变进行带电试运行269.6.3kV#2站用进行带电试运行2610.1、2、3#发电机带6.3kV母线运行2611.与漾濞35kV电网并网运行2712、10kV#1近区变带10kV母线试运行28 13.10kV金坝生线试运行29十一、安全措施与应急措施291、安全措施292、启动、试运行应急预案29十二、72小时带负荷运行30 一、工程概况及主要设备技术参数（一）工程概况金盏河一级电站位于大理州漾濞彝族自治县江镇金盏河村辖区，距离漾濞县城约23.0km，地理坐标为东经99°57′，北纬25°48′，厂址海拔高程1779.00m。金盏河一级电站始建于一九九三年十二月，一九九五年十二月建成投产运行，水电站为径流引水式电站，引用漾濞江左岸一级支流金盏河水源发电，电站由渠首取水坝（四座取水坝）、引水渠、压力前池、压力管道、主副厂房和升压站组成。水电站原设计装机容量为3×3700kw（11100kw），毛水头431.2m，设计水头410m，设计流量3.34m3/s。电站增效扩容改造项目工程于2014年10月10日开工，装机容量由原来的3×3700kw（11100kw）扩容至3×4000kw(12000kw)。电站改造主要工程项目：1、水轮发电机组及辅助设备系统技术改造；2、变配电升压电气一次系统技术改造；3、控制、保护、直流电源及通讯等电气二次系统技术改造；4、110KV、10KV输电线路改造；5、取水坝、引水渠、前池、主机房、升压站、高压室土建改造；6、金属结构改造。（二）主要设备技术参数1.水轮机型号　　　　　　CJC601-W-110/2×9.3最大水头(m)　　　　431.2m额定水头(m)　　　　410m最低水头(m)　　　　407.3m额定出力(KW)　　　4210KW额定转速(r/min)　750 飞逸转速(r/min)　　1350额定流量(m3/s)　　　1.163m3/s旋转方向　　　　　　俯视顺时针　　2.发电机型号SFW4000―8/1730额定容量5MVA额定电压6.3KV额定电流458.2A功率因数0.8额定频率50Hz相数3额定转速750r/min飞逸转速1350r/min3.主变压器3.1110kV1号主变型号：SFS8-10000/110额定容量:10000kVA使用条件：户外式连接组：yN，yno,dII3.2110kV2号主变型号：S7-8000/110额定容量:8000kVA使用条件：户外式连接组：YN，dII4.110kVSF6断路器型号：LW36-126额定电压：126kV额定电流：3150A额定短路开断电流：40kA 额定短路持续时间：4S额定线路充电开断电流：31.5A额定失步电开断电流：10kA5.35kV多油断路器型号：DW35-35kV/1250A额定开断电流：1250A额定短路开断电流：20kA二、总则（一）编制依据1．机组试验项目是根据《水电站设备检修管理导则》（DL/T1066-2007）、《水轮发电机组安装技术规范》（GB8564－2003）、《电气装置安装工程施工及验收规范》、《水轮发电机组起动试验规程》（DL/T507－2002）所规定的试验及厂家试验计划项目制订，如有临时增加需取得启动委员会同意，才能进行试验。2．金盏河一级水电站设计资料、金盏河一级水电站厂家技术资料3．机组试运行程序内容包括与机组有关辅助设备及电气设备的启动调整试验等项目。4.送出系统设备的启动调整试验等项目。（二）组织与安全1．组织机构由业主牵头，成立由业主、设备生产厂、施工单位等各方面专家组成的启动委员会，下设启动试运行指挥部，试运行指挥部下设启动试运组，负责机组试运行工作。 机组启动试运行是考验机组安装质量和设备修复质量的重要环节，牵涉到机电设备安装的所有专业、设备修复厂家，试运行指挥部在启动委员会的领导下进行统一部署、统一安排，才能有条不紊地进行。各个参加单位必须密切配合，听从试运行指挥部的安排，相互协调工作。涉及到电网、公用部分的项目必须征得运行单位的同意，并办理相关手续。严格按照《水轮发电机组起动试验规程》（DL/T507－2002）进行，只有前一项试验数据合格后才能进行下一项试验工作。试运行总指挥：苏荣钧试运行副指挥：李正平试运行技术负责人：电气：瞿忠建、张桂林机械：李双生试运行安监负责人：李正平、陶权启动试运组组长：陶权2．安全措施（1）厂房保持安静，机组周围保持清洁，无关人员不得进入现场。（2）在试验开始前，所有设备、孔洞、吊物孔等地段挂好标识牌，围好安全遮栏，试运行区域严禁烟火，消防设施配备齐全，并有专人检查监督；（3）每项试验开始前,必须由有关各方对试验条件进行联合检查,确认满足试验大纲要求后,各方签字后方可开始试验；（4）试验中进行设备操作时，必须严格执行工作票与操作票制度，所有操作必须有监护人，禁止无监护人和无票操作。每项工作完毕后，工作票负责人对运行人员详细交待目前设备状态。（5）机组启动前应对参加试运行的工作人员进行安全及技术交底。做到分工明确，责任到位，各监测人员应集中精力，根据要求进行测量并加强巡视，发现异常情况及时报告。（6）所有试验项目进行前必须获得总指挥批准，完成后应及时向总指挥报告。（7）第一次启动后连续监测各转动部位的瓦温，每5分钟记录一次，半小时后每10分钟记录一次，一小时后每半小时记录一次。（8）并网带负荷及甩负荷试验必须经电力系统调度中心批准后方可进行。 （9）试验过程中若出现异常应立即停机检查，若调速机故障，事故电磁阀又不动作，应立即手动操作停机电磁阀并关闭球阀。（10）交、直流电源必须可靠。（11）机组过速试验时，必须做好安全措施，各部位有专人看管，在升到过速转速后，应立即将喷针关至全关位置，机组停机进行全面检查。（12）升流试验时，短接线的截面应足够，连接紧固，确保试验期间不开路，升流回路中的断路器操作和跳闸线圈的电源必须切除，防止断路器误跳闸。（13）所有电流回路中的接线端子必须可靠连接，无松动，严防电流回路开路，暂时不用的备用CT，应将其端子可靠短接。（14）试验时，必须做好试验设备与非试验设备、运行设备与非运行设备之间的隔离保护工作。（15）保证各部位工作人员的通信联络。（16）重要部位安排专人负责值班，如进水阀等。（17）排水系统必须保证能自动运行。（18）加强现场保卫管理，闲杂人员不得在试验场所逗留，严禁乱动开关、阀门等设备。三、水轮发电机组试运行（一）水轮发电机组试运行前的检查1、过水系统检查（1）．进水口拦污栅工作正常，清洁干净；（2）．进水口闸门工作正常，排水阀、钢管排水阀处于关闭状态；（3）．压力钢管、尾水道等过水系统已检查，清理干净，通流部分的闷头、人孔（门）盖板等均已严密封闭； （4）．机组的水轮机主阀（球阀）已调试合格，启闭情况良好，油压装置工作正常；（5）．机组及公用水力监测管路经导通检查无堵塞，表计安装完毕，未安装表计的接头均已封堵。2、水轮机检查（1）．水轮机转轮及所有部件已安装完毕，检验合格。施工记录完整，水轮机与转轮室已检查，无遗留杂物；（2）．技术供、排水系统安装、检验合格，供、排水管路畅通无阻。（3）．水导轴承润滑及冷却系统已检查合格，油位正常，温度传感器及冷却水压已调试合格，各整定符合设计要求；润滑油合格。（4）．调速器输出的油压管路已安装完毕，检验合格，水轮机喷针处于关闭状态。喷嘴的最大开度和关闭后的严密性及压紧行程等检验符合设计要求，折向器位置信号调试合格。（5）．水轮机各种变送器已安装完毕，管道及附件连接良好。水轮机相关盘柜安装完毕，各线路连接良好，机组与LCU联调完毕，信号正确。（6)．球阀已安装调试完毕，操作信号及动作正常，经检验合格。(7)．确认水轮机室已清扫干净。3、调速器及其他设备检查(1)．调速器设备完好，调试合格。油压装置压力和油位正常，透平油化验合格，各部表计及其设备符合要求；(2)．油压装置油泵在工作压力下运行正常，切换正常，无异常振动和发热，集油槽浮子继电器动作正常；安全阀按设计值要求校验合格。(3)．手动操作将油压装置的压力油通向调速器，经检查各压力油管、阀门和接头附件均无渗漏现象；(4)．进行调速系统联动调试的手动操作，检查调速器、接力器及导水机构联动动作的灵活和可靠性，各部件无渗漏现象，检查在全行程内动作的平稳性，检查喷针开度和调速柜内的喷针开度指示器二 者的一致性；调速器的静态特性和空载调节参数已测定并整定。(5)．用紧急关闭的方法初步检查喷嘴全开至全关所需要的时间是否与设计值相符。6．对调速器自动操作系统进行模拟操作，检查手、自动开机和停机，各部件装置动作的准确性和可靠性。7．机组测速装置已安装调试完毕，转速继电器已整定好，分段关闭已调试完毕。4、发电机检查1．发电机整体已安装完毕，检验合格，记录完整。发电机内部已彻底清扫，定子、转子空气间隙内无杂物；发电机上、下盖板及设备上无任何未固定的物件。2．发导轴承油位正常，测温装置及冷却水压力已调试，整定值符合设计要求；油槽油位正常，无渗漏现象，油冷却器具备投入使用条件。3．发电机风罩内所有管路阀门、接头都已检验合格，处于正常工作状态；4．发电机内灭火水管，火灾探测装置、水喷雾灭火嘴均已检验合格，动作可靠；消防水源供至机械控制柜，水压正常，机械控制柜内闸阀已关闭并加锁，消防系统置于手动位置。确保消防水不会误动作进入发电机组。5．发电机转子集电环，碳刷架已检验，并调试合格，碳刷已调整完好。6．发电机风罩内所有电缆、导线、辅助线、端子均已检查。正确无误；7．发电机空冷器已检验合格，风路、水路畅通无阻，阀门无渗漏现象；8．测量的各种表计传感器均已调试整定合格。电源、照明系统可正常使用。 5、其他系统检查1．厂房排水系统检查；2．全厂消防系统检查；3．励磁系统检查；4．电气（保护）设备系统检查；5．通信系统检查；6．照明系统检查；7．厂内交通通道检查；8．设备标识检查。（二）机组过流部分充水试验1、试验条件1.机组充水试验开始，应认为是电站机组启动试运行的开始，应确认以上检查试验工作已全部完成；2.充水前，应确认机组的球阀处于关闭状态，确认调速机、喷针处于关闭状态，接力器锁定已锁好。3.确认机组各技术供水系统均已投入使用，工况正常。4.打开旁通阀向喷管充水，检查上、下弯管、导水机构、排气阀、喷管等无漏水状况，打开球阀再次检查，确认无异常后进行下步工作。（三）水轮发电机组的试运行（1）启动前准备1．机组及盘柜周围场地清理干净，检查孔盖板盖好，通道畅通，通信指挥（对讲机等）准备就绪，各部位试运行人员已培训后进入岗位，各测量仪器、仪表已调整就位；2．确认充水时发现的问题已处理完毕； 3．各部冷却水、润滑油投入后，水压正常，各润滑油槽油位正常，调速器系统工作正常；油压工作正常。4．上下游水位已记录，各测温点温度的初始值已记录；5．机组LCU处于工作状态，具备对机组参数进行监测、记录、报警等功能。6．调速机各机构处于下列状态：（1）调速器油压正常（2）调速器油泵位于自动工作位置；（3）调速器处在手动位置；（4）调速器的喷针电气开度位于全关位置；（5）调速器的转速调整机构位于额定转速位置；8．与发电机有关的设备应符合以下条件：（1）发电机出口断路器断开；（2）发电机集电环的碳刷检查正常；（3）水力机械保护装置及测温装置已投入；（4）拆除所有试验用的短路连接线。（2）首次手动开机试验1．合上调速器电源开关，打开调速器油路阀门；2．将电气开限设置在空载开度位置，手动拨动调速器上的电手动按钮开机，待机组启动后，迅速将喷针关回，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。3．确认正常后，手动打开喷针启动机组，按机组额定转速的25%、50%、75%、100%分阶段进行升速，并在每个阶段点停留观察各部运行情况，确认无异常后继续开喷针，使转速升至额定值，机组空转运行。4．在每级转速下由专人负责监视各部分轴承的温度、摆度、振动、转速和水压等并记录。 5．在机组启动及升速过程中，密切观察机组各部位有无异常现象。如发现金属碰撞声、瓦温突然升高、油槽甩油、机组摆度、振动过大等不正常现象应立即停机。6．如发现机组摆度或各部件振动超过标准，做好摆度及振动值的记录，然后停机，进行机组动平衡配重试验。7．各部分轴承的温度在前半小时应每5分钟记录一次，半小时后，每10分钟记录一次；一小时后每半小时记录一次。标出稳定后的温度值，并绘制轴瓦温升曲线。8．记录机组启动开度和空转开度，记录上下游水位，过机流量、压差等。9．监视并记录各部位轴承油位的变化，待各部位轴承温度稳定后标好各部油槽的运行油位。10．监视机组各部位的冷却水温度、流量、压力；监视调速机备用油泵启动情况。11．测量发电机残压、相序。12．打磨发电机转子集电环表面。13．机组运行基本稳定后，做调速机的空载动态特性的调试，对调速机扰动试验，选择最佳空载参数。转速死区及接力器不动作时间检查调速机手、自动切换试验调速机自动运行，记录油压装置补偿油泵启动周期及运行持续时间。14．机组在额定转速运行约3-4小时，各转动部分运转正常，各部分轴承温度稳定后可以手动停机。（3）首次启动后的停机检查1．手动操作开度限制全关喷针，并关开停机电磁阀。2．当机组转速降至35％ne时手动投入反喷制动。并记录制动后至机组完全停止时间。3 ．停机过程中检查各部位轴承温度变化情况、各部位油槽油面的变化情况。以及转速信号装置在不同转速的动作情况，监视反喷制动阀运行状况，录制停机转速和时间关系曲线。4．机组全停后切除调速器油压，关闭球阀。5．停机过程监视各部轴承的温度变化，检查转速信号装置的工作情况，检查各部油槽的油面变化情况，观察停机时转速与时间的关系曲线。6．停机后检查各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落。检查发电机挡风板是否有松动或脱落。检查反喷制动的动作情况。以及转动部分的焊缝情况。（4）调速器系统试验1．重新手动开机（或在第一次开机稳定后，可不停机先做完本实验再停机）至机组稳定后进行手自动切换2．在调速机上把开度限制从手动快速切换至自动位置，使机组调速器进入自动调节状态，此时机组转速相对摆动值不应超过额定转速的0.25%。3．空载扰动试验应选择适当的调节参数，使之满足以下要求：（1）扰动量一般为±8％。（2）转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30％。（3）超调次数不超过两次。（4）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。（5）记录油压装置油泵向油槽送油的时间及工作周期，在调速器自动运行时记录喷针接力器摆动及摆动周期。4．三分钟空载频率摆动试验。（5）机组的过速试验1．机组过速试验的目的：（1）调整整定转速信号装置以及动作情况； （2）检验过速时调速器的动作可靠性；（3）检查机组过速时的震动与摆度。2．开机前的准备（1）将转速信号装置的动作输出接点从保护回路退出，但要监视其在各转速的动作情况；（2）投水机事故信号压板。（3）做好机械测量和电气试验工作准备；3．手动开机至额定转速，待机组运行至轴瓦温度稳定后测量记录各部分摆动值。4．操作喷针开度使转速达整定值，观察转速信号装置触点动作情况，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，监视电气过速保护装置的动作情况，过速前、后及空载运行测定各部分的摆度、振动、温度并记录，5．过速时的注意事项（1）各部分人员做好工作准备，动作要迅速准确，严格听从指挥，发现异常立即通知指挥；（2）升速要平稳，不能过快或过慢，升至额定转速的135%时应立即关闭导叶停机；6．停机后，对各部分进行全面彻底检查，除正常检查项目外还应检查以下项目：（1）检查发电机的转动部分：转子磁轭、磁轭键、磁轭压紧螺杆、磁极、阻尼环、磁极引线、集电环应无异常；（2）检查定、转子空气间隙应无异常。（3）检查发电机各部分基础及轴承座应无位移等异常现象和各部件的螺栓的松动情况。（6）机组的自动开停机试验机组自动开停机试验的目的是检查机组开停机各回路的正确性 1．调速器处于“自动”位置。功率给定在空载位置，频率给定至额定。2．投入各部分工作电源；3．投入所有的电气保护和水力机械保护；4．在现地操作机组自动启动，检查监视以下项目：（1）检查自动化元件的动作情况。（2）记录自发出开机命令至机组达到额定转速的时间。（3）记录机组从转动至达到额定转速的时间。（4）检查调速器动作情况。（5）记录各瓦温度情况。5．待机组稳定运行后可以进行现地自动停机试验6．在中控室操作停机命令。7．检查监视停机过程各自动化元件的动作情况。（1）喷针关闭情况（2）转速在35%自动投入反喷制动（3）以及其他辅助设备自动切除。8．记录机组停机脉冲发出至机组全停的时间。9．记录制动投入至机组全停时间；10．在中控室重复上述试验。11．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。（7）模拟水机事故试验1．开机至额定转速；2．模拟水机事故停机（如：瓦温、事故低油压等）；3．观察机组各设备应按要求动作。 （8）发电机组的升流试验1．试验目的:（1）用一次电流检查发电机电流回路的完好性和对称性；（2）录制发电机三相短路特性；（3）录制发电机额定电流时的灭磁时间常数；（4）测量发35%电机在额定电流时的轴电压；（5）检查灭磁开关的消弧情况。2．在发电机出口端相应位置设置三相短路线。短路电流必须流过发电机出口电流互感器，退出发电机出口电压互感器；3．测量转子绝缘电阻（不小于0.5MΩ）应合格；4．投入发电机各保护装置，退出发电机差动保护，退出励磁系统的强励环节。5．手动开机，发电机各部位温度应稳定，运转应正常。6．手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，按25％、50％、75％、100％分段升流，在电流升至25%时停下检查发电机各电流回路的准确性和对称性。绘制继电保护和测量表计向量图。8．录制发电机三相短路特性曲线，在额定电流下测量发电机轴电压，检查碳刷及集电环工作情况；跳灭磁开关，检验灭磁情况是否正常。9．测量发电机定子绝缘电阻，吸收比或极化指数(10min/1min不小于1.3)，如不合格，则进行短路干燥。10．发电机短路干燥：(1)干燥前应用2500V兆欧表测定定子绕组对地，转子绕组对地绝缘电阻和吸收比；(2)当定子绕组每相绝缘电阻值不小于500MW(25℃),13.8MW(100℃)，吸收比不小于1.3时，可不进行短路干燥；(3)发电机三相短路干燥过程中，用调节定子电流的方法控制线圈温度，干燥时定子电流控制在额定值的25%~50%为宜，其最高温度不应超过80℃，每小时温升不超过5℃-8℃ ，开始12小时由每小时记录一次绝缘电阻，温度及电流值，以后每四小时测一次并绘制绝缘电阻与时间的关系曲线，当绝缘电阻达到稳定值且大于36MW(80℃)停止干燥：(4)停止干燥降温时以每小时10℃的速率进行，当温度降至40℃时可以停机；11．短路试验合格后一般作模拟水机事故停机，并拆除发电机短路点的短路线，励磁变恢复自并励状态。（9）发电机升压试验1．试验目的（1）检查发电机各电压回路的正确性和设备的工作情况；（2）录制发电机空载特性；（3）检查额定电压下的灭磁开关的消弧情况，并录制示波图；（4）测量额定电压的下的轴电压；2．开机前的检查和准备工作（1）投入发电机所有保护，投入励磁及调节器的电源，辅助设备及信号电源投入；（2）投入发电机互感器，3．常规自动开机至机组稳定运行；4．额定转速下测量发电机残压，手动分级升压（25％、50％、75％、100％），在发电机电压升至25%时分别检查互感器测量值、相序，检查发电机及其它电气设备的带电情况应正常,电压回路二次侧相序相位和电压值应正确，保护装置工作正常。各仪表指示正确；无异常继续升压；5．在发电机升压时过程中应监视发电的运行情况，发现有异常立即灭磁检查；6.在50％、100％额定电压下跳灭磁开关其灭磁情况应正常，测量灭磁时间常数。7.录制发电机空载特性曲线，当发电机的励磁电流升至额定值时测量定子电压。 8.发电机升至额定电压时，测量轴电压。（10）励磁装置的调整试验1．可控硅励磁调节器的起励工作应正常可靠，检查励磁调节系统的电压调整范围应符合设计要求。2．在发电机空载情况下，检查励磁调节器的投入、上下限调节、手动和自动互相切换，带励磁调节器开、停机等情况的稳定性和超调量。（在开机过程中观察）3．在等值负载情况下，观察和测量励磁调节器各部特性。在额定励磁电流情况下，检查功率整流桥的均压和均流系数。4．低励磁、过励磁、断线、过电压、均流等保护的调整及模拟动作试验，动作应正确；进行逆变灭磁试验；测量励磁调节器的开环放大倍数值。（11）模拟电气事故停机试验1．自动开机至空载；2．模拟电气事故停机（发电机差动保护或其他）；3．观察机组各设备应按要求动作。(12)水轮发电机组带负荷及甩负荷试验1．试验目的（1）考验机组在最佳工况自动调节系统的动态稳定性和快速性，从而判定调速系统和励磁系统的自动质量。（2）考验引水系统在带负荷、甩负荷时各部位的机械强度；（3）机组带负荷试验，增加有功、无功负荷，观察并检查机组带负荷时有无振动区。（4）机组带负荷下校核各电流回路的准确性和对称性及继电保护和测量表计是否正确。（5）机组带负荷下调速系统试验是否正确。 （6）机组负载情况下励磁调节器的调节范围应满足运行需要，观察调节过程中负荷分配的稳定性，测定计算电压调差率。2．水轮发电机组带、甩负荷试验是相互穿插进行，机组初带负荷后应检查机组及相关设备的运行情况。无异常后可根据系统情况进行甩负荷试验。3．水轮发电机组带负荷试验，有功负荷逐级增加，观察并记录机组各部运行情况和各仪表指示。观察和测量机组在各种负荷工况下的振动范围及其量值。4．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．进行机组快速增负荷试验，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%，并自动记录转速、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监察机组振动情况，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。6．机组甩负荷试验按机组额定负荷的25%、50%、75%、100%来进行，按机组甩负荷试验表格记录相关数据，记录瓦温的变化情况（甩前温度和甩后温度）。7．水轮发电机组甩负荷时，检查调速系统的动态调节性能。校核机组喷针紧急关闭时间，钢管水压上升幅度，机组转速上升幅度，应满足设计要求。(13)发电机组空载运行1.各项试验都正常完成后，满足发电机机组运行条件，检查确认631,、632、633断路器在断开位置。2.将1、2、3号机组调整在空载运行状态，准备并网运行。四、送出系统设备试运行1.金盏河一级电站35kV金脉线331断路器间隔；2.金盏河一级电站110kV1号主变压器；3.金盏河一级电站110kV2号主变压器；4.6.3kVI、Ⅱ段母线及母线上所连接的一次、二次设备: 4.35kV母线及母线上所连接的一次、二次设备:5.110kV母线及母线上所连接的一次、二次设备:4.上述各设备所对应的二次保护、监控、信号、测量系统等设备。五、新设备主要型号和技术参数序号名称型号生产厂家1110kV1号主变SFS8-10000/110云南变压器厂2110kV2号主变S7-8000/110云南变压器厂310kV61B近区变S7-3150/10云南大理变压器厂4110kVSF6断路器LW36-126云南云开电气股份有限公司56.3kV开关柜KYN28C-12云南云开电气股份有限公司610kV开关柜KYN28C-12云南云开电气股份有限公司741B站用变S7-160/0.6云南变压器厂842B站用变S7-160/0.6云南变压器厂9110kV线路保护装置RCS-941A南瑞继保电气有限公司10110kV1号主变保护NSA3171GNSA3161NSA3181GNSA3181G南京电研电力自动化股份有限公司11110kV2号主变保护NSA3171GNSA3161NSA3181GNSA3181G南京电研电力自动化股份有限公司121号近区变保护NSA3171GNSA3161南京电研电力自动化股份有限公司 NSA3181GNSA3181G1335kV线路保护NSA3112G南京电研电力自动化股份有限公司1410kV线路保护（金坝生线）NSA3112G南京电研电力自动化股份有限公司1410kV线路保护（高金T线）NSA3112G南京电研电力自动化股份有限公司六、新设备投运时间安排新设备计划于2015年月日投运。七、新设备投运准备情况1、本次投产的新设备按照国家《电气装置安装工程施工及验收规范》要求安装完毕，试验数据符合验收标准要求，安装设备的出厂资料、图纸及试验报告齐全，并经质检验收签证，具备投运条件。2、大理州水利水电工程建设质量与安全监督站已按“大纲”规定，对工程质量进行了过程检查监督，对所提出的待整改的问题已全部处理完毕。3、升压站二次系统已按照《云南电网并网电厂二次系统复核性试验管理办法（试行）》进行了复核性试验，复核性试验简报已报送调度备案。4、升压站各种安全工器具已配置到位，并经第三方检验单位测试合格。5、升压站运维人员已配置充足，运维人员均已取得调度受令资格证和进网作业许可证。设备操作人员、监护人员职责明确，并已在投产前认真学习了启动方案，进行了预演操作。6、已建立了设备档案资料，所需的运行规程、检修规程、安全规程、运行日志、记录表单、操作票、工作票等已准备完毕。 7、计划投运设备的名称和双重编号已完成，标识准确、齐全，有关安全警示牌已安装到位。8、与电网管理部门有关的上网调度协议和购售电合同等已签署完毕，涉及电网安全的技术条件已满足。9、设计、安装单位及设备厂家相关人员已到场支持；八、新设备投运人员分工和联系方式1、人员分工及联系方式金盏河一级电站110kV升压站启动调度由地调统一指挥，现场技术问题由金盏河一级电站、电气设备安装单位和各设备厂家等技术负责人解决。姓名工作任务联系方式陶权启动试运组组长13887229717/0872-7788057陶权新设备投运联系人13887229717/0872-7788057李正平现场安全控制负责人13888068584瞿忠建现场电气技术负责人13888727053张桂林现场电气技术负责人15911749268李双生现场机械技术负责人13577878331李忠鸿操作人0872-7788057罗照德监护人0872-7788057九、新设备投运条件金盏河一级电站110kV升压站设备投运条件：110kV金雪线已具备带电投运条件110kV金盏河一级电站待投运设备相关试验完成，试验合格，工程验收合格，具备投运条件;110kV131，101,102断路器在分闸位置；110kV1311，1316，1901，1011，1021隔离开关在分闸位置； 13117，13167，10117,19010,19017,10217接地开关在分闸位置；35kV331断路器在分闸位置；3311，3316,3901隔离开关在分闸位置；33167,33110,39017接地开关在分闸位置；110kV1号主变中性点隔离开关1010在分闸位置；110kV2号主变中性点隔离开关1020在分闸位置；6.3kV601、602、603、631、632、633、612断路器在分闸位置6.3kV6411、6422手车在分闸位置；6.3kV6901、6121、6902辅助手车在分闸位置；升压站全站保护定值按大理地调正式下达的定值通知单执行完毕，具备投运条件；升压站自动化信息接入大理地调自动化系统并调试正常，同时按地调要求传输相关数据，核对正确，具备投运条件。电站电能计量关口表、电能量采集终端已校验、安装完毕；十、新设备投运步骤1、110kV1号主变、35kV母线投运（1）确认35kV金脉线线路检查结束，线路状态正常，具备带电条件；（2）确认金盏河一级电站待投运设备相关试验完成，试验合格，工程验收合格，具备投运条件。（3）确认金盏河一级电站安全措施全部拆除，待投运设备处于冷备用状态，具备带电条件。（4）确认35kV金脉线对侧35kV脉地变347断路器处于冷备用状态，具备送电条件。（5）检查核实35kV331断路器间隔3311、3316、3901隔离开关均在断开位置，331167、33110、39017接地开关均在断开位置，35kV331断路器间隔安全措施全部拆除，具备带电条件；检查35kV金脉线线路保护已按定值投入；检查核实110kV101断路器在分闸位置， 1011隔离开关在分闸位置；检查核实6.3kV601断路器在分闸位置，（6）退出35kV金脉线两侧重合闸。（7）进行110kV1号主变本体、本体瓦斯继电器及高、低压套管空气排放，并检查核实空气已排净；（8）检查核对110kV1#主变所有保护投切按调度继电保护定值通知单执行：检查确认主变差动保护压板、投入、主变高后备保护投入、主变中后备保护投入、主变低后备保护投入、主变非电量保护投入、主变重瓦斯保护跳闸压板投入；（9）检查主变调压分接开关档位是否正确；（10）检查确认110kV1号主变间隙保护压板退出。（11）检查确认110kV1号主变零序保护压板投入。（12）合上110kV1号主变110kV中性点接地开关1010；（13）经地调同意，县调下令，将35kV脉地变35kV金脉线347断路器由冷备用转运行，对35kV金脉线进行冲击合闸（每隔5分钟一次），线路带电后，合上35kV3316、3311隔离开关，35kV331断路器由冷备用转为热备用状态，合上35kV3901隔离开关，操作35kV331断路器合闸对35kV母线、35kV母线PT、110kV1号主变带电冲击三次。冲击正常后，合上35kV母线PT二次电压熔断器,检查测量母线PT二次电压值及相序；2.110kV母线及母线PT带电运行（1）检查确认#1主变101断路器在断开位置，1011隔离开关在断开位置,并检查闭锁装置，10117接地开关在断开位置并检查闭锁装置；（2）检查确认#2主变102断路器在断开位置，1021隔离开关在断开位置并检查闭锁装置，10217接地开关在断开位置并检查闭锁装置；（3）检查确认110kV金雪线131断路器在断开位置，1311、1316隔离开关在断开位置并检查闭锁装置，13117、13167接地开关在断开位置并检查闭锁装置；（4）检查确认110kV母线TV1901隔离开关在断开位置 并检查闭锁装置，110kV母线PV19017接地开关在断开位置并检查闭锁装置，110kV母线19010接地开关在断开位置并检查闭锁装置，检查母线PT二次电压空开在断开位置。（5）合上#1主变1011隔离开关，操作#1主变101断路器合闸对110kV母线带电冲击三次，每次母线带电5分钟。（6）母线第三次充击前，合上110kV1901隔离开关，带母线PT一起带电冲击，冲击正常后，合上母线PT二次电压空开,检查测量母线PT二次电压值及相序；（7）以上工作完成后，110kV母线及PT带电运行。3.110kV2#主变投运（1）检查确认110kV2#主变高压侧102断路器、低压侧602断路器都在断开位置，110kV1021隔离开关、10217接地刀闸在断开位置并检查闭锁装置，安全措施全部拆除，具备带电条件；（2）进行110kV#2主变本体、本体瓦斯继电器及高、低压套管空气排放，并检查核实空气已排净；（3）检查核对110kV#2主变所有保护投切按调度继电保护定值通知单执行：检查确认主变差动保护压板投入、主变高后备保护投入、主变低后备保护投入、主变非电量保护投入、主变重瓦斯保护跳闸压板投入；（4）检查主变调压分接开关档位正确；（5）检查确认110kV#2主变间隙保护压板退出。（6）检查确认110kV#2主变零序保护压板投入。（7）合上110kV#2主变110kV中性点接地开关1020；（注：主变冲击期间中性点接地开关1020投退，根据调度要求执行）；（13）合上110kV1021隔离开关，操作110kV102断路器合闸对#2主变进行三次空载冲击试验，检查确认设备运行正常后，#2主变正式投入试运行。 4.110kV金雪线投运（1）确认110kV金雪线线路检查工作全部结束，人员撤离，线路具备带电条件；（2）确认110kV金盏河一级电站待投运设备相关试验完成，试验合格，工程验收合格，具备投运条件。（3）确认110kV金盏河一级电站安全措施全部拆除，待投运设备处于冷备用状态，具备带电条件。（4）确认雪山河一级电站110KV金雪线线路侧125断路器间隔处于冷备用状态，安全措施全部完善，具备带电条件。（5）检查核实110kV131断路器间隔1311、1316、隔离开关均在断开位置并检查闭锁装置，13167、13117接地开关均在断开位置并检查闭锁装置，，110kV131断路器间隔安全措施全部拆除，具备带电条件；检查110kV金雪线线路微机保护已按定值投入；（4）退出110kV金雪线两侧重合闸。（5）合上110kV1311、1316隔离开关，将110kV金雪线131断路器由冷备用转运行，对110kV金雪线进行冲击合闸（每隔5分钟一次），检测110kV金雪线二次电流互感器极性和保护方向正确，试验正常，核对相序正确。第三次冲击合闸后，合上110kV金雪线线路PT二次熔断器，检查PT二次侧电压正常，110kV金雪线投入试运行。5.6.3kVI段母线带电（1）检查确认6.3kVI母601、603、612、631、632断路器在分闸位置,6411、6121手车，6901辅助手车在冷备用状态，64167接地刀闸在断开位置，6.3kVI母PT二次空开在分闸位置，安全措施全部拆除，具备带电条件；（2）合上6.3kV601断路器对6.3kVI母进行第一次冲击带电，检查确认设备正常后断开601断路器；（4）合上6.3kV601断路器对6.3kV I母进行第二次冲击带电，检查确认设备正常后断开601断路器；（5）6.3kVI母设备间隔6901隔离手车转运行位置，合上601断路器对6.3kVI母进行第三次冲击带电，检查确认6.3kVI母PT二次电压、相序正确，合上PT二次电压空开，6.3kVI母投入试运行。6.6.3kVⅡ段母线带电（1）检查确认6.3kVⅡ母602、612、633断路器在分闸位置,6422、6121手车，6902辅助手车在冷备用状态，64267接地刀闸在断开位置，6.3kVII母PT二次空开在分闸位置，安全措施全部拆除，具备带电条件；（2）合上6.3kV602断路器对6.3kVⅡ母进行第一次冲击带电，检查确认设备正常后断开602断路器；（4）合上6.3kV602断路器对6.3kVⅡ母进行第二次冲击带电，检查确认设备正常后断开301断路器；（5）6.3kVII母设备间隔6902隔离手车转运行位置，合上602断路器对6.3kVⅡ母进行第三次冲击带电，检查确认6.3kVII母PT二次电压、相序正确，合上PT二次电压空开，6.3kVⅡ母正式投入试运行。7.6.3kVI段母线、Ⅱ段母线并列运行（1）检查确认6.3kV612断路器在分闸位置、6121隔离手车在试验位置（2）检查核对6.3kVI段母线、Ⅱ段母线电压、相序正确。（3）6.3kV6121隔离手车转工作位置，经过同期合上6.3kV612断路器。6.3kVI段母线、Ⅱ段母线正式投入并列试运行。8.6.3kV#1站用变进行带电试运行（1）检查确认6.3kV6411隔离开关、64167接地开关在分闸位置；（2）合上6.3kV6411隔离开关；第一次冲击6.3kV#1站用变后对6.3kV#1站用变0.4kV侧电压 (3)将6.3kV#1站用变6411隔离开关断开；再次冲击两次6.3kV#1站用变，每次间隔5分钟。(4)检查设备运行正常后，6.3kV#1站用变投入试运行。9.6.3kV#2站用进行带电试运行（1）检查确认6.3kV6422隔离开关、64267接地开关在分闸位置；（2）合上6.3kV6422隔离开关；第一次冲击6.3kV#1站用变后对6.3kV#2站用变0.4kV侧电压及相序进行测量。(3)将6.3kV#1站用变6422隔离开关断开；再次冲击两次6.3kV#2站用变，每次间隔5分钟。(4)检查设备运行正常后，6.3kV#2站用变投入试运行。10.1、2、3#发电机带6.3kV母线运行（1）6.3kVI母、II母运行正常后，6.3kV601、602断路器转冷备用，检查确认6.3kVI母、II母PT二次无电压，6.3kVI母、II母退出运行。（2）检查确认6.3kVI母、II母601、602、603、631、632、633断路器,6411、6422手车，6901、6092辅助手车，64167接地刀闸在断开位置，6.3kVI母、II母TV二次空开在分闸位置，安全措施全部拆除，具备带电条件；（3）投入1#发电机主保护装置、投入1#发电机后备保护装置，6901、6902隔离手车转工作位置，解除同期合上631断路器，检查确认6.3kVI母、II母PT二次电压、相序正确，合上6.3kVI母、II母PT二次空开。运行正常后，断开631断路器，退出6901、6902隔离手车，断开6.3kVI母、II母PT二次空开。（4）投入2#发电机主保护装置、投入2#发电机后备保护装置，6901、6902隔离手车转工作位置，解除同期合上632断路器，检查确认6.3kVI母、II母TV二次电压、相序正确，合上6.3kVI母、II母TV二次空开 。运行正常后，断开632断路器，断开6901、6902隔离手车，断开6.3kVI母、II母TV二次空开。（2）投入3#发电机主保护装置、投入2#发电机后备保护装置，6901、6902隔离手车转工作位置，解除同期合上633断路器，检查确认6.3kVI母、II母TV二次电压、相序正确，合上6.3kVI母、II母TV二次空开。运行正常后，断开633断路器，断开6901、6902隔离手车，断开6.3kVI母、II母TV二次空开。准备进入下一步骤。11.与漾濞35kV电网并网运行（2）检查确认6.3kVI母601、603、612、631、632断路器,6411、6121手车，6901辅助手车在试验位置，64167接地刀闸在分闸位置，6.3kVI母PT二次空开在分闸位置，安全措施全部拆除，具备带电条件；（2）检查确认6.3kVII母602、633断路器,6422、6121手车，6902辅助手车在试验位置，64267接地刀闸在分闸位置，6.3kVII母PT二次空开在分闸位置，安全措施全部拆除，具备带电条件；（3）6.3kVI母6901、6411隔离手车转工作位置，合上PT二次电压空开，合上601断路器，检查确认6.3kVI母PT二次电压、相序正确。（4）6.3kVII母6902、6422隔离手车转工作位置，合上PT二次电压空开，合上602断路器，检查确认6.3kVII母PT二次电压、相序正确，（5）6.3kV6121隔离手车转工作位置，合上6.3kV612断路器。（3）将1#机组经后台开机至空载位置，投入1#发电机主保护装置、投入1#发电机后备保护装置，经同期合上631断路器。（4）将2#机组经后台开机至空载位置，投入2#发电机主保护装置、投入2#发电机后备保护装置，经同期合上632断路器。（5）将3#机组经后台开机至空载位置，投入3#发电机主保护装置、投入3#发电机后备保护装置，经同期合上633断路器，（6）正常运行72h后，退出2#、3#发电机组，由1#机组并网运行。 12、10kV#1近区变带10kV母线试运行注：#2近区变是已解脱、空置设备不在本次投运范围。（1）检查确认6.3kV603、003断路器，10kV031断路器，10kV0901隔离手车在试验位置,03167、03267接地开关在分闸位置；10kV母线PT二次空开在断开位置。（2）合上6.3kV603断路器，对10kV#1近区变进行三次冲击试验，每次冲击间隔5分钟。（3）检查设备运行正常后，10kV#1近区变投入试运行。（4）合上003断路器，对10kV母线进行第一次冲击，正常后，断开003断路器。（5）合上0901隔离手车，合上003断路器，对10kV母线带PT冲击，检查确认10kV母线TV二次电压、相序正确后，合上10kV母线TV二次空开，断开003断路器。（6）合上003断路器，对10kV母线进行第三次冲击，检查正常后10kV母线投入运行。13.10kV金坝生线试运行注：10kV高金T线在1号杆处已解脱，不在本次投运范围。（1）检查确认10kV031断路器，03167接地开关在分闸位置；10kV金坝生线线路PT二次空开在断开位置。（2））合上10kV031断路器，对10kV金坝生线线路进行三次冲击试验，每次冲击间隔5分钟。（3）检查确认10kV母线TV二次电压、相序正确后，合上10kV金坝生线线路PT二次空开。10kV金坝生线线路投入运行。 十一、安全措施与应急措施1、安全措施（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》；（2）操作和试验人员应严格按照试运行指挥小组的指令进行工作，运行单位人员负责启动过程中的设备操作与监护，施工单位派人做好双重监护工作；（3）试验人员需要在一次设备、保护屏、测控屏及控制设备上装、拆试验线工作，应向试运小组申报，办理好工作票、操作票，并在设备停电状态及工作监护人监护下严格按照操作票执行；（4）启动试运行前工作人员要复查CT与PT二次接线回路，在启动试验过程中，要做好检查措施防止CT二次开路，PT二次短路。2、启动、试运行应急预案针对升压站设备投运，公司组织制订了“两票三制”、“两措”、消防等各种专项安全管理制度和各种专项应急预案，并配备了相应的交通、通信等救援设备、物资，依据出现事故先救人后保设备的原则，确保在现场出现异常情况下有章可循、从容应对。启动试验过程中若出现异常或故障，应立即停止试验工作，并中断试运行，报告地调、县调调度员和启动试运行指挥部。征得同意后按相关运行规定进行处理。（1）每一试验项目完成后，应立即汇报启动试运行指挥部，在确认运行系统及试验正常后，方能进行下一个项目的操作；（2）启动、试运行过程中，如出现需改变试运行操作顺序等特殊情况，应同时征得地调调度员及启动试运行指挥部同意，做出调整后，方能进一步操作。十二、72小时带负荷运行 1．在完成机组全部相关设备的机械和电气试验，设备最佳运行参数已整定，一切保护按设计整定并投入运行；2．按试运行规程进行操作；由中控室发开机令至发电状态，机组自动并网并带上负荷。3．机组应带满额定有功负荷运行72小时；4．运行中应严格遵守试运行规程和执行交接班制度，按正规生产严格要求，加强对表计的监视和对各运行设备的巡视检查，按运行日志的要求定时认真地进行记录。5．如果72小时试运行中，因机组或附属设备制造及安装的原因是运行中断，经检查处理好后重新开始72小时试运行。6．72小时试运行结束后停机，对机组及附属设备进行全面检查，对试运行中出现的问题进行消缺。7．经过72小时试运行并对试运行中出现的缺陷消缺完后，应及时把机组及其附属设备、相关资料移交给业主运行单位，并签署验收移交书，使机组及时进入商业运行，并开始计算机组设备的安装质量保证期。