金盞河一級電站新設(shè)備投產(chǎn)現(xiàn)場試運行方案.doc

目錄一、工程概況及主要設(shè)備技術(shù)參數(shù)1（一） 工程概況1（二） 主要設(shè)備技術(shù)參數(shù)1二、總則3（一） 編制依據(jù)3（二）組織與安全3三、水輪發(fā)電機組試運行5（一） 水輪發(fā)電機組試運行前的檢查51、過水系統(tǒng)檢查52、水輪機檢查63、調(diào)速器及其他設(shè)備檢查64、發(fā)電機檢查75、其他系統(tǒng)檢查8（二） 機組過流部分充水試驗8（三） 水輪發(fā)電機組的試運行9（1） 啟動前準(zhǔn)備9（2） 首次手動開機試驗9（3） 首次啟動后的停機檢查11（4） 調(diào)速器系統(tǒng)試驗11（5） 機組的過速試驗12（6） 機組的自動開停機試驗13（7） 模擬水機事故試驗14（8） 發(fā)電機組的升流試驗14（9） 發(fā)電機升壓試驗15（10） 勵磁裝置的調(diào)整試驗16四、送出系統(tǒng)設(shè)備試運行18五、新設(shè)備主要型號和技術(shù)參數(shù)18六、新設(shè)備投運時間安排19七、新設(shè)備投運準(zhǔn)備情況19八、新設(shè)備投運人員分工和聯(lián)系方式20九、新設(shè)備投運條件21十、新設(shè)備投運步驟211、110kV 1號主變、35kV母線投運212. 110kV母線及母線PT帶電運行233. 110kV 2#主變投運234. 110kV金雪線投運245. 6.3kV I段母線帶電256. 6.3kV段母線帶電257. 6.3kV I段母線、段母線并列運行268. 6.3kV #1站用變進(jìn)行帶電試運行269. 6.3kV #2站用進(jìn)行帶電試運行2610. 1、2、3#發(fā)電機帶6.3kV母線運行2611.與漾濞35kV電網(wǎng)并網(wǎng)運行2712、10kV #1近區(qū)變帶10kV母線試運行2813. 10kV 金壩生線試運行29十一、安全措施與應(yīng)急措施291、安全措施292、啟動、試運行應(yīng)急預(yù)案29十二、72小時帶負(fù)荷運行30一、工程概況及主要設(shè)備技術(shù)參數(shù)（一） 工程概況金盞河一級電站位于大理州漾濞彝族自治縣江鎮(zhèn)金盞河村轄區(qū)，距離漾濞縣城約23.0km，地理坐標(biāo)為東經(jīng)9957，北緯2548，廠址海拔高程1779.00m。金盞河一級電站始建于一九九三年十二月，一九九五年十二月建成投產(chǎn)運行，水電站為徑流引水式電站，引用漾濞江左岸一級支流金盞河水源發(fā)電，電站由渠首取水壩（四座取水壩）、引水渠、壓力前池、壓力管道、主副廠房和升壓站組成。水電站原設(shè)計裝機容量為33700kw（11100kw），毛水頭431.2m，設(shè)計水頭410m，設(shè)計流量3.34m3/s。電站增效擴容改造項目工程于2014年10月10日開工，裝機容量由原來的33700kw（11100kw）擴容至34000kw(12000kw)。電站改造主要工程項目：1、水輪發(fā)電機組及輔助設(shè)備系統(tǒng)技術(shù)改造；2、變配電升壓電氣一次系統(tǒng)技術(shù)改造；3、控制、保護、直流電源及通訊等電氣二次系統(tǒng)技術(shù)改造；4、110KV、10KV輸電線路改造；5、取水壩、引水渠、前池、主機房、升壓站、高壓室土建改造；6、金屬結(jié)構(gòu)改造。（二） 主要設(shè)備技術(shù)參數(shù)1.水輪機型號CJC601-W-110/29.3最大水頭(m)431.2m額定水頭(m)410m最低水頭(m)407.3m額定出力(KW) 4210KW額定轉(zhuǎn)速 (r/min) 750飛逸轉(zhuǎn)速(r/min) 1350額定流量(m3/s) 1.163m3/s旋轉(zhuǎn)方向俯視順時針2.發(fā)電機型 號 SFW40008/1730額定容量 5 MVA額定電壓 6.3 KV額定電流 458.2 A功率因數(shù) 0.8額定頻率 50 Hz相 數(shù) 3額定轉(zhuǎn)速 750 r/min飛逸轉(zhuǎn)速 1350 r/min3.主變壓器3.1 110kV 1號主變型號：SFS8-10000/110 額定容量:10000kVA使用條件：戶外式連接組：yN，yno,dII3.2 110kV 2號主變型號：S7-8000/110 額定容量:8000kVA使用條件：戶外式連接組：YN，dII4.110kV SF6斷路器型號：LW36-126額定電壓：126kV額定電流：3150A額定短路開斷電流：40kA額定短路持續(xù)時間：4S額定線路充電開斷電流：31.5A額定失步電開斷電流：10kA5.35kV 多油斷路器型號：DW35-35kV/1250A額定開斷電流：1250A額定短路開斷電流：20kA二、總則（一） 編制依據(jù)1機組試驗項目是根據(jù)水電站設(shè)備檢修管理導(dǎo)則（DL/T 1066-2007）、水輪發(fā)電機組安裝技術(shù)規(guī)范（GB85642003）、電氣裝置安裝工程施工及驗收規(guī)范、水輪發(fā)電機組起動試驗規(guī)程（DL/T507 2002）所規(guī)定的試驗及廠家試驗計劃項目制訂，如有臨時增加需取得啟動委員會同意，才能進(jìn)行試驗。2金盞河一級水電站設(shè)計資料、金盞河一級水電站廠家技術(shù)資料3機組試運行程序內(nèi)容包括與機組有關(guān)輔助設(shè)備及電氣設(shè)備的啟動調(diào)整試驗等項目。4.送出系統(tǒng)設(shè)備的啟動調(diào)整試驗等項目。（二）組織與安全1組織機構(gòu)由業(yè)主牽頭，成立由業(yè)主、設(shè)備生產(chǎn)廠、施工單位等各方面專家組成的啟動委員會，下設(shè)啟動試運行指揮部，試運行指揮部下設(shè)啟動試運組，負(fù)責(zé)機組試運行工作。機組啟動試運行是考驗機組安裝質(zhì)量和設(shè)備修復(fù)質(zhì)量的重要環(huán)節(jié)，牽涉到機電設(shè)備安裝的所有專業(yè)、設(shè)備修復(fù)廠家，試運行指揮部在啟動委員會的領(lǐng)導(dǎo)下進(jìn)行統(tǒng)一部署、統(tǒng)一安排，才能有條不紊地進(jìn)行。各個參加單位必須密切配合，聽從試運行指揮部的安排，相互協(xié)調(diào)工作。涉及到電網(wǎng)、公用部分的項目必須征得運行單位的同意，并辦理相關(guān)手續(xù)。嚴(yán)格按照水輪發(fā)電機組起動試驗規(guī)程（DL/T507 2002）進(jìn)行，只有前一項試驗數(shù)據(jù)合格后才能進(jìn)行下一項試驗工作。試運行總指揮：蘇榮鈞試運行副指揮：李正平試運行技術(shù)負(fù)責(zé)人：電氣：瞿忠建、張桂林 機械：李雙生試運行安監(jiān)負(fù)責(zé)人：李正平、陶 權(quán)啟動試運組組長：陶 權(quán)2安全措施（1）廠房保持安靜，機組周圍保持清潔，無關(guān)人員不得進(jìn)入現(xiàn)場。（2）在試驗開始前，所有設(shè)備、孔洞、吊物孔等地段掛好標(biāo)識牌，圍好安全遮欄，試運行區(qū)域嚴(yán)禁煙火，消防設(shè)施配備齊全，并有專人檢查監(jiān)督；（3）每項試驗開始前,必須由有關(guān)各方對試驗條件進(jìn)行聯(lián)合檢查,確認(rèn)滿足試驗大綱要求后,各方簽字后方可開始試驗；（4）試驗中進(jìn)行設(shè)備操作時，必須嚴(yán)格執(zhí)行工作票與操作票制度，所有操作必須有監(jiān)護人，禁止無監(jiān)護人和無票操作。每項工作完畢后，工作票負(fù)責(zé)人對運行人員詳細(xì)交待目前設(shè)備狀態(tài)。（5）機組啟動前應(yīng)對參加試運行的工作人員進(jìn)行安全及技術(shù)交底。做到分工明確，責(zé)任到位，各監(jiān)測人員應(yīng)集中精力，根據(jù)要求進(jìn)行測量并加強巡視，發(fā)現(xiàn)異常情況及時報告。（6）所有試驗項目進(jìn)行前必須獲得總指揮批準(zhǔn)，完成后應(yīng)及時向總指揮報告。（7）第一次啟動后連續(xù)監(jiān)測各轉(zhuǎn)動部位的瓦溫，每5分鐘記錄一次，半小時后每10分鐘記錄一次，一小時后每半小時記錄一次。（8）并網(wǎng)帶負(fù)荷及甩負(fù)荷試驗必須經(jīng)電力系統(tǒng)調(diào)度中心批準(zhǔn)后方可進(jìn)行。（9）試驗過程中若出現(xiàn)異常應(yīng)立即停機檢查，若調(diào)速機故障，事故電磁閥又不動作，應(yīng)立即手動操作停機電磁閥并關(guān)閉球閥。（10）交、直流電源必須可靠。（11）機組過速試驗時，必須做好安全措施，各部位有專人看管，在升到過速轉(zhuǎn)速后，應(yīng)立即將噴針關(guān)至全關(guān)位置，機組停機進(jìn)行全面檢查。（12）升流試驗時，短接線的截面應(yīng)足夠，連接緊固，確保試驗期間不開路，升流回路中的斷路器操作和跳閘線圈的電源必須切除，防止斷路器誤跳閘。（13）所有電流回路中的接線端子必須可靠連接，無松動，嚴(yán)防電流回路開路，暫時不用的備用CT，應(yīng)將其端子可靠短接。（14）試驗時，必須做好試驗設(shè)備與非試驗設(shè)備、運行設(shè)備與非運行設(shè)備之間的隔離保護工作。（15）保證各部位工作人員的通信聯(lián)絡(luò)。（16）重要部位安排專人負(fù)責(zé)值班，如進(jìn)水閥等。（17）排水系統(tǒng)必須保證能自動運行。（18）加強現(xiàn)場保衛(wèi)管理，閑雜人員不得在試驗場所逗留，嚴(yán)禁亂動開關(guān)、閥門等設(shè)備。三、水輪發(fā)電機組試運行（一） 水輪發(fā)電機組試運行前的檢查1、過水系統(tǒng)檢查（1）進(jìn)水口攔污柵工作正常，清潔干凈；（2）進(jìn)水口閘門工作正常，排水閥、鋼管排水閥處于關(guān)閉狀態(tài)；（3）壓力鋼管、尾水道等過水系統(tǒng)已檢查，清理干凈，通流部分的悶頭、人孔（門）蓋板等均已嚴(yán)密封閉；（4）機組的水輪機主閥（球閥）已調(diào)試合格，啟閉情況良好，油壓裝置工作正常；（5）機組及公用水力監(jiān)測管路經(jīng)導(dǎo)通檢查無堵塞，表計安裝完畢，未安裝表計的接頭均已封堵。2、水輪機檢查（1）水輪機轉(zhuǎn)輪及所有部件已安裝完畢，檢驗合格。施工記錄完整，水輪機與轉(zhuǎn)輪室已檢查，無遺留雜物；（2）技術(shù)供、排水系統(tǒng)安裝、檢驗合格，供、排水管路暢通無阻。（3）水導(dǎo)軸承潤滑及冷卻系統(tǒng)已檢查合格，油位正常，溫度傳感器及冷卻水壓已調(diào)試合格，各整定符合設(shè)計要求；潤滑油合格。（4）調(diào)速器輸出的油壓管路已安裝完畢，檢驗合格，水輪機噴針處于關(guān)閉狀態(tài)。噴嘴的最大開度和關(guān)閉后的嚴(yán)密性及壓緊行程等檢驗符合設(shè)計要求，折向器位置信號調(diào)試合格。（5）水輪機各種變送器已安裝完畢，管道及附件連接良好。水輪機相關(guān)盤柜安裝完畢，各線路連接良好，機組與LCU聯(lián)調(diào)完畢，信號正確。（6)球閥已安裝調(diào)試完畢，操作信號及動作正常，經(jīng)檢驗合格。(7)確認(rèn)水輪機室已清掃干凈。3、調(diào)速器及其他設(shè)備檢查(1)調(diào)速器設(shè)備完好，調(diào)試合格。油壓裝置壓力和油位正常，透平油化驗合格，各部表計及其設(shè)備符合要求；(2)油壓裝置油泵在工作壓力下運行正常，切換正常，無異常振動和發(fā)熱，集油槽浮子繼電器動作正常；安全閥按設(shè)計值要求校驗合格。(3)手動操作將油壓裝置的壓力油通向調(diào)速器，經(jīng)檢查各壓力油管、閥門和接頭附件均無滲漏現(xiàn)象；(4)進(jìn)行調(diào)速系統(tǒng)聯(lián)動調(diào)試的手動操作，檢查調(diào)速器、接力器及導(dǎo)水機構(gòu)聯(lián)動動作的靈活和可靠性，各部件無滲漏現(xiàn)象，檢查在全行程內(nèi)動作的平穩(wěn)性，檢查噴針開度和調(diào)速柜內(nèi)的噴針開度指示器二者的一致性；調(diào)速器的靜態(tài)特性和空載調(diào)節(jié)參數(shù)已測定并整定。(5)用緊急關(guān)閉的方法初步檢查噴嘴全開至全關(guān)所需要的時間是否與設(shè)計值相符。6對調(diào)速器自動操作系統(tǒng)進(jìn)行模擬操作，檢查手、自動開機和停機，各部件裝置動作的準(zhǔn)確性和可靠性。7機組測速裝置已安裝調(diào)試完畢，轉(zhuǎn)速繼電器已整定好，分段關(guān)閉已調(diào)試完畢。4、發(fā)電機檢查1發(fā)電機整體已安裝完畢，檢驗合格，記錄完整。發(fā)電機內(nèi)部已徹底清掃，定子、轉(zhuǎn)子空氣間隙內(nèi)無雜物；發(fā)電機上、下蓋板及設(shè)備上無任何未固定的物件。2發(fā)導(dǎo)軸承油位正常，測溫裝置及冷卻水壓力已調(diào)試，整定值符合設(shè)計要求；油槽油位正常，無滲漏現(xiàn)象，油冷卻器具備投入使用條件。3發(fā)電機風(fēng)罩內(nèi)所有管路閥門、接頭都已檢驗合格，處于正常工作狀態(tài)；4發(fā)電機內(nèi)滅火水管，火災(zāi)探測裝置、水噴霧滅火嘴均已檢驗合格，動作可靠；消防水源供至機械控制柜，水壓正常，機械控制柜內(nèi)閘閥已關(guān)閉并加鎖，消防系統(tǒng)置于手動位置。確保消防水不會誤動作進(jìn)入發(fā)電機組。5發(fā)電機轉(zhuǎn)子集電環(huán)，碳刷架已檢驗，并調(diào)試合格，碳刷已調(diào)整完好。6發(fā)電機風(fēng)罩內(nèi)所有電纜、導(dǎo)線、輔助線、端子均已檢查。正確無誤；7發(fā)電機空冷器已檢驗合格，風(fēng)路、水路暢通無阻，閥門無滲漏現(xiàn)象；8測量的各種表計傳感器均已調(diào)試整定合格。電源、照明系統(tǒng)可正常使用。5、其他系統(tǒng)檢查1廠房排水系統(tǒng)檢查；2全廠消防系統(tǒng)檢查；3勵磁系統(tǒng)檢查；4電氣（保護）設(shè)備系統(tǒng)檢查；5通信系統(tǒng)檢查；6照明系統(tǒng)檢查；7廠內(nèi)交通通道檢查；8設(shè)備標(biāo)識檢查。（二） 機組過流部分充水試驗1、試驗條件1.機組充水試驗開始，應(yīng)認(rèn)為是電站機組啟動試運行的開始，應(yīng)確認(rèn)以上檢查試驗工作已全部完成；2.充水前，應(yīng)確認(rèn)機組的球閥處于關(guān)閉狀態(tài)，確認(rèn)調(diào)速機、噴針處于關(guān)閉狀態(tài)，接力器鎖定已鎖好。3.確認(rèn)機組各技術(shù)供水系統(tǒng)均已投入使用，工況正常。4.打開旁通閥向噴管充水，檢查上、下彎管、導(dǎo)水機構(gòu)、排氣閥、噴管等無漏水狀況，打開球閥再次檢查，確認(rèn)無異常后進(jìn)行下步工作。（三） 水輪發(fā)電機組的試運行（1） 啟動前準(zhǔn)備1機組及盤柜周圍場地清理干凈，檢查孔蓋板蓋好，通道暢通，通信指揮（對講機等）準(zhǔn)備就緒，各部位試運行人員已培訓(xùn)后進(jìn)入崗位，各測量儀器、儀表已調(diào)整就位；2確認(rèn)充水時發(fā)現(xiàn)的問題已處理完畢；3各部冷卻水、潤滑油投入后，水壓正常，各潤滑油槽油位正常，調(diào)速器系統(tǒng)工作正常；油壓工作正常。4上下游水位已記錄，各測溫點溫度的初始值已記錄；5機組LCU處于工作狀態(tài)，具備對機組參數(shù)進(jìn)行監(jiān)測、記錄、報警等功能。6調(diào)速機各機構(gòu)處于下列狀態(tài)：（1）調(diào)速器油壓正常（2）調(diào)速器油泵位于自動工作位置；（3）調(diào)速器處在手動位置；（4）調(diào)速器的噴針電氣開度位于全關(guān)位置；（5）調(diào)速器的轉(zhuǎn)速調(diào)整機構(gòu)位于額定轉(zhuǎn)速位置；8與發(fā)電機有關(guān)的設(shè)備應(yīng)符合以下條件：（1）發(fā)電機出口斷路器斷開；（2）發(fā)電機集電環(huán)的碳刷檢查正常；（3）水力機械保護裝置及測溫裝置已投入；（4）拆除所有試驗用的短路連接線。（2） 首次手動開機試驗1合上調(diào)速器電源開關(guān)，打開調(diào)速器油路閥門；2將電氣開限設(shè)置在空載開度位置，手動撥動調(diào)速器上的電手動按鈕開機，待機組啟動后，迅速將噴針關(guān)回，由各部觀察人員檢查和確認(rèn)機組轉(zhuǎn)動與靜止部件之間無摩擦。3確認(rèn)正常后，手動打開噴針啟動機組，按機組額定轉(zhuǎn)速的25%、50%、75%、100%分階段進(jìn)行升速，并在每個階段點停留觀察各部運行情況，確認(rèn)無異常后繼續(xù)開噴針，使轉(zhuǎn)速升至額定值，機組空轉(zhuǎn)運行。 4在每級轉(zhuǎn)速下由專人負(fù)責(zé)監(jiān)視各部分軸承的溫度、擺度、振動、轉(zhuǎn)速和水壓等并記錄。 5在機組啟動及升速過程中，密切觀察機組各部位有無異?，F(xiàn)象。如發(fā)現(xiàn)金屬碰撞聲、瓦溫突然升高、油槽甩油、機組擺度、振動過大等不正常現(xiàn)象應(yīng)立即停機。 6如發(fā)現(xiàn)機組擺度或各部件振動超過標(biāo)準(zhǔn)，做好擺度及振動值的記錄，然后停機，進(jìn)行機組動平衡配重試驗。7各部分軸承的溫度在前半小時應(yīng)每5分鐘記錄一次，半小時后，每10分鐘記錄一次；一小時后每半小時記錄一次。標(biāo)出穩(wěn)定后的溫度值，并繪制軸瓦溫升曲線。8記錄機組啟動開度和空轉(zhuǎn)開度，記錄上下游水位，過機流量、壓差等。9監(jiān)視并記錄各部位軸承油位的變化，待各部位軸承溫度穩(wěn)定后標(biāo)好各部油槽的運行油位。10監(jiān)視機組各部位的冷卻水溫度、流量、壓力；監(jiān)視調(diào)速機備用油泵啟動情況。 11測量發(fā)電機殘壓、相序。12打磨發(fā)電機轉(zhuǎn)子集電環(huán)表面。13機組運行基本穩(wěn)定后，做調(diào)速機的空載動態(tài)特性的調(diào)試，對調(diào)速機擾動試驗，選擇最佳空載參數(shù)。轉(zhuǎn)速死區(qū)及接力器不動作時間檢查調(diào)速機手、自動切換試驗調(diào)速機自動運行，記錄油壓裝置補償油泵啟動周期及運行持續(xù)時間。14機組在額定轉(zhuǎn)速運行約3-4小時，各轉(zhuǎn)動部分運轉(zhuǎn)正常，各部分軸承溫度穩(wěn)定后可以手動停機。（3） 首次啟動后的停機檢查1手動操作開度限制全關(guān)噴針，并關(guān)開停機電磁閥。 2當(dāng)機組轉(zhuǎn)速降至35ne時手動投入反噴制動。并記錄制動后至機組完全停止時間。3停機過程中檢查各部位軸承溫度變化情況、各部位油槽油面的變化情況。以及轉(zhuǎn)速信號裝置在不同轉(zhuǎn)速的動作情況，監(jiān)視反噴制動閥運行狀況，錄制停機轉(zhuǎn)速和時間關(guān)系曲線。4機組全停后切除調(diào)速器油壓，關(guān)閉球閥。5停機過程監(jiān)視各部軸承的溫度變化，檢查轉(zhuǎn)速信號裝置的工作情況，檢查各部油槽的油面變化情況，觀察停機時轉(zhuǎn)速與時間的關(guān)系曲線。6停機后檢查各部位螺絲、銷釘、鎖片及鍵是否松動或脫落。檢查發(fā)電機擋風(fēng)板是否有松動或脫落。檢查反噴制動的動作情況。以及轉(zhuǎn)動部分的焊縫情況。（4） 調(diào)速器系統(tǒng)試驗1重新手動開機（或在第一次開機穩(wěn)定后，可不停機先做完本實驗再停機）至機組穩(wěn)定后進(jìn)行手自動切換2在調(diào)速機上把開度限制從手動快速切換至自動位置，使機組調(diào)速器進(jìn)入自動調(diào)節(jié)狀態(tài)，此時機組轉(zhuǎn)速相對擺動值不應(yīng)超過額定轉(zhuǎn)速的0.25%。3空載擾動試驗應(yīng)選擇適當(dāng)?shù)恼{(diào)節(jié)參數(shù)，使之滿足以下要求：（1）擾動量一般為8。（2）轉(zhuǎn)速最大超調(diào)量，不應(yīng)超過轉(zhuǎn)速擾動量的30。（3）超調(diào)次數(shù)不超過兩次。（4）從擾動開始到不超過機組轉(zhuǎn)速擺動規(guī)定值為止的調(diào)節(jié)時間應(yīng)符合設(shè)計規(guī)定。（5）記錄油壓裝置油泵向油槽送油的時間及工作周期，在調(diào)速器自動運行時記錄噴針接力器擺動及擺動周期。4三分鐘空載頻率擺動試驗。（5） 機組的過速試驗1機組過速試驗的目的：（1）調(diào)整整定轉(zhuǎn)速信號裝置以及動作情況；（2）檢驗過速時調(diào)速器的動作可靠性；（3）檢查機組過速時的震動與擺度。2開機前的準(zhǔn)備（1）將轉(zhuǎn)速信號裝置的動作輸出接點從保護回路退出，但要監(jiān)視其在各轉(zhuǎn)速的動作情況；（2）投水機事故信號壓板。（3）做好機械測量和電氣試驗工作準(zhǔn)備；3手動開機至額定轉(zhuǎn)速，待機組運行至軸瓦溫度穩(wěn)定后測量記錄各部分?jǐn)[動值。4操作噴針開度使轉(zhuǎn)速達(dá)整定值，觀察轉(zhuǎn)速信號裝置觸點動作情況，如機組運行無異常，繼續(xù)將轉(zhuǎn)速升至設(shè)計規(guī)定的過速保護整定值，監(jiān)視電氣過速保護裝置的動作情況，過速前、后及空載運行測定各部分的擺度、振動、溫度并記錄， 5過速時的注意事項（1）各部分人員做好工作準(zhǔn)備，動作要迅速準(zhǔn)確，嚴(yán)格聽從指揮，發(fā)現(xiàn)異常立即通知指揮；（2）升速要平穩(wěn)，不能過快或過慢，升至額定轉(zhuǎn)速的135%時應(yīng)立即關(guān)閉導(dǎo)葉停機；6停機后，對各部分進(jìn)行全面徹底檢查，除正常檢查項目外還應(yīng)檢查以下項目：（1）檢查發(fā)電機的轉(zhuǎn)動部分：轉(zhuǎn)子磁軛、磁軛鍵、磁軛壓緊螺桿、磁極、阻尼環(huán)、磁極引線、集電環(huán)應(yīng)無異常；（2）檢查定、轉(zhuǎn)子空氣間隙應(yīng)無異常。（3）檢查發(fā)電機各部分基礎(chǔ)及軸承座應(yīng)無位移等異?，F(xiàn)象和各部件的螺栓的松動情況。（6） 機組的自動開停機試驗機組自動開停機試驗的目的是檢查機組開停機各回路的正確性1調(diào)速器處于“自動”位置。功率給定在空載位置，頻率給定至額定。2投入各部分工作電源；3投入所有的電氣保護和水力機械保護；4在現(xiàn)地操作機組自動啟動，檢查監(jiān)視以下項目：（1）檢查自動化元件的動作情況。（2）記錄自發(fā)出開機命令至機組達(dá)到額定轉(zhuǎn)速的時間。（3）記錄機組從轉(zhuǎn)動至達(dá)到額定轉(zhuǎn)速的時間。 （4）檢查調(diào)速器動作情況。（5）記錄各瓦溫度情況。5待機組穩(wěn)定運行后可以進(jìn)行現(xiàn)地自動停機試驗 6在中控室操作停機命令。 7檢查監(jiān)視停機過程各自動化元件的動作情況。 （1）噴針關(guān)閉情況 （2）轉(zhuǎn)速在35%自動投入反噴制動 （3）以及其他輔助設(shè)備自動切除。 8記錄機組停機脈沖發(fā)出至機組全停的時間。 9記錄制動投入至機組全停時間；10在中控室重復(fù)上述試驗。11分別在現(xiàn)地、機旁、中控室等部位，檢查緊急事故停機按鈕動作的可靠性。（7） 模擬水機事故試驗1開機至額定轉(zhuǎn)速；2模擬水機事故停機（如：瓦溫、事故低油壓等）；3觀察機組各設(shè)備應(yīng)按要求動作。（8） 發(fā)電機組的升流試驗1試驗?zāi)康?（1）用一次電流檢查發(fā)電機電流回路的完好性和對稱性；（2）錄制發(fā)電機三相短路特性；（3）錄制發(fā)電機額定電流時的滅磁時間常數(shù)；（4）測量發(fā)35%電機在額定電流時的軸電壓；（5）檢查滅磁開關(guān)的消弧情況。2在發(fā)電機出口端相應(yīng)位置設(shè)置三相短路線。短路電流必須流過發(fā)電機出口電流互感器，退出發(fā)電機出口電壓互感器；3測量轉(zhuǎn)子絕緣電阻（不小于0.5M）應(yīng)合格；4投入發(fā)電機各保護裝置，退出發(fā)電機差動保護，退出勵磁系統(tǒng)的強勵環(huán)節(jié)。 5手動開機，發(fā)電機各部位溫度應(yīng)穩(wěn)定，運轉(zhuǎn)應(yīng)正常。6手動合滅磁開關(guān)，通過勵磁裝置手動升流，按25、50、75、100分段升流，在電流升至25%時停下檢查發(fā)電機各電流回路的準(zhǔn)確性和對稱性。繪制繼電保護和測量表計向量圖。 8錄制發(fā)電機三相短路特性曲線，在額定電流下測量發(fā)電機軸電壓，檢查碳刷及集電環(huán)工作情況；跳滅磁開關(guān)，檢驗滅磁情況是否正常。 9測量發(fā)電機定子絕緣電阻，吸收比或極化指數(shù)(10min/1min不小于1.3)，如不合格，則進(jìn)行短路干燥。 10發(fā)電機短路干燥：(1)干燥前應(yīng)用2500V兆歐表測定定子繞組對地，轉(zhuǎn)子繞組對地絕緣電阻和吸收比；(2)當(dāng)定子繞組每相絕緣電阻值不小于500 MW (25),13.8MW(100)，吸收比不小于1.3時，可不進(jìn)行短路干燥；(3)發(fā)電機三相短路干燥過程中，用調(diào)節(jié)定子電流的方法控制線圈溫度，干燥時定子電流控制在額定值的25%50%為宜，其最高溫度不應(yīng)超過80，每小時溫升不超過5-8，開始12小時由每小時記錄一次絕緣電阻，溫度及電流值，以后每四小時測一次并繪制絕緣電阻與時間的關(guān)系曲線，當(dāng)絕緣電阻達(dá)到穩(wěn)定值且大于36 MW (80)停止干燥：(4)停止干燥降溫時以每小時10的速率進(jìn)行，當(dāng)溫度降至40時可以停機；11短路試驗合格后一般作模擬水機事故停機，并拆除發(fā)電機短路點的短路線，勵磁變恢復(fù)自并勵狀態(tài)。（9） 發(fā)電機升壓試驗1試驗?zāi)康模?）檢查發(fā)電機各電壓回路的正確性和設(shè)備的工作情況；（2）錄制發(fā)電機空載特性；（3）檢查額定電壓下的滅磁開關(guān)的消弧情況，并錄制示波圖；（4）測量額定電壓的下的軸電壓；2開機前的檢查和準(zhǔn)備工作（1）投入發(fā)電機所有保護，投入勵磁及調(diào)節(jié)器的電源，輔助設(shè)備及信號電源投入；（2）投入發(fā)電機互感器，3常規(guī)自動開機至機組穩(wěn)定運行；4額定轉(zhuǎn)速下測量發(fā)電機殘壓，手動分級升壓（25、50、75、100），在發(fā)電機電壓升 至25%時分別檢查互感器測量值、相序，檢查發(fā)電機及其它電氣設(shè)備的帶電情況應(yīng)正常,電壓回路二次側(cè)相序相位和電壓值應(yīng)正確，保護裝置工作正常。各儀表指示正確；無異常繼續(xù)升壓；5在發(fā)電機升壓時過程中應(yīng)監(jiān)視發(fā)電的運行情況，發(fā)現(xiàn)有異常立即滅磁檢查； 6.在50、100額定電壓下跳滅磁開關(guān)其滅磁情況應(yīng)正常，測量滅磁時間常數(shù)。 7.錄制發(fā)電機空載特性曲線，當(dāng)發(fā)電機的勵磁電流升至額定值時測量定子電壓。8.發(fā)電機升至額定電壓時，測量軸電壓。（10） 勵磁裝置的調(diào)整試驗1可控硅勵磁調(diào)節(jié)器的起勵工作應(yīng)正?？煽?， 檢查勵磁調(diào)節(jié)系統(tǒng)的電壓調(diào)整范圍應(yīng)符合設(shè)計要求。2在發(fā)電機空載情況下，檢查勵磁調(diào)節(jié)器的投入、上下限調(diào)節(jié)、手動和自動互相切換，帶勵磁調(diào)節(jié)器開、停機等情況的穩(wěn)定性和超調(diào)量。（在開機過程中觀察）3在等值負(fù)載情況下，觀察和測量勵磁調(diào)節(jié)器各部特性。在額定勵磁電流情況下，檢查功率整流橋的均壓和均流系數(shù)。4低勵磁、過勵磁、斷線、過電壓、均流等保護的調(diào)整及模擬動作試驗，動作應(yīng)正確；進(jìn)行逆變滅磁試驗；測量勵磁調(diào)節(jié)器的開環(huán)放大倍數(shù)值。（11） 模擬電氣事故停機試驗1自動開機至空載；2模擬電氣事故停機（發(fā)電機差動保護或其他）；3觀察機組各設(shè)備應(yīng)按要求動作。(12) 水輪發(fā)電機組帶負(fù)荷及甩負(fù)荷試驗1試驗?zāi)康?（1）考驗機組在最佳工況自動調(diào)節(jié)系統(tǒng)的動態(tài)穩(wěn)定性和快速性，從而判定調(diào)速系統(tǒng)和勵磁系統(tǒng)的自動質(zhì)量。（2）考驗引水系統(tǒng)在帶負(fù)荷、甩負(fù)荷時各部位的機械強度； （3）機組帶負(fù)荷試驗，增加有功、無功負(fù)荷，觀察并檢查機組帶負(fù)荷時有無振動區(qū)。 （4）機組帶負(fù)荷下校核各電流回路的準(zhǔn)確性和對稱性及繼電保護和測量表計是否正確。 （5）機組帶負(fù)荷下調(diào)速系統(tǒng)試驗是否正確。 （6）機組負(fù)載情況下勵磁調(diào)節(jié)器的調(diào)節(jié)范圍應(yīng)滿足運行需要，觀察調(diào)節(jié)過程中負(fù)荷分配的穩(wěn)定性，測定計算電壓調(diào)差率。2水輪發(fā)電機組帶、甩負(fù)荷試驗是相互穿插進(jìn)行，機組初帶負(fù)荷后應(yīng)檢查機組及相關(guān)設(shè)備的運行情況。無異常后可根據(jù)系統(tǒng)情況進(jìn)行甩負(fù)荷試驗。3水輪發(fā)電機組帶負(fù)荷試驗，有功負(fù)荷逐級增加，觀察并記錄機組各部運行情況和各儀表指示。觀察和測量機組在各種負(fù)荷工況下的振動范圍及其量值。 4進(jìn)行機組帶負(fù)荷下調(diào)速系統(tǒng)試驗，檢查在速度和功率控制方式下，機組調(diào)節(jié)的穩(wěn)定性及相互切換過程的穩(wěn)定性。5進(jìn)行機組快速增負(fù)荷試驗，根據(jù)現(xiàn)場情況使機組突變負(fù)荷，其變化量不應(yīng)大于額定負(fù)荷的25%，并自動記錄轉(zhuǎn)速、接力器行程和功率變化等的過渡過程。負(fù)荷增加過程中應(yīng)注意監(jiān)察機組振動情況，記錄相應(yīng)負(fù)荷與機組水頭等參數(shù)，如在當(dāng)時水頭下機組有明顯振動應(yīng)快速越過。6機組甩負(fù)荷試驗按機組額定負(fù)荷的25%、50%、75%、100%來進(jìn)行，按機組甩負(fù)荷試驗表格記錄相關(guān)數(shù)據(jù)，記錄瓦溫的變化情況（甩前溫度和甩后溫度）。7水輪發(fā)電機組甩負(fù)荷時，檢查調(diào)速系統(tǒng)的動態(tài)調(diào)節(jié)性能。校核機組噴針緊急關(guān)閉時間，鋼管水壓上升幅度，機組轉(zhuǎn)速上升幅度，應(yīng)滿足設(shè)計要求。(13) 發(fā)電機組空載運行1.各項試驗都正常完成后，滿足發(fā)電機機組運行條件，檢查確認(rèn)631,、632、633斷路器在斷開位置。2.將1、2、3號機組調(diào)整在空載運行狀態(tài)，準(zhǔn)備并網(wǎng)運行。四、送出系統(tǒng)設(shè)備試運行1. 金盞河一級電站35kV金脈線331斷路器間隔；2. 金盞河一級電站110kV 1號主變壓器；3. 金盞河一級電站110kV 2號主變壓器；4. 6.3kV I、段母線及母線上所連接的一次、二次設(shè)備: 4. 35kV 母線及母線上所連接的一次、二次設(shè)備: 5. 110kV 母線及母線上所連接的一次、二次設(shè)備: 4. 上述各設(shè)備所對應(yīng)的二次保護、監(jiān)控、信號、測量系統(tǒng)等設(shè)備。五、新設(shè)備主要型號和技術(shù)參數(shù)序號名稱型號生產(chǎn)廠家1110kV 1號主變SFS8-10000/110云南變壓器廠2110kV 2號主變S7-8000/110云南變壓器廠310kV61B近區(qū)變S7-3150/10云南大理變壓器廠4110kV SF6斷路器LW36-126云南云開電氣股份有限公司56.3kV開關(guān)柜KYN28C-12云南云開電氣股份有限公司610kV開關(guān)柜KYN28C-12云南云開電氣股份有限公司741B站用變S7-160/0.6云南變壓器廠842B站用變S7-160/0.6云南變壓器廠9110kV線路保護裝置RCS-941A南瑞繼保電氣有限公司10110kV 1號主變保護NSA3171GNSA3161NSA3181GNSA3181G南京電研電力自動化股份有限公司11110kV 2號主變保護NSA3171GNSA3161NSA3181GNSA3181G南京電研電力自動化股份有限公司121號近區(qū)變保護NSA3171GNSA3161NSA3181GNSA3181G南京電研電力自動化股份有限公司1335kV線路保護NSA3112G南京電研電力自動化股份有限公司1410kV線路保護（金壩生線）NSA3112G南京電研電力自動化股份有限公司1410kV線路保護（高金T線）NSA3112G南京電研電力自動化股份有限公司六、新設(shè)備投運時間安排新設(shè)備計劃于2015年 月 日投運。七、新設(shè)備投運準(zhǔn)備情況1、本次投產(chǎn)的新設(shè)備按照國家電氣裝置安裝工程施工及驗收規(guī)范要求安裝完畢，試驗數(shù)據(jù)符合驗收標(biāo)準(zhǔn)要求，安裝設(shè)備的出廠資料、圖紙及試驗報告齊全，并經(jīng)質(zhì)檢驗收簽證，具備投運條件。2、大理州水利水電工程建設(shè)質(zhì)量與安全監(jiān)督站已按“大綱”規(guī)定，對工程質(zhì)量進(jìn)行了過程檢查監(jiān)督，對所提出的待整改的問題已全部處理完畢。3、升壓站二次系統(tǒng)已按照云南電網(wǎng)并網(wǎng)電廠二次系統(tǒng)復(fù)核性試驗管理辦法（試行）進(jìn)行了復(fù)核性試驗，復(fù)核性試驗簡報已報送調(diào)度備案。4、升壓站各種安全工器具已配置到位，并經(jīng)第三方檢驗單位測試合格。5、升壓站運維人員已配置充足，運維人員均已取得調(diào)度受令資格證和進(jìn)網(wǎng)作業(yè)許可證。設(shè)備操作人員、監(jiān)護人員職責(zé)明確，并已在投產(chǎn)前認(rèn)真學(xué)習(xí)了啟動方案，進(jìn)行了預(yù)演操作。6、已建立了設(shè)備檔案資料，所需的運行規(guī)程、檢修規(guī)程、安全規(guī)程、運行日志、記錄表單、操作票、工作票等已準(zhǔn)備完畢。7、計劃投運設(shè)備的名稱和雙重編號已完成，標(biāo)識準(zhǔn)確、齊全，有關(guān)安全警示牌已安裝到位。8、與電網(wǎng)管理部門有關(guān)的上網(wǎng)調(diào)度協(xié)議和購售電合同等已簽署完畢，涉及電網(wǎng)安全的技術(shù)條件已滿足。9、設(shè)計、安裝單位及設(shè)備廠家相關(guān)人員已到場支持；八、新設(shè)備投運人員分工和聯(lián)系方式1、人員分工及聯(lián)系方式金盞河一級電站110kV升壓站啟動調(diào)度由地調(diào)統(tǒng)一指揮，現(xiàn)場技術(shù)問題由金盞河一級電站、電氣設(shè)備安裝單位和各設(shè)備廠家等技術(shù)負(fù)責(zé)人解決。姓名工作任務(wù)聯(lián)系方式陶 權(quán)啟動試運組組0872-7788057陶 權(quán)新設(shè)備投運聯(lián)系0872-7788057李正平現(xiàn)場安全控制負(fù)責(zé)忠建現(xiàn)場電氣技術(shù)負(fù)責(zé)桂林現(xiàn)場電氣技術(shù)負(fù)責(zé)雙生現(xiàn)場機械技術(shù)負(fù)責(zé)忠鴻操作照德監(jiān)護、新設(shè)備投運條件金盞河一級電站110kV升壓站設(shè)備投運條件：110kV金雪線已具備帶電投運條件110kV金盞河一級電站待投運設(shè)備相關(guān)試驗完成，試驗合格，工程驗收合格，具備投運條件;110kV 131，101,102斷路器在分閘位置；110kV 1311，1316，1901，1011，1021隔離開關(guān)在分閘位置；13117，13167，10117,19010,19017,10217接地開關(guān)在分閘位置；35kV 331斷路器在分閘位置；3311，3316,3901隔離開關(guān)在分閘位置；33167,33110,39017接地開關(guān)在分閘位置；110kV 1號主變中性點隔離開關(guān)1010在分閘位置；110kV 2號主變中性點隔離開關(guān)1020在分閘位置；6.3kV 601、602、603、631、632、633、612斷路器在分閘位置6.3kV6411、6422手車在分閘位置；6.3kV6901、6121、6902輔助手車在分閘位置；升壓站全站保護定值按大理地調(diào)正式下達(dá)的定值通知單執(zhí)行完畢，具備投運條件；升壓站自動化信息接入大理地調(diào)自動化系統(tǒng)并調(diào)試正常，同時按地調(diào)要求傳輸相關(guān)數(shù)據(jù)，核對正確，具備投運條件。電站電能計量關(guān)口表、電能量采集終端已校驗、安裝完畢；十、新設(shè)備投運步驟1、110kV 1號主變、35kV母線投運（1）確認(rèn)35kV金脈線線路檢查結(jié)束，線路狀態(tài)正常，具備帶電條件；（2）確認(rèn)金盞河一級電站待投運設(shè)備相關(guān)試驗完成，試驗合格，工程驗收合格，具備投運條件。（3）確認(rèn)金盞河一級電站安全措施全部拆除，待投運設(shè)備處于冷備用狀態(tài)，具備帶電條件。（4）確認(rèn)35kV金脈線對側(cè)35kV脈地變347斷路器處于冷備用狀態(tài)，具備送電條件。（5）檢查核實35kV 331斷路器間隔3311、3316、3901隔離開關(guān)均在斷開位置，331167、33110、39017接地開關(guān)均在斷開位置，35kV 331斷路器間隔安全措施全部拆除，具備帶電條件；檢查35kV 金脈線線路保護已按定值投入；檢查核實110kV 101斷路器在分閘位置，1011隔離開關(guān)在分閘位置；檢查核實6.3kV 601斷路器在分閘位置，（6）退出35kV金脈線兩側(cè)重合閘。（7）進(jìn)行110kV 1號主變本體、本體瓦斯繼電器及高、低壓套管空氣排放，并檢查核實空氣已排凈；（8）檢查核對110kV 1#主變所有保護投切按調(diào)度繼電保護定值通知單執(zhí)行：檢查確認(rèn)主變差動保護壓板、投入、主變高后備保護投入、主變中后備保護投入、主變低后備保護投入、主變非電量保護投入、主變重瓦斯保護跳閘壓板投入；（9）檢查主變調(diào)壓分接開關(guān)檔位是否正確；（10）檢查確認(rèn)110kV 1號主變間隙保護壓板退出。（11）檢查確認(rèn)110kV 1號主變零序保護壓板投入。（12）合上110kV 1號主變110kV中性點接地開關(guān)1010；（13）經(jīng)地調(diào)同意，縣調(diào)下令，將35kV脈地變35kV金脈線347斷路器由冷備用轉(zhuǎn)運行，對35kV金脈線進(jìn)行沖擊合閘（每隔5分鐘一次），線路帶電后，合上35kV 3316、3311隔離開關(guān)，35kV331斷路器由冷備用轉(zhuǎn)為熱備用狀態(tài)，合上35kV3901隔離開關(guān)，操作35kV331斷路器合閘對35kV母線、35kV母線PT 、110kV1號主變帶電沖擊三次。沖擊正常后，合上35kV母線PT二次電壓熔斷器,檢查測量母線PT二次電壓值及相序；2. 110kV母線及母線PT帶電運行 （1）檢查確認(rèn) #1主變101斷路器在斷開位置，1011隔離開關(guān)在斷開位置,并檢查閉鎖裝置，10117接地開關(guān)在斷開位置并檢查閉鎖裝置；（2）檢查確認(rèn)#2主變102斷路器在斷開位置，1021隔離開關(guān)在斷開位置并檢查閉鎖裝置，10217接地開關(guān)在斷開位置并檢查閉鎖裝置； （3）檢查確認(rèn) 110kV金雪線131斷路器在斷開位置，1311、1316隔離開關(guān)在斷開位置并檢查閉鎖裝置，13117、13167接地開關(guān)在斷開位置并檢查閉鎖裝置； （4）檢查確認(rèn)110kV母線TV1901隔離開關(guān)在斷開位置并檢查閉鎖裝置，110kV母線PV 19017接地開關(guān)在斷開位置并檢查閉鎖裝置，110kV母線19010接地開關(guān)在斷開位置并檢查閉鎖裝置，檢查母線PT二次電壓空開在斷開位置。 （5）合上#1主變1011隔離開關(guān)，操作#1主變101斷路器合閘對110kV母線帶電沖擊三次，每次母線帶電5分鐘。 （6）母線第三次充擊前，合上110kV1901隔離開關(guān)，帶母線PT一起帶電沖擊，沖擊正常后，合上母線PT二次電壓空開,檢查測量母線PT二次電壓值及相序； （7）以上工作完成后，110kV母線及PT帶電運行。3. 110kV 2#主變投運（1）檢查確認(rèn)110kV 2#主變高壓側(cè)102斷路器、低壓側(cè)602斷路器都在斷開位置，110kV 1021隔離開關(guān)、10217接地刀閘在斷開位置并檢查閉鎖裝置，安全措施全部拆除，具備帶電條件；（2）進(jìn)行110kV #2主變本體、本體瓦斯繼電器及高、低壓套管空氣排放，并檢查核實空氣已排凈；（3）檢查核對110kV #2主變所有保護投切按調(diào)度繼電保護定值通知單執(zhí)行：檢查確認(rèn)主變差動保護壓板投入、主變高后備保護投入、主變低后備保護投入、主變非電量保護投入、主變重瓦斯保護跳閘壓板投入；（4）檢查主變調(diào)壓分接開關(guān)檔位正確；（5）檢查確認(rèn)110kV #2主變間隙保護壓板退出。（6）檢查確認(rèn)110kV #2主變零序保護壓板投入。（7）合上110kV #2主變110kV中性點接地開關(guān)1020；（注：主變沖擊期間中性點接地開關(guān)1020投退，根據(jù)調(diào)度要求執(zhí)行）；（13） 合上110kV 1021隔離開關(guān)，操作110kV102斷路器合閘對#2主變進(jìn)行三次空載沖擊試驗，檢查確認(rèn)設(shè)備運行正常后，#2主變正式投入試運行。4. 110kV金雪線投運 （1）確認(rèn)110kV金雪線線路檢查工作全部結(jié)束，人員撤離，線路具備帶電條件；（2）確認(rèn)110kV金盞河一級電站待投運設(shè)備相關(guān)試驗完成，試驗合格，工程驗收合格，具備投運條件。（3）確認(rèn)110kV金盞河一級電站安全措施全部拆除，待投運設(shè)備處于冷備用狀態(tài)，具備帶電條件。 （4）確認(rèn)雪山河一級電站110KV金雪線線路側(cè) 125 斷路器間隔處于冷備用狀態(tài)，安全措施全部完善，具備帶電條件。 （5）檢查核實110kV 131斷路器間隔1311、1316、隔離開關(guān)均在斷開位置并檢查閉鎖裝置，13167、13117接地開關(guān)均在斷開位置并檢查閉鎖裝置，110kV 131斷路器間隔安全措施全部拆除，具備帶電條件；檢查110kV 金雪線線路微機保護已按定值投入； （4）退出110kV金雪線兩側(cè)重合閘。 （5）合上110kV 1311、1316隔離開關(guān)，將110kV金雪線131斷路器由冷備用轉(zhuǎn)運行，對110kV金雪線進(jìn)行沖擊合閘（每隔5分鐘一次），檢測110kV金雪線二次電流互感器極性和保護方向正確，試驗正常，核對相序正確。第三次沖擊合閘后，合上110kV金雪線線路PT二次熔斷器，檢查PT二次側(cè)電壓正常，110kV金雪線投入試運行。5. 6.3kV I段母線帶電（1）檢查確認(rèn)6.3kV I母601、603、612、631、632斷路器在分閘位置,6411、6121手車，6901輔助手車在冷備用狀態(tài)，64167接地刀閘在斷開位置，6.3kV I母PT二次空開在分閘位置，安全措施全部拆除，具備帶電條件；（2）合上6.3kV 601斷路器對6.3kV I母進(jìn)行第一次沖擊帶電，檢查確認(rèn)設(shè)備正常后斷開601斷路器；（4）合上6.3kV 601斷路器對6.3kV I母進(jìn)行第二次沖擊帶電，檢查確認(rèn)設(shè)備正常后斷開601斷路器；（5）6.3kV I母設(shè)備間隔6901隔離手車轉(zhuǎn)運行位置，合上601斷路器對6.3kV I母進(jìn)行第三次沖擊帶電，檢查確認(rèn)6.3kV I母PT二次電壓、相序正確，合上PT二次電壓空開，6.3kV I母投入試運行。6. 6.3kV段母線帶電（1）檢查確認(rèn)6.3kV母602、612、633斷路器在分閘位置,6422、6121手車，6902輔助手車在冷備用狀態(tài)，64267接地刀閘在斷開位置，6.3kV II母PT二次空開在分閘位置，安全措施全部拆除，具備帶電條件；（2）合上6.3kV 602斷路器對6.3kV 母進(jìn)行第一次沖擊帶電，檢查確認(rèn)設(shè)備正常后斷開602斷路器；（4）合上6.3kV 602斷路器對6.3kV母進(jìn)行第二次沖擊帶電，檢查確認(rèn)設(shè)備正常后斷開301斷路器；（5）6.3kV II母設(shè)備間隔6902隔離手車轉(zhuǎn)運行位置，合上602斷路器對6.3kV母進(jìn)行第三次沖擊帶電，檢查確認(rèn)6.3kVII母PT二次電壓、相序正確，合上PT二次電壓空開，6.3kV母正式投入試運行。7. 6.3kV I段母線、段母線并列運行（1）檢查確認(rèn)6.3kV612斷路器在分閘位置、6121隔離手車在試驗位置（2）檢查核對6.3kV I段母線、段母線電壓、相序正確。（3）6.3kV6121隔離手車轉(zhuǎn)工作位置，經(jīng)過同期合上6.3kV612斷路器。6.3kV I段母線、段母線正式投入并列試運行。8. 6.3kV #1站用變進(jìn)行帶電試運行（1）檢查確認(rèn)6.3kV6411隔離開關(guān)、64167接地開關(guān)在分閘位置；（2）合上6.3kV 6411隔離開關(guān)；第一次沖擊6.3kV #1站用變后對6.3kV #1站用變0.4kV側(cè)電壓 (3) 將6.3kV #1站用變6411隔離開關(guān)斷開；再次沖擊兩次6.3kV#1站用變，每次間隔5分鐘。 (4) 檢查設(shè)備運行正常后，6.3kV#1站用變投入試運行。9. 6.3kV #2站用進(jìn)行帶電試運行（1）檢查確認(rèn)6.3kV6422隔離開關(guān)、64267接地開關(guān)在分閘位置；（2）合上6.3kV 6422隔離開關(guān)；第一次沖擊6.3kV #1站用變后對6.3kV #2站用變0.4kV側(cè)電壓及相序進(jìn)行測量。 (3) 將6.3kV #1站用變6422隔離開關(guān)斷開；再次沖擊兩次6.3kV#2站用變，每次間隔5分鐘。 (4) 檢查設(shè)備運行正常后，6.3kV#2站用變投入試運行。10. 1、2、3#發(fā)電機帶6.3kV母線運行（1）6.3kV I母、II母運行正常后， 6.3kV 601、602斷路器轉(zhuǎn)冷備用，檢查確認(rèn)6.3kVI母、II母PT二次無電壓，6.3kV I母、II母退出運行。（2） 檢查確認(rèn)6.3kV I母、II母601、602、603、631、632、633斷路器,6411、6422手車，6901、6092輔助手車，64167接地刀閘在斷開位置，6.3kV I母、II母TV二次空開在分閘位置，安全措施全部拆除，具備帶電條件；（3） 投入1#發(fā)電機主保護裝置、投入1#發(fā)電機后備保護裝置，6901、6902隔離手車轉(zhuǎn)工作位置，解除同期合上631斷路器，檢查確認(rèn)6.3kVI母、II母PT二次電壓、相序正確，合上6.3kV I母、II母PT二次空開。運行正常后，斷開631斷路器，退出6901、6902隔離手車，斷開6.3kV I母、II母PT二次空開。（4） 投入2#發(fā)電機主保護裝置、投入2#發(fā)電機后備保護裝置， 6901、6902隔離手車轉(zhuǎn)工作位置，解除同期合上632斷路器，檢查確認(rèn)6.3kVI母、II母TV二次電壓、相序正確，合上6.3kV I母、II母TV二次空開。運行正常后，斷開632斷路器，斷開6901、6902隔離手車，斷開6.3kV I母、II母TV二次空開。（5） 投入3#發(fā)電機主保護裝置、投入2#發(fā)電機后備保護裝置， 6901、6902隔離手車轉(zhuǎn)工作位置，解除同期合上633斷路器，檢查確認(rèn)6.3kVI母、II母TV二次電壓、相序正確，合上6.3kV I母、II母TV二次空開。運行正常后，斷開633斷路器，斷開6901、6902隔離手車，斷開6.3kV I母、II母TV二次空開。準(zhǔn)備進(jìn)入下一步驟。11.與漾濞35kV電網(wǎng)并網(wǎng)運行（2）檢查確認(rèn)6.3kV I母601、603、612、631、632斷路器,6411、6121手車，6901輔助手車在試驗位置，64167接地刀閘在分閘位置，6.3kV I母PT二次空開在分閘位置，安全措施全部拆除，具備帶電條件；（2）檢查確認(rèn)6.3kV II母602、633斷路器,6422、6121手車，6902輔助手車在試驗位置，64267接地刀閘在分閘位置，6.3kV II母PT二次空開在分閘位置，安全措施全部