風電場110kV升壓站啟動方案

瑪麗風電場一期49.5MW工程

啟動方案

瑪麗第四風電場nokv升壓站啟動方案

瑪麗第四風電場llOkV升壓站啟動方案

一、編制依據(jù)

1.1瑪麗風電場一期49.5MW工程llOkV升壓站施工圖電氣部分。

1.2《電氣裝置安裝工程施工及驗收規(guī)范》電氣篇。

1.3《電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗標準》(GB50150-2006)。

1.4瑪麗風電場一期49.5MW工程升壓站系統(tǒng)設(shè)備編號。

1.5設(shè)備廠家說明書及有關(guān)資料。

1.6電力系統(tǒng)繼電保護及電網(wǎng)安全自動裝置的反事故措施要點。

1.7《電力安全工作規(guī)程》(國家電網(wǎng)公司2009.7.26)O

1.8繼電保護及電網(wǎng)安全自動裝置檢驗條例。

1.9升壓站受電前質(zhì)量監(jiān)督檢查大綱。

二、編制說明

瑪麗風電場一期49.5MW工程共33臺風力發(fā)電機組，其中：17臺廣

東明陽風電產(chǎn)業(yè)集團有限公司制造的MY1.5風力發(fā)電機組、16臺國電聯(lián)

合動力技術(shù)有限公司制造的UP86/1500IIIB-LT風力發(fā)電機組。風電場每

臺風力發(fā)電機組配備一臺箱式變壓器，風力發(fā)電機組出口690V經(jīng)每臺

風機箱變升至35kV,通過三條集電線路匯集至瑪麗風力發(fā)電有限公司瑪

麗第四風電場UOkV變電所，以一回llOkV線路111馬普線接入華電瑪

麗風電有限公司UOkV瑪麗第三風電場升壓站llOkV母線112間隔，經(jīng)

一回nokv線路in玉湖線最終接入馬家河330kv變電站nokv母線125

間隔送出。

瑪麗第四風電場nokv升壓站啟動方案

三、計劃啟動時間：2013年7月28日

四、現(xiàn)場啟動總指揮：

五、啟動下令單位：瑪麗風力發(fā)電有限公司（瑪麗第四風電場）

5.1值（班）長（風電場）：

5.2聯(lián)系方式：（電力系統(tǒng)）

中調(diào)：

地調(diào)

5.3

5.4

六、啟動操作及配合單位：

設(shè)計單位：計工程有限公司

監(jiān)理單位：甘、有限公司

施工單位：四、池電力建設(shè)總公司（瑪麗第四風電場升壓站安裝單

位）、國氣有限公司、中鐵六安裝公司、天發(fā)展有限公司。

配合廠家：合肥保變、廣州智光、山東泰開、江蘇如皋、明陽電氣

公司、國電聯(lián)合動力、廣東明陽風電公司、武漢聯(lián)動設(shè)計院、中恒博瑞、

南瑞繼保、桂林信通、蘭吉爾電能表、山東山大、南思、深圳格旭。

協(xié)作單位：電力調(diào)度控制中心、瑪麗供度控制中心、華電國能源有

限公司。

七、人員組織

7.1操作總指揮：

7.2現(xiàn)場操作人：

2

瑪麗第四風電場nokv升壓站啟動方案

7.3監(jiān)護人：

7.4四川建設(shè)總公司檢修維護人員:

7.5施工單位配合啟動人員：

四川岳池：國飛電氣：6

天信：9中鐵1局：

合肥保變：廣州智光：

山東泰開：江蘇如皋：

明陽電氣：聯(lián)合動力：

明陽風電：南瑞繼保：

中恒博瑞：蘭吉爾：

南思：深圳格旭：

武漢聯(lián)動：日肅吉田:

7.6職責分工

7.6.1監(jiān)理單位負責送電前及送電時的協(xié)調(diào)工作。

7.6.2安裝單位負責送電前的現(xiàn)場清掃、設(shè)備檢查工作。

7.6.3調(diào)試單位負責送電后系統(tǒng)動態(tài)參數(shù)的測試、數(shù)據(jù)記錄整理工作。

7.6.4瑪麗第四風電場值（班）長李建莽負責與調(diào)度的聯(lián)系、定值核對、

接調(diào)度令。

7.6.5倒閘操作由瑪麗第四風電場值（班）長李建莽負責下令，由調(diào)試

單位人員進行操作。

7.6.6箱變低壓側(cè)核相及調(diào)相工作由箱變安裝單位負責進行。

7.6.7風機受電后由各自風機廠家負責進行風機的動態(tài)調(diào)試。

八、本次工程啟動范圍

3

瑪麗第四風電場nokv升壓站啟動方案

8.1330kV馬家河變電站側(cè)：

8.1.1HOkV玉湖線125開關(guān)間隔。

8.1.2HOkV玉湖線線路。

8.2llOkV瑪麗第三風電場升壓站側(cè)：

8.2.1瑪麗第三風電場llOkV電氣系統(tǒng)及母線設(shè)備（PT、避雷器等）

8.2.2玉湖線H1開關(guān)間隔。

8.2.3馬普線112開關(guān)間隔。

8.2.4HOkV馬普線線路。

8.3llOkV瑪麗第四風電場升壓站側(cè)：

8.3.1HOkV系統(tǒng)

8.3.1.1瑪麗第四風電場llOkV馬普線；馬普線111開關(guān)及兩側(cè)隔離開

關(guān)111-1、111-3；馬普線線路CT、PT及避雷器。

8.3.1.2#1主變壓器及中性點設(shè)備。

8.3.235kV系統(tǒng)

8.3.2.135kVI母301開關(guān)及母線3J9PT。

8.3.2.2#1站用變兼接地變及315開關(guān)。

8.3.2.3#1集電線路及311開關(guān)。

8.3.2.4#2集電線路及312開關(guān)。

8.3.2.5#3集電線路及313開關(guān)。

8.3.2.6SVG無功補償裝置、314開關(guān)及314-3隔離開關(guān)。

8.3.3風機箱式變壓器系統(tǒng)

8.3.3.1#1-#33風機箱式變壓器。

8.3.3.2風機箱式變壓器690V系統(tǒng)。

4

瑪麗第四風電場UOkV升壓站啟動方案

8.3.3.3風機箱式變壓器400V系統(tǒng)。

九、調(diào)管范圍

nokv馬普線及兩側(cè)開關(guān)間隔和無功補償裝置由瑪麗供電局地調(diào)直

接調(diào)管，#1主變中性點接地刀閘由瑪麗供電局地調(diào)間接調(diào)管，其它變電

站內(nèi)設(shè)備在第一次投運期間由施工單位臨時調(diào)管，試運時報瑪麗第四風

電場值長同意，試運行24小時正常后移交瑪麗第四風電場代管，工程

移交后由瑪麗第四風電場正式接管。

十、啟動前的準備工作（啟動條件）

10.1與本次啟動范圍內(nèi)有關(guān)的設(shè)備施工結(jié)束、調(diào)試完畢，經(jīng)檢查驗收

合格；臨時安全措施已全部拆除，無遺留雜物，符合投運要求。

10.2現(xiàn)場設(shè)備缺陷已全部消除并驗收合格，倒送電前達到零缺陷啟動

條件。

10.3向瑪麗供電局地調(diào)提供llOkV馬普線、llOkV瑪麗第三風電場升壓

站馬普線112開關(guān)間隔、330kV馬家河變電站125玉湖線間隔、瑪麗第

四風電場llOkV升壓站試驗及驗收報告、投入運行的申請。

10.4有關(guān)技術(shù)資料圖紙齊全，啟動設(shè)備型號、參數(shù)報送瑪麗供電局地

調(diào)。

10.5有關(guān)保護、二次設(shè)備完好、現(xiàn)場運行規(guī)程齊全。所有待投運設(shè)備

繼電保護按整定通知書要求投入，重合閘停運，壓板投退符合要求，并

與相關(guān)部門核對無誤。保護完成整組傳動試驗，保護工作正常，傳動開

關(guān)正常；所有待啟動回路的電流互感器已做一次通流試驗，確認除極性

外回路正常，可以真實反應(yīng)一次電流值。（110KV線路保護定值與瑪麗供

電局地調(diào)核對，其它定值與風電廠相關(guān)人員核對。）并通過資質(zhì)部門驗

5

瑪麗第四風電場nokv升壓站啟動方案

收合格，監(jiān)控信號回路正常。

10.6待投運線路工作全部結(jié)束，輸電線路參數(shù)測試完畢，絕緣合格，

相序核對正確并有正式書面報告。標示牌全部齊備。

10.7待投運的UOkV線路光纖保護對調(diào)工作完成，線路的保護通道符

合投運要求。

10.8啟動范圍內(nèi)場地平整、通道暢通、電纜蓋板齊全，臨時工棚、腳

手架、接地線已拆除。

10.9新投運設(shè)備命名編號、標志齊全，施工人員全部撤離現(xiàn)場，并掛

好警示牌，做好防范措施，確保人身安全。

10.10電纜管口、開關(guān)操作箱、端子箱、保護屏電纜進線洞口已封堵，

門窗防止小動物進入的措施完善。

10.11站內(nèi)配備足夠的消防設(shè)施及絕緣安全工器具，主變消防系統(tǒng)能正

常運行。

10.12設(shè)備外殼接地均良好、接地網(wǎng)接地電阻試驗合格，待啟動設(shè)備的

油位、氣體壓力正常。

10.13新投運的所有設(shè)備遙信、遙測、遠動信息正常傳送地調(diào)。

10.14啟動前，安裝調(diào)試人員把新設(shè)備的安裝情況向值班人員交底。操

作人員按啟動方案要求填寫操作票，并在模擬系統(tǒng)上模擬操作一次，以

確保操作正確無誤。

10.15啟動前一天，核對新設(shè)備的繼電保護定值及壓板投入、退出情況

與保護定值通知單要求相符，校對無誤。

10.16記錄避雷器放電記數(shù)器的動作底數(shù)。

10.17記錄電度表底碼，并報相應(yīng)部門備案。

6

瑪麗第四風電場UOkV升壓站啟動方案

10.18啟動當天，線路施工單位對待投運線路進行搖測絕緣電阻并進行

核相，結(jié)果應(yīng)符合啟動要求。

10.19啟動當天測量所有待投運設(shè)備的絕緣電阻符合投運要求。

10.20檢查確認所有待投運設(shè)備處“冷備”狀態(tài)，施工接地線已拆除，

現(xiàn)場檢查無遺物，所有待投運設(shè)備的開關(guān)、刀閘、接地刀閘在斷開位置。

注油設(shè)備油位正常，刀閘等設(shè)備操作可靠。

10.21瑪麗第四風電場llOkV升壓站#1主變llOkV側(cè)分接開關(guān)檔位調(diào)至

2檔。

10.22風險分析及防范措施

風險分析防范措施

啟動過程中，錯給核相結(jié)論將導(dǎo)致

驗收組把好測試及審核關(guān),確保結(jié)

相間短路，錯給帶負荷測試結(jié)論將

論正確。

導(dǎo)致保護誤動或拒動。

啟動過程中，帶負荷拉合刀閘、帶

啟動前,運行值班人員需核對啟動

地刀（地線）送電將導(dǎo)致惡性誤操

前運行方式，確保一致。

作事故。

安裝單位、運行值班人員需加強

運行監(jiān)控，做好事故應(yīng)急處理的

試運行期間，新設(shè)備存在不穩(wěn)定風準備，必要時運行值班人員可將

險。新設(shè)備停電。要求新設(shè)備試運行

期間運行單位、安裝單位需安排

人員現(xiàn)場值班。

帶接地刀閘送電1、核對相關(guān)設(shè)備名稱、編號、位

7

瑪麗第四風電場nokv升壓站啟動方案

置；2、操作前詳細檢查接地刀閘

已拉開；3操作過程中監(jiān)護到位。

1、操作前對五防裝置進行詳細檢

查；2、五防裝置缺陷按緊急缺陷

有缺陷的五防裝置

處理；3、嚴格按照五防正常操作

解鎖管理流程申請解鎖操作。

1、操作前核對相關(guān)設(shè)備名稱、編

號、位置正確無誤；2、嚴格按照

誤操作

五防正常操作步驟執(zhí)行，禁止跳

項、漏項操作。

與帶電設(shè)備保持足夠的安全距

人身觸電離；工作過程中做好監(jiān)護，禁止

攀爬設(shè)備構(gòu)架。

十一、安全及質(zhì)量保證措施

11.1一次系統(tǒng)檢查

11.1.1檢查本次啟動所擬投入的設(shè)備一次部分連接完好，設(shè)備的接地

可靠，斷路器、隔離開關(guān)、接地刀閘動作正常，SF6斷路器氣體密度繼

電器壓力表指示正常。

11.1.2母線相色、標志齊全，設(shè)備編號正確，母線相間、對地距離符

合規(guī)程要求。一次相序核對無誤。

11.1.3檢查啟動范圍內(nèi)所有設(shè)備的對地及相間絕緣電阻合格。

11.1.4檢查啟動范圍內(nèi)所有隔離開關(guān)、接地刀閘及斷路器均處于“斷

開”位，不啟動的系統(tǒng)接地刀閘應(yīng)處于“合”位。

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瑪麗第四風電場nokv升壓站啟動方案

11.2二次系統(tǒng)檢查

11.2.1檢查端子螺絲緊固，無松動現(xiàn)象，端子排標號正確，保護和跳

閘壓板標識清楚。

11.2.2檢查所有CT二次回路無開路，PT二次回路無短路現(xiàn)象，備用

CT應(yīng)在就地端子箱短路接地。

11.2.3檢查保護定值整定無誤，經(jīng)通電檢查可靠動作，測量部分通電

指示正確。

11.2.4斷開所有啟動范圍內(nèi)斷路器的操作電源及隔離開關(guān)的電動機電

源。

11.3安全保證措施

11.3.1啟動現(xiàn)場應(yīng)具備緊急聯(lián)系電話表，送電前調(diào)度電話、值班電話

要保持暢通，現(xiàn)場監(jiān)控系統(tǒng)和畫面要可靠清晰，現(xiàn)場應(yīng)有可靠的通訊設(shè)

備（對講機4部、錄音電話1部）。

11.3.2啟動前應(yīng)根據(jù)當前運行方式，考慮當設(shè)備出現(xiàn)異常時，緊急斷

開啟動電源的操作方式。

11.3.3啟動現(xiàn)場應(yīng)保持緊急疏散通道的暢通。

11.3.4啟動前工作人員應(yīng)熟悉設(shè)備操作電源的位置，當需要切斷設(shè)備

操作電源時應(yīng)能及時執(zhí)行。

11.3.5啟動范圍內(nèi)的一、二次設(shè)備安裝處消防設(shè)施完善，同時配備合

適的、充足的消防器材。

11.3.6啟動范圍內(nèi)應(yīng)有足夠的照明設(shè)備。

11.3.7啟動范圍內(nèi)所有運行設(shè)備掛警示牌，刀閘、爬梯加鎖，無圍欄

處應(yīng)加臨時圍欄。

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瑪麗第四風電場nokv升壓站啟動方案

11.3.8設(shè)備受電時所有人員應(yīng)遠離設(shè)備。

11.3.9啟動期間應(yīng)配備足夠的、經(jīng)檢驗合格的安全工器具。

11.3.10啟動期間應(yīng)由試運指揮部統(tǒng)一指揮，所有人員（包括保安、消

防、醫(yī)療人員）均應(yīng)在現(xiàn)場值班，以保證啟動的安全、順利進行。

11.3.11啟動期間試驗、操作人員所有操作應(yīng)嚴格執(zhí)行工作票制度、操

作票制度及變電站運行規(guī)程進行，專人操作、專人監(jiān)護，其他人員不得

擅自進行操作。

11.3.12啟動期間受電范圍內(nèi)嚴禁無關(guān)人員進行施工，如有需要應(yīng)經(jīng)試

運指揮部批準，并辦理相關(guān)工作票。

11.3.13啟動期間，操作人員或工作人員發(fā)現(xiàn)設(shè)備存在異?；蝻L險，應(yīng)

立即停止操作，報告現(xiàn)場指揮。由現(xiàn)場指揮確認設(shè)備無異常或發(fā)現(xiàn)的缺

陷不影響啟動或辨識風險可控后，可繼續(xù)操作；如設(shè)備確實存在影響啟

動的缺陷或辨識出的風險的控制措施不充分，則由現(xiàn)場指揮組織會審，

安排進行處理，處理完畢并經(jīng)驗收組檢查合格后，可繼續(xù)啟動操作。

11.3.14啟動期間，若因設(shè)備突發(fā)缺陷、運行方式等引起變化，出現(xiàn)原

啟動方案不符合的情況，應(yīng)立即停止啟動，報告現(xiàn)場指揮。由現(xiàn)場指揮

按照啟動方案審批流程執(zhí)行方案的變更審核，審核后的方案作為現(xiàn)場繼

續(xù)執(zhí)行的依據(jù),方案變更后重新填寫審核啟動操作票。

十二、送電前的檢查

12.1線路送電前的檢查

12.1.1檢查llOkV線路馬普線有關(guān)所有工作均已結(jié)束，所有工作票已

全部收回并結(jié)束。

12.1.2檢查HOkV線路馬普線全線所有臨時安全措施均已拆除，工作

10

瑪麗第四風電場nokv升壓站啟動方案

人員已全部撤離現(xiàn)場。

12.1.3檢查HOkV線路馬普線沿線已設(shè)置好設(shè)備帶電的安全警示標志。

12.1.4檢查HOkV線路馬普線H2-0接地刀閘確在“分”位。

12.1.5檢查HOkV線路馬普線112-03接地刀閘確在“分”位。

12.1.6檢查HOkV線路馬普線112-01接地刀閘確在“分”位。

12.1.7檢查llOkV線路馬普線112-3隔離開關(guān)確在“分”位。

12.1.8檢查HOkV線路馬普線112-1隔離開關(guān)確在“分”位。

12.1.9檢查HOkV線路馬普線112斷路器確在“分”位。

12.1.10檢查HOkV線路馬普線111-0接地刀閘確在“分”位。

12.1.11檢查nokv線路馬普線ni-03接地刀閘確在“分”位。

12.1.12檢查HOkV線路馬普線111-02接地刀閘確在“分”位。

12.1.13檢查HOkV線路馬普線111-01接地刀閘確在“分”位。

12.1.14檢查llOkV線路馬普線111-3隔離開關(guān)確在“分”位。

12.1.15檢查llOkV線路馬普線in-1隔離開關(guān)確在“分”位。

12.1.16檢查HOkV線路馬普線111斷路器確在“分”位。

12.1.17測量llOkV線路馬普線線路PT絕緣電阻合格。

12.1.18測量llOkV線路馬普線線路絕緣電阻合格

12.1.19檢查UOkV線路馬普線、112開關(guān)間隔、111開關(guān)間隔有關(guān)電

氣回路清潔完好無遺物，無妨礙送電情況。

12.2#1主變送電前的檢查

12.2.1檢查#1主變有關(guān)所有工作均已結(jié)束，所有工作票已全部收回并

結(jié)束。

12.2.2檢查#1主變所有臨時安全措施均已拆除，工作人員已全部撤離

11

瑪麗第四風電場nokv升壓站啟動方案

現(xiàn)場，常設(shè)安全措施已全部恢復(fù)。

12.2.3檢查HOkV線路馬普線n1-03接地刀閘確在“分”位。

12.2.4檢查HOkV線路馬普線n1-02接地刀閘確在“分”位。

12.2.5檢查HOkV線路馬普線111-01接地刀閘確在“分”位。

12.2.6檢查llOkV線路馬普線111-3隔離開關(guān)確在“分”位。

12.2.7檢查llOkV線路馬普線111-1隔離開關(guān)確在“分”位。

12.2.8檢查llOkV線路馬普線111斷路器確在“分”位。

12.2.9檢查#1主變中性點接地刀閘on-0確在“分”位。

12.2.10檢查#1主變低壓側(cè)301小車開關(guān)確在“檢修”位置。

12.2.11測量#1主變高、低壓側(cè)絕緣電阻合格。

12.2.12檢查#1主變本體、111開關(guān)間隔有關(guān)電氣回路清潔完好無遺物,

無妨礙送電情況。

12.335kVI母送電前的檢查

12.3.1檢查35kVI母有關(guān)所有工作均已結(jié)束，所有工作票已全部收回

并結(jié)束。

12.3.2檢查35kVI母所有臨時安全措施均已拆除，工作人員已全部撤

離現(xiàn)場，常設(shè)安全措施已全部恢復(fù)。

12.3.3檢查#1主變低壓側(cè)301小車開關(guān)確在“檢修”位置。

12.3.4檢查35kVI母PT31-9小車插件卻在“檢修”位置。

12.3.5檢查35kV#l集電線路311-0接地刀閘確在“分”位。

12.3.6檢查35kV#l集電線路311小車開關(guān)確在“檢修”位置。

12.3.7檢查35kV#2集電線路312-0接地刀閘確在“分”位。

12.3.8檢查35kV#2集電線路312小車開關(guān)確在“檢修”位置。

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瑪麗第四風電場nokv升壓站啟動方案

12.3.9檢查35kV#3集電線路313-0接地刀閘確在“分”位。

12.3.10檢查35kV#3集電線路313小車開關(guān)確在“檢修”位置。

12.3.11檢查35kVSVG無功補償裝置314-0接地刀閘確在“分”位。

12.3.12檢查35kVSVG無功補償裝置314小車開關(guān)確在“檢修”位置。

12.3.13檢查35kV#1站用變兼接地變315-0接地刀閘確在“分”位。

12.3.14檢查35kV#1站用變兼接地變315小車開關(guān)確在“檢修”位置。

12.3.15測量35kVI母PT絕緣電阻合格。

12.3.16測量35kVI母母線絕緣電阻合格。

12.3.17檢查35kVI母母線及所有小車開關(guān)柜內(nèi)有關(guān)電氣回路清潔完

好無遺物，無妨礙送電情況。

12.435kV#l站用變送電前的檢查

12.4.1檢查35kV#l站用變有關(guān)所有工作均已結(jié)束，所有工作票已全部

收回并結(jié)束。

12.4.2檢查35kV#l站用變所有臨時安全措施均已拆除，工作人員已全

部撤離現(xiàn)場，常設(shè)安全措施已全部恢復(fù)。

12.4.3檢查35kV#1站用變兼接地變315-0接地刀閘確在“分”位。

12.4.4檢查35kV#1站用變兼接地變高壓側(cè)315小車開關(guān)確在“檢修”

位置。

12.4.5檢查35kV#1站用變兼接地變低壓側(cè)411開關(guān)確在“分”位。

開關(guān)處懸掛“禁止合閘，有人工作”的安全標示牌。

12.4.6檢查35kV#l站用變兼接地變中性點接地刀閘031-0確在“分”

位。

12.4.7測量35kV#1站用變兼接地變高、低壓側(cè)絕緣電阻合格。

13

瑪麗第四風電場nokv升壓站啟動方案

12.4.8檢查35kV#1站用變兼接地變本體、315開關(guān)間隔有關(guān)電氣回路

清潔完好無遺物，無妨礙送電情況。

12.535kV集電線路送電前的檢查

12.5.1檢查35kV#l集電線路有關(guān)所有工作均已結(jié)束，所有工作票已全

部收回并結(jié)束。

12.5.2檢查35kV#l集電線路全線所有臨時安全措施均已拆除，工作人

員已全部撤離現(xiàn)場。

12.5.3檢查35kV#l集電線路沿線已設(shè)置好設(shè)備帶電的安全警示標志。

12.5.4檢查35kV#l集電線路3H-0接地刀閘確在“分”位。

12.5.5檢查35kV#l集電線路311小車開關(guān)確在“檢修”位置。

12.5.6檢查35kV#l集電線路終端桿跌落保險確在“分”位。

12.5.7測量35kV#l集電線路絕緣電阻合格。

12.5.8檢查35kV#l集電線路、311開關(guān)間隔有關(guān)電氣回路清潔完好無

遺物，無妨礙送電情況。

12.5.9#2集電線路、#3集電線路送電前的檢查項目與#1集電線路相同。

12.635kVSVG無功補償裝置送電前的檢查

12.6.1檢查35kVSVG無功補償裝置有關(guān)所有工作均已結(jié)束，所有工作

票已全部收回并結(jié)束。

12.6.2檢查35kVSVG無功補償裝置所有臨時安全措施均已拆除，工作

人員已全部撤離現(xiàn)場，常設(shè)安全措施已全部恢復(fù)。

12.6.3檢查35kVSVG無功補償裝置314-0接地刀閘確在“分”位。

12.6.4檢查35kVSVG無功補償裝置314小車開關(guān)確在“檢修”位置。

12.6.5檢查35kVSVG無功補償裝置連接變314-03接地刀閘確在“分”

14

瑪麗第四風電場nokv升壓站啟動方案

位。

12.6.6檢查35kVSVG無功補償裝置連接變314-3隔離開關(guān)確在“分”

位。

12.6.7檢查35kVSVG無功補償裝置進線柜514-01接地刀閘確在“分”

位。

12.6.8檢查35kVSVG無功補償裝置進線柜514-1隔離開關(guān)確在“分”

位。

12.6.9檢查35kVSVG無功補償裝置進線柜514、515斷路器確在“分”

位。

12.6.10測量35kVSVG無功補償裝置連接變高、低壓則絕緣電阻合格。

12.6.11測量10kVSVG無功補償裝置電抗器絕緣電阻合格。

12.6.12檢查35kVSVG無功補償裝置連接變、電抗器、進線柜、功率

柜、控制柜及314開關(guān)間隔有關(guān)電氣回路清潔完好無遺物，無妨礙送電

情況。

12.7風機箱變送電前的檢查

12.7.1檢查風機箱變有關(guān)所有工作均已結(jié)束,所有工作票已全部收回并

結(jié)束。

12.6.2檢查風機箱變所有臨時安全措施均已拆除，工作人員已全部撤

離現(xiàn)場，常設(shè)安全措施已全部恢復(fù)。

12.6.3檢查風機箱變高壓側(cè)跌落保險確在“分”位，高壓側(cè)負荷開關(guān)

確在“分”位。

12.6.4檢查風機箱變低壓側(cè)690V斷路器確在“分”位，690V/400V輔

變高壓側(cè)斷路器確在“分”位，690V/400V輔變低壓側(cè)5路負荷空開確

15

瑪麗第四風電場UOkV升壓站啟動方案

在“分”位。

12.6.5檢查風機塔基柜斷路器確在“分”位，所有熔斷器均在“斷開”

位置。

12.6.6測量風機箱變高、低壓側(cè)絕緣電阻合格。

12.6.7檢查風機箱變本體及有關(guān)電氣回路清潔完好無遺物，無妨礙送

電情況。

十三、啟動前應(yīng)投入的保護

13.1瑪麗第三風電場升壓站UOkV馬普線112保護裝置

13.1.1投入瑪麗第三風電場升壓站UOkV馬普線縱聯(lián)差動保護。

13.1.2投入瑪麗第三風電場升壓站llOkV馬普線CT斷線閉鎖差動保

護。

13.1.3投入瑪麗第三風電場升壓站UOkV馬普線縱內(nèi)部時鐘。

13.1.4投入瑪麗第三風電場升壓站llOkV馬普線遠跳受本側(cè)控制保護。

13.1.5投入瑪麗第三風電場升壓站UOkV馬普線I段、II段、III段接

地距離保護。

13.1.6投入瑪麗第三風電場升壓站UOkV馬普線I段、II段、in段相

間距離保護。

13.1.7投入瑪麗第三風電場升壓站UOkV馬普線重合閘加速II段距離

保護。

13.1.8投入瑪麗第三風電場升壓站UOkV馬普線II段、in段、IV段零

序方向過流保護。

13.1.9投入瑪麗第三風電場升壓站UOkV馬普線相電流過負荷保護。

13.1.10投入瑪麗第三風電場升壓站UOkV馬普線ni段及以上零序過流

16

瑪麗第四風電場nokv升壓站啟動方案

保護閉鎖重合閘保護。

13.1.11瑪麗第三風電場升壓站llOkV馬普線112保護裝置壓板投入說

明。

13.1.11.1投入瑪麗第三風電場升壓站llOkV馬普線112保護裝置“差

動保護”壓板。

13.1.11.2投入瑪麗第三風電場升壓站HOkV馬普線H2保護裝置“距

離保護”壓板。

13.1.11.3投入瑪麗第三風電場升壓站llOkV馬普線112保護裝置”零

序II段保護”壓板。

13.1.11.4投入瑪麗第三風電場升壓站llOkV馬普線H2保護裝置”零

序ni段保護”壓板。

13.1.11.5投入瑪麗第三風電場升壓站llOkV馬普線112保護裝置”零

序IV段保護”壓板。

13.2瑪麗第四風電場升壓站UOkV馬普線111保護裝置

13.2.1投入瑪麗第四風電場升壓站llOkV馬普線縱聯(lián)差動保護。

13.2.2投入瑪麗第四風電場升壓站UOkV馬普線CT斷線閉鎖差動保

護。

13.2.3投入瑪麗第四風電場升壓站UOkV馬普線縱內(nèi)部時鐘。

13.2.4投入瑪麗第四風電場升壓站llOkV馬普線遠跳受本側(cè)控制保護。

13.2.5投入瑪麗第四風電場升壓站UOkV馬普線相電流過負荷保護。

13.2.6瑪麗第四風電場升壓站UOkV馬普線111保護裝置壓板投入說

明。

13.2.6.1投入瑪麗第四風電場升壓站UOkV馬普線in保護裝置“保

17

瑪麗第四風電場nokv升壓站啟動方案

護跳閘”1LP1壓板。

13.2.6.2投入瑪麗第四風電場升壓站llOkV馬普線111保護裝置“差

動保護"1LP5壓板。

13.3瑪麗第四風電場升壓站#1主變保護裝置

13.3.1#1主變RCS-9671C差動保護裝置

13.3.1.1投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變差動速斷保護。

13.3.1.2投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變比率差動保護。

13.3.1.3投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變CT斷線閉鎖比率差動保

護。

13.3.2瑪麗第四風電場升壓站#1主變保護裝置壓板投入說明。

13.3.2.1投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變保護裝置“差動保護”1LP1

壓板。

13.3.2.2投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變保護裝置“過流保護”1LP2

壓板。

13.3.2.3投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變保護裝置”差動保護跳111

開關(guān)"1LP4壓板。

13.3.2.4投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變保護裝置”差動保護跳301

開關(guān)"1LP5壓板。

13.3.3#1主變RCS-9681C主變高壓側(cè)保護裝置

13.3.3.1投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變復(fù)壓過流I段保護。

13.3.3.2投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變復(fù)壓過流II段保護。

13.3.3.3投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變過流II段復(fù)壓閉鎖保護。

13.3.3.4投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變過流I段方向閉鎖保護。

18

瑪麗第四風電場UOkV升壓站啟動方案

13.3.3.5投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變零序過流I段一時限保

護。

13.3.3.6投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變零序過流I段一時限經(jīng)方

向閉鎖保護。

13.3.3.7投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變零序過壓一時限保護。

13.3.3.8投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變間隙零序過流一時限保

護。

13.3.4#1主變RCS-9681C主變高壓側(cè)保護裝置壓板投入說明。

13.3.4.1投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變保護裝置“復(fù)壓過流”31LP1

壓板。

13.3.4.2投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變保護裝置“接地保護”31LP2

壓板。（此壓板投退方式根據(jù)#1主變中性點接地方式確定，當#1主變中

性點接地時投入“接地保護”壓板；當#1主變中性點不接地時退出“接

地保護”壓板。）

13.3.4.3投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變保護裝置“高后備保護跳

111開關(guān)”31LP6壓板。

13.3.4.4投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變保護裝置“高后備保護跳

301開關(guān)”31LP7壓板。

13.3.4.5投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變保護裝置“高后備閉鎖主

變有載調(diào)壓”31LP13壓板。

13.3.5#1主變RCS-9661C主變非電量保護裝置

13.3.5.1#1主變非電量保護重瓦斯投跳閘，輕瓦斯發(fā)信號，壓力釋放

發(fā)信號，溫度高發(fā)信號。

19

瑪麗第四風電場nokv升壓站啟動方案

13.3.5.2繞組溫度定值95℃,本體油溫定值80℃。

13.3.5.3壓力釋放：當一次設(shè)備加壓或沖擊時，壓力釋放保護改投為

“跳閘”，充電正常后再改投為“信號”。

13.3.6#1主變RCS-9661C主變非電量保護裝置壓板投入說明。

13.3.6.1投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變保護裝置“本體重瓦斯”

4LP1壓板。

13.3.6.2投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變保護裝置“有載重瓦斯”

4LP2壓板。

13.3.6.3投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變保護裝置“非電量保護跳

111開關(guān)”4LP7壓板。

13.3.6.4投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變保護裝置“非電量保護跳

301開關(guān)”4LP8壓板。

13.3.7#1主變RCS-9681C主變低壓側(cè)保護裝置

13.3.7.1投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變復(fù)壓過流I段保護。

13.3.7.2投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變復(fù)壓過流II段保護。

13.3.7.3投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變過流I段復(fù)壓閉鎖保護。

13.3.7.4投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變過流I段方向閉鎖保護。

13.3.8#1主變RCS-9681C主變低壓側(cè)保護裝置壓板投入說明。

13.3.8.1投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變保護裝置“復(fù)壓過流”21LP1

壓板。

13.3.8.2投入瑪麗第四風電場升壓站#1主變保護裝置“低后備保護跳

301開關(guān)”21LP4壓板。

13.3.935kV母線差動保護裝置

20

瑪麗第四風電場UOkV升壓站啟動方案

13.3.9.1投入瑪麗第四風電場升壓站35kVI母母差保護。

13.3.9.2投入瑪麗第四風電場升壓站35kVI母充電保護。

13.3.9.3投入瑪麗第四風電場升壓站35kVI母TA異常不平衡判據(jù)保

護。

13.3.9.4投入瑪麗第四風電場升壓站35kVI母TA異常自動恢復(fù)保護。

13.3.1035kV母線差動保護裝置壓板投入說明。

13.3.10.1投入瑪麗第四風電場升壓站35kVI母“投母差”1LP1壓板。

13.3.10.2投入瑪麗第四風電場升壓站35kVI母“投單母”1LP2壓板。

13.3.10.3投入瑪麗第四風電場升壓站35kVI母”跳#1集電線路311

開關(guān)”TLP1壓板。

13.3.10.4投入瑪麗第四風電場升壓站35kVI母“跳#2集電線路312

開關(guān)”TLP2壓板。

13.3.10.5投入瑪麗第四風電場升壓站35kVI母“跳#1主變低壓側(cè)301

開關(guān)”TLP3壓板。

13.3.10.6投入瑪麗第四風電場升壓站35kVI母“跳#3集電線路313

開關(guān)”TLP4壓板。

13.3.10.7投入瑪麗第四風電場升壓站35kVI母“跳#1站用變315開

關(guān)”TLP5壓板。

13.3.10.7投入瑪麗第四風電場升壓站35kVI母“跳SVG314開關(guān)”TLP6

壓板。

13.3.1135kV#l、#2、#3集電線路保護裝置（三條集電線路保護投入

方式相同）

13.3.11.1投入瑪麗第四風電場升壓站35kV集電線路距離I段、II段

21

瑪麗第四風電場nokv升壓站啟動方案

保護。

13.3.11.2投入瑪麗第四風電場升壓站35kV集電線路過流I段、II段、

in段保護。

13.3.11.3投入瑪麗第四風電場升壓站35kV集電線路過流II段經(jīng)復(fù)亞

閉鎖保護。

13.3.11.4投入瑪麗第四風電場升壓站35kV集電線路過流I段經(jīng)方向

閉鎖保護。

13.3.11.5投入瑪麗第四風電場升壓站35kV集電線路過流II段經(jīng)方向

閉鎖保護。

13.3.11.6投入瑪麗第四風電場升壓站35kV集電線路PT斷線退電流保

護。

13.3.11.7投入瑪麗第四風電場升壓站35kV集電線路零序過流I段、

II段保護。

13.3.1235kV#l站用變兼接地變保護裝置

13.3.12.1投入瑪麗第四風電場升壓站35kV#l站用變兼接地變過流I

段、III段保護。

13.3.12.2投入瑪麗第四風電場升壓站35kV#l站用變兼接地變復(fù)壓閉

鎖過流ni段保護。

13.3.12.3投入瑪麗第四風電場升壓站35kV#l站用變兼接地變PT斷線

檢測保護。

13.3.12.4投入瑪麗第四風電場升壓站35kV#l站用變兼接地變PT斷線

退電流保護。

13.3.12.5投入瑪麗第四風電場升壓站35kV#l站用變兼接地變過負荷

22

瑪麗第四風電場nokv升壓站啟動方案

報警保護。

13.3.12.6投入瑪麗第四風電場升壓站35kV#l站用變兼接地變零序過

流I段保護。

13.3.12.7投入瑪麗第四風電場升壓站35kV#l站用變兼接地變超溫跳

閘保護。

13.3.1335kVSVG無功補償裝置保護裝置

13.3.13.135kVSVG無功補償裝置線路保護裝置投入過流I段、II段保

護。

13.3.13.235kVSVG無功補償裝置連接變保護裝置投入差動速斷、比率

差動保護。

十四、啟動及操作步驟

14.1llOkV馬普線送電由瑪麗供電局地調(diào)下令操作。

14.1.1檢查確認瑪麗第三風電場升壓站llOkV馬普線112保護在投，

匯報瑪麗供電局地調(diào)。

14.1.2檢查確認瑪麗第四風電場升壓站llOkV馬普線111保護在投，

匯報瑪麗供電局地調(diào)。

14.1.3接瑪麗供電局地調(diào)令瑪麗第三風電場升壓站llOkV馬普線112

開關(guān)間隔由“冷備”轉(zhuǎn)“熱備”，操作完畢匯報瑪麗供電局地調(diào)。

14.1.4瑪麗第四風電場升壓站llOkV馬普線111線路PT由“冷備”轉(zhuǎn)

“運行”。

14.1.5接瑪麗供電局地調(diào)令瑪麗第三風電場升壓站llOkV馬普線112

開關(guān)間隔由“熱備”轉(zhuǎn)“運行”，向瑪麗第四風電場升壓站nokv馬普

線（對線路一次沖擊）、馬普線ni線路PT送電。檢查線路PT二次電

23

瑪麗第四風電場UOkV升壓站啟動方案

壓正常，檢查線路充電情況。此過程共進行三次，第一次帶電十分鐘，

間隔十分鐘，第二、三次帶電五分鐘，間隔五分鐘。第三次充電后馬普

線帶電空載運行。

14.2UOkV瑪麗第四風電場升壓站#1主變充電

14.2.1檢查有關(guān)#1主變所有工作均已結(jié)束，現(xiàn)場施工人員均已全部撤

離。

14.2.2檢查UOkV瑪麗第四風電場升壓站#1主變本體及引線無遺物、

無接地，測量#1主變絕緣電阻合格，檢查111開關(guān)、1U-K111-3隔

離開關(guān)均在“分閘”位置。

14.2.3檢查UOkV瑪麗第四風電場升壓站#1主變保護整定值與定值單

相一致并與UOkV瑪麗第四風電場相關(guān)人員核對無誤。

14.2.4投入UOkV瑪麗第四風電場升壓站#1主變相應(yīng)保護壓板。

14.2.5向瑪麗供電局地調(diào)申請同意后合上UOkV瑪麗第四風電場升壓

站#1主變中性點on-o接地刀閘。

14.2.6UOkV瑪麗第四風電場升壓站#1主變高壓側(cè)111開關(guān)間隔由“冷

備”轉(zhuǎn)“運行”，對#1主變進行前4次全電壓沖擊合閘，第1次沖擊合

閘后，#1主變帶電時間不得少于10分鐘，帶電后對#1主變本體進行外

部全面檢查，以后每次帶電3分鐘，間隔時間1分鐘。

14.2.7#1主變第5次沖擊合閘前：

14.2.7.1UOkV瑪麗第四風電場升壓站#1主變低壓側(cè)301開關(guān)由“冷

備”轉(zhuǎn)“熱備”。

14.2.7.2UOkV瑪麗第四風電場升壓站#1主變高壓側(cè)H1開關(guān)由“熱

24

瑪麗第四風電場UOkV升壓站啟動方案

備”轉(zhuǎn)“運行”，對#1主變進行第5次沖擊合閘，檢查#1主變運行正常，

檢查#1主變保護裝置及測控裝置運行正常。#1主變沖擊合閘完畢帶電

運行。

14.2.8向瑪麗供電局地調(diào)申請同意后拉開UOkV瑪麗第四風電場升壓

站#1主變中性點011-0接地刀閘（#1主變中性點011-0接地刀閘的運

行方式應(yīng)根據(jù)瑪麗供電局地調(diào)調(diào)度指令操作）。

14.2.9調(diào)整UOkV瑪麗第四風電場升壓站#1主變有載分接開關(guān)，檢查

UOkV系統(tǒng)電壓變化是否正確，最后將#1主變UOkV有載分接開關(guān)調(diào)整

到“合適正常”運行檔位。

14.3llOkV瑪麗第四風電場升壓站35kVI段母線充電

14.3.1UOkV瑪麗第四風電場升壓站35kVI母母線PT31-9小車插件由

“冷備”轉(zhuǎn)“運行”。

14.3.2UOkV瑪麗第四風電場升壓站#1主變低壓側(cè)301開關(guān)由“熱備”

轉(zhuǎn)“運行”，檢查35kVI段母線三相電壓平衡，相序正確。共進行3次

沖擊合閘，每次帶電時間5分鐘，間隔時間3分鐘。第三次沖擊合閘后

UOkV瑪麗第四風電場升壓站35kVI母帶電空載運行。

14.3.3調(diào)整UOkV瑪麗第四風電場升壓站1#主變有載分接開關(guān)，檢查

35kVI段母線電壓變化是否正確，最后將1#主變有載分接開關(guān)調(diào)整到

“合適正常”運行檔位。

14.4llOkV瑪麗第四風電場升壓站#1站用變兼接地變充電

14.4.1檢查有關(guān)#1站用變兼接地變所有工作均已結(jié)束，現(xiàn)場施工人員

均已全部撤離。

25

瑪麗第四風電場nokv升壓站啟動方案

14.4.2檢查#1站用變兼接地變本體及引線無遺物、無接地，測量#1站

用變兼接地變絕緣電阻合格。

14.4.3UOkV瑪麗第四風電場升壓站#1站用變兼接地變315開關(guān)由“冷

備”轉(zhuǎn)“熱備”。投入#1站用變兼接地變保護。

14.4.4UOkV瑪麗第四風電場升壓站#1站用變兼接地變315開關(guān)由“熱

備”轉(zhuǎn)“運行”。

14.4.5對#1站用變兼接地變本體進行全面檢查。

14.4.6#1站用變兼接地變共進行3次沖擊合閘，每次帶電時間5分鐘,

間隔時間3分鐘。

14.4.7#1站用變兼接地變第3次沖擊合閘后，帶電空載運行。

14.4.8檢查380Vl段工作電源電壓幅值、相序正確。

14.4.9UOkV瑪麗第四風電場升壓站#1站用變兼接地變與外接10kV#0

站用備用變核相，確保兩站用變壓器相序一致。

14.4.10檢查相序正確，進行工作電源與備用電源切換試驗。試驗正常

后將380VI段由備用電源倒為工作電源運行。

14.5llOkV瑪麗第四風電場升壓站35kV開關(guān)間隔加壓送電

14.5.1UOkV瑪麗第四風電場升壓站SVG無功補償裝置送電前，申請瑪

麗供電局地調(diào)同意。

14.5.2檢查UOkV瑪麗第四風電場升壓站SVG無功補償裝置連接變壓

器、連接電抗器保護投入正確良好，匯報瑪麗供電局地調(diào)?，旣惞╇娋?/p>

地調(diào)下令將UOkV瑪麗第四風電場升壓站SVG無功補償裝置314開關(guān)、

314-3隔離開關(guān)由“冷備”轉(zhuǎn)“熱備”。

14.5.3瑪麗供電局地調(diào)下令將UOkV瑪麗第四風電場升壓站SVG無功

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瑪麗第四風電場UOkV升壓站啟動方案

補償裝置連接變壓器、連接電抗器314開關(guān)、314-3隔離開關(guān)由“熱備”

轉(zhuǎn)“運行”。

14.5.4帶電正常后，HOkV瑪麗第四風電場升壓站SVG無功補償裝置根

據(jù)瑪麗供電局地調(diào)調(diào)度指令確定實際運行方式。

14.5.5檢查#1集電線路11臺風機T接桿跌落保險在“斷開”位置，測

量#1集電線路絕緣電阻合格，將#1集電線路311開關(guān)由“冷備”轉(zhuǎn)“熱

備”，投入#1集電線路311開關(guān)相應(yīng)保護。#1集電線路3n開關(guān)由“熱

備”轉(zhuǎn)“運行”。

14.5.6檢查#2集電線路11臺風機T接桿跌落保險在“斷開”位置，測

量#2集電線路絕緣電阻合格，將#2集電線路312開關(guān)由“冷備”轉(zhuǎn)“熱

備”，投入#2集電線路312開關(guān)相應(yīng)保護。#2集電線路312開關(guān)由“熱

備”轉(zhuǎn)“運行”。

14.5.7檢查#3集電線路11臺風機T接桿跌落保險在“斷開”位置，測

量#3集電線路絕緣電阻合格，將#3集電線路313開關(guān)由“冷備”轉(zhuǎn)“熱

備”，投入#3集電線路313開關(guān)相應(yīng)保護。#3集電線路313開關(guān)由“熱

備”轉(zhuǎn)“運行”。

14.6向量測試

14.6.1瑪麗第三風電場退出llOkV馬普線光纖縱差保護。

14.6.2瑪麗第四風電場退出llOkV馬普線光纖縱差保護。

14.6.3退出#1主變差動保護。

14.6.4退出35kVI母母線差動保護。

14.6.5退出SVG無功補償裝置連接變壓器差動保護。

14.6.6向瑪麗供電局地調(diào)申請將HOkV瑪麗第四風電場升壓站SVG無

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瑪麗第四風電場nokv升壓站啟動方案

功補償裝置由“熱備”轉(zhuǎn)“運行”。

14.6.7瑪麗第三風電場測試llOkV馬普線差動保護電流相位關(guān)系（繪

制六角圖），結(jié)果確認正確；檢查其差流符合相關(guān)運行規(guī)定。

14.6.8瑪麗第四風電場測試llOkV馬普線差動保護電流相位關(guān)系（繪

制六角圖），結(jié)果確認正確；檢查其差流符合相關(guān)運行規(guī)定。

14.6.9瑪麗第三風電場、瑪麗第四風電場投入llOkV馬普線光纖縱差

保護及零序保護方向，按繼電保護定值通知單要求恢復(fù)其正常運行定

值。

14.6.10瑪麗第四風電場測試1#主變差動保護電流相位關(guān)系（繪制六角

圖），結(jié)果確認正確；檢查其差流符合相關(guān)運行規(guī)定。

14.6.11瑪麗第四風電場投入#1主變差動保護及后備保護方向。

14.6.12瑪麗第四風電場測試35kVI母母線保護各元件電流相位，結(jié)

果確認正確；檢查其差流符合相關(guān)運行規(guī)定后投入35kVI母母線差動

保護。

14.6.13瑪麗第四風電場測試SVG無功補償裝置連接變壓器差動保護電

流相位關(guān)系（繪制六角圖），結(jié)果確認正確；檢查其差流符合相關(guān)運行

規(guī)定后投入連接變差動保護。

14.6.14工作結(jié)束后，向瑪麗供電局地調(diào)申請將HOkV瑪麗第四風電場

升壓站SVG無功補償裝置由“運行”轉(zhuǎn)“熱備”。

14.7啟動送電結(jié)束

向瑪麗供電局地調(diào)匯報，UOkV瑪麗第四風電場升壓站投運正常，

轉(zhuǎn)入24小時試運行。

十五、升壓站24小時試運行

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瑪麗第四風電場nokv升壓站啟動方案

10.1llOkV線路、#1主變及#1站用變兼接地變24小時試運行。

10.2SVG無功補償裝置根據(jù)35kV母線電壓情況和試驗結(jié)果綜合考慮投

入24小時試運行。

10.324小時試運行期間，運行、安裝和調(diào)試單位應(yīng)配專人對一、二次

運行設(shè)備進行巡檢，發(fā)現(xiàn)異常情況立即報告試運指揮部。

10.424小時試運行結(jié)束后，移交生產(chǎn)，運行方式由調(diào)度安排。

10.5#1主變運行24小時后，生產(chǎn)單位按規(guī)程取主變油樣化驗油色譜。

十六、工作條件

所有參加啟動人員必須認真熟悉、掌握本方案。啟動過程應(yīng)紀律嚴

明，統(tǒng)一指揮，按啟動方案進行工作。所有操作均由運行人員按操作票

執(zhí)行，調(diào)試人員負責指揮、監(jiān)督、測量和記錄，啟動和試運期間由安裝

人員進行維護。啟動后系統(tǒng)的運行方式由調(diào)度統(tǒng)一安排。

十七、啟動過程測試記錄的保存

17.1啟動過程的測試檢查記錄需經(jīng)安裝單位測試人員、驗收組審核人

員簽名確認正確，并交啟動組備案。

17.2變電站值班員應(yīng)將測試檢查記錄填寫在《新設(shè)備投運測試、檢查

交接記錄》中。

附件1：nokv瑪麗第四風電場升壓站電氣一次主接線圖

附件2：llOkV瑪麗第三風電場升壓站電氣一次主接線圖

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瑪麗第四風電場Iiokv升壓站啟動方案

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