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龟都府水电站启动投产方案
龟都府水电站启动投产方案
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龟都府水电站启动投产方案
龟都府水电站启动投产方案
一、启动投产设备
（一）龟都府水电站1、110KV龟雅线出线开关1193DL，出线刀闸11931G、11933 G;
2、110KV母线、母线PT及附属刀闸；
3、＃1主变、主变开关及附属CT、刀闸；
4、10KVⅠ母线、母线PT及附属刀闸；
5、#1发电机、发电机出口开关、出口PT及附属CT、刀闸；
6、110KV龟雅线线路、线路PT及加工设备；
7、以上设备继电保护、安全自动装置、通讯远动装置、计量和同期装置。
（二）110KV龟雅线全线
二、启动投产应具备条件
1、已与雅安市电力公司签订“并网协议”，与雅安市电力公司生产调度部签订“调度协议”；
2、已向调度部门办理新设备投入运行申请手续，按调度规程规定报送有关图纸资料，并按调度下达的文件完成对现场设备的统一命名编号；
3、龟都府电站落实有权接受调度命令运行人员名单，经雅安市调度机构培训考试合格方可有权接受调度命令。
4、待启动投运设备安装调试完成，验收合格，具备启动和运行条件，继电保护按调度部门下达的定值通知（或命令）整定，龟都府水电站启动投产方案
整组试验正确，可以投入运行；
5、110KV龟雅线已实测参数并报雅安市电力公司生产调度部，线路无人工作，无短路接地线，可以送电；
6、至调度部门的通讯畅通，稳定可靠，远动信息传送准确无误；
7、计量装置安装调试完成，精度符合要求，并经雅安电力公司营销部确认；
8、待启动投产设备开关、刀闸、接地刀闸均已拉开并锁好；
9、现场整洁，无妨碍运行操作及影响投运设备安全的杂物；
10、启动委员会同意启动投产；
11、雅安市调当值调度员同意启动操作；
12、站端自动化系统调试人员与雅安市电力公司生产调度部通自中心自动化值班室核对龟都府水电站待投产开关、刀闸的自动化信息状态正确。
三、启动投产日期
2007年11月
日
四、启动操作程序
（一）七盘变电站对110KV七蒙线、龟雅线及龟都府水电站110KV母线冲击合闸
此项工作由雅安市调负责，充电正常后和雅安市调核实；
1、按定值单要求整定并启用110kV龟雅线1193DL线路保护，零功方向元件和重合闸停用；
2、按定值单要求整定并启用110kV七蒙线1105DL线路保护，龟都府水电站启动投产方案
零功方向元件和重合闸停用；(压缩七蒙线1105DL线路保护Ⅱ、Ⅲ时限定值)
3、充电正常后七盘变电站110KV七蒙线出线开关、龟都府水电站110kV龟雅线1193DL、出线刀闸11933G、11931G及110KV母线、母线PT保持运行状态；
4、核实龟都府水电站110kV母线PT 定相正确；(如果相序不正确，在龟都府电站110kV母线处换相)
5、核实龟都府水电站110KV龟雅线1193DL同期回路正确。
（二）龟都府水电站对＃1主变零起升压
1、核实#1主变、#1发电机及附属设备均处于冷备用状态，无任何安全措施，具备带电条件；
2、核实#1主变分接头档位已按雅安市调要求调整；
3、按定值单要求启用#1主变所有保护，停用110kV侧中性点间隙接地保护和后备保护方向元件；
4、将#1主变不带方向的后备保护动作时限改为0.5秒并启用；
5、合上#1主变110kV侧中性点接地刀闸11919G；
6、合上10KV I母PT刀闸10117G；
7、合上#1主变1091G；
8、合上＃1发电机出口PT刀闸1012G、1013G、1014G、1015G(厂用电、机组保护及发电机其余回路由电厂自行负责)；
9、将#1发电机出口101DL由冷备用转热备用；
10、合上#1发电机出口101DL；
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11、启动#1发电机正常，维持空载额定转速（不加励磁电流）；
12、逐渐增加#1发电机励磁电流，对10kVI母、#1主变零起升压至额定值；
13、在#1发电机机端PT与10kVI母PT间核相，检查相位、相序正确；
14、检查#1机出口开关101DL同期回路正确；
15、逐渐减少#1发电机励磁电流至零，将#1发电机出口开关101DL由运行转热备用；
16、将#1发电机出口101DL由热备用转冷备用。
（三）龟都府水电站对#1主变五次全电压冲击合闸
1、将1#主变1191DL由冷备用转热备用；
2、合上#1主变1191DL对#1主变冲击合闸五次；
(注：①.每次冲击合闸带电十分钟后拉开，各次间隔五分钟，第五次合闸成功后暂不拉开；②.第一次冲击合闸时将主变压器冷却装置停用，以便就地监听主变空载声响是否正常，停用冷却装置时间按厂家规定为准。)
3、在10kVI母PT与110KV 母线PT间核相，检查相序、相位正确；
4、检查#1主变1191DL同期回路正确；
5、#1主变空载状态下作冷却器切换试验应正常。
（四）龟都府水电站#1机组启动、并网
1、将#1发电机出口101DL由冷备用转热备用；
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2、启动#1机组正常，维持空载额定转速和电压，调整发电机工况使其具备并网条件；
3、在#1发电机机端PT与10KVI母PT间核相，检查相序应正确；
4、检同期合上#1发电机出口开关101DL并网；
5、视机组情况，逐渐增加发电机负荷，进行有关保护测试。
（五）保护测试
1、龟都府水电站对#1发电机及#1主变保护测试正确，启用#1主变110kV侧后备保护方向元件；
2、龟都府水电站将#1主变不带方向的后备保护动作时限恢复为定值单定值并启用；
3、龟都府水电站、七盘变电站以及蒙阳变电站对110KV七蒙线线路保护测试正确，并启用线路保护零功方向元件（重合闸保持停用）；
4、龟都府水电站#1主变投运后，主变中性点接地方式由雅安市调确认，保护相应配合。
（六）自动化信息核对
站端自动化系统调试人员与雅安电力公司生产调度部通自自动化值班室核对龟都府电站新投产设备自动化信息。
（七）龟都府水电站#1机组甩负荷试验
1、#1机组是否进行甩负荷试验由启动委员会决定；
2、机组甩负荷试验方案及技术措施建议由建设单位、安装单位、龟都府水电站启动投产方案
试验单位及电厂共同拟定，经启动委员会批准执行；
3、甩负荷试验要求：
(1)甩负荷试验安排时间在低谷进行；
(2)甩负荷按25％、50、75、100顺序进行；
4、甩负荷试验开始前和完成后，均应报告雅安市当值调度员；
5、根据机、变情况，由启委会决定，机组是否带负荷72小时试运行；
6、72小时试运行期满后，根据启动委员会决定，停机消缺或继续运行；
7、#1机组是否并网运行，由启动委员会决定，并通知雅安市调调度机构，以便系统安排负荷；
五.移交调度管理
1、启动操作完成且试运行结束后，根据启动委员会决定，正式移交系统调度运行管理；
2、按雅安市调要求停用110KV龟雅线重合闸。
六.注意事项
1.启动操作及试验前应经调度部门当值调度员同意，方可进行启动操作和试验工作；
2.启动操作及试验前，名山电网应孤网运行，津雅公司和巴南硅业110KV主变应退出系统；
3.启动操作及试验过程中，如果启动投产设备发生异常或事故，龟都府水电站启动投产方案
应按现场规程规定处理，同时汇报当值调度员和启动委员会； 4.启动操作及试验过程中，应对待投产设备和系统接入点进行相应危险点分析，避免机组和其它设备事故，严防非同期、自励磁等现象发生；
5.在对110kV雅龟线进行冲击合闸时，要考虑线路保护及开关拒动对电网带来的影响，做好相关事故预案；
6.启动投产前必须认真检查拆除待启动设备所有临时安全措施，操作中注意加强监护；
7.启动操作过程中，如果系统发生事故，应立即停止启动操作，听从调度统一指挥处理事故，并由运行负责人接受调度命令，系统事故处理告一段落，经当值调度员同意，可继续启动操作； 8.启动投产设备一、二次设备必须同时投产；
9.本方案是根据110kV龟雅线、龟都府水电站的启动投产设备经验收合格，具备投产条件而拟定，当投产设备或系统发生变化，现场可根据实际情况进行调整；
10.本方案经启动验收委员会正式批准后执行。
七.危险点分析
投产期间110KV七蒙线对龟雅线进行冲击合闸时，如有故障且保护拒动，可能导致七盘变电站Ⅰ母及Ⅰ母所有运行元件失压，为此在对新投产线路冲击合闸前，将110KV七蒙线1105DL运行元件倒至Ⅱ母线运行。
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