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1号发变组改造施工方案批准：康龙审定：任义明复审：陆永辉初审：高金锴编制：王彦杰国电双辽发电厂2006年06月28日1号发变组改造施工方案1 方案编制说明我厂1号发变组及厂高变保护现在使用的是阿城继电器厂生产的整流型发变组保护，出口开关6011操作回路为分立电磁型继电器组成，现发变组保护、断路器操作，更换为南京南瑞继保电气有限公司生产的RCS-985A产品，除实现原发变组保护功能的同时也实现保护直流与控制直流分离。
此次改造的主要工作有：原发变组保护屏1、原发变组保护屏2、原发变组保护屏3均拆除，1号高厂变保护屏保留，但屏内线与继电器全部拆除；在拆除屏位置分别安装固定PRC85-31A发变组保护柜、PRC85-31B发变组保护柜、PRC85-31C发变组保护柜；根据安全性评价的要求进入微机保护的电缆采用屏蔽电缆，原微机保护装置的电缆没有采用屏蔽电缆，所以此次改造需要对发变组保护的电缆进行重新敷设。
本方案只对原屏的拆除及新屏的安装接线进行了说明，没有给出具体回路图、端子排图、安装图，保护更换原因见技术方案。
2 所需工期1号机组A级检修55天3具体改造步骤3.1 电缆敷设3.1.1 根据安评反措要求进入微机保护的电压、电流、信号回路电缆均应使用屏蔽电缆，所以原保护电压、电流、信号回路电缆均应重放。
电缆编号及敷设路径见“附表1”。
3.1.2 电缆敷设时，由于1号启备变、220千伏母差保护、220千伏母线设备屏、1号机6千伏厂用、公用母差及网控信号返回屏运行中，应避免对保护屏的震动，防止保护误动作。
3.2 原保护屏拆除3.2.1 准备工作3.2.1.1 填写工作票,杜绝无票作业。
3.2.1.2 发变组保护屏内有UPS交流小母线YMB，机端PT 1YH二次B相电压小母线B600和直流小母线FM、PM,拆除时应注意防止短路和触电。
因1号高备变保护运行，直流小母线FM、PM应加一临时电缆引入1号高备变保护屏顶小母线。
小漠电厂#1B主变启动方案（广东中调签署）批准：李力专业审核：张维奇张智锐辛拓袁泉编写：吴潜曦广东电网公司电力科学研究院二○一五年一月小漠电厂#1B主变启动前一二次设备变动情况确认表一. 工程概述1.小漠电厂电气主接线型式如下：机组以发电机—变压器组单元接线形式接入500千伏GIS配电装置，500千伏 GIS配电装置采用3/2断路器接线形式，本期2回进线2回出线形成2个完整串。
500千伏小纵甲乙线线路侧安装2组并联电抗器，生产厂家为保定天威保变电气股份有限公司BKD-40000/500型产品（额定容量3X40MVar）。
GIS生产厂家为厦门ABB高压开关有限公司。
主变保护（南瑞继保RCS-985BT、RCS-974FG），安稳装置（南瑞继保PCS-992M、PCS-992S），失步解列装置（北京四方CSC-391），线路故障录波装置（成都府河FH-3000S）。
网络微机监控系统为南瑞继保RCS-9700系列。
2.本期工程每台发电机组装设一台额定容量为1140MVA的主变压器（简称：主变）。
主变采用西安西电变压器有限责任公司生产的SFP-1140000/500型三相一体导向油循环风冷变压器，变比为525±2×2.5%/27千伏，接线组别为YNd11，ODAF冷却方式，短路阻抗16.3%，无载调压。
高压侧500千伏采用架空进线，低压侧采用封闭母线。
3.本期工程每台发电机组装设一台额定容量为80/45-45MVA的厂用高压变压器（简称：厂高变）。
厂高变采用特变电工衡阳变压器有限公司生产的SFFZ-CY-80000/27型三相油浸自然循环风冷有载调压分裂变压器，变比为27±8×1.25%/10.5-10.5千伏，接线组别为Dyn1-yn1，短路阻抗21%，有载调压。
厂高变的电源由发电机断路器与主变间封闭母线上支接。
4.已完成500千伏小纵甲、乙线线路的带负荷测试，升压站其他保护的带负荷测试也完成，本次启动，在条件满足的情况下，将对#1B主变、厂变进行带负荷测试。
小漠电厂#1B主变启动方案（广东中调签署）批准：李力专业审核：张维奇张智锐辛拓袁泉编写：吴潜曦广东电网公司电力科学研究院二○一五年一月小漠电厂#1B主变启动前一二次设备变动情况确认表一. 工程概述1.小漠电厂电气主接线型式如下：机组以发电机—变压器组单元接线形式接入500千伏GIS配电装置，500千伏 GIS配电装置采用3/2断路器接线形式，本期2回进线2回出线形成2个完整串。
500千伏小纵甲乙线线路侧安装2组并联电抗器，生产厂家为保定天威保变电气股份有限公司BKD-40000/500型产品（额定容量3X40MVar）。
GIS生产厂家为厦门ABB高压开关有限公司。
主变保护（南瑞继保RCS-985BT、RCS-974FG），安稳装置（南瑞继保PCS-992M、PCS-992S），失步解列装置（北京四方CSC-391），线路故障录波装置（成都府河FH-3000S）。
网络微机监控系统为南瑞继保RCS-9700系列。
2.本期工程每台发电机组装设一台额定容量为1140MVA的主变压器（简称：主变）。
主变采用西安西电变压器有限责任公司生产的SFP-1140000/500型三相一体导向油循环风冷变压器，变比为525±2×2.5%/27千伏，接线组别为YNd11，ODAF冷却方式，短路阻抗16.3%，无载调压。
高压侧500千伏采用架空进线，低压侧采用封闭母线。
3.本期工程每台发电机组装设一台额定容量为80/45-45MVA的厂用高压变压器（简称：厂高变）。
厂高变采用特变电工衡阳变压器有限公司生产的SFFZ-CY-80000/27型三相油浸自然循环风冷有载调压分裂变压器，变比为27±8×1.25%/10.5-10.5千伏，接线组别为Dyn1-yn1，短路阻抗21%，有载调压。
厂高变的电源由发电机断路器与主变间封闭母线上支接。
4.已完成500千伏小纵甲、乙线线路的带负荷测试，升压站其他保护的带负荷测试也完成，本次启动，在条件满足的情况下，将对#1B主变、厂变进行带负荷测试。
糯扎渡电站送电广东±800kV直流输电工程普洱换流站工程500kV交流场启动方案（版本号：V1.0版）湖南省送变电工程公司糯扎渡电站送电广东±800kV直流输电工程普洱换流站工程500kV交流场启动方案批准：调度审核：运行单位审核：编写：版本号：V1.0版湖南省送变电工程公司二O一三年六月一、工程概况：1、±800kV普洱换流站为新建工程，本期新建500kV交流场采用户外GIS设备3/2断路器接线方式，本期工程共有1至7串，5回交流线路出线，4回换流变压器进线，4大组交流滤波器，共13个电气元件接入串中，组成6个完整串和1个不完整串，500kV线路5回，分别为思普甲线、思普乙线、糯普甲线、糯普乙线、糯普丙线。
交流滤波器共4大组（共18小组，ACF1、ACF4为5小组，ACF2、ACF3为4小组）。
2、普洱换流站本次启动范围为：500kV思普乙线、500kV＃1、＃2母线、交流场第3、7串设备（糯普丙线线路解开）、5061开关、500kV#2站用电、500kV交流滤波器场ACF3、ACF4母线充电，并各大组选取一小组充电校验保护极性。
3、充电顺序：思茅开关站往普洱换流站充电。
4、启动时间：2013年xx月xx日。
二、启动操作设备范围：1、500kV思普乙线两侧开关及其附属设备。
包含5031、5032开关，50311、50312、50321、50322刀闸。
2、普洱站500kV第3、7串及相应的二次设备。
包含5031、5032、5033、5072、5073开关，50311、50312、50321、50322、50331、50332、50721、50722、50731、50732刀闸。
3、5061开关及相应的二次设备。
4、500kV交流滤波器场ACF3、ACF4的大组母线及581、591对应的滤波器小组、585对应的500kV #2站用变。
5、500kV #2站用变压器（容量120MVA）本体及高压侧、低压侧开关及其附属设备。
2×350MW机组整套启动方案1. 机组启动原则1.1 汽轮机启动状态的规定汽轮机的启动状态划分是以高压内缸上半调节级处内壁金属温度为依据的，具体可分为：a) 冷态启动：金属温度≤121℃；b) 温态启动：金属温度在121～250℃；c) 金属温度在250～450℃之间；d) 极热态启动：金属温度≥450℃。
1.2 汽轮机启动规定1.2.1 汽轮机在冷态启动时，进入汽机的主蒸汽过热度符合规定要求，即高压主汽阀入口处的蒸汽温度应具有56℃的过热度，但最高汽温不得超过427℃，主汽阀入口蒸汽温度和压力应在“启动时的主蒸汽参数曲线”所示区域内，同时，根据哈尔滨汽轮机厂的“汽轮机转速保持推荐值表”将转子升速到允许的加热转速范围内的一个转速进行暖机，在任何情况下不得减少中速暖机时间，以防转子发生脆性断裂；1.2.2 汽轮机在热态启动时，蒸汽进入汽轮机至少有56℃的过热度，并满足“主汽阀前启动蒸汽参数曲线”的要求，根据哈尔滨汽轮机厂的“热态启动曲线”决定升速率和5%负荷暖机时间。
1.3 机组首次冷态启动程序整套启动前的条件确认→辅机分系统投入→机组冲动→盘车脱扣检查→摩擦及低速检查(400r/min)→中速暖机(1000r/min)→高速暖机(2040r/min)→阀切换→定速(3000r/min)→打闸试验→安全装置在线试验→机械飞锤压出试验→油泵切换试验→DEH参数点调整→电气试验。
机组并网→带18～35MW运行3～4小时→机组解列→做汽门严密性试验→做超速试验。
机组并网→负荷70MW、投高加→负荷175MW、洗硅运行、启动汽泵，机组甩50%负荷试验。
机组并网→负荷210MW，做进汽阀门试验→负荷265MW、锅炉洗硅、真空系统严密性试验、试投CCS协调控制系统→负荷350MW、RB试验、做机组甩100%负荷试验。
冷态、温态、热态和极热态启动试验→机组带负荷350MW连续168小时运行→进入试生产阶段。
附件商务110千伏变电站启动方案注：商务变投产时，西子变西商1D01线均需加装临时过流保护。
一、预定投产日期商务变投运：2014年2月27日二、投产设备范围（一）、商务变投运范围1.220kV西子变：（1）110kV西商1D01开关间隔（新开关已冲击、新保护）。
2.220kV暨阳变：（1）110kV阳商1006开关间隔（老开关、老保护）。
3.110kV线路：（1）阳商1006线：暨阳变至商务变（2）西商1D01线：西子变至商务变4.110kV商务变：（1）#1、2主变110kV变压器闸刀、＃1主变10kV开关间隔、＃2主变10kV独立触头、＃2主变10kVⅡ段母线开关间隔、＃2主变10kVⅢ段母线开关间隔，#1、2主变：SZ11–50000/110，有载调压，[110（1 8×1.25%）/10.5]kV。
（2）110kV阳商1006、西商1D01开关间隔、110kV桥开关间隔。
（3）110kVⅠ、Ⅱ段母线，Ⅰ、Ⅱ段母线压变；10kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ段母线，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段母线压变；10kV#1母分开关间隔、10kV#1母分独立触头、10kV#2母分独立触头。
（4）10kV并容D502、并容D503、并容D518、并容D524开关间隔及电容器组（4×1000kVar）；商卓D501、和泰D504、商广D505、家湖D506、华织D509、江山D510、全宅D513、商联D514、仁爱D515、商川D516、迎宾D517、百花D519、兴都D521、唐山D523、健民D525、官路D526开关间隔及线路，备用D508、备用D511、备用D512、备用D520开关间隔；消弧D507、消弧D522开关间隔及消弧线圈。
（5）全所综合自动化装置、继电保护、直流及通讯系统。
就地VQC安装调试末结束，据12月6日协调会精神至年底完成。
三、投产前应完成的准备工作：（一）、模拟图板、现场运行规程、典型操作票、设备命名标示、通讯设备调通等运行工作准备就绪。
玛丽风电场一期49.5MW工程启动方案玛丽第四风电场110kV升压站启动方案一、编制依据1.1 玛丽风电场一期49.5MW工程110kV升压站施工图电气部分。
1.2 《电气装置安装工程施工及验收规范》电气篇。
1.3《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-2006）。
1.4 玛丽风电场一期49.5MW工程升压站系统设备编号。
1.5 设备厂家说明书及有关资料。
1.6 电力系统继电保护及电网安全自动装置的反事故措施要点。
1.7 《电力安全工作规程》（国家电网公司 2009.7.26）。
1.8 继电保护及电网安全自动装置检验条例。
1.9 升压站受电前质量监督检查大纲。
二、编制说明玛丽风电场一期49.5MW工程共33台风力发电机组，其中：17台广东明阳风电产业集团有限公司制造的MY1.5风力发电机组、16台国电联合动力技术有限公司制造的UP86/1500ⅢB-LT风力发电机组。
风电场每台风力发电机组配备一台箱式变压器，风力发电机组出口690V经每台风机箱变升至35kV，通过三条集电线路汇集至玛丽风力发电有限公司玛丽第四风电场110kV变电所，以一回110kV线路111马普线接入华电玛丽风电有限公司110kV玛丽第三风电场升压站110kV母线112间隔，经一回110kV线路111玉湖线最终接入马家河330kV变电站110kV母线125间隔送出。
三、计划启动时间：2013年7月28日四、现场启动总指挥：五、启动下令单位：玛丽风力发电有限公司（玛丽第四风电场）5.1 值（班）长（风电场）：5.2 联系方式：（电力系统）中调：地调5.35.4六、启动操作及配合单位：设计单位：计工程有限公司监理单位：甘、有限公司施工单位：四、池电力建设总公司（玛丽第四风电场升压站安装单位）、国气有限公司、中铁六安装公司、天发展有限公司。
配合厂家：合肥保变、广州智光、山东泰开、江苏如皋、明阳电气公司、国电联合动力、广东明阳风电公司、武汉联动设计院、中恒博瑞、南瑞继保、桂林信通、兰吉尔电能表、山东山大、南思、深圳格旭。
小漠电厂#1B主变启动方案（广东中调签署）批准：李力专业审核：张维奇张智锐辛拓袁泉编写：吴潜曦广东电网公司电力科学研究院二○一五年一月小漠电厂#1B主变启动前一二次设备变动情况确认表一. 工程概述1.小漠电厂电气主接线型式如下：机组以发电机—变压器组单元接线形式接入500千伏GIS配电装置，500千伏 GIS配电装置采用3/2断路器接线形式，本期2回进线2回出线形成2个完整串。
500千伏小纵甲乙线线路侧安装2组并联电抗器，生产厂家为保定天威保变电气股份有限公司BKD-40000/500型产品（额定容量3X40MVar）。
GIS生产厂家为厦门ABB高压开关有限公司。
主变保护（南瑞继保RCS-985BT、RCS-974FG），安稳装置（南瑞继保PCS-992M、PCS-992S），失步解列装置（北京四方CSC-391），线路故障录波装置（成都府河FH-3000S）。
网络微机监控系统为南瑞继保RCS-9700系列。
2.本期工程每台发电机组装设一台额定容量为1140MVA的主变压器（简称：主变）。
主变采用西安西电变压器有限责任公司生产的SFP-1140000/500型三相一体导向油循环风冷变压器，变比为525±2×2.5%/27千伏，接线组别为YNd11，ODAF冷却方式，短路阻抗16.3%，无载调压。
高压侧500千伏采用架空进线，低压侧采用封闭母线。
3.本期工程每台发电机组装设一台额定容量为80/45-45MVA的厂用高压变压器（简称：厂高变）。
厂高变采用特变电工衡阳变压器有限公司生产的SFFZ-CY-80000/27型三相油浸自然循环风冷有载调压分裂变压器，变比为27±8×1.25%/10.5-10.5千伏，接线组别为Dyn1-yn1，短路阻抗21%，有载调压。
厂高变的电源由发电机断路器与主变间封闭母线上支接。
4.已完成500千伏小纵甲、乙线线路的带负荷测试，升压站其他保护的带负荷测试也完成，本次启动，在条件满足的情况下，将对#1B主变、厂变进行带负荷测试。
某热电厂2号机组工程（设备）启动方案2009年 04月 25日批准：调度审核：运行审核：编写：一、工程概况毕节热电厂位于贵州省毕节市鸭池镇，新建的两台150MW循环流化床凝汽式热电联产火力发电机组，规模为2×150MW，总装机300MW，一次建成，向贵州毕节煤电一体化工程等项目供热，所发电量全部上贵州电网,由乌江水电开发有限公司(中国华电集团公司贵州公司)投资建设, 由四川电力设计咨询有限公司负责工程设计，黑龙江火电公司安装，贵州创星电力科学研究院有限责任公司（贵州电力试验院）负责调试,监理单位为四川电力监理公司，由中国华电工程(集团)公司总包。
该工程于2006年11月28日正式开工建设， 2009年2月14 1号机组投入商业运行，计划于2009年5月中旬2号机组整套启动。
毕节热电厂2×150MW新建工程经各参建单位的努力，目前已具备#2机组整套启动的条件。
#2发电机为山东济南发电设备厂生产制造配套提供的，#2主变压器为特变电工衡阳变压器有限公司生产、#2高厂变是山东电力设备制造厂的产品；2×150MW汽轮机组系东方汽轮机厂生产的C150/135-13.2/1.0/535/535型超高压、一次中间再热、单轴双缸、双排汽、调整抽汽凝汽式汽轮发电机组，锅炉本体是东方锅炉（集团）股份有限公司制造的循环流化床（CFB）锅炉，型号为DG490/13.73-Ⅱ2。
为了顺利完成新机组的联合启动并正式移交生产，保证机组在投产后能安全稳定运行，必须认真贯彻执行《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）、南方电网调[2004]8号《南方电网新设备投运调度管理办法》、《火电工程启动调试工作规定》的有关规定，按照《电气装置安装工程电气交接试验标准》（GB50150-2006）的要求，作好新设备的启动工作。
为使参加启动工作专业人员充分做好试验准备，对试验项目清楚，保证试验质量，特编写本启动方案。
小漠电厂#1B主变启动方案（广东中调签署）批准：李力专业审核：张维奇张智锐辛拓袁泉编写：吴潜曦广东电网公司电力科学研究院二○一五年一月小漠电厂#1B主变启动前一二次设备变动情况确认表一. 工程概述1.小漠电厂电气主接线型式如下：机组以发电机—变压器组单元接线形式接入500千伏GIS配电装置，500千伏 GIS配电装置采用3/2断路器接线形式，本期2回进线2回出线形成2个完整串。
500千伏小纵甲乙线线路侧安装2组并联电抗器，生产厂家为保定天威保变电气股份有限公司BKD-40000/500型产品（额定容量3X40MVar）。
GIS生产厂家为厦门ABB高压开关有限公司。
主变保护（南瑞继保RCS-985BT、RCS-974FG），安稳装置（南瑞继保PCS-992M、PCS-992S），失步解列装置（北京四方CSC-391），线路故障录波装置（成都府河FH-3000S）。
网络微机监控系统为南瑞继保RCS-9700系列。
2.本期工程每台发电机组装设一台额定容量为1140MVA的主变压器（简称：主变）。
主变采用西安西电变压器有限责任公司生产的SFP-1140000/500型三相一体导向油循环风冷变压器，变比为525±2×2.5%/27千伏，接线组别为YNd11，ODAF冷却方式，短路阻抗16.3%，无载调压。
高压侧500千伏采用架空进线，低压侧采用封闭母线。
3.本期工程每台发电机组装设一台额定容量为80/45-45MVA的厂用高压变压器（简称：厂高变）。
厂高变采用特变电工衡阳变压器有限公司生产的SFFZ-CY-80000/27型三相油浸自然循环风冷有载调压分裂变压器，变比为27±8×1.25%/10.5-10.5千伏，接线组别为Dyn1-yn1，短路阻抗21%，有载调压。
厂高变的电源由发电机断路器与主变间封闭母线上支接。
4.已完成500千伏小纵甲、乙线线路的带负荷测试，升压站其他保护的带负荷测试也完成，本次启动，在条件满足的情况下，将对#1B主变、厂变进行带负荷测试。
二. 计划启动时间：2015年 2 月 5 日三. 设备调度命名与调度编号1.小漠电厂#1主变压器调度编号为#1B，500千伏升压站开关编号为5012、5011，#1F发电机出口开关为801。
2.其余调度命名及调度编号见附件。
四. 设备启动范围及主要设备参数(一)设备启动范围1.小漠电厂500千伏第一串5011、5012开关及其附属设备。
2.#1B主变及#1厂高变。
3.#1B主变500千伏侧架空线路及其附属设备。
4.#1B主变27千伏侧离相封闭母线及其附属设备。
5.#1厂高变10千伏侧共箱母线，1A、1B工作电源进线开关及其附属设备。
6.以上设备对应的二次保护及自动、监控系统。
(二)主要设备参数1.小漠电厂：#1B主变采用西安西电变压器有限责任公司生产的SFP-1140000/500型三相一体导向油循环风冷变压器，变比为525±2×2.5%/27千伏，接线组别为YNd11，ODAF冷却方式，短路阻抗16.3%，无载调压。
2.小漠电厂：#1厂高变采用特变电工衡阳变压器有限公司生产的SFFZ-CY-80000/27型三相油浸自然循环风冷有载调压分裂变压器，变比为27±8×1.25%/10.5-10.5千伏，接线组别为Dyn1-yn1，短路阻抗21%，，有载调压。
3.小漠电厂：#1B主变500千伏进线回路采用架空线，导线型号为2×(NRLH60GJF 630/55)双分裂防腐型耐热铝合金钢绞线。
#1B主变500千伏进线回路隔离开关额定电流4000A。
4.小漠电厂：#1B主变低压侧27千伏封闭母线主母线连续额定电流为28000A，厂用分支封闭母线连续额定电流为2500A。
#1厂高变低压侧10千伏共箱母线连续额定电流为3150A。
5.小漠电厂：发电机出口开关采用ABB公司生产的HEC 8A型开关。
五. 启动前的准备工作1.本次投产的新设备按国家《电气装置安装工程施工及验收规范》要求安装完毕，调试结果符合交接验收标准要求，经质检验收签证，具备投运条件。
2.启动范围内场地平整、通道畅通，电缆沟盖板齐全并密封良好，临时工棚、脚手架、接地线已拆除。
检查全部待投运设备上无遗留物，有关施工工作票已全部终结、收回。
3.厂站内带电设备部分均应有围栏或警告牌，非带电部分均应已断开或隔离。
待受电部分和施工部分的设备已隔离，并设置遮拦，悬挂相应的警示牌。
4.电缆管口、开关操作箱、端子箱、保护屏电缆进线洞口已封堵，门窗防止小动物进入的措施完善。
5.厂站内配备足够的消防设施及绝缘用具，满足消防要求。
6.厂站内照明、事故照明、直流系统、通信系统均正常。
7.设备外壳接地均良好，地网接地电阻试验合格，符合相关规程要求。
8.本次投产的开关、刀闸设备均已标明正确的名称、编号，与计算机监控及主控室模拟图相符。
各种运行标志牌已准备就绪。
9.与待启动设备有关的图纸和运行规程等生产准备技术资料已经准备就绪。
10.与调度部门的通信正常。
遥信、遥测、远动信息能正常传送到各级调度部门。
11.所有待投运的继电保护定值按继保定值通知单要求整定好，压板投退符合要求。
保护完成整组传动试验。
所有待启动回路的电流互感器已做一次通流试验，确认除极性外回路正常。
保护工作正常，传动开关正确。
12.启动前，安装单位先进行一次核相。
电气专业对一、二次回路进行整体检查，严防CT回路开路，PT回路短路，并做好PT二次回路的消谐措施。
13.启动前检查待启动设备的油位、压力正常。
14.启动当天测试待投运设备的绝缘电阻，结果应合格。
15.在#1B主变及#1厂高变充电前和充电后24小时应取主变及高厂高变油样做色谱分析。
16.启动范围内各设备首次受电时，安装单位应派人现场监护。
17.所有待投运的开关、刀闸、接地刀闸均在分闸位置。
18.发电机与主变低压侧的连接必须有明显断开，安全距离满足要求，发电机侧挂接地线。
19.启动前无关人员撤离现场，安排运行人员值班，防止非工作人员进入带电区。
20.启动前安装人员会同运行人员对设备进行检查、交底。
操作人员应按启动方案填写好操作票并经监护人员审核。
21.启动当天，负责设备操作任务的人员为电厂运行值班人员，操作第一监护人为安装单位及调试单位人员，操作第二监护人为电厂运行值班人员。
22.以上各项检查符合要求后，由各小组负责人向启动委员会汇报，经启动委员会批准方可进行启动。
23.启动现场应急要求：(1)启动现场应具备紧急联系电话表，相关的通信设备应保持畅通。
各专业人员通信畅通。
(2)启动现场应保持紧急疏散通道的畅通。
(3)启动前工作人员应熟悉设备操作电源的位置，当需要切断设备操作电源时应能及时执行。
(4)对于故障后可能发生火灾的设备，启动前应准备好消防器具、防护用具，工作人员应熟悉消防器具、防护用具的正确使用。
(5)设备受电时所有人员应远离设备。
24.华润海丰电厂一期2X1050MW超超临界燃煤机组工程启动委员会名单见附件。
六. 操作风险及应对要求(一)电网运行风险分析(二)设备风险分析(三)人身风险分析七. 启动前小漠电厂一、二次设备的运行状态1.500千伏1M、2M母线在投运状态，5117、5127、5217、5227接地刀闸在拉开位置。
2.500千伏小纵甲、乙线线路在投运状态。
3.500千伏第一串5011、5012、5013开关在投运状态，即：5011、5012、5013开关在合闸位置；50111、50112、50121、50122、50131、50132刀闸在合闸位置。
4.500千伏第二串5021、5022、5023开关在投运状态，即：5021、5022、5023开关在合闸位置；50211、50212、50221、50222、50231、50232刀闸在合闸位置。
5.#2B主变、#2厂高变在投运状态，50236 刀闸在合闸位置，101AGZ、101BGZ开关在合闸位置； 8010刀闸在拉开位置,802开关在合闸位置；502367、5023617、5023627、80110、80120接地刀闸在拉开位置。
6.#1B主变、#1厂高变在冷备用状态， 801、101AGZ、101BGZ开关在断开位置；50116、8010刀闸在拉开位置； 501167、5011617、5011627、80110、80120接地刀闸在拉开位置。
7.投入#1B主变的保护、控制、测控、故障录波工作电源。
8.按相关继保定值单及现场运行规程要求投#1B主变保护及#1厂高变保护。
试验前小漠电厂值班员核对上述一、二次设备应在规定状态,试验范围内所有临时接地线均已拆除。
八. 试验操作顺序纲要1.#1B主变及#1厂高变充电试验。
2.#1B主变、#1厂高变带负荷测试及厂用快切试验。
3.相关运行方式恢复。
九. 试验操作步骤(一)#1B主变及#1厂高变充电试验1.小漠电厂：断开500千伏第一串5012、5011开关。
2.小漠电厂：投入500千伏5011开关充电保护，充电保护过流一、二段按一次值 3600 A,时间 0.2 秒整定(注意相关控制字和软硬压板状态的修改，折算时注意选取正确的CT变比)。
3.小漠电厂：投入500千伏5012开关充电保护，充电保护过流一、二段按一次值 1500 A,时间 0.1 秒整定(注意相关控制字和软硬压板状态的修改，折算时注意选取正确的CT变比)。
（注:上述临时定值考虑到躲励磁涌流的影响,可能对升压变低压侧故障无灵敏度,请电厂采取安全措施如缩短低压侧后备保护动作时间等,确认低压侧故障时可以在较短时间内隔离故障。
(将主变低压侧复压过流跳各侧开关延时改为0.2 s。
注：该临时定值正确性电厂负责)）4.小漠电厂：合上#1B主变500千伏高压侧6PT二次空气开关。
5.小漠电厂：合上#1B主变27千伏低压侧4PT、5PT二次空气开关。
6.小漠电厂：合上#1厂高变低压侧分支10千伏 1A段工作电源进线PT102AGZPT、10千伏 1B段工作电源进线PT 102BGZPT二次空气开关。
7.小漠电厂：合上#1B主变50116刀闸，检查#1主变短引线保护退出。
8.小漠电厂：向调度汇报500千伏 #1B主变及#1厂高变已经处于热备用状态，已具备充电条件。
9.小漠电厂：合上500千伏第一串5011开关，对小漠电厂#1B主变及#1厂高变进行第一次充电，并对充电瞬间的主变励磁涌流进行录波分析。
10.小漠电厂：#1B主变及#1厂高变第一次充电成功后，带电运行30分钟，在此期间检查#1B主变及#1厂高变本体运行情况以及有关表计指示情况，应正常。
11.小漠电厂：测量并记录#1B主变500千伏侧电压互感器6PT、#1B主变27千伏侧电压互感器4PT、5PT以及1号机组10千伏1A、1B段工作电压进线PT的二次电压幅值、相位，结果应正确；用500千伏 #1M母线PT与#1B主变500千伏侧6PT进行二次核相，结果应正确；用#1B主变27千伏侧4PT、5PT与#1B主变500千伏侧6PT进行二次核相，结果应正确。
