并网启动试运行方案
云南省昭通市昭阳区宁边20MW光伏电站并网发电启动试运行方案
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编写：
2016年1月25日
云南省昭通市昭阳区宁边20MW光伏电站
并网发电启动试运行方案
1、工程简介
云南省昭通市昭阳区宁边光伏电站工程装机容量为20MWp，光伏电站采用分块发电、集中并网方案，整个场区由20个光伏发电单元组成。每个发电单元与1台双分裂箱式变压器连接，双分裂箱式变压器分接2台500kW并网逆变器。光伏场区共装设20台容量为1000kVA的35/0.315-0.315kV双分裂式箱式变压器，箱变低压侧电压为0.315kV。光伏场区共装设40台500kW型并网逆变器；逆变器输出功率为500kW，输出电压315V，最大效率98.7%。每台500kW并网逆变器配置1套9回路的直流柜，每个直流柜接入6个直流防雷汇流箱。每1MW单元共设12个汇流箱，每个汇流箱各有16个回路输入，每个回路由22块光伏组件串联形成。
本工程新建一座35kV开关站，光伏场区采用2回35kV电缆集电线路接入开关站后再经一回35kV架空线路，接入对侧35kV雨霏变。
2、总则
2.1并网光伏逆变器和光伏发电单元、升压变电部分启动试运行是并网光伏电站基本建设工程启动试运行和交接验收的重要环节，它对电池组件、汇流部分、逆变部分、升压配电部分机电设备进行全面的考验。检查光伏电站设计和施工质量，验证光伏电站机电设备的设计、制造、安装质量，通过对光伏电站机电设备在正式运行状态下的调整和试验，使其最终达到安全、经济、稳定的生产电能的目的。
2.2本程序用于云南省昭通市昭阳区宁边20MWp光伏电站并网发电启动试运行试验。
2.3启动试运行过程中可根据现场实际情况对本程序做局部的调整和补充。
3、主要编制依据
《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》（GB 9535）
《光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：结构要求》（GB 20047.1）
《晶体硅光伏(PV)方阵 I-V特性的现场测量》（GB 18210）
《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》（Q/SPS 22）
《光伏系统功率调节器效率测量程序》（GB 20514）
《光伏电站接入电力系统的技术规定》（GB 19964）
《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB 50150
《电能计量装置技术管理规程》 DL/T 448
《变电站运行导则》 DL/T969
设备制造厂家资料、设计资料
以上规程规范不仅限于此。
4、投产范围
4.135kV雨霏变35kV华雨线352断路器间隔一、二次设备；
4.235kV华雨线线路；
4.3 35kV华润宁边光伏电站35kV华雨线371断路器间隔一、二次设备；
4.4 35kV华润宁边光伏电站35kV母线一、二次设备；
4.5 35kV华润宁边光伏电站35kV 1号站用变；
4.6 35kV华润宁边光伏电站35kV 1号无功补偿装置一、二次设备；
4.7 35kV华润宁边光伏电站35kV 1号集电线路一、二次设备；
4.8 35kV华润宁边光伏电站35kV 2号集电线路一、二次设备；
4.9 35kV华润宁边光伏电站#1~#20方阵相关一、二次设备；
4.10 35kV华润宁边光伏电站远动装置；
4.11 35kV华润宁边光伏电站电能量计量系统。
5、光伏电站启动试运行前的联合检查
5.1协调联系制度
各单位的协调联系制度已建立、落实。
5.2机电设备安装、检查、试验记录
投运范围内所有的机电设备安装、检查、试验记录，均须经参加验收各方签字验收，电气保护整定完毕。
5.3试运行环境要求
5.3.1各层地面已清扫干净，无障碍物。
5.3.2临时孔洞已封堵，电缆沟盖板就位。
5.3.3各部位和通道的照明良好。
5.3.4各部位与指挥机构的通信方式完备；联络、指挥信号正常。
5.3.5各部位设备的标识已经安装完成并核对正确。
5.3.6各运行设备已可靠接地。
5.3.7与试运行有关的图纸、资料配备完整，相关记录表格已经准备就绪，运行人员已培训后上岗。
5.3.8部位与施工部位已隔离，运行设备和运行部位均有相应的安全标志。
5.435kV雨霏变35kV华雨线352断路器
5.4.1土建、设备安装结束，安全措施全部拆除。
5.4.2待投运设备清扫整洁，布局合理，施工工艺满足相关规程规定，各杆塔编号完整。
5.4.3设计相关图纸、设备厂家资料齐全。
5.4.4站内设备厂家试验数据、设备质量均符合国家相关规程规定。
5.4.5相关线路设备试验完毕，记录齐全，试验数据，设备质量符合国家相关规程规定。
5.4.6经工程验收组验收检查合格，具备带电条件。
5.4.7核实35kV雨霏变变电站所有申请投运的一次设备及相应二次监控、保护、信号、测量等设备已安装、调试完毕。
5.4.8核对一次设备编号与调度下达编号图一致。
5.4.9核实35kV雨霏变涉及本次投运的所有设备安装完毕、试验、验收合格，所有断路器处断开位置，隔离开关及接地开关处拉开位置，所有投运设备上无人员工作，与投产设备相关临时安全措施全部拆除，具备投运条件。
5.4.10所有申请投运设备投产前经验收合格，具备投运条件。
5.4.11投运前核实35kV雨霏变定值按保护要求设置并投入使用，并且保护定制须满足“逐级配合”要求。
5.4.12本次所有投运设备保护及二次设备整组传动正确。
5.4.13检查CT二次不开路、PT二次不短路，满足“反措”要求。
5.4.14检查核实线路无安措，并遥测绝缘满足国家相关规程规定。
5.5 35kV华雨线线路
5.5.1线路施工完成，已经验收合格。
5.5.2塔架接地电阻已经测试，满足标准要求。
5.5.3 1号塔架与371断路器之间高压电缆试验合格。安装完成，验收合格。
5.5.4线路安全措施已全部拆除，物理核相正确，线路绝缘检查合格。
5.5.5华雨线路保护装置联调完成，传动正确。故障信息上传综合自动化系统正确。
5.5.6保护装置已按调度下达的定值设置完毕。
5.6开关站设备
5.6.1光伏电站开关站所有引线全部安装完毕，连接可靠正确；
5.6.2光伏电站开关站35kV出线设备已与线路连接；
5.6.3光伏电站开关站安装调试完毕，试验合格；
5.6.4 PT、CT校验合格，接线正确；
5.6.5记录避雷器初始动作次数；
5.6.6防火措施已完成，消防设施已配置齐全；
5.6.7光伏电站升压站出线设备接地连接可靠；
5.6.8柜门关闭上锁。
5.7无功补偿
5.7.1SVG设备安装完成；
5.7.2 SVG设备静态调试完成，检查各部正常；
5.7.3无功补偿装置与监控系统的通讯正常；
5.7.4各受电一次设备绝缘电阻测量合格；
5.7.5各项试验完毕，检验合格，具备带电条件；
5.7.6防火措施已完成，消防设施已配置齐全；
5.7.7无功补偿装置与主接地网连接可靠；
5.7.8柜门关闭上锁。
5.835kV开关柜检查
5.8.135kV高压开关柜内所有配电全部安装完成；
5.8.2 35kV高压开关柜各保护装置定值整定完毕，动作正确；
5.8.3 35kV高压开关柜PT、CT二次回路接线正确；
5.8.4 35kV高压开关柜各项试验数据合格；
5.8.5 35kV高压开关柜各开关操作正常，信号正常；
5.8.6 35kV计量二次回路接线正确；
5.8.7防火封堵已完成，消防设施已配置齐全；
5.8.8 35kV开关柜室接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；
5.8.9柜门关闭上锁。
5.9箱式变压器检查
5.9.1箱式变压器安装完成；
5.9.2箱式变压器按国家标准完成全部试验，各项试验数据符合要求；
5.9.3箱式变压器油位正常；
5.9.4箱式变压器分接开关位置正确；
5.9.5箱式变压器高压侧负荷开关操作正常，位置信号正确；
5.9.6箱式变压器高压侧熔断器已投入，并正常；
5.9.7箱式变压器低压侧开关现地、远方操作正常，位置信号正确；
5.9.8箱式变压器测控保护装置工作正常，且与监控系统通讯正常；
5.9.9防火封堵已完成，消防设施已配置齐全；
5.9.10箱式变压器接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；
5.9.11柜门关闭上锁。
5.10逆变器检查
5.10.1逆变器设备安装完成；
5.10.2逆变器连接回路检查正常；
5.10.3检查逆变器参数设置正确、静态调试完成；
5.10.4逆变器保护测控装置与监控通讯正常，数据上传完整、准确；
5.10.5逆变器交直流侧开关分合正常、位置信号正确；
5.10.6防火封堵已完成，消防设施配置齐全；
5.10.7接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；
5.10.8柜门关闭上锁。
5.11直流柜检查
5.11.1直流柜安装完毕；
5.11.2直流柜内的输入输出回路短路保护和过电流保护装置功能正常，定值正
确；
5.11.3汇流箱至直流柜、直流柜至逆变器电缆连接可靠，接线正确；
5.11.4直流开关检查正常，手动分合正常；
5.11.5直流柜开关位置信号与监控系统信号一致；
5.11.6防火封堵已完成，消防设施配置齐全；
5.11.7接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；
5.11.8柜门关闭上锁。
5.12汇流箱检查
5.12.1汇流箱安装完毕；
5.12.2检查各支路至汇流箱连线连接可靠；
5.12.3电池组串开路电压、对地电压已测试完毕且合格；
5.12.4投入熔断器前检查每个支路电压及不平衡电压、极性正确；
5.12.5汇流箱内各支路熔断器检查正常；
5.12.6汇流箱开关定值整定正确；
5.12.7汇流箱通讯地址码设置正确，与监控数据柜通讯正常，上传至监控的信息完整、准确；
5.12.8防火封堵已完成，消防设施配置齐全；
5.12.9接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；
5.12.10柜门关闭上锁。
5.13光伏发电单元电池组件检查
5.13.1电池组件安装完毕；
5.13.2电池组件的外观检查符合要求；
5.13.3电池组件开路电压、对地电压、短路电流、功率已测试完毕且合格；
5.13.4电池组串连接符合子阵电气接线设计，各MC4插头之间连接可靠；
5.13.5电池组件表面无异物；
5.13.6组件与支架已可靠连接，连接螺栓已紧固；
5.13.7电池组件已可靠接地。
5.14电池板支架检查
5.14.1支架的倾角及水平度均符合设计要求；
5.14.2支架已可靠接地；
5.14.3与基础连接可靠；
5.14.4支架各部连接螺栓连接紧固可靠。
5.15外来电源系统检查
外来电源变压器至继保室交流电源柜已带电运行，工作正常；确认各保护装置已按要求投入运行。
5.16电缆检查
5.1
6.1电缆敷设完毕；
5.1
6.2电缆与接线端连接紧固无松动；
5.1
6.3电缆绝缘良好，标识标牌齐全完整；
5.1
6.4高压电缆高压试验已完成并合格；
5.1
6.5防火封堵已完成，消防设施配置齐全；
5.1
6.6电缆屏蔽接地满足要求。
5.17交、直流电源系统检查
5.17.1交、直流电源系统各盘柜安装完成；
5.17.2直流整流装置、控制装置及蓄电池调试完成，工作正常；
5.17.3 UPS装置调试完成，工作正常；
5.17.4与监控的通讯已正常；
5.17.5与启动并网有关的负荷开关已正常投入；
5.17.6防火封堵已完成，消防设施配置齐全；
5.17.7接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；
5.17.8柜门关闭上锁。
5.18接地
5.18.1全场地网接地电阻、跨步电压、接触电压已测试完毕，测试结果满足设计要求；
5.18.2各子系统之间的接地导通电阻测试合格；
5.18.3所有设备已可靠接地；
5.18.4二次等电位接地网安装完成，并在二次盘室可靠一点接地，检测合格。
5.19保护装置
5.19.135KV线路保护装置安装、调试完成；
5.19.2各35KV回路保护装置安装调试完成，定值已按照下发的定值单整定完毕，并核对无误，各保护装置运行正常；
5.19.3各保护装置保护传动试验完成，联调正常；
5.19.4与监控系统对时正常；
5.19.5防火封堵已完成，消防设施配置齐全；
5.19.6接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地。
5.20监控系统检查
5.20.1监控系统设备安装完成；
5.20.2监控系统设备安装调试完成，工作正常；
5.20.3监控系统UPS装置工作正常；
5.20.4监控系统与逆变器、箱变、35KV开关柜、汇流箱、交直流电源系统、计量系统、35KV设备开入量、开出量、模拟量、通信信息传输检查完毕，传输正确；
5.20.5相关设备遥信、遥测显示正常，遥控操作开关动作正确，逆变器遥调动作正确；
5.20.6 GPS对时系统、北斗对时系统安装完毕，与相关设备对时正常，并投入使用；
5.20.7监控系统与调度数据交换正常；
5.20.8防火封堵已完成，消防设施配置齐全；
5.20.9接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；
5.20.10柜门关闭上锁。
5.21通讯系统检查
5.21.1交换机、通讯系统电源设备、光传输设备、综合配线柜安装完成；
5.21.2交换机、通讯系统电源设备、光传输设备、保安配线柜及综合配线柜安装调试完成，检查合格；
5.21.3光伏电站与对侧变电站通信畅通，自动化系统等信息能准确传至调度，满足电网调度、远动、继电保护、计费系统、厂内生产调度和行政管理需要；
5.21.4防火封堵已完成，消防设施配置齐全；
5.21.5接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；
5.21.6柜门关闭上锁。
5.22消防及火灾报警设施
5.22.1消防系统设备按要求设置，具备投运条件；
5.22.2各部位消防器材已配置齐全；
5.22.3综合楼、35kV配电室等各部位火灾报警及消防设备已安装完成，火灾探测器已检验合格，可以投入使用；
5.22.4电缆已敷设完工的盘柜孔洞、电缆洞、母线洞、电缆管口已用防火材料可靠封堵，电缆防火涂料涂刷完毕；
5.22.5相关区域的火灾报警与联动控制系统安装调试合格，火灾探头动作准确，联动控制动作正确；
5.22.6安全疏散指示安装完毕、检查合格。
5.23其它项目检查
5.23.1关口电能表已校验、安装接线正确，并经电力计量部门验收合格，电量自动采集终端安装、调试完毕；
5.23.2远传系统数据传送正常，与调度对点完成；
5.23.3光功率预测系统、光功率控制系统安装调试完毕，与监控系统通讯正常；
5.23.4安全稳定控制装置安装调试完毕，传动试验完成，动作可靠正确，与监控系统信息传输正常；
5.23.5接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；
5.23.6柜门关闭上锁。
6、光伏发电站反送电试验
6.135kV华雨线352断路器间隔及35kV华雨线带电试验
6.1.1试验内容及目的
(1)、利用系统电压对35kV华雨线352断路器间隔及35kV华雨线进行全电压五次冲击试验；
(2)、检查35kV华雨线352断路器间隔及35kV华雨线在冲击合闸情况下的机械强度及绝缘性能；
(3)、35kV华雨线352断路器间隔及35kV华雨线带电；
6.1.2试验准备
（1）、华雨线断路器352在分位，隔离开关3521和3526在分位，接地开关35217、35260、35261在分位。
(2)、华雨线路PT在工作位置。
(3)、华雨线路避雷器在工作位置。
（4）、华雨线路断路器371在分位，隔离开关3716和3711在分位，接地开关37167和37117在分位。
6.1.3试验步骤
（1）、投入线路差动保护、投入线路距离保护、投入线路零序保护、退出重合闸
（2）、核实35kV雨霏变35kV华雨线352间隔所有接地刀闸、隔离开关在拉开位置，断路器在断开位置。
（3）、合上35kV雨霏变35kV华雨线3521、3526隔离开关。
（4）、合上35kV雨霏变35kV华雨线352断路器，对35kV 35kV华雨线冲击五次(时间间隔为五分钟)，每次冲击正常后，检查二次回路接线、电压、相序正确。冲击五次正常后，35kV华雨线35kV华雨线352断路器间隔处运行状态。6.2 35kV设备带电
6.2.1试验内容及目的
（1）、利用系统电压对35kV设备进行五次全电压冲击试验；
（2）、检查35kV设备在冲击合闸情况下的机械强度与绝缘性能；
（3）、35kV设备带电。
6.2.2试验准备
（1）、检查35kV设备断路器均在断开位置；
（2）、检查35KV母线PT接线正确；
（3）、确认系统侧断路器在断开位置。
6.2.335kV设备带电
（1）、合上35kV母线PT隔离刀闸；
（2）、合上隔离刀闸，确认隔离刀闸在合位，汇报调度及现场投运总负责人；
（3）、用系统侧断路器对35kV设备按“合位10min→分位10min→合位
5min→分位10min→合位5min→分位10min→合位5min→分位10min→合位”的顺序，进行5次全电压冲击；
（4）、每次冲击后检查PT柜、接地变、35KV 母线工作情况；
（5）、五次全电压充电后，全面检查35KV母线带电正常，汇报调度及现场投运总负责人；
（6）、核对系统侧母线PT和35KV母线PT二次侧相位、幅值正确；
（7）、35KV母线投入运行。
6.3站变冲击试验
6.3.1利用系统35KV电压对站用变进行五次全电压冲击试验；
6.3.2通过35KV母线对站用变带电；
6.3.3站用变档位已正确投入，在此档位直阻、变比测试合格；
6.3.4站用变保护投入，装置工作正常；
6.3.5确认站用变35KV侧断路器、隔离开关在断开位置，接地开关在断开位置；
6.3.6确认站用变35KV侧开关在断开位置；
6.3.7合上隔离开关，确认隔离开关已合上；
6.3.8合上开关，用断路器对站用变按“合位10min→分位10min→合位5min→分位10min→合位5min→分位10min→合位5min→分位10min→合位”的顺序，进行5次全电压冲击；
6.3.9每次冲击检查站用变本体无异音，各部正常，温升正常；
6.4箱式变压器带电
6.4.1试验目的
（1）、通过35KV开关柜开关对35KV箱式变压器进行冲击试验；
（2）、35KV箱式变压器投入运行。
6.4.2试验准备
（1）、确认箱变油位正常，箱变已排气，压力释放阀保护罩锁定装置已拆除；
（2）、确认箱变分接开关档位均在三档；
（3）、确认测控装置与监控系统通讯正常，上位机画面显示正确；
（4）、确认35KV开关柜开关在分位；
（5）、确认箱变高压侧负荷开关均在分位；
6.4.335kV箱式变压器冲击试验
（1）、合上箱式变压器高压侧负荷开关，确认负荷开关在合位；
（2）、检查升压站35kV开关柜开关在合位；
（3）、通过升压站35kV开关柜开关对场区箱式变压器进行冲击试验；
（4）、检查场区箱式变压器带电正常；
（5）、检查场区箱式变压器低压侧电压正常；
（6）、拉开升压站35kV开关柜开关，确认35KV开关柜开关在分位；
（7）、对场区箱式变压器进行全面检查，检查各部位无异常；
（8）、重复上述步骤，对场区箱式变压器进行第二次全电压冲击，每次冲击间隔时间不少于五分钟；
（9）、拉开场区箱式变压器高压侧负荷开关，确认负荷开关在分位；
（10）、按照上述步骤，依次对场区箱式变压器进行两次全电压冲击；
（11）、合上场区箱式变压器高压侧负荷开关，检查高压侧负荷开关在合位；
（12）、合上升压站35kV开关柜开关，确认升压站35KV开关柜开关在合位；
（13）、通过升压站35kV开关柜开关对场区箱式变压器进行一次全电压冲击试验，记录冲击电流；
（14）、检查场区箱式变压器带电正常；
（15）、检查场区箱式变压器低压侧电压正常，相序正确；
（16）、场区箱式变压器投入运行。
6.5逆变器交流侧带电试验
6.5.1试验目的
（1）、通过场区箱变对子阵内的逆变器交流侧进行充电，检查设备工作情况；
（2）、子阵内的逆变器交流侧带电。
6.5.2试验准备
（1）、箱变已带电运行。
（2）、确认子阵内的逆变器交流开关在分位；
（3）、确认子阵内的逆变器直流开关在分位；
（4）、确认子阵内的逆变器启动控制开关在“停止”位；
（5）、检查逆变器交直流侧电缆连接可靠、正确；
（6）、检查各支路电缆绝缘合格；
（7）、检查逆变器接地连接可靠。
6.5.3逆变器交流侧带电试验
（1）、合上箱变低压侧开关；
（2）、检查箱变低压侧至子阵内的逆变器交流侧电缆带电正常；
（3）、检查子阵内的逆变器交流开关下侧交流电幅值、相序正确；
（4）、合上子阵内的逆变器交流开关；
（5）、检查子阵内的逆变器显示器显示正确，工作正常；
（6）、对子阵内逆变器软、硬件设备进行检测、检查；
（7）、检测子阵内逆变器电网电压的三相不平衡偏差值。
7、光伏电站正充电试验
7.1试验目的
（1）、通过汇流箱、直流汇流柜对子阵内的逆变器直流侧进行充电，检查设备工作情况；
（2）、子阵内的逆变器直流侧带电运行。
7.2试验准备
（1）、电池组串串接工作已完成，组串极性正确，开路电压正常；汇流箱已带电运行正常；
（2）、检查子阵汇流箱至直流柜各支路极性正确，电压正常；
（3）、确认子阵汇流箱内负荷开关在“分”位；
（4）、确认子阵内直流汇流柜负荷开关均在“分”位；
（5）、确认各支路电缆绝缘合格。
7.3逆变器直流侧带电试验
（1）、分别合上子阵汇流箱内负荷开关；
（2）、检查子阵汇流箱至直流柜内直流输入电缆极性正确，开路电压正常、正负对地绝缘正常；
（3）、合上子阵直流柜内负荷开关；
（4）、检查子阵逆变器直流开关下侧电压正常；
（5）、合上子阵逆变器直流开关；
（6）、检查子阵逆变器显示无异常报警信号，各测量数据显示正确。
7.4光伏电站正核相试验
7.4.1试验目的
检查电站侧电压互感器与线路测电压互感器相序。
7.4.2试验准备
（1）、光伏发电站反送电试验、正充电试验完成。
（2）、35KV进、出线侧断路器、接地刀闸在“分”位。
7.4.3电站核相试验
（1）、合上汇流箱内负荷开关；
（2）、合35KV进线侧断路器，35KV母线断路器，35KV母线带电运行。
（3）、测量35KV侧母线电压相位应一致。
7.5逆变器并网试验
7.5.1试验目的
（1）、在逆变器直流侧、交流侧带电均正常的情况下，检查逆变器并网发电过程正常；
（2）、检查逆变器并网后运行正常；
（3）、检测逆变器并网后的各项功能正常；
（4）、检测逆变器各技术参数性能指标。
7.5.2试验准备
（1）、观测人员到逆变器室、箱变处、35KV开关柜室、中控室就位，并保持安全距离，保持通信畅通；
（2）、检查逆变器、汇流箱、箱变与监控系统通讯正常，上传数据准确。
7.5.3逆变器并网试验
（1）、分别将子阵逆变器启动控制开关置“启动”位；
（2）、检查逆变器启动并网成功；
（3）、检查逆变器、箱变、35KV设备及出线设备均正常；
（4）、检查35KV开关柜、箱变内CT极性正确；
（5）、检查逆变器并网状态在监控上位机显示正确；
（6）、检查逆变器动态数据在监控上位机上显示正确。
7.5.4并网后逆变器的检测
（1）、自动开关机功能检测
检测逆变器早、晚的自动启动并网功能。检查逆变器自动电压（MPPT）跟踪范围。
（2）、防孤岛保护测试
逆变器并网发电，断开交流开关，模拟电网失电，查看逆变器当前告警中是否有“孤岛”告警，是否自动启动孤岛保护。
（3）、输出直流分量测试
光伏电站并网运行时，并网逆变器向电网馈送的直流分量不应超过其交流额定值的0.5%。
（4）、现地手动开关机功能检测
通过逆变器“启动/停止”控制开关，检查逆变器手动开关机功能。
（5）、远方开关机功能检测
通过监控上位机“启动/停止”按钮，检查逆变器远方开关机功能；检测监控“启动/停止”逆变器后，逆变器能否自动“停止/启动”。
（6）、逆变效率测试
测量直流输入功率和交流输出功率，计算效率。
（7）、温度保护功能测试
模拟逆变器机柜温度升高，检测风机启动功能。
（8）、检测相序反相时逆变器的保护功能
人为接反逆变器交流侧电源相序，检测逆变器保护功能。
（9）、并网电压电流谐波测试
并网逆变器在运行时不应造成电网电压波形过度畸变和注入电网过度的谐波电压和谐波电流，以确保对连接到电网的其他设备不造成不利影响。
并网逆变器接入电网时公共连接点的电压总谐波畸变率不应超过3%，奇次谐波电压含有率不应超过2.1%，偶次谐波电压含有率不应超过1.2%。并网逆变器带载运行时，电流总谐波畸变率不应超过4%，奇次、偶次谐波电流含有率不应超过下表的要求：
奇次谐波次数谐波电流限制（%）偶次谐波次数谐波电流限制（%）
3rd-9th 4.0 2nd-10th 1.0
11th-15th 2.0 12th-16th 0.5
（10）、输出电压测试
并网逆变器交流输出三相电压的允许偏差不应超过额定电压的±3%。
（11）、电压不平衡度测试
光伏电站并网运行时，并网逆变器接入电网的公共连接点的负序电压不平衡度不应超过2%，短时不得超过4%；并网逆变器引起的负序电压不平衡度不应超过1.3%，短时不超过2.6%。
（12）、噪声
当并网逆变器输入电压为额定值时，在距离设备水平位置1m处，用声压级计测量满载时的噪声不大于65dB。
（13）、待机功耗
并网逆变器的待机功耗不大于合同保证值。
（14）、有功功率、无功功率调节
分别通过液晶显示屏和远程监控系统进行设置功率因数的大小，功率因数在±0.9范围内可调。
（15）、正、负极性反接保护
模拟正、负极性反接，逆变器不工作，恢复极性正接后正常。
7.6并网后各系统的检查
7.6.1检查监控系统数据采集正常。
7.6.2检查箱式变压器、逆变器、汇流箱、直流柜运行温度，以及电缆连接处、出线隔离开关触头等关键部位的温度。
7.6.3检查箱变、汇流箱、逆变器动态数据在监控上位机上显示正确。
7.6.4检查汇流箱、直流柜、逆变器、箱变、35KV开关柜运行正常。
7.6.5带最大负荷发电条件下，观察设备是否有异常告警、动作等现象。再次检测箱式变压器、逆变器、汇流箱、直流汇流柜运行温度，以及电缆连接处、出线隔离开关触头等关键部位的温度。
7.6.6检查电站电能质量状况：电压不平衡度平衡度不应超过2%，短时不得超过4%，频率偏差不应超过±0.2Hz。
7.6.7全面核查电站各PT、CT的幅值、相位及极性。
7.6.8全面检查自动装置、保护装置、测量装置、计量装置、仪表、控制电源系统、故障录波装置的工作状况。
7.6.9全面检查监控系统与各子系统、装置的上传数据。
7.6.10检查与调度通讯、传送数据等正常。
8、并网光伏电站连续试运行
8.1完成上述试验内容经验证合格后，光伏电站具备带额定负荷连续运行条件，开始进入试运行。
8.2执行正式值班制度，全面记录运行所有参数。
8.3运行中密切监视变压器、逆变器运行温度，以及电缆连接处、出线隔离开关触头等关键部位的温度。
8.4在连续试运行中，由于相关机电设备的制造、安装质量或其他原因引起运行中断，经检查处理合格后应重新开始连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。
8.5连续试运行后，应停电进行机电设备的全面检查。消除并处理试运行中所发现的所有缺陷。
9、并网光伏电站检修消缺
并网光伏电站离网并做好安全措施的情况下，对运行中出现的问题全面检查消缺，达到长期稳定运行的要求。
10、交接与投入商业运行
并网光伏电站通过试运行并经离网处理所有缺陷后，即具备了向生产管理部门移交的条件，应按合同规定及时进行相关机电设备的移交，并签署光伏电站设备的初步验收证书，开始商业运行，同时计算相关设备的保证期。
11、试运行安全保证措施
11.1试运行工作在启动验收领导小组具体组织下，按审批的启动试运行程序进行，有专人负责试运行过程中的安全工作。
11.2所有工作人员要严格按各自的岗位职责、安全要求、工作程序进行工作，并持证上岗，遵守各项安全规程，服从试运行指挥部统一领导。
11.3所有设备的操作和运行严格按操作规程、运行规程和制造厂技术文件进
行，严格执行工作票制度。
11.4运行区域内严禁烟火，并配有齐全的消防设备，有专人检查监督。
11.5试运行设备安装完成后，彻底全面检查清扫，无任何杂物。
11.6设备区域道路畅通、照明充足，通讯电话等指挥联络设施布置满足试运行要求。
11.7试运行区域内设置一切必须的安全信号和标志。
11.8投运设备区域按要求配置消防器材。
11.9组织全体参加试运行人员进行安全规程、规范学习，严格进行每项试验前的安全交底。
11.10试运行设备要求按设计图统一编号、挂牌，操作把手操作方向做明确标志。
11.11保持电气设备和电缆、电线绝缘良好，保证带电体与地面之间、带电体与带电体之间、带电体与人体之间的安全距离。
11.12电气设备设置明显标牌，停电检查时检查部位的进出开关全部断开，并设有误合闸的保护措施，装设临时接地线，悬挂“有人工作、禁止合闸、高压危险”等标志牌。
11.13试运行操作，实行操作票制度，坚持一人操作，一人监护。
11.14作好试运行现场安全保卫工作。
12、试运行规定
12.1试运行人员必须纪律严明，工作中必须服从命令听指挥。
12.2试运行人员不得无故缺勤、迟到、早退，临时离开工作岗位必须经本值值长同意。
12.3试运行人员必须熟悉运行设备，了解试运行试验程序，参加试运行试验安全技术交底会。
12.4试运行人员必须明确各自的工作职责，了解和掌握所辖运行设备的用途、性能、主要参数、操作方法及事故处理办法。
12.5试运行人员要按时记录各表计的有关读数，详细记录各项试验的试验时间、有关数据、缺陷及处理结果。
12.6试运行人员要定时巡检所辖设备的运行情况，发现异常立即报告。
12.7试运行值班交接必须在工作岗位进行，交接班记录填写真实详细、特别时对设备缺陷、试验进展情况、注意事项要交代明确。
12.8试运行的各项操作命令必须而且只能由试运行指挥下达，指定操作人员操作，其他人的命令均不予受理。
12.9试运行的各项操作严格执行工作票、操作票制度，各项操作必须有操作人和监护人。
12.10试运行人员不得私自操作任何设备，要作好设备的监护工作，防止非运行人员乱动设备。
12.11试运行出现紧急情况时、试运行人员要保持镇定，严守工作岗位，严格服从命令听指挥。按照指挥指令处理紧急情况。
13、试运行场地布置
13.1试运行指挥部
用途：试运行所有相关会议召开地点，领导专家休息场地。
位置：中控室
13.2试运行值班场地
用途：值长办公位置，操作人员及值班监视人员坐席。
位置：中控室、光伏厂区、35KV配电室
14、启动试运行组织机构
14.1组织机构框图如下
化水整套启动调试方案
技术文件 编号：XJJG-HFWY-JS-TS-HX-FA001-2014 新疆金岗超高压湿冷燃煤发电工程2×135MW机组化学专业整套启动调试措施 青岛华丰伟业电力科技工程有限公司 2014年 12 月
新疆金岗超高压湿冷燃煤发电工程2×135MW机组化学专业整套启动调试措施 编制：年月日 审核：年月日 批准：年月日 青岛华丰伟业电力科技工程有限公司 2014 年 10 月
目录 目录.................................................... 错误!未定义书签。1．调试目的................................................. 错误!未定义书签。2．编制的依据............................................... 错误!未定义书签。3．系统及设备主要技术规范................................... 错误!未定义书签。 4. 调试应具备的基本条件..................................... 错误!未定义书签。 5. 调试范围................................................. 错误!未定义书签。6．调试操作程序和步骤....................................... 错误!未定义书签。 总体调试程序........................................................ 错误!未定义书签。 工艺部分的调试程序.................................................. 错误!未定义书签。 调试前的准备工作.................................................... 错误!未定义书签。 压缩空气系统吹扫.................................................... 错误!未定义书签。 容器的水冲洗及水压试验.............................................. 错误!未定义书签。 调试步骤............................................................ 错误!未定义书签。 设备整体启动与停运.................................................. 错误!未定义书签。 设备运行中注意事项.................................................. 错误!未定义书签。7．调试所需药器及质量....................................... 错误!未定义书签。 8. 危险源辨识及控制......................................... 错误!未定义书签。 9. 组织分工................................................. 错误!未定义书签。 10. 调试验评标准............................................ 错误!未定义书签。 附录1：风险分析............................................ 错误!未定义书签。 附录2：锅炉补给水系统调试检查卡............................ 错误!未定义书签。 附录3：化学专业分系统调试单位工程验收表.................... 错误!未定义书签。 附录4：技术方案交底记录表.................................. 错误!未定义书签。 1．调试目的 检验该系统工艺设计的合理性，检查设备、管道以及控制系统的安装质量；
电厂试运行方案
无锡天顺环境技术有限公司 试 运 方 案 无锡天顺环境技术有限公司
2014年4月 目录 一、概述 (1) 二、设计发电情况 (1) 三、工艺简介 (1) 四、工艺流程 (2) 五、试运行期间运行人员安排 (2) 六、操作流程 (3)
一、概述 无锡天顺环境技术有限公司成立于2003年9月，是一家专业从事环保事业的民营企业，公司本着“绿色环保，服务社会”的理念不断的成长。它通过收集、利用填埋场在垃圾填埋过程中产生的填埋气体（以甲烷为住的温室气体）将垃圾转化为再生能源。为我国自主开发建设的首个气体发电厂。无锡填埋气体发电项目，占地2400平方米，建筑面积460平方米，总投资2000万元，装机970×2千瓦，年发电量15.3×106千瓦时，填埋气体每小时耗气量1300立方米。 二、设计发电情况 三、工艺简介 项目设计采用国际先进技术、一流设备和清洁生产工艺，不排放“三废”。项目的生产流程包括：填埋气体收集系统、气体预处理（净化、浓缩）系统、燃气机发电机组系统、送变电上网系统以及操作系统五大部分组成。发电机输出电压400伏，经变压器升压到10千伏并入国家电网。操作控制为一套可编逻辑程序计算机系统，实现自动化控制，一旦设备出现故障以及火光、烟雾、甲烷泄露等险情时，计算机会在几秒内切断电源和气源，保障安全运行。 利用垃圾填埋气体发电，是我国新兴环保高科技产业之一，可使城市垃圾化害为利，变废为宝，实现再生资源化，具有广阔的发展空间和多重效益。其主要社会效益： 1、保护环境 2、节约能源 3、减少填埋气体对地球变暖的温室效应（一年可减少二氧化碳排放量6—7 万） 4、年发电1530万千瓦，制造绿色能源 5、减轻填埋气体燃烧、爆炸的安全隐患 6、改善填埋场的作业环境，实现可替代能源和再生能源
机组启动试运行作业指导书
机组启动试运行作业指导书1、机组启动试运行作业流程图
2、作业方法及要求 2.1机组起动试运行前的检查 2.1.1作业方法 在起动验收委员会的领导下，有业主、监理、设计、生产单位、安装单位参加组成的验收检查组对以下项目进行验收检查。 2.1.1.1引水系统的验收检查； 2.1.1.2水轮机部分的验收检查； 2.1.1.3调速系统的验收检查； 2.1.1.4发电机部分的验收检查； 2.1.1.5励磁系统的验收检查； 2.1.1.6油、气、水系统的验收检查； 2.1.1.7电气一次设备的验收检查； 2.1.1.8电气二次设备的验收检查； 2.1.2质量检验 2.1.2.1检验依据 有关厂家技术说明书和设计图纸 《水轮机基本技术条件》GB/T15468-1995 《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88 《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB/T8652.1-1997 《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》GB/T8562.2-1997 《同步电机励磁系统大中型同步发电机励磁系统技术要求》GB7409.3-1997 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91 《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》DL489-92 《水轮发电机基本技术条件》GB7894-2000 《三相同步电机试验方法》GB1029-1993 《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171-92
《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-90
《进口水轮发电机（发电/电动机）设备技术规范》DL/T730-2000 2.1.2.2检验方法和器具：目测及检查记录 2.2尾水充水 2.2.1作业方法 2.2.1.1全关机组蜗壳进人门及尾水进人门。 2.2.1.2全关机组蜗壳放空阀，锁锭投入。 2.2.1.3投入空气围带 2.2.1.4关闭蜗壳取水阀 2.2.1.5关闭尾水盘形阀，且关闭严密，锁锭装置已投入。 2.2.1.6顶盖排水泵及其电源处于完好状态。 2.2.1.7水机室用于顶盖紧急备用排水的潜水泵已准备就绪。 2.2.1.8手动操作调速器将机组导叶打开3%-5%开度。 2.2.1.9打开尾水充水阀，向尾水充水。 2.2.1.10充水过程中，观察尾水管进口测压表、顶盖及蜗壳测压表。 2.2.1.11充水过程中，观察顶盖自流排水情况。 2.2.1.12待平压后，用尾水门机提起尾水门，并进行静水下的起落试验。试验完后，将尾水门全开并锁定在门槽上。 2.2.1.13进行顶盖排水泵排水调试。 2.2.1.14充水结束后关闭导叶，投入接力器锁锭。 2.2.1.15关闭尾水充水阀。 2.2.2质量检验 2.2.2.1检验依据 《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第3.1条、第3.2条 《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88 2.1.2.2检验方法和器具 1）.充水过程中，用目测方法，监视检查尾水盘形阀、尾水锥管进人门及蜗壳进人门的密闭性及漏水情况。
光伏电站并网调试方案
光伏电站并网调试方案 批准 审核 编制 一、并网准备 1逆变器检查 1）检查，确保直流配电柜及交流配电柜断路器均处于OFF位置； 2）检查逆变器是否已按照用户手册、设计图纸、安装要求等安装完毕； 3）检查确认机器内所有螺钉、线缆、接插件连接牢固，器件（如吸收电容、软启动电阻等），
无松动、损坏； 4）检查防雷器、熔断器完好、无损坏； 5）检查确认逆变器直流断路器、交流断路器动作是否灵活，正确； 6）检查确认DC连接线缆极性正确，端子连接牢固； 7）检查AC电缆连接，电压等级、相序正确，端子连接牢固；（电网接入系统，对于多台500KTL连接，要禁止多台逆变器直接并联，可通过各自的输出变压器隔离或双分裂及多分裂变压器隔离；另其输出变压器N点不可接地） 8）检查所有连接线端有无绝缘损坏、断线等现象，用绝缘电阻测试仪，检查线缆对地绝缘阻值，确保绝缘良好； 9）检查机器内设备设置是否正确； 10）以上检查确认没有问题后，对逆变器临时外接控制电源，检查确认逆变器液晶参数是否正确，检验安全门开关、紧急停机开关状态是否有效；模拟设置温度参数，检查冷却风机是否有效（检查完成后，参数设置要改回到出厂设置状态）； 11）确认检查后，除去逆变器检查时临时连接的控制电源，置逆变器断路器于OFF状态； 2、周边设备的检查 电池组件、汇流箱、直流配电柜、交流配电柜、电网接入系统，请按照其调试规范进行检查确认。 二、并网试运行步骤 在并网准备工作完毕，并确认无误后，可开始进行并网调试； 1）合上逆变器电网侧前端空开，用示波器或电能质量分析仪测量网侧电压和频率是否满足逆变器并网要求。并观察液晶显示与测量值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。 2）在电网电压、频率均满足并网要求的情况下，任意合上一至两路太阳能汇流箱直接空开，并合上相应的直流配电柜空开及逆变器空开，观察逆变器状态；测量直流电压值与液晶显示值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。 3）交流、直流均满足并网运行条件，且逆变器无任何异常，可以点击触摸屏上“运行”图标并确定，启动逆变器并网运行，并检测直流电流、交流输出电流，比较测量值与液晶显示值是否一致；测量三相输出电流波形是否正常，机器运行是否正常。 注意：如果在试运行过程中，听到异响或发现逆变器有异常，可通过液晶上停机按钮或前门上紧急停机按扭停止机器运行。 4）机器正常运行后，可在此功率状态下，验证功率限制、启停机、紧急停机、安全门开关等功能； 5）以上功能均验证完成并无问题后，逐步增加直流输入功率（可考虑分别增加到10%、25%、50%、75%、100%功率点）（通过合汇流箱与直流配电柜的断路器并改变逆变器输出功率限幅值来调整逆变器运行功率），试运行逆变器，并检验各功率点运行时的电能质量（PF值，THD值、三相平衡等）。 6）以上各功率点运行均符合要求后，初步试运行调试完毕。 备注：以上试运行，需由我公司人员在场指导、配合调试，同时需有相关设备供应商、系统集成商等多单位紧密配合，相互合作，共同完成。 三、并网检测
余热发电工程7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案
珠江水泥有限公司余热发电工程 7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案 1简要概述 1.1工程简要概述 珠江水泥余热电厂，设备简介 2整套启动调试的目的和任务 2.1调试目的 整套启动调试是汽轮发电机组安装工程的最后一道工序。通过机组整套启动试运行，可以检验、考核电厂各设备及系统的制造、设计、安装质量以及各设备及系统的运转情况。通过试运过程中对设备的静态、动态特性参数的调整、试验以及让各种可能的缺陷、故障和隐患得到充分暴露并消除之，使主、辅机及至整套发电设备满足设计要求，以安全、可靠、稳发、满发的优良性能将设备由基建移交生产。 2.2启动调试的任务
2.2.1进行机组整套启动、调整、试验、并网带负荷，通过72+24小时满负荷试运行。 222检测、调试和考验汽轮机各项控制系统的静态、动态特性，使其满足要求。2.2.3监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况，使其满足设计要求。2.2.4考验机组辅机及各子系统与主机在各种运行工况下的协调性。 2.2.5记录、采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的原始数据，积累有关原始技术资料，为以后机组安全经济运行和检修提供依据。 2.2.6试验并确认主机、辅机和系统的最佳运行方式和最佳投用时机与条件。 2.2.7投用和考验机组各项自控装置、联锁保护及仪表，考核投入率、精度及工作状况。 2.2.8进行50 %及100 % B-MCR甩负荷试验，考查汽轮机调速系统动态性能可靠及安全性； 3主要设备技术范围 3.1汽轮机 型号：NZ7.5-1.05/0.2 型式：双压、单缸、冲动冷凝式汽轮机。 额定出力：7.5 MW 调节方式DEH控制系统 主蒸汽压力：1.05 MPa 主蒸汽温度：320 C
××水电站机组启动试运行方案DOC.doc
××水电站机组启动试运行方案 1、机组启动试运行作业流程图 机组启动试运行前的检查 压力钢管及蜗壳充水 机组首次起动 调速器空载扰动试验 过速试验 自动开停机试验 发电机定子绕组的直流耐压试验 发电机升压试验 升压站升压试验 励磁装置试验 主变冲击试验 解并列试验 带负荷试验 甩负荷试验 低油压关机试验 事故配压阀动作关机试验 动水关闭电动蝶阀试验 72小时试运行 检修、开机移交 2、作业方法及要求 2.1 机组起动试运行前的检查 2.1.1 作业方法 在起动验收委员会的领导下，有业主、监理、设计、生产单位、安装单位参加组 成的验收检查组对以下项目进行验收检查。 2.1.1.1 水轮机部分的验收检查； 2.1.1.2 调速系统的验收检查； 2.1.1.3 发电机部分的验收检查； 2.1.1.4 励磁系统的验收检查； 2.1.1.5 油、气、水系统的验收检查； 2.1.1.6 电气一次设备的验收检查； 2.1.1.7 电气二次设备的验收检查； 2.1.2 质量检验 2.1.2.1 检验依据 有关厂家技术说明书和设计图纸 《水轮机基本技术条件》GB/T15468-1995 《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88 《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB/T8652.1-1997 《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》GB/T8562.2-1997 《同步电机励磁系统大中型同步发电机励磁系统技术要求》GB7409.3-1997 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91
《水轮发电机基本技术条件》GB7894-2000 《三相同步电机试验方法》GB1029-1993 《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171-92 《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-90 2.1.2.2 检验方法和器具：目测及检查记录 2.2 压力钢管及蜗壳充水 2.2.1 作业方法 2.2.1.1 检查压力钢管、电动蝶阀、伸缩节、蜗壳等各连接螺栓应紧固，人孔门应 关闭严密，并全关技术供水总阀。 2.2.1.2 全开全关电动蝶阀，应动作灵活，无卡堵现象；试验完毕后全关电动蝶阀 主阀及旁通阀并投入锁定。 2.2.1.3 检查调速器油压装置处于正常工作状态，压力油罐压力及油位正常。手动 操作调速器，使导叶全行程开、关数次无异常情况。检查完成后将导叶全关，并投入接 力器锁锭和调速器锁锭，漏油装置处于自动运行状态。 2.2.1.4 投入发电机制动、使机组处于制动状态。 2.2.1.5 缓慢关闭前池冲沙闸门，使前池水流缓慢向压力钢管充水。注意监视电动 蝶阀前压力表读数，检查压力钢管充水情况。 2.2.1.6 检查压力管道、电动蝶阀的漏水情况，无异后打开蝶阀旁通阀，向蜗壳充 水，记录蜗壳充水时间。 2.2.1.7 蜗壳平压后，打开电动蝶阀，进行静水下的开关试验，检查阀体启闭动 作，记录阀体开启和关闭时间，在手动操作合格后，进行自动操作的启闭动作试验，分 别进行现地和远方操作试验。试验完后，全开电动蝶阀，关闭旁通阀。 2.2.2 质量检验 2.2.2.1 检验依据 《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第 3.1 条、第 3.2 条 2.2.2.2 检验方法和器具 1).记录上游水位，检查压力钢管及蜗壳压力表，直至压力钢管充水平压，充水过 程中监视压力钢管及蜗壳有无异常情况。 2).从电动蝶阀、伸缩节等处，检查蝶阀的漏水情况。 3).目测检查蜗壳底座、蜗壳放空阀等处的漏水情况。 4).检查前后墙板、导水机构和主轴密封漏水情况。 5).检查各压力表及测压管的漏水情况，并记录其指示值。 6).在机旁仪表盘上，监视并记录水位计的毛水头及水力测量系统表计的读数。 7).监视厂房渗漏集水井内的水位变化情况。 2.3 技术供水调试 2.3.1 作业方法 2.3.1.1 关闭各支路供水阀门，打开蝶阀前供水总阀，向技术供水系统总管充水。 注意监视进出口水压力。 2.3.1.2 打开技术供水总管排污阀，排出管道内污物，待水质变清且无杂质流出后 关闭排污阀。 2.3.1.3 机组技术供水总管充水运行稳定后，打开冷却水进水总阀和冷却水出水阀， 然后缓缓开启冷却水进水总阀后的手动闸阀，使冷却水压力保持在0.25MPa 左右。 2.3.1.4 充水过程中，应检查以下项目： 1） .整个技术供水系统中各管道、阀门、接头不应有漏水现象。
并网启动方案
彭泽核电现场20MW光伏电站升压站施工工程#2主变启动试运行方案 启东市电力安装有限公司九江分公司 2019年11月
审批页 批准：年月日审核：年月日编制：年月日
彭泽核电现场20MW光伏电站升压站施工工程 #2主变启动试运行方案 彭泽核电现场20MW光伏电站升压站施工工程已结束，根据启动验收委员会的要求，为保证彭泽核电现场20MW光伏电站升压站能安全、顺利的一次性投运成功，特编制了《彭泽核电现场20MW光伏电站升压站#2主变启动试运行方案》，待启动验收委员会通过后供现场执行。 一、新设备投产范围： 1、1、10kVII段母线经#2主变并网送出。投产10kVII段902开关间隔、110kVII 段102开关间隔； 2、#2主变102、902开关间隔设备有关的继电保护和安全自动装置；
二、系统运行方式： 1、送电前运行方式：经10kVI段母线、10kVII段母线及负荷→10kV母联刀闸9312→10kV母联开关931→10kV I段母线→#1主变→110kV泉电线。 2、送电后运行方式：10kV I段母线及负荷→#1主变→110kV泉电线、10kV II 段母线及负荷→#2主变→110kV泉电线. 3、主变中性点接地运行方式：送电后，核电升压站#1、#2主变110kV侧间隙接地。 三、设备管辖范围划分 1、本次新投产核电光伏全站设备归属九江地调管辖。 四、试运行前的准备工作 彭泽核电现场20MW光伏电站升压站施工工程已结束，所有需试送电的一、二次设备已按设计要求安装完毕，试验正常，验收合格，通信及自动化调试正常，具备启动条件，现场所有送电设备均在冷备用。 具体要求如下： 1、彭泽核电现场20MW光伏电站升压站施工工程全部按施工设计图纸和地调下达的整定值通知单安装调试完毕，并且做完带开关的传动试验； 2、现场运行规程、二次安全防护方案及其他相关规程，并已上报审查通过； 3、调度自动化及后台，现场名称及编号已按调度命名修改到位； 4、已完成相关OMS、PMS等系统的设备台账录入； 5、九江地区负荷总加光口省、地调已修改到位； 6、已完成电能量系统的接入工作； 7、已完成通信、自动化联调等相关工作。 五、110kV核电光伏启动试运行前的检查： 1、10kV 母线联络开关、10kV II段开关、母线及PT、避雷器等范围内设备按GB-50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》检查合格。 2、启动试运前申请110kV I、II段母线处于停电状态，拆开母联柜、母联刀闸后盖板，恢复铜牌接线。将110kVII母线与I母、II母与#2主变、#2主变与10kVII母线、10kVII母线与10kVI母线的A、B、C三相分别进行核相，确定相序正确。 3、各集电线保护、母联保护试验正常。各保护装置定值已核对无误。 4、电能计量系统已安装调试完毕； 六、启动试运前系统状态 1、启动前，110kV泉电线、#1主变、10kV I 段母线均处于带电运行状态。 2、110kV母联1311刀闸、#2主变102开关、10kVII段902开关、10kV母联开关931、母联刀闸9312、10kV II段母线、PT、#2SVG929开关处于冷备用状态，具备带电条件； 3、#2变压器保护、故障录波装置、10kV母差、四条集电线路（Ⅴ、Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ）、#2站用变、#2SVG无功补偿装置保护定值按定值单要求整定。 七、启动调试程序 110kV核电光伏启动送电工作应在“启动委员会”的统一领导下进行，启动调试的有关系统运行操作和事故处理，由核电光伏值班人员负责。 在主变冲击前： 1、110kV核电光伏#2主变有载调压档位调至1档； 2、110kV核电光伏#2主变保护按现场运行规程投入，地调对#2主变有关的
整套启动调试措施讲解
陕西华电瑶池发电有限公司#2机组整套启动试运措施 （汽机部分） 批准： 审核： 会审： 编写： 陕西华电瑶池发电有限公司 生产技术部 二零一一年七月二日
目录 1．组织分工及工期控制 2．编制依据 3．试运质量目标 4．系统及主要设备技术规范 5．试运范围 6．启动前应完成的分部试运和试验项目7．整套启动试运程序 8．汽轮机首次冷态启动 9．汽轮机温、热态启动 10．带负荷试运 11．机组正常停机 12．主要系统的运行方式 13．试运安全注意事项
#2机组整套启动试运组织技术措施 为检验、指导、规范#2机组设备试运工作，保证系统及设备能够安全正常投入运行；并检查电气、热工保护联锁和信号装置，确认其动作可靠以及检查设备的运行情况，检验机组整体及系统性能，发现并消除可能存在的缺陷，特制订本措施。 1.组织分工及工期控制 1.1 组织分工 1.1.1 总指挥：朱松柏组织、协调 1.1.2 生产技术部：王晓维试运全过程协调 汽机专工试运全过程协调、验收 当值值长负责指挥运行人员配合 1.1.3 安监环保部：负责试运过程的安全监督。 1.1.4 发电部：史新平、刘彬科、张建锋负责指挥机组启动的协调、监护工作。 1.1.5 设备维护部：负责监督、协调、验收及消缺工作。 1.1.6 工程公司：负责整个启动过程中的检查、消缺、配合工作。 1.2 工期控制 1.2.1 冷态启动从冲转到定速2.5小时。 1.2.2 机头手打停机按钮、集控室操作盘停机按钮、高压遮断集成块电磁阀在线试验、主汽门严密性、ETS保护动作停机（如低真空等）用时1.5小时。 1.2.3 电气试验用时由电气专业决定。 1.2.4 调速汽门严密性、喷油试验用时约40分钟。 1.2.5 机械超速试验用时约40分钟。 2 编制依据 2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996 年版）》 2.2《电力建设施工及验收技术规范》汽轮机组篇（1992 年版） 2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996 年版） 2.4《火电工程启动试运工作规定》（1996 年版） 2.5 设计图纸及说明书 2.6 汽轮机厂家提供的有关技术资料 3 试运质量目标： 符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996 年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率 100%，优良率 90%以上，满足机组整套启动要求。 4 系统及主要设备技术规范 4.1 系统简介 瑶池发电有限公司#2汽机系东方汽轮机厂生产的NZK200-13.24/535/535 型，该机为超高压、一次中间再热、单轴、三缸两排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，其高、中压转子采用整锻结构，高压缸为双层缸，中压缸采用单层缸隔板套结构，低压缸为对称分流式、双层缸结构。 4.2 汽轮机主要技术规范： 型号：NZK200—13.24/535/535 型
水轮发电机组启动试验方案
某某某电站2号机组启动试验方案 编写： 审核： 批准： 某某某电站机组设备检修项目部 二0一一年三月十八日
某某某电站2号机组启动试验方案为使某某某电站设备2号机组在大修后能准确迅速投入系统运行，预防弃水，根据招标文件中的相关内容，结合《立式水轮发电机检修技术规程》，修后启动试验分为：充水启动试验、空载扰动试验、机组过速试验、发电机零起升压试验、同期并网带负荷试验、甩负荷试验、事故低油压停机试验、24小时试运行试验。为保证试验工作安全有序进行，特编制以下试验方案，试验时要求把试验的数据完整的记录下来，所有试验项目合格后方可正式投入运行。 一、试验组织措施 现场负责人： 技术监督： 试验人员： 二、启动试验前的验收 1.检修完工要严格执行验收制度，加强质量管理； 2.检修质量验收要求实行检修工作人员自检与验收人员检验相结合； 3.各级验收人员应由工作认真负责、熟悉检修技术业务者担任； 4.机组检修完工，三级验收完成，各项检验数据合格，启动前的全面检查通过后，方可进 行启动试验。 三、本机试验 1.充水前的调整与试验 1.1.机械零位调整试验：要求5分钟零位漂移不超过1mm。 1.2.调速器接力器开启和关闭时间测试： 实测接力器开启时间为： 实测接力器关闭时间为： 1.3.紧急停机时间测定及调整： 将接力器开到全开位置，中控室或机旁给出紧急停机令，观察接力器是否快速全关到零，并记录接力器从全开到全关所用的时间。 实测紧急停机时间为：
1.4.调速器操作回路模拟试验 1.4.1.调速器处于自动、停机备用工况，各表头输出为零，停机联锁动作指示灯亮，接入 模拟机频信号、网频信号。中控室分别给出开机、合油开关、增减负荷、停机等操作指令。观察各种操作指令下表头的输出值是否符合其操作实际要求，必要时可进行调整，同时观察机、网频指示是否正确。 1.4. 2.压紧行程： 1.4.3.调速器油压装置压力整定值测试 1.5.机组PLC可编程控制器I/O测点核对，机组I/O所有测点均需核对，并观察显示是否 正确。 1.6.调速器静特性试验： 调速器处于自动工况，按实验要求设置Bp、Bt、Td、Tn值，开度限制100%，功率给定置零。将油开关信号端子短接，机、网频输入端接入50.00Hz的信号。用增减按纽调节，使接力器单调上升或下降。记录频给和相应的接力器行程值。 1.7.励磁操作回路模拟试验 1.7.1.控制回路模拟：FMK控制、增减励磁控制、调节器联动、远方、现地控制。 1.7. 2.保护回路模拟：低速保护、过压保护、保护联动。 1.7.3.信号回路模拟。 2.机组充水试验: 2.1.充水启动应具备以下条件 2.1.1.机组检修工作已经全部结束，工作票已全部收回，机组充水前的各项调整试验均已 完成。 2.1.2.由检修项目经理负责，组织本次大修的机械、电气一次、电气二次等有关专职人员 进行一次最后的机组全面检查，压力钢管、尾水管内应清理完毕，尾水管、钢管排水阀均已关闭，水机转轮室、发电机空气间隙及发电机风洞内均无异物，进人孔均已可靠封堵。 2.1. 3.调速系统处于手动运行状态，渗漏水泵、低压气机等处于正常工作状态。
泵站机组启动验收实施细则
大型排涝泵站首（末）台机组 启动验收实施细则 第一节验收程序 泵站首（末）台机组启动验收依照下列程序进行： 1、更新改造泵站具备试运行条件后，项目法人首先组织机组启动试运行。 2、项目法人在完成机组启动试运行后，再组织机组启动技术预验收。 3、项目法人在技术预验收通过后提出阶段验收申请报告报法人验收监督管理机关审查。项目法人与法人验收监督管理机关为同一主体的，报上一级水行政主管部门审查（下同）。 4、阶段验收申请报告审查通过后法人验收监督管理机关将阶段验收申请报告转报省水利厅，由省水利厅决定是否同意进行阶段验收。 5、省水利厅同意进行阶段验收后协商有关单位，拟定验收时间、地点、委员会等有关事宜，组织首（末）台机组启动验收。
第二节机组启动试运行 1、机组启动试运行前，施工单位向项目法人提出机组启动试运行申请报告。 2、机组启动试运行由项目法人主持，设计单位、土建工程施工单位、安装单位、监理单位（包括监造）、设备生产单位、质量监督单位以及运行管理单位参加。 3、机组启动试运行前，项目法人首先将试运行工作安排报法人验收监督管理机关审查，批准后方可实施。 4、项目法人再将试运行工作安排及法人验收监督管理机关审查意见报省水行政主管部门备案。 5、省水利厅可在必要时派专家到现场收集有关资料，指导项目法人进行机组启动试运行工作。 6、机组启动试运行应具备的条件： （1）泵站土建工程已基本完成，必须动用的部分水工建筑物和输水管道已通过分部工程验收，进水、出水池水位及来水量均满足试运行要求。 （2）主机组及辅助设备已安装完毕，有关工作闸门、检修闸门等断流装置及启闭机设备已安装完成，并已通过分部工程验收，能满足泵站试运行要求。 （3）泵站供电确有保证，供电线路、变电站等均已验收合格，试运行用电计划已落实。 （4）泵站消防系统已通过检查验收，消防设备齐全、到位。
广东电网公司新设备并网启动管理细则教材
广东电网公司新设备并网启动管理细则 广东电网公司统一编码： Q/CSG-GPG 2 12 001-2014 2014/05/12印发封面2014/05/12实施
本制度信息 、 董俊宏李于达 2014/05/12印发制度信息2014/05/12实施
广东电网公司新设备并网启动管理细则 1总则 本细则主要明确广东电网公司新设备并网启动管理职责，规范并网管理流程，适用于广东电网公司新设备并网启动管理。 2适用范围 本细则适用于新设备并网启动投运阶段，即包括新设备的年度投产计划安排到并网启动投产的全过程。广东直调系统新设备并网启动投运涉及到的有关调度机构、新设备业主单位、建设单位、施工安装单位、调试单位、设备运维单位相关人员均应执行本细则。 凡涉及属广东中调调管，但属广州、深圳供电局运行维护的设备，均应执行本细则，广州、深圳中调相关工作参照地调执行。 地、县级供电局新设备并网启动工作可参照本细则相关要求执行。 3规范性引用文件 3.1.引用文件 电网调度管理条例（国务院第115号令） 电力监管条例（国务院令第432号） 电网运行准则（DL/T1040） 发电厂并网运行管理规定（电监市场【2006】42号） 3.2.应用文件 中国南方电网有限责任公司系统运行并网管理规定（Q/CSG212003-2013） 中国南方电网有限责任公司二次系统管理规定（Q/CSG212001-2013） 中国南方电网有限责任公司基建管理规定（Q/CSG213001-2014） 中国南方电网调度工作评价标准（广电调控安【2014】1号） 3
广东电力系统调度规程（修订）（Q/CSG-GPG 2 12 001-2011） 4术语和定义 4.1.新设备 在本细则中，新设备由指广东中调调管的基建设备以及经大修、技改后设备性能参数、回路发生重大改变的一次、二次新增并网接入设备。 4.2.工程 指基建工程、技改工程和用户工程的统称。基建工程归口基建部管理，技改一次工程归口生产设备管理部管理，技改二次工程归口系统运行部管理，用户工程归口市场营销部管理。 4.3.电力调度控制中心 指广东电力系统各级电力调度机构，包括中调、地调、县调等各级调度机构。 4.4.工程管理部门（单位） 指在工程建设过程中履行工程管理和项目管理的各有关部门或单位。对中调调管范围设备而言，工程管理部门包括省公司基建部、省公司生产设备管理部、市场营销部，工程管理单位包括供电局和中调直调电厂；对地调调管范围设备而言，工程管理部门包括本单位基建部、设备部、市场营销部等，工程管理单位包括直属县局、地调直调电厂。 4.5.启动验收委员会 指新设备启动验收、启动投产、试运行、移交生产阶段设置的最高指挥机构。启委会的人员组成及运转执行公司相关规定。 5职责 5.1.电力调度控制中心 5.1.1.负责调管范围内新设备投产的相关专业调度管理工作。 5.1.2.评估工程管理部门（单位）新设备投产的准备工作是否满足调度管 理要求，对不满足调度管理要求的新设备投产可不批准启动申请，杜绝电网运行安全隐患。 5.1.3.负责制定电网运行方式以配合新设备的投产，协调施工方案并制定 4
变电站电气整套启动调试措施
编号：QY-DQ-002-2011 陕西奥维乾元化工有限公司热电工程 2×50MW#1机组 电气整套启动调试措施 西北电力建设第一工程公司 调试试验中心 编制时间：2011年6月
科技档案审批单 报告名称： #1机组电气整套启动调试措施 编号：QY-DQ-002-2011 出报告日期：2011年6月 保管年限：长期密级：一般 试验负责人：张纪峰试验地点：奥维乾元化工有限公司热电车间参加试验人员：张纪峰、杨剑锋、李进京 参加试验单位：西北电力建设第一工程公司（调试试验中心）、陕西奥维乾元化工有限公司热电车间、北京华旭监理有限公司、江苏华能建设工程集团有限公司等 拟稿：张纪峰 审核：魏远 批准：周国强 目录 1. 编制目的 2. 编制依据 3．调试质量目标 4．系统及主要设备技术规范 5．调试范围 6．启动调试前应具备的条件 7．调试工作程序 8．调试步骤 9．组织分工 10．安全注意事项
1．编制目的 电气整套启动调试是电气设备投运前对设备性能及接线的一次全面检查，为使工作顺利进行，防止遗漏试验项目，使调试工作有序、有计划、有目的地进行，同时也为了提前做好各项准备工作，保证系统安全顺利投入运行，特编制此措施。 2．编制依据 2.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程（2009年版）》 2.2《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质[1996]40号 2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力部建设协调司建质[1996]111号 2.4《火电施工质量检验及评定标准》（电气专业篇） 2.5《火电机组达标投产考核标准（2001年版）》电力工业部 2.6《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分） 2.7《电力安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分） 2.8《火电、送变电工程重点项目质量监督检查典型大纲》 2.9《电力建设基本工程整套满负荷试运质量监督检查典型大纲》 2.10《电气装置安装工程·电力设备交接试验标准GB50150》 2.11《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（2000年版）》 2.12 相关厂家产品说明书及设计院资料 3．调试质量目标 符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，在机组的整个整套启动试运过程中不发生任何一起恶性事故，确保#1、#2机组安全、可靠投运。 4．系统及主要设备技术规范 4.1 电气部分配置 陕西奥维乾元化工有限公司热电工程2×50MW机组新建工程由华陆工程科技有限责任公司设计、江苏华能建设工程集团有限公司负责安装、西北电力建设第一工程公司调试试验中心负责调试。 本工程电气一次部分包括2台50MW发电机组、2台63MVA变压器组、构成发电机—变压器单元接线，在110KV系统中并入电网。3段10kV工作母线段、1段10kV备用段、其中10KVⅠ、Ⅲ段经过电抗器分别与2台发电机组出口支接。10kV备用段电源引自110KV 变电所内10KVⅡ段成为其他3段10kV工作母线的备用电源。2台母联开关将3段10kV
火力发电工程启动调试工作规定
火电工程启动调试工作规定 1 总则 1.1为加强火电工程调试工作的管理，明确启动调试工作部门的任务和职责范围，提高调试工作水平，根据《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》的精神，制定本规定。 1.2本规定适用于新(改、扩)建火电工程的启动调试工作。凡承担火力发电机组启动调试工作及与机组启动调试工作有关的单位均应执行本规定。 1.3火电工程的启动调试工作应由具有相当资质等级的调试单位承担。 1.4工程建设单位在确定工程施工单位的同时，应明确具体承担调试的单位，签订委托合同。调试单位宜及早参与设备选型、初步设计审查等与工程建设有关工作，确保调试工作的顺利进行。 2 启动调试的工作任务与职责 2.1启动调试工作是火电基本建设工程的一个关键阶段，基本任务是使新安装机组安全顺利地完成整套启动并移交生产。投产后能安全稳定运行，形成生产能力，发挥投资效益。 2.2启动调试工作要按国家标准和部颁规程、规范及设备文件的要求进行。调试单位要在启动试运总指挥的领导下，根据设计和设备的特点，合理组织、协调、实施启动试运工作，确保启动调试工作的安全和质量。 2.3启动调试工作分为分部试运调试与整套启动试运调试。其中分部试运中的分系统试运与整套启动试运的调试工作应由调试单位承担。分系统试运必须在单体调试和单机试运合格签证后进行。分系统启动调试工作与单体调试和单机试运工作有一定的覆盖，但覆盖部分各自的目的要求不同。 2.4启动调试阶段各有关单位的职责 2.4.1 安装单位负责分部试运工作中的单体调试和单机试运以及整个启动调试阶段的设备与系统的维护、检修和消缺以及调试临时设施的制作安装和系统恢复等工作。 2.4.2调试单位负责制定整套启动与所承担的分系统试运调试方案措施并组织实施。 2.4.3生产单位在整个试运期间，根据调整试运方案措施及运行规程的规定，在调试单位的指导下负责运行操作。 2.4.4建设单位应明确各有关单位的工作关系，建立各项工作制度，协助试运指挥部做好启动调试的全面组织协调工作。 3.调试单位在工程建设各阶段的工作 3.1在工程设计和施工阶段的工作 3.1.1 参加工程设计审查及施工图会审，对系统设计布置、设备选型、启动调试设施是否合理等提出意见和建议。 3.1.2收集和熟悉图纸资料，制定调试计划。 3.1.3准备好调试使用仪器、仪表、工具及材料。 3.1.4在安装过程中，经常深入现场，熟悉设备和系统，发现问题及时提出修改意见。 3.1.5负责编写机组整套启动调试大纲和试运行方案以及汽机、锅炉、电气、热控和化学等专业分系统试运调试方案或措施。提出启动调试物质准备清单及临时设施和测点安装图，交建设或施工单位实施。 3.2在分系统试运和整套启动试运阶段的工作 3.2.1参加各主要辅机的分系统试运工作，确认各辅机具备参加整套启动试运的条件。
锅炉整套启动调试方案
安全性 □对信息系统安全性的威胁 任一系统，不管它是手工的还是采用计算机的，都有其弱点。所以不但在信息系统这一级而且在计算中心这一级(如果适用，也包括远程设备)都要审定并提出安全性的问题。靠识别系统的弱点来减少侵犯安全性的危险，以及采取必要的预防措施来提供满意的安全水平，这是用户和信息服务管理部门可做得到的。 管理部门应该特别努力地去发现那些由计算机罪犯对计算中心和信息系统的安全所造成的威胁。白领阶层的犯罪行为是客观存在的，而且存在于某些最不可能被发觉的地方。这是老练的罪犯所从事的需要专门技术的犯罪行为，而且这种犯罪行为之多比我们想象的还要普遍。 多数公司所存在的犯罪行为是从来不会被发觉的。关于利用计算机进行犯罪的任何统计资料仅仅反映了那些公开报道的犯罪行为。系统开发审查、工作审查和应用审查都能用来使这种威胁减到最小。 □计算中心的安全性 计算中心在下列方面存在弱点： 1.硬件。如果硬件失效，则系统也就失效。硬件出现一定的故障是无法避免的，但是预防性维护和提供物质上的安全预防措施，来防止未经批准人员使用机器可使这种硬件失效的威胁减到最小。 2.软件。软件能够被修改，因而可能损害公司的利益。严密地控制软件和软件资料将减少任何越权修改软件的可能性。但是，信息服务管理人员必须认识到由内部工作人员进行修改软件的可能性。银行的程序员可能通过修改程序，从自己的帐户中取款时漏记帐或者把别的帐户中的少量存款存到自己的帐户上，这已经是众所周知的了。其它行业里的另外一些大胆的程序员同样会挖空心思去作案。 3.文件和数据库。公司数据库是信息资源管理的原始材料。在某些情况下，这些文件和数据库可以说是公司的命根子。例如，有多少公司能经受得起丢失他们的收帐文件呢?大多数机构都具有后备措施，这些后备措施可以保证，如果正在工作的公司数据库被破坏，则能重新激活该数据库，使其继续工作。某些文件具有一定的价值并能出售。例如，政治运动的损助者名单被认为是有价值的，所以它可能被偷走，而且以后还能被出售。 4.数据通信。只要存在数据通信网络，就会对信息系统的安全性造成威胁。有知
转炉12MW发电工程各系统试运行方案解析
耀华鲁信节能投资有限公司 转炉12MW发电工程各系统试运行方案(草案) 批准： 审查： 编制： 耀华鲁信节能投资有限公司 转炉发电车间 2013年3月日
目录 一、试运行组织机构………………3-4 二、20t锅炉试运行方案………………5-22 三、12MW汽轮发电机组试运行方案………………23-43 四、12MW发电工程10kV变电站和12MW汽轮发电机组试运行及试运行方案……………………44-69 五、循环水站试运行方案……70-79
一、试运行组织机构 为了加强对转炉12MW发电项目的组织领导，确保转炉12MW 发电项目各系统试运过程的安全、顺利，特成立试运行组织机构：（一）领导小组 组长： 副组长： 职责： （1）组织和领导整套机组、锅炉试运行及试生产工作； （2）确认已具备试运行及试生产条件； （3）决定整套机组、锅炉试运行及试生产时间； （4）决定现场重大问题。 （二）试运行现场指挥组 组长： 副组长： 成员： 职责： （1）对启动验收委员会负责； （2）决定整套试运行及试生产过程中出现的问题； （3）领导各参加试运行及试生产单位，进行试运行和试生产；（4）决定在突发状态下停止或重新进行试运； （5）宣布整套试运行开始、结束时间。 （三）支持保障小组
组长： 副组长： 成员： 职责： （1）对现场指挥组负责，对机组试运行和试生产，提供技术保障；（2）对机组存在的问题，制定解决措施方案； （3）组织人员消除设备设计、安装、施工过程中的缺陷。（四）综合组 组长： 成员： 职责： （1）对现场指挥组负责。 （2）负责机组技术资料的移交工作； （3）负责现场的治安保卫、安全、消防工作； （4）负责现场工作人员的生活保障工作； （5）负责机组试运行和试生产的宣传报道等工作。 二、20t锅炉试运行方案