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1、调试措施（方案）报批表编号：GXSQo2-TS01措施（方案）名称#2机组电气整套启动调试措施措施（方案）编号GXYQ02-DQCS11致：琪县电厂一期2X60OMW工程试运我单位琪县电厂期2X600MW工程#2机组经有关单位会签，现呈报试运指挥部，请予批准。调试单位总（副）指挥部：电气整套启动调试措施已审定,并1（章）：工程师：年月日试运指挥部审批看法：签字：年月日四川省电力工业调整试验所编制2011年3月调试措施报审单编号：GXYQ01-DQCS011工程名称琪县电厂一期2X600MW工程合同编号致：琪县电厂一期2X600MW工程项目监理部,现提出琪县电厂一期2X600MW工程#2机组电气
2、整套启动调试措施，文件编号：GXYOoI-DoCSIl请予审批。附件：琪县电厂一期2X600MW工程#2机组电气整套启动调试措施承包商：四川省电力工业调整试验所项目负责人：年月日项目监理部审批看法：项目监理部（章）监理工程师：年月0平安监理工程师：年月日总监理工程师：年月日业主审批看法:项目法人（章）：业主代表：年月日2010年9月四川省电力工业调整试验所全国一流电力调试所发电、送变电工程甲级调试单位、技术监督、技术服务优秀企业IS0900I-2000,ISO14001-2004,GBr28001-2001认证企业琪县电厂一期2600MW工程#2机组电气整套启动调试措施四川省电力工业调整试验所
3、TheCommissioningAndTestInstituteOfSichuanElectricPowerIndustry2011年3月技术文件审批记录文件名称琪县电厂一期2X600MW工程2#机组电气整套启动调试措施文件编号Gxyqoi-Dqcsii版本号所领导批准签字：日期：年月日安生部主任（专责工程师）审核签字：日期：年月日项目经理审核签字：日期：年月日专业室主任审核签字：日期：年月日专业负责人校核签字：日期：年月a技术文件编写人说明签字：日期：年月日1 .概述12 .技术措施12.1. 制说明12.2. 试验的依据和标准12.3. 试验目的22.4. 调试质量标准及目标22.5. 试
4、验项目22.6. 试用仪器设备32.7. 动试验前应具备的条件42.8. 9机组启动过程中及汽机3000转时的试脸82.10机组并网和带负荷后的试验153组织机构及人员支配194 .平安措施194.1 危害危急源识别及相应预防措施（见附件）194.2 平安留意事项：194.3 调试启动中留意事项204.4 4反事故预案及紧急事故处理：215 .附件215. 1技术交底226. 2试验应具备条件确认表257. 3远动遥测、遥信试验检查表288. 4监控系统五防逻辑闭锁试验检查表309. 5爱护定值整定检查表3110. 6危急危害因素辨识及限制措施335.7系统主接线及短路试验示意图355.8缺陷
5、记录表：365.9强制性条文375.10质量闭环表581.1.1琪县发电有限公司2X600MW新建工程中，#2发电机组电气主接线采纳发电机-变压器组单元接线接入50OkV系统（无单独500Kv母线）。#2发电机、高厂变、励磁变、发电机出口PT、发电机出口避雷器以及至主变低压侧的引出线均采纳全连式隔离相封闭母线。1. 2励磁系统为ABB公司生产的UNITRO1.5000型微机励磁装置。#2发电机采纳机端励磁变压器输出电压经静止可控硅功率整流桥整流后供应励磁，即自并励励磁方式。1.3发变组电量爱护为双套配置，采纳西门子7SJ系列爱护装置,A柜和C柜为发电机爱护；B柜和D柜为主变及高压厂用变爱护，E
6、柜为非电量爱护。2.技术措施2.1 编制说明2.1.1本措施在征求各方看法探讨并报经机组启动委员会审批后实施。注：参照国标（GB50150-2006,电气装置安装工程电气设备交接试验标准）本台机组启动期间不单独对发电机做短路、空载试验。2.1.2考虑到本工程#2主变压器无冲击带电的运行方式，参照相关规程的规定，本台机组工程不考虑对#2主变压器冲击合闸试验，这样，拟支配增设#2高厂变低压侧两分支和脱硫变分支在6kV工作电源进线开关柜内的短路点，以检查#2高厂变和2#脱硫变的差动爱护及其相关电流回路。同时，考虑发电机零起升压后用同一电源检查机组的同期并网回路，因此在机组启动前拟将50OkV线路停电
7、,对侧变电站平叙一线断路器和隔离道闸断开后机组零起升压，检查机组的同期并网回路正确无误。2.1.3为检查6kV厂用工作2A、2B分支侧以及脱硫A分支侧CT极性，需将6kV厂用工作2A、2B和B分支同时分别短路。利用发电机的残压产生的短路电流检查，假如此时高厂变高压侧CT二次电流小于30mA,可适当增加励磁，但留意限制励磁使高厂变高压侧CT一次电流C500Ao2. 1.4为满意发变组进行短路、空载特性试验，需从6.3kV备用间隔开关引入临时电源至励磁变高压侧作为励磁电源（须临时断开发电机封闭母线与励磁变高压侧绕组的连接）。2. 1.5本方案包含励磁调整器试验及同期系统整组检查试验。2.2. 试验
8、的依据和标准火力发电建设工程启动试运及验收规程（2009年版）火电工程启动调试工作规定电力部建设协调司建质199640号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1996111号火电施工质量检验及评定标准（电气专业篇）电力建设平安工作规程D1.5009.96（火力发电厂部分）电力平安工作规程（发电厂和变电所电气部分）火电机组达标投产考核标准（1998年版）（电力工业部）电力建设施工与验收技术规范（电气部分）火电、送变电工程重点项目质量监督检查典型大纲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电力装置安装工程电力设备交接试验标准GB50150电气指示仪表检验规程继电爱护和电网
9、平安自动装置检验条例静态继电爱护装置逆变电源技术条件电力系统继电爱护及平安自动装置反事故措施要点继电爱护和电网平安自动装置技术规程D1.400-91继电爱护专用电力线载波收发信机技术条件D1./T524-93继电爱护和电网平安自动装置现场工作保安规定厂家供应的技术资料及设计单位供应的相关设计图纸本单位的相关质量管理文件2.3. 试验目的检查发电机-主变压器组一、二次电气设备的电流回路及电压回路的正确性，并对相关回路及相应爱护装置做投入运行前的检查。录制发变组短路和空载曲线，与出厂试验数据进行比较，并确认发变组短路、空载特性是否合格，保证机组平安、顺当投产。2.4. 调试质量标准及目标全面达到设
10、计要求，满意机组平安运行须要。达到厂家技术要求，满意质检部门要求。达到火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996）规定要求。全部检验项目合格率100%,满意机组并网要求。2.5.试验项目序号试验项目具备的条件支配试验时间备注1发电机转子绕组的动态沟通静态及不同转速下测1小时阻抗及功率损耗量2发变组6KV侧的短路通流试验汽机3000转5小时6KV短路容量：150OA3发变组短路特性试验汽机3000转5小时220KV短路容量：220OA4发变组空载特性试验汽机3000转4小时短路点已拆除5发电机空载条件下轴电压测量汽机3000转，发电机达到额定电压20分钟6发电机灭磁时间测量汽机3000转，发电
11、机达到额定电压20分钟7发电机残压测量及一次相序检查汽机3000转，发电机无励磁电流20分钟8发电机励磁调整器试验汽机3000转，发电机达到额定电压3小时励磁变由正式电源供电9发电机励磁调整器PSS试验汽机3000转，发电机达到额定电压3小时10机组的假同期试验汽机3000转，发电机达到额定电压2小时11机组并网汽机3000转，发电机达到额定电压30分钟12发变组并网后的励磁调整器试验机组并网2小时13发电机带负荷条件下，测量发电机轴电压机组并网带负荷20分钟14机组带负荷条件下的厂用电切换试验机组并网带负荷且负荷大于机组容量10%30分钟15发电机带负荷下的励磁调整器PSS试验机组并网带负荷
12、3小时16机组进相试验机组并网带负荷5小时17机组一次调频试验机组并网带负荷5小时18机组调速系统建模机组并网带负荷5小时26调试用仪器设备双通道带记忆数字示波器一台F1.UKE100MHz微机爱护校验仪一台北京博电数字式绝缘电阻测试仪一台奥地利1.EM250V5000V多通道瞬态录波分析仪一台中国电科院WF1.C-2B型数字式钳型电流相位表一只精度3位半数字小信号发生器一台0-120mV,4-2OmA精度4位半高精度数字万用表三只精度5位半2.7. 动试验前应具备的条件2.8. 1保安电源的牢靠性试验完好，柴油发电机调试完毕，自投试验、连锁试验合格，自动投入带大负荷试验完好并阅历收合格。2.
13、7.2直流系统（蓄电池）带大负荷试验牢靠。2.7.3不停电电源系统牢靠性试验合格。2.7.4保安电源牢靠性试验完好，柴油发电机经多次自启动试验合格；2.7.5 试运现场土建工作已结束，并经质检验收合格。现场检查场地应基本平整，沟盖板齐全完整，室外主要通道畅通，地面清洁，受电设备已清扫干净。2.7.6 现场照明完好，总体照明、局部照明、事故照明设备及防火设施均能正常投入运用并经质检验收合格。2.7.7 发变组系统一、二次设备的回路安装、调试及分部试运工作已全部结束，结果符合规程、规范要求，相关记录齐全，并经质量部门验收合格，具备启动条件。2.7.8 主变、高厂变和脱硫变均放在额定档，且主变、高厂
14、变和脱硫变已测量整定档的直流电阻，结果符合“电气交接试验规程”的要求并经质检验收合格。主变、高厂变和脱硫变的事故排油系统已阅历收合格，具备运用条件。主变、高厂变和脱硫变瓦斯继电器已放过气。2.7.9 7.9带电范围内的继电爱护装置和自动装置已按下达的整定通知单的要求整定完毕，并经电厂运行人员、监理和调试人员核对无误后签字存档，具备投运条件。2.7.10电气、汽机和热控、锅炉之间的联锁试验正确无误，经传动试验结论正确并经质检验收合格。2.7.11发变组爱护带断路器的传动试验完毕，符合相关规程和设计要求并阅历收合格。2.7.12业主已向调度部门办理新设备投入运行申请手续，并按调度下达的文件完成对现
15、场设备的统一命名编号。2.7.13主变50OkV侧中性点接地刀闸投入。2.7.14#2机组励磁小室通讯电话已可正常运用，该小室配备临时试验台桌。2.7.15#2机组6kV配电室通讯电话已可正常运用。2.7.16机组集控楼发变组电子设备间通讯电话已可正常运用。2. 7.17机组网控楼电子设备间通讯电话已可正常运用o2.7. 18运行单位已打算好足够长度的至少两组三相短路接地线，该接地线额定通流容量不低于100Ao2.8. 19明确各短路点位置，且已连接好，短路母排（线排）满意下列要求：500KV5011断路器与50116隔离刀闸之间短路点K4额定容量：1000A6kV厂用工作2A分支短路点Kl额
16、定容量：150OA6kV厂用工作2B分支短路点K2额定容量：1500A6kV脱硫及公用工作B分支短路点K3额定容量：1500A2.7.20发电机冷却介质：机内氢气、定子冷却水、氢气冷却器水满意厂家技术条件的规定。2.7.21试验前接好从6kV备用开关到励磁变高压侧的临时励磁电源：在此之前断开发电机至励磁变高压绕组的连接，且保证有足够的平安距离。从6.3kV备用开关引电缆至励磁变高压侧，留意应配齐该备用间隔相关的电流速断和过流爱护，并经带断路器的整组试验合格。（速断定值一次值二150A,过流定值一次值=120A0.5s）电流速断和过流爱护须接临时跳闸信号电缆去同时跳励磁开关回路。在励磁小室临时增
17、加紧急跳临时励磁电源开关按钮。6kV电缆在运用前应经试验合格，试验标准参见“电气交接试验规程2.7.22全部受电的试验区域的一次设备均已牵挂明显的平安警示绳、牌。2.7.23打算有发电机他励方式时调整发电机励磁的显示器、键盘。2.7.24已完成#2机组厂用6kV2A2B和B分支进线PT与6kV工作段母线PT分别核相（同一电源），结果应满意设计要求。（为机组并网后的不同电源下PT二次核相做好打算）5500Kv线路在机组开机前已经过带电检查并运行正常，线路补偿装置符合要求。2.7.26已断开500KV50116隔离刀闸，并断开其限制电源.7向调度申请，停运500KV平叙一线。2.7.28在发电机升
18、压前，应提前向调度申请，断开对侧变电站平叙一线断路器和隔离刀闸后机组零起升压，检查机组的同期并网回路正确无误；在机组打算做假同期试验前，通知调度复原500Kv平叙一线供电。2.8启动前的试验及打算工作厂内运行方式的要求2.8.1.1柴油发电机处于热备用。2. 8.1.2发变组短路排点的容量要求：10OOA2.8. 1.3高厂变2A分支短路排的容量要求：1500A（厂变高压侧的一次电流限制到300A）o2.8.1.4高厂变2B分支短路排的容量要求：15OOA（厂变高压侧的一次电流限制到300A）o2.8.1.5脱硫及公用变B分支短路排的容量要求：1500A（脱硫及公用变高压侧的一次电流限制到30
19、0A）o2.9. 1.6为满意发电机进行短路特性试验及空载试验，需从6.3kV备用间隔开关引入临时电源至励磁变高压侧，作为励磁电源（须临时断开发电机和励磁变高压侧绕组的连接。）,6.3kV临时励磁电缆额定通流容量按不低于200A考虑。2.10. 1.7本次试验共设置四个短路点（6KV工作2A分支Kl短路点、6kV工作2B分支K2短路点、6KV脱硫及公用工作B分支K3短路点、主变高压侧50OkVK4短路点），详见附图，短路试验分两步进行。2.11. 1.8须要增加临时电缆将6kV备用间隔电流速断爱护和过流爱护跳闸接点接入跳励磁开关回路。2.12. 1.9在主变高压侧做短路、空载试验以及假同期时，
20、需将主变高压侧断路器合闸，故应在DEH系统及励磁调整器屏处将该断路器的协助接点拆除（并网信号解除），至假同期试验结束后复原。2.13. 1.10假同期前电气试验期间应把电跳机爱护压板退出，并网前必需刚好复原。2.8.1.11在发电机升压前，应提前向调度申请，断开对侧变电站平叙一线断路器和隔离刀闸后机组零起升压，检查机组的同期并网回路正确无误；在机组打算做假同期试验前，通知调度复原500KV平叙一线供电。2.8.2启动试验前的检查工作2.8.2.1参与启动试验工作的全体人员，在启动前仔细阅读本措施，明确职责，对措施的不解之处提出质疑并得到明确结果。2.8.2.2试验人员应打算好有关图纸、资料和试
21、验记录表格。2.8.2.3此次启动试验全部带电区域无人工作，无工作票。2.8.2.4为防止误送电、误升压，发电机励磁回路开关及励磁交、直流侧刀闸均在拉开位置。2.8.2.5测量发变组一次系统的绝缘电阻,应符合要求。2.8.2.6确认下列协助系统处于良好状态：氢气系统、密封油系统、定子冷却水系统、氢气冷却器水系统、轴承润滑油系统、顶轴油系统、集电环通风管道。2.8.2.7检查发电机机组的机械连接，无任何松动现象且机械连接牢靠。2.8.2.8滑环、电刷应清洁完整，电刷应能在刷盒内上下自由移动，电刷压力正常。2.8.2.9确认发变组系统二次电流回路无开路，二次电压回路无短路。2.8.2.10投入发电
22、机出口PT一次保险、二次回路开关，投入50OkVPT二次回路开关。2.8.2.11检查发变组全部爱护装置电源开关均应投入。2.8.2.12退动身变组及高厂变爱护联跳机、炉的压板。2.8.2.13电气试验用的继电爱护和自动装置整定值由电厂供应。在启动试运期间，系统爱护定值如有变更，以调度吩咐或现场供应的临时定值通知单为准。2.8.2.14打算好试验所需测试仪器和仪表，并已正确接入相关回路。注：多通道瞬态录波分析仪（放在励磁调整器柜前），在发电机励磁回路分流器上并联一块高精度直流毫伏电压表，均放在励磁调整器柜前。2.8.2.15临时强制退出进汽机热控和发电机励磁调整器中的并网信号。2.8.2.16
23、发变组一次系统检查：2.8.2.16.1确认主变50Okv侧断路器5011处于合位，其限制电源已断开。2.8.2.16.2厂用6kV工作B、2A和2B段分支进线断路器60B51、62A、62B处于分位且在试验位置。2.8.2.16.3厂用6kV工作B、2A、2B分支进线PT均在工作位置，各PT二次回路空开均已全部投运。2.8.2.16.4在发电机升压前，应提前向调度申请，断开对侧变电站平叙一线断路器和隔离刀闸后机组零起升压，检查机组的同期并网回路正确无误;在机组打算做假同期试验前，通知调度复原500KV平叙一线供电。2.8.2.16.52#主变高压侧5011断路器处于合位；50116隔离刀闸处
24、于分位；5011617接地刀处于合位；主变中性点接地刀闸处于合位，以上开关、刀闸均应上锁。2.8.2.16.6主变、高厂变和脱硫变档位按调度要求执行。2.8.2.16.7发电机灭磁开关在分闸位置，整流屏交、直流侧刀闸在断开位置。2.8.2.16.8检查发电机出口PT全部一次保险均已正常投运，全部PT二次回路空开均已正常投入，与PT有关的接地端子上接线状况良好。2.8.2.16.9检查励磁变压器具备送电条件。2.8.2.16.10检查发电机转子碳刷在转子盘车时的状态无异样。2.8.2.16.11主变、高厂变和脱硫变冷却系统投入。2.8.2.16.12检查并确认6kV侧工作B、2A、2B分支短路母
25、线以及50OkV短路途排均已正确联接完毕。2.8.2.16.13检查发变组一次回路绝缘合格。2.8.2.17发变组电气二次系统检查：2.8.2.17.1检查并确认发变组爱护装置电源开关投入，装置无异样。2.8.2.17.2检查并确认励磁调整器装置电源开关投入，装置无异样，已处于发电机零起升流的打算。2.8.2.17.3检查并确认需投入的爱护：发电机定子过电流爱护、发电机定子过负荷爱护、发电机负序过流爱护、主变差动爱护、发电机差动爱护、高厂变差动爱护、脱硫及公用变差动爱护、发电机过电压爱护、主变非电量爱护、厂变复压闭锁过流爱护、高厂变A/B分支过流爱护、高厂变非电量爱护、脱硫及公用变分支过流爱护
26、、脱硫及公用变非电量爱护、励磁变过流爱护、励磁变过负荷爱护等，投入上述爱护出口跳磁场断路器压板；投入6kV备用开关（临时励磁用）爱护。2.8.2.17.4检查并确认跳汽机的联锁爱护压板（关主汽门）在断开位置。2.8.2.17.5检查发变组故障录波器已投运，装置无异样；2.8.2.17.6确认解除DEH及励磁调整器的并网信号。（留意在正式并网前复原）2.8.2.17.7打算用他励方式调整发电机励磁的显示器、键盘已临时接入调整器。2.8.2.17.8检查厂用切换装置全部出口压板退出，电源投入后装置运行正常。2.8.2.17.9检查并核对发变组爱护定值、快切装置定值、高压厂用工作分支开关综合爱护定值
27、、机组故障录波器定值均已按定值整定通知单整定正确无误。2.8.2.17.10查发电机-变压器组各爱护、测量用的CT回路无开路，PT回路无短路，相应二次回路开关或熔丝均已投入运行。2.9机组启动过程中及汽机3000转时的试验2.9.1机组升速过程中的试验：依据汽机转速稳定状况，分别测量静止”、100ORPM暖机、2000RPM暖机、3000转/分钟下的绝缘电阻，测量其沟通阻抗，试验完毕后，汇报试运指挥，拆除试验接线。2.9.2高厂变及脱硫变低压侧短路通流试验（短路点：Kl.K2和K3）.1检查发电机绕组、发电机铁芯、发电机冷却氢、发电机冷却水、主变绕组及主变油温的温度变更状况，将结果填入相关试验
28、表格中。.2确认发电机转速稳定在3000转/分钟，利用发电机残压产生的短路电流检查发电机以及高厂变高、低压侧CT极性,假如电流太小，限制励磁限制高厂变高压侧一次电流300Ao注：提升发电机电流前应确认他励方式限制角不低于110度。.3检查发电机及高厂变爱护装置、测量装置、DCS系统（显示值）及故障录波装置的电流回路应正确无误。并将检测结果填入相关试验表格中。.4检查高厂变及脱硫变绕组温度变更状况。.5确认发电机带厂用分支的爱护装置电流回路极性正确无误后，降低发电机励磁到最低,断开灭磁开关，拉开励磁系统交、直流侧刀闸，跳开6kV临时励磁开关。.6在发电机出口避雷器处挂一组三相短路接地线，通知安装
29、单位拆除6kV工作A、IA和IB分支短路排，保留500KV短路途排。注：拆除工作期间，应在工作地点补挂一组接地线。2.9.3发变组短路特性试验2.9.3.1确认主变500kV出口断路器5011处于合位并断开其直流限制电源。2.9.3.2确认2#主变高压侧隔离开关#50116处于分位；接地刀闸#5011617合位；主变中性点接地刀闸合位。注：以上刀闸均已上锁。2.9.3.3确认6kV工作B、2A和2B分支短路排已拆除。已移除发电机出口避雷器处及6kV工作分支全部临时接地线。2.9.3.4确认发电机转速稳定在3000rpmo2.9.3.5合上6kV临时励磁开关。2.9.3.6给上励磁整流柜交、直流
30、侧刀闸2.9.3.7合上发电机励磁开关FQB。2.9.3.8检查励磁系统，在他励限制方式下起励，手动调整励磁电流（留意视察发电机及主变高压侧电流），缓慢提升主变高压侧一次电流至100A（主变高压侧电流二次值为0.05A,发电机侧电流二次值为0.475A）。2.9.3.9检查发电机三相电流应平衡。2.9.3.10检查发电机及主变高压侧CT二次回路电流幅值及其相位，检查发电机爱护、主变爱护、母差爱护、故障录波装置电流回路的正确性，检查DCS、NCS系统、机组计量装置中的电流幅值和相位，将检测结果填入相关试验表格中。2.9.3.11确认发变组电流回路正确无误后，渐渐提升发电机电流（最高升至发电机电流
31、17495A）,录用发变组短路特性曲线。注：录用的短路特性曲线参数值结果可储存于WF1.C录波分析仪电脑中。2.9.3.12检查发电机绕组、发电机铁芯、发电机冷却氢、发电机冷却水、主变绕组及主变油温的温度变更状况，将结果填入相关试验表格中。2.9.3.13将实测的发变组短路特性曲线与厂家发电机短路特性曲线比较，并判明发变组短路特性是否正常。2.9.3.14降低发电机励磁到最低，跳开发电机励磁开关FQBo2.9.3.15拉开励磁整流柜交、直流侧刀闸。2.9.3.16断开6kV临时励磁开关。2.9.3.17在发电机出口避雷器处挂一组三相短路接地线，通知安装单位拆除500kV短路途排。注：拆除工作期
32、间，应在工作地点补挂一组接地线。2.9.4发变组空载特性试验2.9.4.1确认50Okv平叙一线已停电且对侧变电站相应断路器和刀闸都在断开位置。2.9.4.2确认主变50OkV出口断路器，限制开关置远方态，限制电源正常投入，油、气体压力正常。2.9.4.3确认主变高压侧地刀#5011617、50160处于分位，主变中性点接地刀闸在合位,隔刀#50116在合位，开关#5011在合位。注：以上刀闸均已上锁。2.9.4.4确认6川工作上2A、2B分支短路排已拆除。已移除发电机出口避雷器处及6kV工作分支全部临时接地线。2.9.4.5确认500KV短路途排已拆除。2.9.4.6确认6川厂用工作仄2A、
33、2B分支PT均在工作位置。2.9.4.7确认发电机转速稳定在3000rpmo2.9.4.8合上6kV临时励磁开关。2.9.4.9给上励磁整流柜交、直流侧刀闸。2.9.4.10合上发电机励磁开关FQB。检查励磁系统，在他励限制方式下起励，手动调整励磁电流（留意视察发电机及主变高压侧（I母）电压、发电机励磁电流），渐渐缓慢提升发电机电压至1.Ikv（发电机出口电压二次值为5V；主变高压侧电压二次值约为5.5V。2.9.4.11检查发电机及主变高压侧PT二次回路电压幅值及其相位，检查同期回路、发电机爱护、主变爱护、厂变及脱硫变爱护、机组故障录波装置电压回路的正确性。2.9.4.12检查#2机组同期回
34、路、DCS系统、机组计量装置中的电压幅值和相位，检查开口三角电压是否约为零，将检测结果填入相关试验表格中。2.9.4.13检查厂用6kV工作2B、2A、B分支PT二次电压幅值及相序。2.9.4.14确认发变组电压回路正确无误后，渐渐缓慢提升发电机电压（最高将发电机电压升至23.IkV）,升压过程录用发变组空载特性曲线。注：录用的空载特性曲线参数值结果可储存于WF1.C录波分析仪电脑中。在升压过程中视察主变、高厂变声音和振动状况，如有异样，马上报告现场试验指挥人员。在额定电压下再次对同期回路检查，检查结果应正确无误。2.9.4.15检查发电机绕组、发电机铁芯、发电机冷却氢、发电机冷却水、主变绕组
35、及主变油温的温度变更状况，将结果填入相关试验表格中。2.9.4.16将实测的发变组空载特性曲线与厂家发电机空载特性曲线比较，并判明发变组空载特性是否正常。2.9.4.17在额定电压下测量发电机轴电压应正常。2.9.4.18在额定电压下跳开发电机励磁开关FQB,测量发变组灭磁时间常数。2.9.4.19检查并将他励方式限制角不低于110度，再次将发电机电压从零提升至70%额定，跳开发电机磁场断路器，保持他励限制角。2.9.4.20重新合上发电机磁场断路器，同时录波测取发电机起励时间常数。2.9.4.21降低发电机励磁到最低，跳开发电机励磁开关FQB。2.9.4.22跳开主变高压侧#5011开关。2
36、.9.4.23拉开励磁整流柜交、直流侧刀闸。2.9.4.24断开6kV临时励磁开关，并将其拉至试验位置，并挂上小车接地刀闸。2.9.4.25在发电机一次侧测量发电机的残压和相序（注：测量前必需先检测发电机PT二次回路电压），记录试验数据。2.9.4.26在发电机出口避雷器处挂足够容量（100A）的接地线。通知安装单位复原发电机与励磁变压器的正式连接。（安装人员在励磁变上工作时，须在工作位置补挂接地线）2.9.4.27跳开主变高压侧#5011开关，拉开其隔离开关#50116,拉开5011617.501160接地刀闸（并上锁）。2.9.4.28通知值长联系调度复原500Kv平叙一线供电2.9.5发
37、电机励磁调整器试验2.9.5.1确认安装单位已复原发电机与励磁变压器的正式连接。已移除临时接地线。2.9.5.2确认安装单位已拆除500kV短路途排。已移除临时接地线。2.9.5.3确认并将发电机出口避雷器处接地线移除，避雷器投运。2.9.5.4已拉开500kV#5011617地刀、#5011断路器。2.9.5.5确认发电机稳定在3000rpmo2.9.5.6起励和灭磁试验：2.9.5.6.1确认并将励磁调整器设置为手动FCR（转子电流调整）运行方式。1）合上励磁整流柜交、直流侧刀闸。2）起励设置为0.2Ue时起励，合上励磁开关FQB,起励并录用发电机机端起励电压、转子电流、转子电压的波形，并
38、记录稳定值。3）在0.2Ue时对发电机进行逆变灭磁，同时录用发电机机端电压、转子电流、转子电压的波形，并记录逆变前的稳定值。4）起励设置为1.OUe时起励，起励并录用发电机机端起励电压、转子电流、转子电压的波形，并记录稳定值。注：发电机零起升压时电压最大值应不大于额定值的110%,振荡次数应不超过3次，调整时间应不大于IOso5）在1.0Ue时对发电机进行逆变灭磁，同时录用发电机机端电压、转子电流、转子电压的波形，并记录逆变前的稳定值。2.9.5.6.2确认并将励磁调整器设置为自动AVR（发电机电压调整）运行方式。1）起励设置为0.7Ue时起励，起励并录用发电机机端起励电压、转子电流、转子电压
39、的波形，并记录稳定值。2）在0.7lJe时对发电机进行逆变灭磁，同时录用发电机机端电压、转子电流、转子电压的波形，并记录逆变前的稳定值。3）起励设置为1.OlJe时起励，起励并录用发电机机端起励电压、转子电流、转子电压的波形，并记录稳定值。4）在1.oUe时对发电机进行逆变灭磁，同时录用发电机机端电压、转子电流、转子电压的波形，并记录逆变前的稳定值。2.9.5.6.3确认并将励磁调整器设置为手动FCR（转子电流调整）运行方式。1）起励设置为0.5Ue时起励，起励并录用发电机机端起励电压、转子电流、转子电压的波形，并记录稳定值。2）在发电机电压稳定在0.5Ue时，跳开励磁开关FQB,同时录用发电
40、机机端电压、转子电流、转子电压，并记录灭磁前的稳定值。3）起励设置为1.0Ue时起励，起励并录用发电机机端起励电压、转子电流、转子电压的波形，并记录稳定值4）发电机电压稳定在1.OUe时，跳开励磁开关FQB,同时录用发电机机端电压、转子电流、转子电压，并记录灭磁前的稳定值。2.9.5.6.4确认并将励磁调整器设置为AVR（发电机电压调整）调整运行方式.1）起励设置为0.7Ue时起励，起励并录用发电机机端起励电压、转子电流、转子电压的波形，并记录稳定值。2）在发电机电压稳定在0.7Ue时，跳开励磁开关FQB,同时录用发电机机端电压、转子电流、转子电压，并记录灭磁前的稳定值。3）起励设置为1.0U
41、e时起励，起励并录用发电机机端起励电压、转子电流、转子电压的波形，并记录稳定值。注：发电机零起升压时电压最大值应小于额定值的110%,振荡次数应不超过3次，调整时间应不大于IOSo4）发电机电压稳定在1.OUe时，跳开励磁开关FQB,同时录用发电机机端电压、转子电流、转子电压，并记录灭磁前的稳定值。2.9.5.7调整器调压范围的测定：2.9.5.7.1确认并将励磁调整器设置为手动FCR（转子电流调整）运行方式。操作调整器给定电流Ig从最小值到最大值，发电机电压应能在0.2Ue1.2Ue间平滑调整。2.9.5.7.2确认并将励磁调整器设置为自动AvR（发电机电压调整）运行方式。操作调整器给定电压
42、Ug从最小值到最大值,发电机电压应能在0.7Uel.IUe间平滑调整。2.9.5.8调整器双机切换试验：2.9.5.8.1确认发电机为额定空载运行。2.9.5.8.2确认调整器运行稳定。2.9.5.8.3调整器双微机切换，发电机电压不应有大的波动。2.9.5.9调整器自动/手动切换试验：2.9.5.9.1确认发电机为额定空载运行。2.9.5.9.2确认调整器在自动方式运行稳定。2.9.5.9.3将调整器切换到手动运行，发电机电压不应有大的波动。2.9.5.10调整器在频率变更下的试验：2.9.5.10.1调整器在自动方式运行，变更发电机转速，使频率变更为3Hz内，要求频率变更1%时，发电机机端
43、电压不大于0.25%。2.9.5.11调整器阶越响应试验：确认发电机为额定空载运行，调整器在自动方式运行，使给定电压阶越变更量为10%,录用发电机机端起励电压、转子电流、转子电压的波形，并记录稳定值。超调量应小于阶跃量的50%,振荡次数应不大于3次，调整时间应不大于10秒。阶跃量为发电机额定电压的5%时，超调量应不大于阶跃量的30%,振荡次数应不大于3次，上升时间不大于0.6s,调整时间不大于5s。2.9.5.12对发电机进行逆变灭磁，跳开励磁开关FQB。2.9.5.13拉开励磁整流柜交、直流侧刀闸。2.9.6发电机励磁调整器PSS参数测试及动态响应试验（见电气特殊试验单独措施）2.9.7假同
44、期试验2.9.7.1确认50OkV开关5011的储能完好、气体压力正常，并将其“就地、远方“开关打在远方位，检查并将其限制电源投入正常。2.9.7.2再次确认并联系热控系统工程师退出50OkV开关进热工的并网信号（假同期时防止产生初始负荷信号）。2.9.7.3再次确认临时取消励磁调整器并网信号。2.9.7.4再次确认厂用快切装置去厂用6kV侧备用进线和工作进线B、2A、2B分支6台开关的压板全部退出。2.9.7.5临时解除同期装置去5011开关的合闸回路。2.9.7.6确认2#主变高压侧50116隔离刀闸在分闸位置。2.9.7.7确认发电机稳定在3000rpmo2.9.7.8合上整流柜交、直流
45、侧刀闸。2.9.7.9合上发电机励磁开关FQB,利用励磁调整器将发电机带主变、高厂变零起升压。2.9.7.10在同期装置上确认并将自动同期装置电源投入。2.9.7.11手动调整#2发电机电压与50Okv侧系统电压接近，使发电机侧电压低于系统电压并超出自动准同期装置的整定值（频差在整定范围内）。2.9.7.12在DCS上操作，启动500kV开关5011的同期，视察同期装置的运行状态，同时检查同期回路的脉动电压应与自动准同期装置显示一样，自动准同期装置调压方向正确。2.9.7.13视察自动准同期装置去500kV开关5011的合闸信号与脉动电压变更一样。如有必要，适时对自动同期装置复位。2.9.7.
46、14调整发电机电压高于系统电压并超出自动准同期装置的整定值（频差在整定范围内）。2.9.7.15在DCS上操作，启动自动同期装置，视察同期装置的运行状态，同时检查同期回路的脉动电压应与自动准同期装置显示一样，自动准同期装置调压正确。2.9.7.16视察自动准同期装置去500kV开关5011的合闸信号与脉动电压变更一样。如有必要，适时对自动同期装置复位。2.9.7.17在DCS上操作，退出自动同期装置，调整汽轮发电机转速使发电机频率低于系统电压频率并超出自动准同期装置的整定值（压差在整定范围内）。2.9.7.18在DCS上操作，启动自动同期装置，视察同期装置的运行状态，同时检查同期回路的两侧电压
