测量发电机转子交流阻抗.doc

测量发电机转子交流阻抗、功耗及绝缘电阻值（机组大修后必做，小修根据情况决定是否做）1机组冲转前的检查：1.1灭磁开关在断开位置。1.2将转子接地保护保险断开。1.3励磁系统五级刀闸断开。1.4汽轮机组具备冲转条件。2在发电机转速为0，500，1000，1500，2000，2500，3000r/min时测量发电机转子交流阻抗和功率损耗及其绝缘电阻值（由高压试验人员完成）发变组PT核相及CT测向量（PT、CT拆线后及回路改动后必做，包括发电机出口PT、高厂变分支PT、主变出口PT，发电机出口和中性点CT、主变和高厂变套管CT、高压厂用电进线开关CT、发变组出口开关CT）1发变组PT核相1.1工作票已完工，检修设备具备运行条件。1.2汽轮机组冲转正常，发电机具备起励升压条件。1.3发变组出口500kV CVT二次小开关合入，发电机出口PT、高厂变分支PT正常投入。1.4发变组保护按照启动规定投入。1.5发电机起励升压至额定值。1.6用未进行检修及拆线的PT对需要的PT进行核相。如果所有发变组PT都需要核相，则以启备变串PT为基准与发变组PT进行核相。2CT测向量2.1工作票已完工，检修设备具备运行条件。相关CT试验合格，检修人员有交待。2.2汽轮机组冲转正常，发电机具备起励升压条件。2.3除需测向量CT所带差动保护阻抗保护、方向保护退出外，其他发变组保护按照启动规定投入。差动保护退出时不能同时退出发变组瓦斯保护、速断保护、定子接地保护。2.4如果仅侧发电机出口CT向量，可以在发动机短路试验时做。2.5如果涉及到发变组其他位置CT，需要带负荷才能测时，发电机起励升压至额定值。2.6发电机并网，调节负荷至CT测量需要的数值。2.7测量发电机、变压器CT二次电流相量。检查发电机、主变压器、发变组差动保护差流。正确后投入发电机差动保护压板。发变组空载试验1工作票已完工，检修设备具备运行条件。2发变组出口刀闸断开，高压厂用电各段母线工作电源进线开关在拉出位置。3发变组出口500kV CVT二次小开关合入，发电机出口PT、高厂变分支PT正常投入。避雷器在工作位置。4发变组保护按照启动规定投入。5汽轮机组冲转正常，转速维持在3000r/min，发电机具备起励升压条件。6发电机励磁系统选择手动升压。7合上灭磁开关，手动调节励磁将发电机电压缓慢升至50%额定电压，检查发电机出口三组PT、高厂变四组PT、500kV侧PT二次电压应正常。8将发电机电压升至额定，检查上述PT二次电压应正常，相序应正确，检查开口三角电压值，并进行发电机出口与主变高压侧、6KV、10KV电源工作进线二次核相工作。核对表盘及DCS测量数值。9发电机电压额定时，测量发电机的轴电压。完成后将发电机电压降至最低，跳开灭磁开关。检查主变、高厂变、发电机等一次设备有无异常。10检查主变、高厂变、发电机等一次设备无异常后，合上灭磁开关，调节励磁电流，开始录制发电机变压器组空载特性曲线，上升、下降各取8点，分别为11KV、15kV、17kV、18kV、19kV、20kV，在额定电压20kV这点必须读取。在发电机电压超过额定值后，退过激磁保护出口压板。注意：定子电压最高不得超过1.1倍额定电压。读取数值时，发电机电压不得来回调整。 11录制灭磁时间常数。定子电压在额定值时，启动录波器，跳开灭磁开关，录取定子电压、转子电压、转子电流数值及波形。 12测量发电机残压及相序，测量时应先测量PT二次电压，经折算后，若一次电压超过500V，不得进行一次测量。发变组短路试验1工作票已完工，检修设备具备运行条件。2汽轮机组冲转正常，转速维持在3000r/min。3发电机各辅助系统运行正常，具备起励升压条件。4发变组出口刀闸断开，高压厂用电各段母线工作电源进线开关在拉出位置。5发变组出口短路点K1短路良好，投入主变全部冷却器，高厂变冷却器投自动。6励磁系统具备启动条件。7检查发电机出口封闭母线与主变连接无异常，启动封母微正压装置，启动发电机母线出口冷却风机。8投发电机断水保护、主变非电量保护，其它发变组保护压板一律断开。9发电机励磁系统选择手动升压。10合上灭磁开关，缓慢调节发电机定子电流为2500A（二次为0.5A）时，检查发电机出口8组CT、主变高压侧4组CT有无开路，检查励磁变3组CT有无开路。11继续升流检查保护定值：发电机差动(一次值3849A、二次值0.7698A)，主变差动保护动作值（一次值10500A ，二次值2.1 A），发变组差动（一次值10500A ，二次值2.1 A）。检查后将CT二次恢复正常接线，然后将发电机定子电流缓慢升至发电机额定电流（一次值19245A， 二次值3.849A），检查发电机、主变压器、发变组差动保护差流。测量发电机、变压器CT二次电流相量。正确后投入发电机差动保护压板。12升流至发电机电流为额定时，测量发电机出口PT二次电压值并计算主变短路电抗值。13上述工作结束后，将励磁降至最低，跳开灭磁开关。14录制发电机变压器组三相短路特性曲线，上升、下降各读取8点，分别为5000A、7000A、9000A、11000A、13000A、15000A、17000A、19245A。最大定子电流为额定值时，读取发电机转子电压、转子电流值，并核对各仪表及DCS测量的准确性。在升流过程中，不要太快，防止发电机温升过快，安装单位要有人监视发电机、励磁装置、短路点有无异常。当值运行人员监视发电机定子线圈温度 ，定子铁芯温度,定子线圈出口水温度,发电机冷氢温度。并记录启动前及电流额定时上述各测点的温度值并打印清册。15上述工作结束后，调节发电机电流为额定值，跳开灭磁开关，测量灭磁时间常数。16在发电机出口处做三相短路线并接地，拆除K1点短路线。17进行高厂变A 6kV侧短路试验，将短路试验车推至6kV A段K2短路点,并检查短路试验车无异常。18拆除在发电机出口PT处做的三相短路接地线。19开启A高厂变冷却器。20投发电机断水保护，发电机差动保护,主变、A高厂变非电量保护。其它发变组保护压板一律断开。21发电机励磁系统选择手动升压。22合灭磁开关，用手动励磁缓慢升流做A高厂变6kV A段K2点短路试验。将电流升至二次约为0.06A(一次为300A)，检查A高厂变、6kV A段工作进线开关CT二次有无开路，然后升流核对高厂变差动保护定值（一次值375.375A，二次值0.15A）。完成后将高厂变差动保护CT二次恢复正常。将发电机定子电流缓慢升至厂高变额定电流（一次值750.55A, 二次值0.3A）,检查发变组差动保护，高厂变差动保护、主变差动保护差流。测量高厂变及6kV A段CT二次电流相量。核对表盘及DCS测量的准确性。23上述工作结束后，调节励磁为最低，跳开灭磁开关。24在发电机出口处做三相短路线并接地，拆除K2点短路线。25按照19.1719.24的顺序，做10kV A段K3短路点、6kV B段K4短路点、10kV B段K5短路点短路试验。265个点的短路试验都做完后，恢复措施，按照需要启动机组。发变组同期回路检查及假同期试验1将以下信号接入录波器：自动准同期装置的导前合闸脉冲、主变高压侧电压、母线电压、母线电压、差电压、机组出口断路器辅助接点。2检查并确认发变组“关主汽门”保护压板已打开，发变组出口断路器合闸位置启动热工DEH调速回路接线已断开。检查并确认发变组出口刀闸在断开位置，断开其动力电源。3将发电机电压升至额定值，维持发电机转速及电压在额定值。 4在DCS强制发变组出口刀闸在合位。5分别调整发电机转速使发电机频率低于和高于系统频率0.2Hz,在DCS操作“#1同期点选择”和“启动同期工作”，将DEH投入自动，同期系统将自动起动5013（2号机组为5021）断路器的自动同期继电器，观察自动准同期装置通过DEH电液调速装置自动调整发电机转速的情况，监视同期表的指示。自动准同期装置应能自动调整发电机频率与系统频率趋于一致。并自动将5013（2号机组为5021）断路器合闸（同时进行录波，从所录波形观察，断路器应在一次系统两侧相角差为0位置合上。如在非0位置合闸，则应修改整定的导前时间。）。试验结束后退出DEH自动，断开5013（2号机组为5021）断路器。 ,在DCS操作“#1同期点选择”和“启动同期工作”，将DEH投入自动，观察自动准同期装置通过AVR励磁调节器自动调整发电机电压的情况；监视同期表的指示。自动准同期装置应能自动调整发电机电压与系统电压趋于一致，并自动将5013（2号机组为5021）断路器合闸（同时进行录波，从所录波形观察，断路器应在一次系统两侧相角差为0位置合上。如在非0位置合闸，则应修改整定的导前时间。）。试验结束后退出DEH自动，断开5013（2号机组为5021）断路器。%56分别调整发电机电压低于和高于系统电压37解除DCS强制的发变组出口刀闸合位信号。8用同样的方法做与另一母线的假同期。9用同样的方法做与雁塔线的假同期。10试验结束后将发电机电压降至零,跳开灭磁开关。11送上发变组出口刀闸动力电源。12恢复发变组“关主汽门”保护压板，恢复发变组出口断路器合闸位置启动热工DEH调速回路接线。厂用电切换试验1机组并网后，维持发电机有功负荷为100MW。试验前应做好措施，以防止切换不成功时厂用电源失电影响机组运行。2将6kV、10kV工作进线开关推入工作位置。3将6kV厂用电A段自动切换装置投入并联快切方式。用DCS进行6kV厂用电A段备用进线开关向工作进线开关并联自动切换。此时工作进线开关应先合上，备用进线开关应后跳开。试验过程中用录波器进行录波。4用DCS进行6kV厂用电A段工作进线开关向备用进