XXX公司2×600MW机组#1发电机电气联合启动方案

1、XXX公司2×600MW机组#1发电机电气联合启动方案1 调试目的启动调试工作的基本任务是使新安装的机组安全顺利地完成联合启动并正式移交生产，使机组投产后能安全稳定地运行。本方案根据电厂设计、设备特点，按照相关标准以及制造厂家设备技术说明书制订，根据现场的特点、验收标准以及相关的注意事项对发电机进行相关的测试，确保发电机进入正式试运行期间发电机的技术状态符合相关规定，满足试运行要求。2 工程概况XXX公司规划为2×600MW机组。升压站通过XXI、回500kV出线送至XX变并入南方电网。本次调试工程属于XXX公司2×600MW工程中的1发电机组部分。本方案所指的1

2、机组调试机组的整个启动过程包括机组开始冲转到机组并网需要作的检查和试验，相关的二次调试在一次电气试验过程中一并进行。相关主设备的铭牌参数如下：发电机铭牌型号:QFSN-600-2-22C功率:600MW转速:3000rpm相数:3频率:50Hz电压:22kV电流:17495A效率:98.9%功率因数:0.9定子接法:2-Y生产厂家：东方电机厂主变压器（变压器组）铭牌额定容量:240MVA频率:50Hz额定电压:525/2×2.5/22kV连接组号：I，I0（Ynd11）出厂编号：C2006058,C2006059,C2006060电气一次接线及短路点设置见附图1；试验接线原理图见附图

3、2；3 引用标准3.1火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996版）3.2 火电机组移交生产达标考核评定办法（1997年版）3.3火电工程调整试运质量检验及评定标准3.4 1996火电工程启动调试工作规定3.5 DL5009.1-2002 电力建设安全工作规程第1部分：火力发电厂3.6 GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准3.7 GB50170-92电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范4 机组联合启动前应该具备的条件4.0 本方案认为在发电机启动前升压站已经运行，启备变已经运行；4.1启动前检查4.1.1 发电机在投运前已严格按照电气设备交接试验标准GB501

4、50-2006的要求和制造厂的有关技术文件以及二十项重点反措完成全部交接试验并合格； 4.1.2 主变压器在投运前已严格按照电气设备交接试验标准GB50150-2006的要求和制造厂的有关技术文件以及二十五项重点反措完成全部交接试验并合格； 4.1.3 发电机出口GCB在投运前已严格按照电气设备交接试验标准GB50150-2006的要求和制造厂的有关技术文件以及二十五项重点反措完成全部交接试验并合格； 4.1.4 发电机出口氧化锌避雷器在投运前已严格按照电气设备交接试验标准GB50150-2006的要求和制造厂的有关技术文件以及二十五项重点反措完成全部交接试验并合格； 4.1.5发电机出口电流

5、互感器在投运前已严格按照电气设备交接试验标准GB50150-2006的要求和制造厂的有关技术文件以及二十五项重点反措完成全部交接试验并合格； 4.1.6发电机出口电压互感器在投运前已严格按照电气设备交接试验标准GB50150-2006的要求和制造厂的有关技术文件以及二十五项重点反措完成全部交接试验并合格； 4.1.7发电机至主变压器、高压厂用变压器、励磁变压器的封闭母线已经全部按照交接试验规程试验合格；4.1.8检查各种电气一次设备已按要求进行了双接地；二次屏柜也进行了接地；电缆沟全部盖好，防火封堵全部完成；4.1.9各种保护装置调试完成，整组试验调试完成并合格，初步具备投运条件；4.1.10

6、励磁系统经过加量调试，符合设计要求 (含励磁控制、过电压保护、灭磁屏回路)；4.1.11 一次电气设备进行全面清扫，包括各种屏柜、封闭母线等；尤其封闭母线中杂物要检查确认；现场杂物全部清除干净； 4.1.12全厂、站电气设备编号齐全，对刀闸操作机构、接地刀闸、操作箱、配电装置室、发电机励磁小间均按运行要求管理，控制屏及保护屏门锁应好用；4.1.13 所有电气设备名称编号清楚、正确，带电部分设有警告标志，所有一次设备按启动要求悬挂标志牌、警告牌；4.1.14 机组启动前必须结束与机组启动直接相关的土建工程，并保证交通畅通、照明充足、发电机各控制系统、监控装置、信号装置、保护装置均已调试完成并投入

7、运行；各种安全设施和消防设施完备，通风设施齐全，密封油压调整到规定的范围； 4.1.15 发电机、变压器(含厂变)所有继电保护及自动装置整定值均与调度及电厂运行人员核对无误；4.1.16所有测量仪表(含关口电能表)及温度测量系统调试、检定合格，并经计量部门确认；4.1.17 控制回路、信号回路、音响和灯光信号经实际相互动作试验，达到设计要求；4.1.18 直流系统、UPS系统均正确可靠；4.1.19 故障录波装置调试合格，并能可靠投入运行；4.1.20发电机定子冷却水水压、水质各项指标合格，进水温度符合制造厂的要求；4.1.21发电机内氢气纯度、湿度、压力及进气温度符合制造厂的规定；4.1.2

8、2氢气冷却器水系统通水，状态良好，进水温度在容许范围内，流量按运行规程进行控制；4.1.23发电机的滑环、碳刷应清洁完整；碳刷表面经过了打磨适形处理；电刷应能在刷盒内上下自由移动，电刷压力正常；4.1.24交、直流润滑油泵经实际试验，投切可靠；4.1.25备用电源试验完毕，并经过带负荷实际联动试验，并且低厂变与起备变切换完全可靠；保安电源投切可靠(要求带一定负荷进行试验)；4.1.26集电环通风管道畅通；4.1.27发电机中性点消弧线圈档位按照设计要求调整到合适档位；4.1.28主变分接头调整到运行位置；4.1.29变压器冷却系统能够可靠投入，事故喷水、事故排油坑设施齐全，灭火沙坑准备好，安全

9、围栏齐备；4.1.30主变和高厂变油位正常，瓦斯继电器已排气，温度指示正确， 冷却系统运行可靠，油循环阀门已打开，油泵风扇已能正常投入运行；4.1.31 除已受电的运行设备，其他一次系统所有开关，刀闸（除小车开关和接地刀闸）均在分闸位置，小车开关在试验位置，接地刀闸均在合闸状态；4.1.32 有关一次设备包括厂用各系统的操作、控制、音响信号、联锁、DCS顺控、NCS监控及所有保护的传动试验已完成，保护定值已按正式定值单整定完毕；4.1.33 本次启动的厂用电电源由启备变供给，已制定落实厂用电运行方式及安全保障措施；4.1.34 通讯、调度、远动应具备条件。4.1.35 500kV升压站带电运行

10、，其中500kV桥曲甲线线路保护、鲤桥线线路保护、母差保护、断路器保护、故障录波器等已经投用。4.1.36 保持相关工作人员通讯畅通并准备值班记录本；4.2 整组启动前的准备工作4.2.1 励磁调节器投手动运行方式；4.2.2断开灭磁开关MK以及灭磁系统交流侧开关；4.2.3使用6kV电源作为励磁电源，6kV到励磁变的三相电缆选截面积为105mm2的三相铝芯聚氯乙稀电缆（励磁变高压侧线电流最大约100A）,解开励磁变与封母的连接； 4.2.4 试验用仪表接线见各试验接线图：发电机空载、短路等一次试验的接线优先选在励磁小间进行，如无条件则在故障录波屏上选取所需信号。电流和电压量应选用测量用TA和

11、TV端子。转子电流取变送器前面的mV信号；4.2.5 准备好所需的仪器仪表、工具、图纸资料和试验记录表格；4.2.6 准备相序表一块；4.2.7本次启动中安排有3个短路点：短路点k1：发电机与出口断路器之间；短路点k2、k3：5011、5012断路器之前(短路电流应流过升压站CT)试验开始前，使用符合要求的短路母线(铜排或铝排，按最大短路电流的1.2倍考虑),按照上述地点要求安装好短路点k1、k2 、k3位置处的短路排。4.2.8 为防止倒送电、误升压，发电机一、二次开关刀闸均在断开位置，并退出了它们的操作电源；6kV分支电源开关拉出柜外。在操作把手或刀闸上挂“有人工作，严禁操作”标识牌；没有

12、得到试验操作命令时，任何人不得进行操作；4.2.9 试验前根据运行设备范围，填写启动运行操作票，检查各开关位置，操作程序严格按电厂运行规程执行。设备编号按双重编号填写；4.2.10 确认各二次电流回路无开路，二次电压回路无短路；4.2.11将发电机、高厂变、主变的所有保护均退出运行。在进行各项试验时，根据实际情况进行投退。4.1.12主控室与手动励磁调节器及灭磁小间准备好通讯设备保持联系畅通；4.2.13检查MK在断开位置，操作电源全部退出，并在相关电源开关上悬挂禁止操作标识牌；4.2.14检查断路器2001、5011、5012、5013均在断开位置，操作电源全部退出，并在相关电源开关上悬挂禁

13、止操作标识牌；同时退出5011、5012、5013断路器保护装置；4.2.15检查隔离开关20011、50111、50112、50121、50122、50131、50132在断开位置，操作电源全部退出，并在相关电源开关上悬挂禁止操作标识牌；4.2.16检查接地刀闸200117、200127、501367、501167、501117、501127、501217、501227、501317、501327在闭合位置，操作电源全部退出，并在相关电源开关上悬挂禁止操作标识牌；4.2.17发电机出口TV全部推入，保险已经装好；4.2.18机内氢气压力、湿度、纯度满足厂家或运行规定；4.2.19定子内冷水满

14、足厂家或运行规定；4.2.20氢气冷却器冷却水满足厂家或运行规定；4.2.21确认发电机内检温计读数合理，这些温度应该接近环境温度或者机内温度；不合理读数需处理合格；4.2.22发电机断水保护投运；4.2.23 向调度申请轮流停用500kV I母母差保护A屏和I母母差保护B屏，在母差保护屏上（或在TA就地端子箱）将5011开关CT接入母差保护的绕组短接退出；4.2.24 在1主变计量屏上（或在TA就地端子箱）将5011开关CT和5012开关CT接入1主变计量表计的绕组短接退出；4.2.25 确认5011开关CT其他绕组、5012开关CT其他绕组没有开路，若回路没有完善，应在TA端子箱中将其短接

15、接地；4.2.26 1主变分接开关按调度部门正式通知置于要求档位。4.2.27主变、高厂变冷却风扇全投；4.2.28 检查主变中性点死接地。5 试验项目5.1同期电压核相试验（该试验在电气整套启动前提前完成）5.2发电机转子和封闭母线绝缘电阻；5.3不同转速下发电机转子交流阻抗及绝缘电阻值的测量5.4发电机短路特性试验（k1短路点）；5.5发电机变压器组短路特性试验（k2，k3短路点）；5.6发电机空载特性试验；5.7发电机灭磁时间常数测量； 5.8发电机残压测量；5.9核对发电机相序；5.10空载及各种负荷下测量轴电压；5.11发电机变压器组空载特性试验；5.12励磁系统空载试验；5.13同

16、期电压核相试验；5.14假同期试验；5.15首次并网及带负荷试验；6 整组启动试验内容6.1 同期电压核相试验此项工作应该机组整组启动前完成，并且在本项试验开始之前，1主变高厂变已经过500kV系统冲击试验，并已带电运行。试验主要目的是检查发电机同期并网用的两组PT电压相位是否正确，以确保发电机准同期并网；同时检查励磁变压器相序连接的正确性、高压厂用变相序正确性；发电机同期用的两组电压一个取自出口断路器2001外侧(在GCB开关内)，一个取自发电机端出口PT；本试验要求在发电机定子线圈出口至发电机出口PT电压互感器之间的母线预留断口，如附图1所示；通过合上发电机出口2001开关，将主变低压侧电

17、压送至2001开关内侧的发电机出口PT，使得同期电压在同一个系统中进行电压相位的核对；该试验可同时将发电机出口所有的PT的幅值和相序进行核对。同时励磁变压器已接于发电机端，其低压側带电（注意：试验前应检查AVR柜不上电，灭磁开关已可靠断开并拉开操作电源，确保励磁可控整流柜不工作，发电机转子无电流。），通过测量励磁变低压側相序检查励磁变压器高、低压側安装连接的正确性。通过检查高压厂用变低压側相序检查高压厂用变高、低压側安装连接的正确性。6.1.1试验前具备条件：a、 发电机定子线圈出口至封闭母线之间的软连接解除，同时将软连接接线室封闭，挂“高压危险”标识排。试验时该处安排专人监护。b、 发电机出

18、口断路器2001至发电机出口TV的母线已连接，TV一次保险正常。c、 发电机出口PT电压互感器已安装完毕，PT一次接地已接好，该PT所有二次回路已清查，并完成PT二次升压试验，PT二次回路绝缘经测量合格；断开二次回路PT所有保险，防止PT二次回路短路。d、 在发电机保护柜加装临时过流保护，躲过励磁变涌流，定值为10%Ie=0.385A，时限0秒，出口方式为跳发电机出口断路器2001，试验前该保护完成整组传动试验。e、 投入发电机差动保护，励磁变差动保护，出口压板只投跳发电机出口断路器2001，其他出口压板不投。f、 做好安措准备，发电机侧、励磁变侧不准有人工作，确保灭磁开关在分位并断开其操作电

19、源，AVR柜工作电源断开，在相应电源开关处悬挂“禁止操作，有人工作”的标识牌，同时设置安全围栏，并派人监护，试验期间禁止任何人靠近发电机、励磁变及母线侧。6.1.2试验过程a、 拉开200127地刀，合上20011隔刀，合上2001断路器，发电机出口PT带电。b、 检查发电机出口PT二次幅值和相位是否正确。c、 合上同期电压的二次保险，检查同期电压幅值是否相同，相位是否相同。d、 合上发电机出口其他PT二次保险，逐个检查电压幅值和电压相序，并与主变低压侧电压之间进行核相。e、 测量励磁变低压側电压相序，应为正相序。f、 检查完毕后，拉开2001断路器，拉开20011隔刀，合上200127地刀，

20、恢复到试验前状态。6.2 发电机转子和封闭母线绝缘电阻该试验目的是在发电机启动冲转前测量发电机转子和封闭母线绝缘电阻，判断绝缘是否能够满足开机升压要求。发电机定子由于结构原因绝缘电阻无法测量。6.2.1 试验条件在发电机出口软连接与封母连接前进行测量；6.2.2 准备合格的摇表；6.2.3 记录环境温度、湿度；6.2.4 试验前做好安全措施：要求脱离试验人员视力范围的金属裸露部位有人监护；6.2.5 使用500V普通摇表测量发电机转子绝缘电阻；试验前空试摇表是否完好。6.2.6 转子绝缘电阻阻值在0.5M以上；6.2.7 使用2500V摇表测量封母绝缘电阻；试验前确认摇表状态良好；6.2.8

21、封母绝缘电阻在20M以上。6.3 不同转速下(包括超速后)测量发电机转子绕组绝缘电阻、交流阻抗、功率损耗；6.3.1 检查MK在断开位置，操作电源已退出；6.3.2 检查发电机出口断路器2001在断开位置，操作电源已退出；6.3.3 检查发电机出口隔离开关20011在断开位置,操作电源已退出；6.3.4 检查接地刀闸200117、200127在闭合位置，操作电源已退出；6.3.5 检查6kVIA、IB、IC、公用01段电源进线开关6101、6121、6141、6161退出并拖出柜外；6.3.6 试验接线在MK开关靠转子侧进行；要求解开此侧上与励磁系统相关的所有回路接线，保证励磁装置的安全；6.

22、3.7 按照附图3进行接线并检查转子回路的接线是否正确；要求在电源回路接入隔离变压器；6.3.8 在升速/降低的过程中，转速每变化500rpm，测量一次绝缘和交流阻抗；当刀闸向右合上，测量绝缘电阻；当刀闸向左合上，测量交流阻抗。施加电压为200V（其峰值UfN/1.414）。测量各转速下的电流和功率，按附表1记录：6.3.9 查看试验数据，要求与出厂数据差别在10以内（同样电压情况下）。否则查明原因；6.3.10 恢复试验中的各种改接线，并检查无误；6.3.11 拆除试验接线；6.3.12 通知值长转子交流阻抗试验已完成；6.3.13 超速试验后的转子动态交流阻抗测量在降速的过程中进行，试验重

23、复6.3.16.3.12。6.4 发电机短路特性试验6.4.1 检查并确认MK在断开位置，操作电源已退出6.4.2 检查发电机出口断路器2001在断开位置，操作电源已退出；6.4.3 检查发电机出口隔离开关20011在断开位置,操作电源已退出；6.4.4 检查接地刀闸200117、200127在闭合位置，操作电源已退出；6.4.5 查看励磁方式已经改为它励方式，它励电源开关保护定值已设定并符合要求。要求该开关投入过流保护，定值为120A，时间0S；6.4.6 查看K1短路排安装完毕，短路排面积并符合短路时电流容量的要求；6.4.7 投入发电机断水保护，发电机热工保护，投定子过负荷保护；发电机差

24、动保护投信号，主变差动保护投信号，投发电机复压过流，时间整定为0S，投励磁变差动保护，投励磁变过流保护，投励磁变过负荷保护，投励磁绕组过负荷保护，投发电机转子一点接地保护、两点接地保护；发电机保护中与电压有关的其他保护不投；发电机保护中的失灵保护不投，退出强励装置及自动电压调整装置；解除电跳机关主汽门压板；解除灭磁开关连跳主开关压板。6.4.8 检查6kVIA、IB、IC、公用01段工作电源进线开关6101、6121、6141、6161均在试验位置；6.4.9 检查并确认发电机定子内冷水按要求投入并且水压额定、流量额定；6.4.10 发电机氢气压力、纯度、湿度在合格范围，发电机不漏氢；6.4.

25、11 发电机氢冷系统正常投入，冷却水按照运行规程投运；6.4.12 检查发电机、变压器的各温度测点均正常，否则消除缺陷；6.4.13 发电机中性点PT刀闸已合上；6.4.14 用万用表检查发电机出口电压互感器各一次保险均正常，二次小开关均在合闸位置。将TV推至工作位并确认；6.4.15 检查发电机出口TV一次接地良好，否则应该进行良好接地；6.4.16 确认发电机保护装置工作正常；6.4.17 将#1发变组保护柜主变重瓦斯保护和高厂变重瓦斯保护的压板投跳闸位置；6.4.18 仪器接在励磁小间励磁调节柜端子排上，要求试验前接好试验仪器并确认仪器在完好状态；6.4.19 通知值长发电机短路试验开始

26、；6.4.20 给励磁装置交、直流开关电源；6.4.21合它励电源开关（ ），给励磁电源；6.4.22 合MK，手动调节励磁电流；6.4.23 在10%IN时检查各TA是否有开路现象；校对试验仪器的读数与励磁系统和集控室内仪表的读数是否一致；检查三相电流的对称性及转子电流是否正常，如定子三相电流严重不平衡或有其他异常现象，应立即断开灭磁开关，查明原因。6.4.24 在不同的定子电流下（间隔1000A），分别读取定子三相电流、转子电流和转子电压值，直至额定定子电流为止，并记录于表2中。6.4.25 试验中注意观察发电机的定子线圈温度和出水温度是否合理，否则应立即停止试验并查明原因；6.4.26

27、电气二次的调试人员与一次调试进行沟通，在升流过程中进行TA的变比和极性的测试检查并一次完成，等二次调试完成后才继续进行一次调试。6.4.27 试验过程中安排人员进行通流部位巡视，包括转子碳刷处。尤其是短路排安装位置，如果发现异常情况应立即断开励磁开关；6.4.28 试验完毕，跳开MK，并断开励磁调节柜电源；6.4.29 通知值长发电机短路试验完成，跳开它励电源开关()；6.4.30 在发电机出口避雷器处验电，并在此挂接地线；6.4.31合发电机出口接地刀闸200127，并确认合上；6.4.32 拆除发电机出口短路排，并恢复封闭母线；6.4.33 拆除发电机出口避雷器挂接的接地线；6.4.34

28、断开发电机出口接地刀闸200127。6.5 发电机变压器组短路特性试验k2、k3短路点试验同时进行。该试验的主要目的是检查从发电机出口CT到主变高压侧各组CT的极性的正确性以及主变压器高压侧各组CT变比的正确性。6.5.1 检查并确认MK在断开位置，操作电源已退出；6.5.2 检查短路点k1处短路排已经拆除；避雷器处安装的地线已经拆除；安装短路排处的封闭母线已经恢复；6.5.3 检查升压站中相关地刀已经按照要求进行闭合，并检查无误；6.5.4 投入发电机断水保护，发电机热工保护，投定子过负荷保护；发电机差动保护投信号，主变差动投信号；投发电机复压过流，时间整定为0S；投主变复压过流，时间整定为

29、0S,电流为150A，投励磁变差动保护，投励磁变过流保护，投励磁变过负荷保护，投励磁绕组过负荷保护，投发电机转子一点接地保护、两点接地保护；投主变轻重瓦斯保护、油温保护、冷却器全停保护；投厂变轻重瓦斯保护、油温保护、冷却器全停保护；投公用变轻重瓦斯保护、油温保护、冷却器全停保护；发电机保护中与电压有关的其他保护不投；发电机保护中的失灵保护不投；退出强励装置及自动电压调整装置；解除电跳机关主汽门压板；解除灭磁开关连跳主开关压板；6.5.5 网控保护投退按调度下达的方案执行。6.5.6 解除发电机并网信号至热控的节点，防止发电机失步。6.5.7 检查并确认5011开关CT接入母差保护的绕组已短接退

30、出；6.5.8 检查并确认5011开关CT和5012开关CT接入1主变计量表计的绕组已短接退出；6.5.9 检查并确认5011开关CT其他绕组、5012开关CT其他绕组没有开路；6.5.10 检查主变中性点确已接地；6.5.11 检查主变分接档位已按调度摆在运行档位；6.5.12 投主变风扇电源，启动风扇；6.5.13 检查6kVIA、IB、IC、公用01段电源进线开关6101、6121、6141、6161均在试验位置；6.5.14 检查发电机出口断路器2001已经合上，操作电源已退出；6.5.15 检查发电机出口隔离刀闸20011已合上，操作电源已退出；6.5.16 检查接地刀闸200127

31、、200117均已断开，操作电源已退出；6.5.17 检查5011、5012断路器在断开位置，操作电源已退出；6.5.18 检查50112、50121隔离刀闸在合闸位置，操作电源已退出；6.5.19 检查50111、50122隔离刀闸在断开位置，操作电源已退出；6.5.20 检查地刀501167、501127、501217已断开，操作电源已退出；6.5.21 送5011、5012断路器操作电源，合5011、5012断路器，并检查确认；6.5.22 通知值长发变组短路试验开始；6.5.23 合它励电源开关（ ），并确认合上；6.5.24 送上励磁装置交、直流开关电源；6.5.25 合MK，手动调

32、节励磁电流；6.5.26 控制主变高压侧电流在100A左右进行二次相关保护校核工作。6.5.27 电气二次的调试人员与一次调试进行沟通，在升流过程中进行C.T.的变比和极性的调试并一次完成，等二次调试完成后才继续进行升流。6.5.28 在20%IN时,检查三相电流(发电机和变压器)的对称性及转子电流是否正常，如定子三相电流严重不平衡或有其他异常现象，应立即断开灭磁开关，查明原因。 6.5.29 二次校核完毕无误后，降低发电机电流至零。6.5.30 试验过程中安排人员在发电机、主变、升压站巡视，如发现异常情况应立即断开励磁开关；6.5.31 试验完毕，跳开MK，并断开操作电源；6.5.32 通知

33、值长发变组短路试验完成，跳开它励电源开关( )；6.5.33 合发电机出口2001断路器操作电源，断开2001断路器，确认后退出2001断路器操作电源；6.5.34 合发电机出口20011隔离刀闸操作电源，断开20011隔离刀闸，确认后退出20011隔离刀闸操作电源；6.5.35 合上5001217接地刀闸；6.5.36 合上5001127接地刀闸；6.5.37 拆除K2、K3点安装的短路排。6.6 发电机空载特性试验6.6.1 检查k1k3点所有短路排拆除掉；6.6.3 检查MK在断开位置，操作电源已退出；6.6.3 检查发电机出口断路器2001在断开位置，操作电源已退出；6.6.4 检查发

34、电机出口隔离开关20011在断开位置,操作电源已退出；6.6.5 检查接地刀闸200117、200127在断开位置，操作电源已退出；6.6.6 检查检查6kVIA、IB、IC、公用01段电源进线开关6101、6121、6141、6161均在试验位置；6.6.7 投入发电机差动、过流；退出强励、强减，解除灭磁开关与汽机等联跳，励磁投手动；转子一点接地保护、两点接地保护投入，过激磁保护定值调整到1.35；定子接地投信号。6.6.8 通知值长发电机空载试验开始；6.6.9 送上励磁装置交、直流开关电源；6.6.10 合它励电源开关（ ），并确认；6.6.11合MK，手动调节励磁电流；6.6.12 缓

35、慢升压，在30%UN(6kV左右)时巡视发电机、母线、高厂变、各TA、TV等设备有无异常，检查三相电压是否对称及转子电流是否正常，在异常情况下应立即断开灭磁开关，停机查明原因。6.6.13 在此电压下应核对完成定子电压相关量极性和数据，无误后投入定子接地保护；6.6.14 升压过程中，在不同的定子电压下（间隔为2000V），分别读取定子三相电压、转子电流、转子电压，直至额定定子电压为止，并记录于表五中。6.6.15 升压过程中，应注意观察发电机的定子线圈温度和出水温度是否合理；6.6.16 在额定电压下，检查发电机无异常后，再继续升压，直至1.05UN(23.1kV)，在此过程中，定子电压每升

36、高1000V记录一次数据。6.6.17 在1.05UN(23.1kV)电压下停留，检查发电机有无异常；6.6.18 缓慢降压。降压过程中在不同定子电压下（间隔为2000V），分别读取定子三相电压、转子电流、转子电压，直至额定定子电压为止，并记录于相关附表中；6.6.19 将发电机电压缓慢降至0V；数据记录间隔为2000V；6.6.20 试验过程中严禁中途反向调节励磁，试验过程中始终有专人对发电机进行监视，运行人员应密切监视零序电压及接地信号装置，一旦异常，立即通知断开灭磁开关。试验数据记录在相关附表中。6.6.21 试验完毕，跳开MK，断开操作电源；6.6.22 通知值长发电机空载试验完成；6

37、.6.23 跳开6kV励磁电源开关；6.7 灭磁时间常数测量6.7.1 空载试验完成后，保持各开关刀闸的位置不变，手动调节励磁电流使发电机机端电压升到额定值；6.7.2 在额定电压时，启动自动录波装置，直接跳开灭磁开关（不使用逆变灭磁），记录电压衰减波形；6.7.3 检查并确认灭磁开关在分开位置；6.7.4 通知值长灭磁时间常数测量试验完成；6.8 残压的测量及利用残压核对发电机相序6.8.1 检查并确认灭磁开关在分开位置，断开灭磁开关操作电源，并在上面悬挂“禁止操作”的标识牌；6.8.2 在发电机出口一次侧使用交流电压表直接测量相间及相对地残压；数据记入相关附表；测量时要求各测量人员带手套、

38、穿绝缘靴；6.8.3 使用相序表核对发电机电压相序（旋转方向）与母线标识的旋转方向是否一致；数据记入相关附表；6.8.4 试验完毕；通知值长残压的测量及利用残压核对发电机的相序试验已完成；6.9 在空载及几种负荷下测量轴电压6.9.1 检查并确认MK在断开位置，操作电源已退出；6.9.2 检查发电机出口断路器2001在断开位置，操作电源已退出6.9.3 检查发电机出口隔离开关20011在断开位置,操作电源已退出；6.9.4 检查接地刀闸200117、200127在断开位置，操作电源已退出；6.9.5 准备交流电压表一块，长导线一根，油膜短接线二根；6.9.6 通知值长发电机空载下轴电压的测量试

39、验开始；6.9.7 送上励磁装置交、直流开关电源；6.9.8 合它励电源开关（ ），并确认；6.9.9 合MK，手动调节励磁电流将发电机定子电压升至额定电压；6.9.10 拔下轴承上的接地碳刷；6.9.11 用电压表接到发电机的轴两端，直接测量轴电压，记录该数据U1和发电机的定子电压、转子电压、转子电流等数据，并记录在附表6中；6.9.12 用短接线将发电机两端的油膜短接，测量轴承对机座电压，记录试验数据U2和发电机的定子电压、转子电压、转子电流等数据，并记录在附表6中；6.9.13 发电机并网带负荷以后，在有功分别为300MW和600MW时，用上述方法重新测量轴电压，并记录数据U1、U2以及

40、有功、无功、定子电压、定子电流、转子电压、转子电流等数据，并记录在附表6中；6.9.14 轴电压测量要求测量U2时要尽快完成，以保证U1和U2的测量在相同的功况下进行；6.10 发电机变压器组空载特性试验6.10.1 检查MK在断开位置，操作电源已退出；6.10.2 检查发电机出口断路器2001在闭合位置；6.10.3 检查发电机出口隔离开关20011在闭合位置,操作电源已退出；6.10.4 检查接地刀闸200117、200127在断开位置，操作电源已退出；6.10.5 检查5011、5012断路器在断开位置，操作电源已退出；6.10.6 检查50112、50121隔离刀闸在断开位置，操作电源

41、已退出；6.10.7 检查50111、50122隔离刀闸在断开位置，操作电源已退出；6.10.8 检查接地刀闸501167在断开位置，操作电源已退出；6.10.9 检查6kVIA、IB、IC、公用01段电源进线开关6101、6121、6141、6161均在试验位置；6.10.10 投入发电机差动、过流；退出强励、强减，解除电跳机压板，励磁投手动；转子一点接地、两点接地保护投入，过激磁保护定值调整到1.1；定子接地保护投入。投主变压器差动、过流，投入主变、高厂变的轻重瓦斯保护、油温保护、冷却器全停保护；高厂变复压过流保护投入；6.10.11 解除发电机并网送至至热工的并网信号；6.10.12 通

42、知值长发电机变压器组空载试验开始；6.10.13 送上励磁装置交、直流开关电源；6.10.14 合它励电源开关（ ），并确认；6.10.15 合MK，手动调节励磁电流；6.10.16 缓慢升压，在30%UN(6kV左右)巡视发电机、母线、主变、高厂变、各TA、TV等设备有无异常，检查三相电压是否对称及转子电流是否正常，在异常情况下应立即切断励磁，停机查明原因。6.10.17 升压过程中，在不同的定子电压下（间隔为2000V），分别读取定子三相电压、转子电流、转子电压，直至额定定子电压为止，并记录于表7中。6.10.18 升压过程中，应注意观察发电机的定子线圈温度和出水温度是否合理；6.10.1

43、9 在额定电压下，检查发电机无异常后，再继续升压，直至1.05UN(23.1kV)，在此过程中，定子电压每升高1000V记录一次数据。6.10.20 在1.05UN电压下停留，检查发电机有无异常；6.10.21 缓慢降压。降压过程中，在不同的定子电压下（间隔为2000V），分别读取定子三相电压、转子电流、转子电压，直至额定定子电压为止，并记录于表7中；6.10.22 将发电机电压降至0V，数据记录间隔为2000V；6.10.23 试验过程中严禁中途反向调节励磁。试验过程中始终有专人对发电机、变压器进行监视，运行人员应密切监视零序电压及接地信号装置，一旦异常立即通知断开灭磁开关。试验数据记录在表

44、7中。6.10.24 试验完毕通知值长发电机变压器组空载试验完成。6.10.25 向调度申请轮流停用500kV I母母差保护A屏和I母母差保护B屏，在母差保护屏上（或在TA就地端子箱）将5011开关CT接入母差保护的绕组接入保护装置（恢复原始接线）；6.10.26 在1主变计量屏上（或在TA就地端子箱）将5011开关CT和5012开关CT接入1主变计量表计的绕组接入，恢复原始接线。6.11 励磁系统空载动态调试6.11.1 检查MK在断开位置，操作电源已退出；6.11.2 给断路器2001操作电源，断开电机出口断路器2001；6.11.3 断开发电机出口隔离开关20011；6.11.4 断开接

45、地刀闸200117；6.11.5 合上接地刀闸200127；6.11.6 在发电机出口避雷器柜内安装一组接地线；6.11.7 拆除励磁变高压侧6kV电缆；恢复励磁变正常接线；6.11.8 拆除在发电机避雷器柜内安装的接地线；6.11.9 断开接地刀闸200127；6.11.10 合它励电源开关柜内地刀；6.11.11 拆除它励电源开关柜内电缆；6.11.12 断开它励电源开关柜内地刀；6.11.13 此试验的具体方案和步骤见相关的方案。6.12 同期电压核相试验本试验可“6.10 发电机变压器组空载特性试验”中同步完成。6.12.1 保护投入同“6.10 发电机变压器组空载特性试验”；6.12

46、.2 拉开200127，200117；6.12.3 合上20011隔刀，6.12.4 合2001断路器6.12.5 检查发电机出口TV和主变低压侧二次电压幅值和相位是否正确。6.12.6 合上同期电压的二次保险，检查同期电压幅值是否相同，相位是否相同。6.12.7 检查完毕后，拉开2001断路器；6.12.8 拉开20011隔刀；6.13 假同期试验6.13.1 调试人员已准备就位，在同期装置处接好录波装置；6.13.2 解除发电机并网信号至热工的节点，防止发电机失步；6.13.3 投入发电机差动、过流；解除电跳机压板，励磁投手动；转子一点接地、两点接地保护投入；定子接地保护投入。投主变压器差

47、动、过流，投入主变、高厂变的轻重瓦斯保护、油温保护、冷却器全停保护；高厂变复压过流保护投入；6.13.3 发电机升压至额定；6.13.4 系统电压已送至20011隔刀外侧；6.13.5 检查20011隔刀在拉开位置；6.13.6 启动同期装置；6.13.7 同期装置经过调压调频，使得发电机侧电压与系统电压的幅值差和相位差在定值范围内，同期装置发出合闸指令，自动合上2001断路器；6.13.8 手动拉开2001断路器，完成假同期试验。6.14 首次并网及保护带负荷检查6.14.1 试验前具备条件a调试人员已完成发变组保护的调试及二次相关回路的核对。b发变组所有保护按正常投入运行。c由运行指挥部制

48、定保厂用措施。d.恢复发电机并网至热工的信号节点。6.14.2 完成所有检查后，按运行操作要求进行发电机准备进行首次并网。将励磁系统运行方式置为就地手动；6.14.3 发电机并网后，检查发电机有功、无功方向：正常情况下此时两个数据应该为正值，否则解列进行检查。6.14.4 如无异常，则将励磁方式改为自动运行；6.14.5 申请带负荷至10%。6.14.6通知调试人员进行保护带负荷检查。6.14.7调试人员检查所有发变组保护及TA、TV二次回路，确认TA二次回路未开路, TV二次回路未短路，检查TA、TV极性接入是否正确。6.14.8 检查完毕后，如极性不对，停机后再进行更改。7 试验仪器本次试

49、验所需仪器如下：LA5电力监测记录仪、隔离变、调压器、相序表、500V兆欧表、交流电压表(300V)、交流电流表、瓦特表（cos=0.1）、高内阻万用表、相序表；8 质量控制点8.1 仪器在使用前应进行校准，保证仪器处于合格状态；8.2 试验前检查试验接线，确保接线正确、可靠；8.3 项试验完成后要及时核对数据，若数据明显偏离出厂数据，应找出原因或重新做试验；8.4 注意正确的读数方法，确保读数准确；9 试验的组织措施9.1组织机构本次联合启动调试试验由启动委员会领导下进行；参与整组启动的电气一次人员在一次负责人的指挥下工作。电气一次调试负责人直接听令于调试值长；9.2 各参与单位的职责分工湖

50、南省电力建设调整试验所调试人员负责仪器操作和接线。如果需要改动装置本身的接线，则需要相关设备安装单位人员进行改动；电气试验过程中湖南省电力建设调整试验所调试人员负责发出操作指令并进行监护工作，指令的操作由电厂运行值班人员执行；试验的具体实施由调试所调试人员执行；9.3 本单位人员分工各参加试验人员的分工由一次调试负责人现场确定。10 安全注意事项10.1 因为在运行中可能有氢气泄漏出来，在机房内严禁吸烟，在发电机周围十米范围内严禁电焊、气焊等产生火花的作业，应安排专人负责；严禁烟火的表示牌放在显眼的地方；10.2 严格按照安规的要求，禁止穿化纤服装，进入施工现场，要戴安全帽；10.3 不允许乱

51、动现场的与本职工作无关的设备，乱按设备按钮；对设备的操作都应有明确的命令和记录；10.4 试验接线应准确、安全、可靠，布局合理，防止被其他人员误碰试验接线，试验完毕应及时解开试验设备并恢复现场；10.5 在TA回路上工作时要严防开路；在接线及解线时要严格操作，并有专人监护；10.6 在TV回路上工作时要严防短路；在接线及解线时要严格操作，并有专人监护；10.7 在转子回路上工作时要扣好衣服扣子和衣袖扣子，防止衣物卷入旋转部分。测交流阻抗时，试验人员严格按规定着装，并应防止转子回路接地；10.8 测残压时，人体应站在绝缘垫上，周围的记录监护人员不得与试验人员接触，测量人员之间也不得相互接触；10

52、.9 试验时的带电作业应该填写工作票；工作票由调试人员会同电厂运行人员填写，并由当值值长负责审核和检查；10.10 电厂运行人员负责设备的操作和工作票的实施；10.11 安装单位人员负责设备的维护、消缺，配合启动试验工作；10.12 二次设备调试人员负责保护投退的确定和实施投退。10.13 注意其他事项，做到“三不伤害”。11 危险点、危险源及预控措施序号作业活动危险点/危险源危害结果控制措施5电气专业调试1、同步发电机的调试氢冷发电机密封瓦向机内漏油造成绝缘表面绝缘降低，油中水份带入机内，氢气温度增大；油雾及水汽使机内氢气纯度降低，增加通风损耗，影响电机运行温升和使用寿命 启动过程中整定好差压阀和平衡阀，保证动作灵活、可靠； 每班定期检查；漏气氢气爆炸 控制漏氢量，在一定限度内，安装漏氢监测装置； 距发电机周围5m范围内，严禁烟火区域，并有标示牌； 定期对氢系统进行现场监测； 把氢气区域好动火工作票审批； 密封油压应能稳定地保证比氢压高84105kPa；气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行；三相短路特性试验过流人身伤害，设备损坏 严格按调试方案进行；