1、调试项目名称调试措施 中电投宁夏临河电厂一期工程2 号机组电气整套启动调试措施编号：SPCTI/ CS 1010 2401第 1 页 共 37 页1 设备系统概况1.1 系统概况中电投宁夏临河电厂一期工程为新建燃煤发电厂，本期建设规模2350MW 燃煤超临界空冷发电机组，每台发电机组与一台容量为 420MVA 升压双卷电力变压器接成发电机-变压器组单元接线，接入厂内 330kV 屋外配电装置。发电机出口不设断路器。1.1.1 330kV 升压站系统本期新建 330kV 户外敞开式配电装置，一倍半断路器接线，两回出线（徐家庄 1，徐家庄 2）平环型布置。两回发变组进线、两回出线和一回起备变进线组
2、成两个完整串和一个半串。 1.1.2 发变组系统发电机为水氢氢汽轮发电机，额定功率 350MW，额定电压 20kV，额定电流 11886.6A，额定功率因数 cos=0.85，励磁方式为机端自并励静止励磁系统。发电机中性点经接地变压器（二次侧接电阻）接地。主变压器型号为导向油循环风冷无载调压铜芯双卷电力变压器， 额定容量 420MVA，变比 3632X2.5%/20KV， 接线组别 Yn-d11，阻抗 Ud=18%。主变压器高压侧中性点采用经隔离开关接地方式。每台机组设一台容量为 55/35-35MVA，202X2.5%/6.3-6.3KV， D,yn1，yn1，Ud=18%的无载调压分裂绕组
3、电力变压器作为高压厂用工作变压器；变压器低压中性点采用经电阻接地方式。1.1.3 起/备电源的引接本期2台机设一台容量为55/35-35MVA，3458X1.25%/6.3-6.3KV， Yn,yn0,yn0，Ud=19%的有载调压分裂绕组电力变压器作为厂用高压起动/ 备用变压器，起备电源由本期330kV母线上引接。起动/备用变压器高压侧中性点采用直接接地，低压中性点采用经电阻接地方式。 1.1.4 中压厂用电系统 高压厂用电采用 6kV 电压等级。6kV 高压厂用工作电源由发电机出口引接。SPCTI/ CS 1010 2401 第 2 页 共 37 页高压厂用母线采用单母线接线。本工程每台机
4、分别设两段 6kV 工作段（A、B 段） ，其工作电源分别由厂用高压变压器低压侧的两个分裂绕组引接。机炉的双套辅机及公用负荷分别接在两个工作段母线上。本工程6kV不设公用段，起备变低压侧两个分裂绕组分别与两台机组的两个工作段连接，作为每台机组厂用6kV工作段的备用电源。备用电源与工作电源采用快速自动切换方式。1.1.5 主厂房低压厂用系统本工程主厂房低压工作厂用电系统采用 380/220V 电压等级，中性点直接接地。主厂房内每台机组成对设置工作变,每对变压器互为备用。主厂房低压厂用变压器均为干式变。1.1.6 励磁系统励磁系统采用机端自并励静态励磁系统，主要由励磁变、AVR 柜，交流进线柜，灭
5、磁开关柜，灭磁电阻柜，整流柜等设备构成。AVR 选用南瑞的数字式自动电压调节器，具有手动和自动双通道，各通道之间相互独立，可随时停运任一通道进行检修。各备用通道可自动跟踪，保证无扰切换。AVR 留有与 ECS 的硬接口和数字通信接口，实现控制室内对 AVR的远方控制。1.2 设备概况1.2.1 汽轮发电机 1 台额定容量 412MVA额定功率 350MW额定功率因数 0.85(滞相)额定电压 20 kV额定电流 11.887KA额定转速 3000r/min周 波 50Hz相 数 3极 数 2SPCTI/ CS 1010 2401 第 3 页 共 37 页定子线圈接法 YY效率(保证值) 不低于
6、 98.95短路比(保证值) 0.5瞬变电抗 (不饱和值) 0.30Xd超瞬变电抗 (饱和值 ) 0.15稳态 (标么值) 10I2暂态 10St冷却方式：水氢氢励磁方式：机端自并励静态励磁额定励磁电压 434.6V额定励磁电流 2287A空载励磁电压 147.3A空载励磁电流 830.2A1.2.2 主变压器 1 台额定容量： 420MVA额定变比： 36322.5%20 kV联结组标号：YN,d11阻抗电压： 18%1.2.3 厂用高压变压器 1 台 额定容量： 55/35-35MVA额定变比： 202x2.5%/6.3-6.3kV联结组标号：D,yn1,yn1阻抗电压： 18%1.2.4
7、 330kV 开关330kV SF6 断路器 2 台额定电压：330kV额定电流：5000A额定开断电流：63kASPCTI/ CS 1010 2401 第 4 页 共 37 页额定峰值耐受（动稳定）电流（峰值)： 173kA额定短时耐受（热稳定）电流（有效值)： 63kA/3s1.2.5 发电机变压器组保护装置发电机、励磁变保护（双套） 1） 发电机差动保护2） 发电机定子 100%接地保护3） 发电机转子一点接地保护（单套）4） 发电机定子过负荷保护5） 发电机负序过负荷保护6） 纵向零序电压式匝间短路保护7） 发电机失磁保护8） 发电机失步保护9） 发电机过激磁保护10） 发电机低频保护
8、11） 发电机逆功率保护12） 发电机程序逆功率保护13） 发电机起停机保护14） 发电机过电压保护15） 发电机复合电压记忆过流保护16） 发电机误上电保护17） 发电机定子冷却水断流保护18） 励磁变速断保护19） 励磁变过流保护20） 励磁变绕组过负荷主变、高厂变保护（双套）1）主变差动保护2）主变通风保护3）主变间隙零序保护4）主变高压侧零序过流保护SPCTI/ CS 1010 2401 第 5 页 共 37 页5）主变高压侧复合电压过流保护6）主变重瓦斯、压力释放保护7）主变绕组温度、油温、油位异常保护8）主变冷却器全停保护9）厂高变差动保护 10） 厂高变启动风冷保护11） 厂高变
9、复合电压过流保护12） 厂高变低压分支限时速断保护13） 厂高变低压分支复压过流保护14） 厂高变低压分支零序过流保护15） 厂高变重瓦斯、压力释放保护16） 厂高变绕组温度、油温、油位异常保护1.2.6 发电机同期发电机同期点选择在 330kV 升压站 3322、3320 开关两点，同期装置采用金智科技股份有限公司 MFC5061 双微机自动准同期装置 ，并与 DCS 构成逻辑条件完成同期回路。1.2.7 快切系统厂用电快速切换装置采用金智科技股份有限公司的 MFC2000 型微机厂用电快速切换装置。MFC2000 型微机厂用电快速切换装置具有在正常情况下，备用电源与工作电源之间双向切换；事
10、故或不正常情况下，工作电源向备用电源单向切换的功能。2 编制依据2.1 西北电力设计院部分施工图2.2 施工图的修改通知单2.3 制造厂的说明书及图纸资料2.4 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-20062.5 火电工程启动调试工作规定电力部建设协调司建质199640 号SPCTI/ CS 1010 2401 第 6 页 共 37 页2.6 火电工程调整试运质量检验及评定标准建质1996112 号2.7 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程电建1996159 号2.8 电力建设安全工作规程（火电发电厂部分） （2002 年版） 2.9 电业安全工作规程（发电厂和变电所部分
11、） （1991 年版） 2.10 火电工程调试管理手册 （中电投集团公司200662 号）2.11 工程建设标准强制性条文 （电力工程部分 2006 年版）2.12 火电工程达标投产考核办法 （中电投 内规200842 号）2.13 专业化管理火电新机组启动试运管理规定 （中电投 CPIYW-08-27）2.14 十八项电网重大反事故措施 （国家电网公司 2005 年版）2.15 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 （国家电力公司 2000 版）3 试验目的通过发电机开路试验、短路试验、励磁系统及同期系统调试，考验机组电气一二次系统设备的性能，以及时发现并消除可能存在的问题，保证发电机组能
12、安全可靠地并入系统运行。通过首次整套启动试验，掌握发电机及励磁系统等有关设备的技术资料，为今后电厂发电机组的运行和维护提供原始的资料。转子交流阻抗测量目的：在不同转速下测量转子交流阻抗，检查发电机转子绕组是否存在匝间短路。 。发电机短路试验目的：检查发电机电流一次、二次回路的可靠性；检查发电机差动保护极性是否正确；检查保护、测量、计量装置的准确性；录制发电机短路特性曲线，检查是否符合设计要求。发变组高厂变短路实验目的：检查发变组电压、电流一次、二次回路的可靠性；检查主变差动保护极性是否正确；检查保护、测量回路电压/电流相位的准确性；检查保护、测量、计量装置的准确性。发电机主变330kV 柳徐
13、II 线空载试验目的：检查发电机、主变、330kV 线路电压一次、二次回路的可靠行；发电机与主变、330kV 线路核相，检查同期回路的正确性；检查保护、测量、计量装置的准确性；录制发电机空载特性曲线，检查是否符合设计要求。SPCTI/ CS 1010 2401 第 7 页 共 37 页发电机空载额定电压下励磁调节器试验及灭磁时间常数测量目的：检查微机自动励磁调节器的性能是否符合设计要求。发电机残压测量目的：检查发电机一次相序的正确性。发电机空载额定电压下轴电压、三次谐波测量目的：检查发电机的性能是否符合设计要求。发电机假并网试验目的：检查微机同期系统及相关回路的正确性。发电机带负荷试验目的：检
14、查 330kV 线路保护、短引线保护、母差保护、发变组保护、高厂变保护的动作准确性；检查励磁调节器的动态性能；检查厂用电切换装置动作的正确性；检查发电机的设计性能。4 试验前必须具备的条件4.1 场地环境应具备的条件4.1.1 通道畅通（包括道路） 。4.1.2 照明、通风、消防、通讯系统能满足整套启动要求，并经工程质量监督部门按程序进行监督检查。4.1.3 在发电机、变压器周围、集控楼、6KV、380V 开关室等电气设备处配置适量消防器材。4.1.4 整套启动范围内脚手架已经全部拆除，并清理出场。4.1.5 整套启动范围内垃圾已清除，地面平整、干净。4.2 土建专业4.2.1 整套启动范围内
15、的构筑物及集控室完工，屋面防水层完工。4.2.2 整套启动范围内的整修完工，验收合格。4.2.3 地坪完工、平整、干净，验收合格。4.2.4 沟道、孔洞盖板齐全、平整，验收合格。4.3 安装专业SPCTI/ CS 1010 2401 第 8 页 共 37 页4.3.1 整套启动范围内的表盘、开关、发电机、变压器、电缆、母线等施工完毕，油漆完工，封堵工作结束，验收合格。4.3.2 电气交接试验结束，试验报告齐全，并经验收合格,电气回路操作、指示正常，符合设计要求。4.3.3 整套启动范围内的各种继电器经整定，整定值符合规定，试验合格。变压器接头位置按运行要求整定。4.3.4 声光信号、报警装置投
16、入使用。4.4 其他4.4.1 整套启动方案经有关主管部门批准。并由工程指挥部根据工程的实际情况制定出具体的启动日期。4.4.2 成立整套启动领导小组。4.4.3 明确整套启动后的管理方式和管理单位。4.4.4 整套启动前应由有关部门组织质监，认可启动范围内的设备系统、继电保护等条件具备。4.4.5 整套启动范围内的所有电气设备在冷备用状态，配置适当的安全保护 措施。4.4.6 整套启动范围内的所有电气设备外壳可靠接地。4.4.7 整套启动范围内所有一次设备上的临时接地线及短路线均应拆除。4.4.8 整套启动范围内所有电气一、二次设备的名称及编号，按电厂要求均已明确标明。整套启动时涉及试验和投
17、运的设备要挂有标示牌或警告牌。4.4.9 向电网主管部门申请启动时间，并且得到许可。4.5 试验前 330kV 的运行方式： 4.5.1 事先与调度联系，空出柳徐 II 线供整套试验所用。330kV 断路器3321、3320 间隔及其相关隔离刀闸均处于冷备状态，接地刀均处于分闸状态。4.5.2 330kV 断路器 3322 及其相关的隔离刀闸均都处于冷备状态，接地刀均处于分闸状态。SPCTI/ CS 1010 2401 第 9 页 共 37 页4.5.3 K1、K2 点的短路点考虑设在 330kV 的接地刀 332017、332227 的接地点处。4.6 试验前#2 机组本身的运行方式： 4.
18、6.1 6KV 2A、2B 母线的工作进线开关均处于检修状态。4.6.2 6KV 2A、2B 母线由高备变经 330kV 系统提供电源。4.6.3 检查确认发电机的内冷水、氢、密封油系统投运正常，检查发电机绕组各温度测点工作正常。4.6.4 发电机定子及其回路、转子及其回路、主变、厂变及其高低压侧的回路进行绝缘检查正常。4.6.5 检查发电机出口 PT 的一次熔丝合格，并有相应备品。4.6.6 将 400V 的保安段柴油发电机组处于热备用状态， 试验前就地启动一次，检查其可靠性。4.6.7 根据试验要求投退相关保护及出口压板。4.7 试验前#2 机组的一次临时工作： 4.7.1 按一次系统图（
19、附图 1）所示的位置预先安装 K0 短路排，其短路容量要求至少为，K0：12000A。4.7.2 按一次系统图（附图 2）所示的位置利用接地闸刀作 K1、K2 短路点，其短路容量要求至少为，K1：250A。4.7.3 按一次系统图（附图 2）所示的位置预先安装 K3，K4 短路排（或准备好短路小车） ，其短路容量要求一致，至少为：2000A 。4.7.4 在励磁系统中解开发电机励磁变高压侧与发电机出口的连接排，并两者间保持足够的安全距离。4.7.5 从#2 机组 6KV 开关室（A 段 28 柜）引三相电源接至发电机励磁变高压侧，通流容量要求至少为 200A，此电源作为发电机励磁变的临时试验电
20、源，供发电机开短路试验时励磁输出使用。 （安装单位应保证其临时电缆的电源相序正确及其耐压合格） 。SPCTI/ CS 1010 2401 第 10 页 共 37页4.7.6 #2 机组 6kV 开关室的微机综合保护装置按临时保护定值进行整定，并保证传动正确。另在励磁小室增加励磁变临时电源及应急灭磁的操作开关。4.7.7 检查主变，厂高变的冷却系统运转正常。主变分接头中间档已放置完毕，两台厂变的分接头在中间档位置。4.7.8 检查发电机转子碳刷已按规定安装、研磨，且接触良好。4.7.9 汽机冲转前断开励磁输出与发电机转子间在集电环一侧的连接，等转子交流阻抗试验结束后由调试通知恢复。4.8 试验前
21、二次回路的准备： 4.8.1 机、电、炉大联锁试验完毕，且保证试验结果符合设计及设备安全运行的要求。4.8.2 启动范围内的 330kV 断路器的控制回路、电压回路、电流回路、信号回路试验检查正常，且保护传动正确可靠。4.8.3 #2 发电机、主变、高厂变范围内设备的控制回路、电压回路、电流回路、信号回路试验检查正常，且保护传动正确可靠。4.8.4 临时解开断路器 3322 间隔至升压站 II 母母差的电流回路，并做好短接。4.8.5 拆除电气开关并网信号到 DEH 的连接线，以防止发电机超速。试验结束后于并网前恢复。4.8.6 拆除电气开关并网信号到励磁系统的连接线。试验结束后于并网前恢复。
22、4.8.7 临时退出电跳机（关闭主汽门）的联锁，试验结束后于并网前恢复。4.8.8 AVR 励磁装置在试验过程中将使用手动通道就地进行“增磁” 、 “减磁” 试验，励磁电压、电流应平稳可调,利用手动通道完成发电机短路和空载特性试验。检查并确认起励电源开关处于分闸位置，励磁通道输出为最小位置。4.8.9 根据本次启动试验内容将有关试验用表计预先接在相应的回路内。准备好以下仪表，并接入相应回路。所用仪表均预先校验一次。名称 规格 用途 数量SPCTI/ CS 1010 2401 第 11 页 共 37页电量记录分析仪 WFLC-VI发电机灭磁常数、发电机假同期、开短路特性曲线等1相位表 MG200
23、0B 电流电压相位 1相序表 HIOKI 3126-01 电压相序 1数字式万用表 FLUKE187 测量 1兆欧表 HIOKI 3453 绝缘 14.8.10 检查并紧固所有二次回路接线端子，严防 CT 回路二次开路，PT 回路二次短路，并做好 PT 回路的二次消谐的措施。5 试验范围5.1 试验范围5.1.1 2 号发电机、2 号主变、2 号厂高变以及发电机励磁变压器、发电机中性点的接地变压器等相关附属设备。5.1.2 330kV 断路器 3322 及其相关的隔离刀闸 33221、33222、33226，地刀332227、3322627。5.1.3 330kV 断路器 3320 及其相关的
24、隔离刀闸 33201、33202，地刀 332017。5.1.4 330kV 断路器 3321 及其相关隔离刀闸 33222、33212、33216。5.1.5 发电机出口 PT，6KV 工作母线的进线 PT，330kV 2 号主变高压侧PT。5.1.6 6KV 2A、2B 母线的工作进线开关。5.1.7 同时包括与上述设备有关的二次电气设备，涉及到相应的测量、保护、控制及信号系统，发电机励磁系统，同期回路，故障录波以及相关的设备装置等。6 试验工艺及要点6.1. 发电机转子交流阻抗试验条件：在做此项试验时应该断开励磁输出与发电机转子间的连接，等此项试验结束后马上恢复。 （此项由安装完成）测量
25、转子绝缘电阻做交流阻抗时，电压先升至最大允许值，然后开始下降一点一点做。SPCTI/ CS 1010 2401 第 12 页 共 37页注： 发电机转子交流阻抗试验时，电压不超过 382/1.414=270V。采用 1000V的摇表，其绝缘电阻应不低于 0.5M)6.2. 发电机 K0 点短路试验6.2.1. 条件：确认励磁输出与发电机转子间的连接已经恢复，施工人员已撤离。再次确认K0点短路排连接可靠，周围已隔离。 确认6KV 2A、2B母线的工作进线开关均处于检修状态。 启动2号主变，2号厂高变通风系统。 确认发电机出口1YH、2YH、3YH PT已投入。 合上发电机中性点接地刀闸。 发电机
26、转速保持在3000转/分。6.2.2 按试验要求进行保护投退。6.2.3 检查 AVR 励磁在就地位置，手动通道，手动方式输出 0%。合上发电机励磁开关，先缓慢升发电机一次电流约 1500A，检查发电机侧 CT 二次电流约0.5A。同时检查发电机励磁变压器高低压侧的 CT 二次电流。检查结束后，继续升一次电流约 3000A，CT 二次电流约 2A，再次检查各电流回路。6.2.4 升流过程中现场应有电气人员监视 K0 短路点发热情况 ,同时若发现电流回路二次开路、有火花放电声、电流不平稳、三相相位差较大，测量数值相间相差很大等情况时，均应立即灭磁，查明原因。6.2.5 检查保护及测量回路电流幅值
27、及相位是否和实际一致,发电机差动回路是否存在差流，并且在 CRT 画面观察转子电流,电压及定子电流是否正确。6.2.6 测录发电机短路特性上升和下降曲线。在升降过程中应平稳。升流过程中要密切观察发电机各点的温度有无异常情况，如有异常，立刻降低电流至最小值，断开灭磁开关，查明原因，处理完成后才能继续试验。测录发电机电流 Ia、Ib、Ic。要求：发电机电流升至额定一次：11887A；二次： 3.962A测录发电机励磁电压，励磁电流，录制短路特性曲线与出厂曲线作比较。SPCTI/ CS 1010 2401 第 13 页 共 37页6.2.7 试验结束后，将励磁降到最小位置，断开灭磁开关，再拉开 6k
28、V 励磁变高压试验电源开关。将修改的保护临时定值恢复。6.2.8 在发电机出口侧挂上三相短路接地线，拆除 K0 点短路排，结束后拆除三相短路接地线。#2 发 电 机 定 子 电 流试 验 参 考 值 一 次电 流 值 (A)上 升 曲 线 实 际录 取 值 (A)下 降 曲 线 实 际录 取 值 (A)AVR 输 出 电 流实 际 录 取 值上 升 下 降 一 次 二 次 一 次 二 次 上 升 下 降0 118871500 105003000 90004500 75006000 60007500 45009000 300010500 150011887 06.3. 发电机/主变 K1、K2
29、点-2 号高厂变 K3、K4 点短路试验6.3.1. 条件：确认 K0点短路排已拆除，周围施工人员已撤离。确认 6KV 2A、2B母线的工作进线开关均处于检修状态。在 6kV 2A、2B母线的工作进线开关仓内，挂三相短路接地线于工作进线处，将预先准备好的短路排接至进线开关的下桩头，短路排安装好后立即拆除三相短路接地线。 （或投入三相短路小车）SPCTI/ CS 1010 2401 第 14 页 共 37页合上 330kV升压站接地刀闸332017、332227，做为K1 、K2短路点。合上 330kV隔离闸刀33226、33222及断路器3322，并断开上述开关及刀闸交直流电源，同时确保周围已
30、安全隔离。合上 330kV隔离闸刀33201及断路器3320，并断开上述开关及刀闸交直流电源，同时确保周围已安全隔离。再次确认K1，K2，K3、K4点短路排连接可靠，周围已隔离。确认2号主变，2号厂高变通风系统启动。确认发电机出口PT以及6kV 2A、2B工作进线 PT已投入。确认发电机中性点已接地。发电机转速保持在3000转/分。6.3.2 按试验要求进行保护投退。6.3.3 检查 AVR 励磁在就地位置，手动通道，手动方式输出 0%；合上 6kV 励磁变高压试验电源开关。6.3.4 手动起励合上发电机励磁开关，缓慢升发电机一次电流约 900A，检查发电机侧 CT 二次电流约 0.3A。同时
31、检查主变、厂变的高低压侧 CT；厂变的 6kV工作进线 CT 以及主变 330kV 的 CT 电流二次回路。若正常，则可根据实际情况适当增大发电机电流以便测量。6.3.5 注：由于 K1 短路试验的目的只是为了检查电流回路的正确性， 所以为了安全起见，一次电流值只要能满足检查需要就可。升流过程中现场应有安装单位电气人员监视 K1、K2 、K3、K4 短路点发热情况,若有异常,应通知调试人员跳开 6kV 励磁试验电源开关并联跳灭磁。6.3.6 试验记录检查各 CT 回路。6.3.7 利用短路试验时发电机电流、电压，检查发电机失磁保护、逆功率保护、阻抗保护的电压、电流相位极性的正确性。6.3.8
32、试验结束后，将励磁降到最小位置，断开灭磁开关，再拉开 6kV 励磁变高压试验电源开关。将修改的保护临时定值恢复。6.3.9 断开 330kV 断路器 3322，断开 330kV 断路器 3320，断开 330kV 升压站接地刀闸 332017、332227。SPCTI/ CS 1010 2401 第 15 页 共 37页6.3.10 挂三相接地线，拆除 6kV 2A、2B 母线的工作进线开关仓内的短路排，工作结束后拆除三相短路接地线。 （或退出三相短路小车）差动保护极性配置 相别 差动电流 Diff(A) 制动电流 Reset(A) 确认AB#2 发电机差动保护CAB#2 发电机差动保护CAB
33、#2 主变差动保护CAB#2 主变差动保护CAB#2 高厂变差动保护CAB#2 高厂变差动保护C6.4. 发电机带主变、高厂变空载试验6.4.1 条件：确认短路试验时所有的短路点的临时短路排都已拆除完毕，人员均已退出。确认发电机出口PT、主变高压侧PT、厂变工作进线PT已投入运行。确认主变中性点已接地。确认发电机中性点已接地。SPCTI/ CS 1010 2401 第 16 页 共 37页确认 6KV 2A、2B母线的工作进线开关放检修状态。发电机转速保持在3000转/分。6.4.2 按试验要求进行保护投退。6.4.3 手动起励合上发电机励磁开关，先升发电机一次电压约 2000V，检查发电机侧
34、 PT 二次电压约 10V。检查各相关 PT 在各屏柜电压回路电压值，完毕后再缓慢升压至 100%额定电压，再次检查二次电压回路电压值及电压相序。并进行核相，并检查相关表计的指示都应正确。6.4.4 升压过程中发电机及主变、高厂变附近应有专人观察情况，发现异常情况，应立即通知操作人员拉开 6kV 励磁变开关并联跳灭磁 。6.4.5 检查记录各 PT 回路。6.4.6 检查完毕后，测录发电机带主变开路特性下降和上升曲线。先做下降，再做上升。注:试验时电压最高升至发电机的额定电压 1.05 倍 (21KV)测录发电机三相电压,发电机励磁电压，励磁电流录制空载特性曲线与出厂曲线作比较。升压过程中一次
35、回路附近应有专人观察情况，发现异常情况应立即通知调试人员拉开 6kV 励磁变试验电源开关并灭磁。发电机定子电压一次电压试验参考值(V)下降曲线实际录取值(V)上升曲线实际录取值(V)AVR 输出电流实际录取值下降 上升 一次 二次 一次 二次 下降 上升21000 020000 200019000 400018000 600016000 800014000 1000012000 1200010000 14000SPCTI/ CS 1010 2401 第 17 页 共 37页8000 160006000 180004000 190002000 200000 210006.4.7 在发电机额定电压
36、时，测量发电机三次谐波及轴电压；测量结束后就地手动灭磁，记录发电机空载灭磁时间常数。6.4.8 发电机三次谐波测量在发电机空载额定电压及各种负荷状态下记录发电机保护装置内部显示的发电机二次电压的三次谐波电势，同时用录波仪录制发电机二次电压。有功 P(MW)参考值 实际值无功 Q(Mvar)功率因数CosVn+Vo(V) Vn(V) Vo(V)0 0 01803506.4.9 发电机轴电压测量发电机工况 轴电压 U(V)发电机空载 有功 P0 无功 Q0发电机满负荷 有功 P350MW 无功 Q Mvar6.4.10 发电机灭磁时间常数测量发电机为额定电压，手动操作 AVR 灭磁，录波记录发电机
37、电压衰减曲线，测量发电机灭磁时间常数。6.4.11 发电机残压测量先测量发电机 PT 二次残压，将电压换算成一次电压。如发电机一次残压不是很高，在发电机 PT 仓直接测量一次残压，利用一次残压用相序表测量发电机一次相序。发电机 PT 二次残压 (V) 一次残压 (V) 相 序UABSPCTI/ CS 1010 2401 第 18 页 共 37页UBCUCA6.5 发电机带主变、高厂变、330 柳徐 II 线零起升压6.5.1 条件：向调度申请330kV柳徐II线停用并确认。330kV断路器3322、3320、3321、均处于冷备分位。确认短路试验时所有的短路点的临时短路排都已拆除完毕，人员均已
38、退出。确认发电机出口PT、主变高压侧PT、厂变工作进线PT、柳徐II线线路PT已投入运行。确认主变中性点已接地。确认发电机中性点已接地。确认 6KV 2A、2B母线的工作进线开关放检修状态。合上 330kV隔离闸刀33201、33202、33226、33216，合上断路器3320。发电机转速保持在3000转/分。6.5.2 手动起励合上发电机励磁开关，缓慢升压至 100%额定电压，再次检查二次电压回路电压值及电压相序。并进行核相，并检查相关表计的指示都应正确。6.5.3 升压过程中发电机及主变、高厂变附近应有专人观察情况，发现异常情况，应立即通知操作人员拉开 6kV 励磁变开关并联跳灭磁 。6
39、.5.4 检查记录各压变回路，进行系统核相。6.5.5 试验结束，减励磁电流最低，断开灭磁开关，将修改的保护临时定值恢复。6.5.6 断开励磁变 6kV 的试验电源开关，并置冷备用状态。6.5.7 分开 330kV 断路器 3320 及隔离闸刀 33201、33202。分开 330kV 隔离闸刀 33216、33226。6.5.8 测量发电机的定子二次残压。如值较小，在发电机出口 PT 处测量发电机的定子一次残压幅值及相序。SPCTI/ CS 1010 2401 第 19 页 共 37页6.5.9 在发电机 PT 柜一次高压侧挂好三相短路接地线。做好安全措施，拆除励磁变至 6kV 的临时电源试
40、验接线，恢复励磁变高压侧接线。施工结束后，应该清理现场所有的临时接线。6.5.10 向调度申请柳徐 II 线复役，恢复 330kV 断路器 3321 间隔。6.6 AVR 励磁调节器试验注：具体见2 号机励磁系统调试措施 。6.6.1 测量励磁调节柜输入交流电源的相序及电压。6.6.2 励磁系统空载闭环试验（1） 手动通道试验。 起励试验，分别将起励电压设定为发电机定子额定电压的 50、100试验。 电压调节稳定性及范围测定试验。 +5%阶跃试验及 PI 参数优化。 逆变灭磁试验。 跳磁场断路器的灭磁试验。（2） 自动通道试验。 起励试验，分别将起励电压设定为发电机定子额定电压的 50、100
41、试验。 电压调节稳定性及范围测定试验。 阶跃响应试验。发电机在空载额定工况下，调节器自动运行，使给定电压阶跃变化+5%。录取 UG、Uf、I f 波形，记录试验前后的稳定值，超调量应不大于阶跃量的30%，振荡次数不大于 3 次，上升时间不大于 0.6 秒，调节时间应不大于 5 秒，优化 PID 参数。 逆变灭磁试验。 跳磁场断路器的灭磁试验。6.6.3 AVR 装置零起升压试验。升压过程中电压平稳上升至规定值，无明显的超调。SPCTI/ CS 1010 2401 第 20 页 共 37页6.6.4 10%阶跃响应试验。 录取发电机电压由额定电压降至 90%额定电压的波形。 录取发电机电压由 9
42、0%额定电压升至额定电压的波形。试验时调节器的动态调节特性和电压调节精度符合要求，一般为一个半周期后应达到目标值。6.6.5 均流试验两功率柜均流投入，检查跟踪特性。6.6.6 双系统切换试验AVR 装置双系统相互切换时发电机电压应无扰动。6.6.7 自动/手动切换试验。发电机为空载额定，调节器自动运行，在稳定运行时将调节器切换到手动运行，发电机端电压 UG 不应有大的波动，反之亦然。6.6.8 模拟 PT 失效情况自动方式下通道间的切换及自动方式向手动方式的切换。6.6.9 V/H 限制试验及发电机频率变化时发电机电压变化量的检查。6.7 发电机假并列试验6.7.1 按试验要求投退保护6.7
43、.2 发电机与系统电压定相试验6.7.3 条件:确认已断开 330kV 升压站隔离刀闸 33201、33202、33221、33222 操作电源空气小开关，并挂“有人工作，禁止合闸” 警示牌，严防在试验过程中隔离刀闸误合闸确认合上 330kV 升压站隔离刀闸 33226确认 330kV 升压站断路器 3322、3320 开关合位信号至 DEH、AVR 已解开6.7.4 确认励磁在自动通道。远方起励合上发电机励磁开关，将发电机电压自动升至 90额定值。SPCTI/ CS 1010 2401 第 21 页 共 37页6.7.5 投入 2 号发电机自动准同期装置，选择 330kV 升压站断路器 33
44、22 自动准同期方式并网。6.7.6 调节 AVR 电压升、降，检查同期装置输出命令是否正确，调节 DEH 升速或降速，检查同期装置输出命令正确性。6.7.7 用 “自动” 准同期方式作 330kV 升压站断路器 3322 假并列合闸试验，并录波检验其正确性，试验结束分开 330kV 升压站断路器 3322。6.7.8 选择 330kV 升压站断路器 3320 自动准同期方式 并网。6.7.9 调节 AVR 电压升、降，检查同期装置输出命令是否正确，调节 DEH 升速或降速，检查同期装置输出命令正确性。6.7.10 用 “自动” 准同期方式作 330kV 升压站断路器 3320 假并列合闸试验
45、，并录波检验其正确性，试验结束分开 330kV 升压站断路器 3320。6.7.11 假并列试验结束后，恢复原接线。6.8 发电机与系统的并网6.8.1 正式并网操作将完全由电厂运行根据其正常操作程序进行，调试单位将对整个过程进行跟踪和监护。#2 机组正式并网将基于下列成果：同期操作指令得到系统的正确响应并被执行；调速指令在热控得到响应并被正确执行；调压指令在 AVR 得到响应并被正确执行；同期点断路器进行了正确的同期合闸操作6.8.2 对具体保护的投入情况配合运行人员检查、确认。6.9 发电机带负荷试验6.9.1 保护方面在发电机超过 10%负荷的情况下，可以测量各差动保护的差流及相量。测量
46、发电机方向性保护：测量发电机失步保护、发电机逆功率保护、发电机程跳逆功率保护、发电机出口阻抗保护、发电机失磁保护等电压电流的相位正确后，投入上述保护。SPCTI/ CS 1010 2401 第 22 页 共 37页6.9.2 发电机带负载时，励磁系统试验（1）增磁、减磁，进行无功负载调节试验，观察无功负载的稳定性。（2）调节器双机切换试验。（3）自动/手动切换试验。（4） 低励限制模拟试验。（5） 过励限制模拟试验。（6） 自动方式下的阶跃试验。（7）无功调差率试验。（8） 发电机进相试验（另出试验方案） 。（9） 发电机甩负荷试验（另出试验方案） 。（10） PSS 试验（另出试验方案） 。
47、6.9.3 发电机轴电压测量在发电机空载、半载和满载工况下分别测量发电机轴电压。6.9.4 发电机三次谐波测量在发电机半载和满载工况下分别测量发电机三次谐波。6.9.5 工作进线与备用进线一次核相6.9.5.1 将 6kV 2A 工作进线开关拉至柜外，准备一次核相试验。核相设备要检验合格并有报告。要穿绝缘靴，戴绝缘手套，测量时防止带电设备接地短路，与试验无关的人员不得进入核相试验范围。6.9.5.2 由专业人员进行一次核相试验。6.9.5.3 将 6kV 2B 工作进线开关拉至柜外，准备一次核相试验。核相设备要检验合格并有报告。要穿绝缘靴，戴绝缘手套，测量时防止带电设备接地短路，与试验无关的人员不得进入核相试验范围。6.9.5.4 由专业人员进行一次核相试验。6.9.6 厂用电切换试验试验前准备工作注：工作、备用电源的一次核相及二次核相已经完成，检查正常（一） 确认厂用 6kV 母线由备用进线
