发电机变压器组电气总启动试验方案

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1、ClientHALDIA ENERGY LIMITEDClients ConsultantLahmeyer International (India) Pvt. LtdInfinity Bench mark, 9th floorSector-V, Bidhan Nagar Kolkata 700091, India.BTG PACKAGE FOR 2300 MW HALDIA POWER PLANTAT BANESWARCHAK, HALDIA, WEST BENGAL, INDIAFILE NAME: 发电机变压器组总启动方案DOCUMENT No: HCWY-HEL-E05HALDIA E

2、NERGY LIMITEDBarick Bhawan,6th Floor, 8 Chittaranjan Avenue, Kolkata-700 072, India.SHANGHAI ELECTRIC GROUP CO. LTDSHANGHAI, 200336, CHINAAnhui Electrical Power Construction No.1 Company OF China Energy Engineering Group Co.，LTDHEFEI, 230088, CHINAQINGDAO HUACHEN WEIYE ELECTRIC POWER TECHNOLOGY ENGI

3、NEERING CO., LTD Qingdao,266061,CHINA0FIRST ISSUEREV. NO.DATEDESCRIPTIONPREP. BYSIGN.(INITIAL)REVW. BY SIGN.(INITIAL)APPD BY SIGN.(INITIAL) 总启动电气试验方案1.编制目的与试验目标：1.1编写目的 为顺利完成总启动电气试验所规定的试验项目，特制定该方案。1.2 试验的目标: 明确试验目的，全面完成总启动所必须的常规试验项目。 严格试验标准，为电厂留下有价值的第一手资料。 加强前期准备，做到参加人员分工明确、责任到位。2. 投入设备： 见发变组一次系统图。3

4、. 电气设备参数：3.1 发电机技术规范制造厂：上海电机厂型号：QFSN-300-2额定容量： 353MVA额定功率：300MW额定定子电压：20kV额定定子电流：10189A相数：3相频率：50Hz功率因数：0.85额定转速：3000rmin接线方式：YY型冷却方式：水、氢、氢绝缘等级：F励磁方式：机端自并励静态励磁发电机转向：顺时针（由汽轮机向发电机看）3.2 励磁系统参数3.2.1 基本参数制造厂： ABB励磁方式：机端自并励静态励磁额定励磁电压：302V(90)额定励磁电流：2510A强励电压： 顶值为额定励磁电压的2倍允许强励时间：20s3.2.2 励磁变技术规范型号： 额定容量：额

5、定电压：额定频率：电压阻抗：接线组别： 冷却方式：3.3 主变压器技术规范制造厂：型号： 型式： 额定容量：额定电压：额定电流： 调压方式： 额定频率：阻抗：接线组别高压绕组：低压绕组：3.4 高厂变制造厂： 型式： 型号: 额定容量: 额定电压: 高压侧额定电流: 低压侧额定电流: 冷却方式： 阻抗电压(%)： 频率: 相数: 接线组别: 4.试验的分工4.1 本试验由调试、安装、运行三方完成，三方共同进行试验前的设备检查、准备事宜及试验工作。4.2 调试所负责试验的组织工作，仪器仪表准备，试验接线及试验过程中的录波等操作，并完成数据整理等任务。4.3 运行负责联系试验期间的运行方式及相关操

6、作。4.4安装负责短路线、短路排的安装及拆卸工作，负责试验中设备的消缺工作。4.5 组织分工见最后分工表5. 总启动电气试验应具备的条件5.1发变组电气部分的一次、二次设备安装调试完毕，符合设计及启动规程的要求，并通过验收。5.2 升压站安装调试完成，母线已送电。5.3 发电机氢冷系统已投运，泄漏符合要求。定子冷却水系统已投运。5.4设备安装、分部试运技术资料齐全，已经验收合格并签证检查通过。5.5试验场所卫生状况良好，道路畅通，照明充足，通讯方便且备有足够的消防器材。5.6 所有电气设备编号齐全、正确，带电部分标志无误。5.7 试验用的仪器仪表，记录表格等准备就绪，试验期间的系统方式、并网方

7、案得到批准，机、炉、电的大联锁试验已完成。5.8 试验人员应熟悉本方案，做到分工明确，责任到位。6. 试验前的准备工作6.1 励磁调节器室6.1.1 在励磁调节器设置“电力系统参数监录装置”一台。用于电气试验测量、录波和记录。其接线见下图。 . 定子电压： . 定子电流： . 励磁电压： . 励磁电流： 6.1.2解除发变组出口开关 位置接点接线（ ）。6.1.3在励磁屏旁装一部直通集控室的临时电话，以便通讯联系。6.1.4退出启励电源开关Q03。6.2电子设备间的准备工作6.2.1 在电子间备一套有关的电气施工接线图，一份保护定值单，以便查阅。6.2.2发变组保护屏的准备工作a.在发变组保护

8、屏检查保护的定值应按定值单设定好。b.将发电机过电压的定值调整为 。c将发电机对称过负荷定值调整为1.05倍额定电流，投跳闸，时间改为最短。6.2.3厂用电快切屏的准备工作在快切屏退出6KV母线 段工作电源进线开关小车跳合闸回路压板,退出备用电源进线开关小车跳合闸回路压板。6.2.4 热控人员解除发电机并网带初负荷以及发电机联跳汽机、锅炉逻辑。（解开DEH柜 ）6.3 发电机平台的准备工作6.3.1在发电机附近接一只直跳励磁开关的紧急跳闸按钮(防爆开关)，经试验正常后作好标记，以免误碰。（接于灭磁柜X21：1和X21：51端子）6.3.2 在励磁碳刷处准备一套交流阻抗测试装置。6.4 发电机出

9、线层的准备工作6.4.1在发电机出口PT处备两只一次保险。6.4.2在发电机出口PT处备足临时照明。6.4.3励磁变压器准备工作 将励磁变高压侧连接解开，做好隔离措施，另从6KV备用开关拉一路临时电缆接入励磁变高压侧供励磁电源。电缆截面按大于 A选择。6.5 6KV开关室的准备工作6.5.1 设置 短路点：将6KV母线 段工作电源进线开关拖出，另准备好两个6kV试验短路小车。6.5.2 选一6KV备用开关供励磁电源，并将备用开关保护定值作相应修改后经传动试验验证。6.5.3准备一副6KV一次系统核相棒 6.6 400KV 升压站的准备工作6.6.1 设置K2-1、K2-2短路点：分别在 、 安

10、装两组短路线（通流截面大于 A），将发变组差动保护用CT 包进去。6.6.2合上 刀闸、 刀闸、合上 开关、合上 接地刀，合上 刀闸、合上 开关，合上 接地刀。6.6.3断开一母母差I 、一母母差II 端子排连片，用短接线短接。6.7 集控室的准备工作在集控室空出一台CRT专供电气试验监视用，备一部专用电话用于指挥电气试验。7. 试验前的检查工作7.1. 400KV升压站7.1.1 400KV系统方式检查a.检查 开关在合闸位置，直流控制电源已拉开。b.检查 隔离刀闸在合闸位置。c.检查 隔离刀闸在合闸位置d.检查 接地刀闸在合闸位置。e.检查 开关机构操作箱接线完整，液压机构正常，开关本体无

11、报警信号,密度表指示正常。f.检查 开关在合闸位置，直流控制电源已拉开。g.检查 隔离刀闸在合上位置。i.检查 开关机构操作箱接线完整，液压机构正常，开关本体无报警信号,密度表指示正常。k. 检查 接地刀闸在合闸位置。m.检查本串其它隔刀、地刀、开关均在断开位置。7.1.2 检查 、 装设的短路点K2-1、K2-2接线牢固。7.1.3 CT箱 a.检查端子箱接线完整，螺丝紧固。b. 检查端子箱内CT接线正确,螺丝紧固，二次回路无开路。7.1.4检查已断开一母母差屏I 、一母母差II 端子排连片，用短接线短接7.2 主变7.2.1 检查主变周围无杂物，油位正常，接地状况良好，无渗漏油现象，温度指

12、示正常。瓦斯继电器安装方向正确，其内部气体已放净。各蝶阀均处于开启状态。确认分接头在调度要求位。7.2.2 检查主变冷却风机电源已送入，风机起停运转正常,开启两组风机。7.2.3 拆开主变中性点接地扁铁。7.2.4 用5000V的摇表测量主变高压侧绝缘。7.2.5 检查端子箱所有CT接线牢固，二次回路无开路现象。7.3 高厂变7.3.1 检查高厂变周围无杂物，油位正常，接地状况良好，温度计指示正常。瓦斯继电器安装方向正确，其内部气体已放净。确认有载调压分接头在整定位置。7.3.2检查高厂变冷却风机电源已送入，风机起停运转正常,开启两组风机。7.3.3检查端子箱所有CT接线牢固，二次回路无开路现

13、象。7.3.4 拆除低压侧接地电阻连接，拖出进线开关侧的PT后，用2500V的摇表测量高厂变低压侧绝缘，完绝缘后恢复接地电阻连接。7.5 励磁变压器7.5.1检查励磁变高压侧连接已解开，做好了隔离措施，从6KV备用开关来临时电缆（供励磁电源）已接好。7.5.2检查端子箱所有CT接线牢固，二次回路无开路现象。7.5.3用2500V的摇表测量励磁变高压侧绝缘。7.6励磁调节器室7.6.1 检查试验用的“电力系统参数监录装置”已按要求接好。7.6.2 检查励磁到集控室的临时电话已接好且可用。7.6.3 检查励磁柜接线完整，回路正常。7.6.4检查交、直流工作电源已送入，启励电源开关已断开，检查装置电

14、源开关均在断开位置。7.6.5用500V摇表测量励磁主回路对地绝缘电阻不低于1MW7.6.6发变组出口开关位置接点接线已解除（ ）。7.7 6KV开关室7.7.1检查6KV母线 、 段、工作电源进线开关在仓外，将两个6kV试验短路小车推至工作位。7.7.2至励磁变的临时电缆已接好，开关在试验位。7.7.3 检查2个工作电源进线柜的PT一次保险已压好，PT已送入。送上PT二次小开关。7.8 发电机出线层7.8.1 检查中性点柜接线正常，中性点变压器接地正确，保险已压好，刀闸在断开位置。7.8.2 检查PT、CT端子箱接线完整，螺丝紧固。CT二次无开路现象，PT二次无短路现象。PT、CT二次接地正

15、常。7.8.3 检查PT一次保险完好，一次中性点接地正常。拖出各组PT。7.8.4 用2500V摇表测量发电机定子及主变低压侧绝缘合格。7.8.5投入PT一次保险，将各PT推到工作位后上锁。合各PT二次开关。7.8.6 合上中性点变压器刀闸。7.8.7检查母线微正压装置已投入。7.9 发电机平台7.9.1 检查紧急跳闸按钮接线已完成，试跳正常。7.9.2 检查交流阻抗测试仪已接好。7.10 电子设备间7.10.1 在各电气相关屏检查接线完整，螺丝紧固，CT二次无开路、PT二次无短路现象。7.10.2 发变组保护的出口压板全部退出。7.10.3 投入保护电源空开。7.10.4 检查快切装置所有压

16、板全部退出。7.10.5检查热控人员已将并网带初负荷逻辑解除，电气联跳汽机逻辑已解除。7.11 集控室检查集控室专供电气试验用CRT及专用电话已准备好。8.总起动电气试验的方法、步骤8.1 升速过程中的试验8.1.1 交流阻抗测试 在汽机升速过程中，分别在转速约500、1000、 1500、2000、2500、3000转分时，测出转子绝缘电阻、交流阻抗和功率损耗。8.2 发变组短路试验8.2.1 汽机稳定在3000转分，派人监视以下设备，如有异常立即汇报。 .发电机本体 .励磁装置c.发变组保护屏 d.发电机出线层设备(PT、CT、中性点接地变压器和电阻)8.2.2 投入下列保护变压器保护屏A

17、柜投入以下保护压板：a主变复压过流b.主变接地零序保护c.投厂变高压侧后备 d.投厂变低压侧后备发电机保护屏A柜投入以下保护压板： e.投发电机复压过流及阻抗保护f投发电机匝间保护g投定子接地零序电压保护h投定子接地三次谐波电压i.转子接地j.投定子对称过负荷k.投发电机负序过负荷l.发电机过电压 m.投发电机频率保护n.投励磁变后备保护o.投入跳灭磁出口1压板 、跳灭磁出口2压板 p.在励磁屏投入转子接地 保护变压器保护屏B柜投入以下保护压板： a主变复压过流 b. 主变接地零序保护 c. 厂变高压侧后备d. 厂变低压侧后备 发电机保护屏B柜投入以下保护压板：e. 投发电机复压过流及阻抗保护

18、f. 投发电机匝间保护g. 投定子接地零序保护h投定子接地保护三次谐波i投发电机转子接地j投定子对称过负荷k.投发电机负序过负荷 l. 发电机过电压m.投发电机频率保护n.投励磁变后备保护o.投入跳灭磁出口1压板 、跳灭磁出口2压板 p在励磁屏投入转子接地保护非电量保护：a. 非电量延时保护 b. 主变冷控失电起动跳闸c. 紧急停机起动跳闸d. 励磁变超温起动跳闸e主变重瓦斯f主变压力释放g主变压力突变h主变绕组超温i. 主变油温过高j. 厂变有载重瓦斯k. 厂变重瓦斯l. 厂变压力释放m. 厂变压力突变n. 厂变绕组超温o. 厂变油温过高p投入跳灭磁出口1压板 、跳灭磁出口2压板 8.2.3

19、 检查主变、高厂变A、高厂变B冷却风扇开启正常 8.2.4 电流相量检查a. 合上6KV备用开关，送入试验用励磁电源，检查相序为正相序b. 投入励磁柜调节柜、整流柜及灭磁柜交直流工作电源c. 合上灭磁开关 d.手动增磁，电流升起一点后，检查主变、高厂变A、高厂变B CT回路无开路现象。 e.继续增磁，监视发电机、主变及高厂变A、高厂变B电流不超过其额定值： 主变高压侧 A (二次 A) 厂变低压侧 A (二次 A) 发电机定子 A (二次 A) 定子电流在 A(二次1A)左右时,分别在下列端子用钳形相位表测量各CT电流的相位及幅值，并检查各差动保护的方向 变压器保护屏A柜：变压器差动TA相别端

20、子号幅值相位相位差基准变比 LH主变高压侧一A B C N LH主变高压侧二A B C N H主变低压侧A B C N 高厂变差动TA相别端子号幅值相位相位差基准变比 LH高厂变高压侧A B C N LH高厂变低压侧A B C N 励磁变后备TA相别端子号幅值相位相位差基准变比 LH励磁变高压侧A B C N 零序电流TA相别端子号幅值变比 LLH主变接地L N 11LLH高厂变AL N 发电机保护A柜差动TA相别端子号幅值相位相位差基准变比 LH发电机中性点A B C N LH发电机机端A B C N 发电机后备TA相别端子号幅值相位相位差基准变比 LH发电机中性点A B C N 变压器保护

21、屏B柜：主变差动TA相别端子号幅值相位相位差基准变比 LH主变高压侧一A B C N LH主变高压侧二A B C N H主变低压侧A B C N 高厂变差动TA相别端子号幅值相位相位差基准变比 LH高厂变高压侧A B C N LH高厂变低压侧A B C N 励磁变差动TA相别端子号幅值相位相位差基准变比 LH励磁变高压侧A B C N LH励磁变低压侧A B C N 零序电流TA相别端子号幅值变比 LLH主变接地L N LLH高厂变A低压侧L N LH高厂变低压侧A B C N LLH高厂变低压侧L N 主变测控屏：TA相别端子号幅值相位相位差基准变比来自 断路器测控屏A B C N 来自 断

22、路器测控屏A B C N #1电度表屏（网控）TA相别端子号幅值相位相位差基准变比 LH主变高压侧A B C N #2电度表屏（集控）TA相别端子号幅值相位相位差基准变比 LH发电机机端（变送器屏）A B C N 23LH高厂变高压侧(变送器屏*)A B C N 发变组变送器屏：TA相别端子号幅值相位相位差基准变比 LH发电机机端-变送器屏-电度表屏A B C N LH励磁变高压侧A B C N LH高厂变高压侧-变送器屏-电度表屏A B C N LH主变高压侧A B C N 故障录波器屏：TA相别端子号幅值相位相位差基准变比 LH发电机中性点A B C N LH主变高压侧A B C N LH

23、高厂变高压侧A B C N LH高厂变低压侧A B C N LH励磁变高压侧A B C N 零序电流TA相别端子号幅值变比 LLH主变接地L N LLH高厂变L N 发电机中性点L N 励磁调节器控制柜：TA相别端子号幅值相位相位差基准变比 LH发电机端A B C N LH发电机端A B C N 检查以上电流大小相位是否正确8.2.5电流相量检查完毕后进行的操作: a. 手动减磁到低限位。 b. 断开灭磁开关、断开其操作电源。c. 把6kV室两个试验短路手车拉出。d.合上灭磁开关 e.手动增磁，将发电机电流升至额定值 A (二次 A)后，再减磁，将发电机电流降到零。调节过程中记录Ia、 Ib、

24、Ic、UL、IL值,同时校对盘表显示值（做上升、下降曲线时，要单方向调整增、减磁）。 f. 跳开灭磁开关g. 分开 隔刀。h. 合上 地刀，开始拆除 短路线。i. 恢复主变主变中性点接地扁铁。8.2.6 在变压器和发电机保护屏投入下列保护 a. 主变差动保护 （A、B屏）b. 高厂变差动保护（A、B屏）c. 发电机差动保护（A屏1LP14）d发电机误上电保护（A、B屏）e发电机起停机保护（A、B屏）8.2.7恢复一母两个母差屏的电流连片。8.3 发变组空载试验8.3.1 关于PT的检查 a. 确认发电机1PT 、2PT、3PT一次保险已投入 b. 确认1PT 、2PT、3PT小车在运行位置 c

25、. 确认高厂变A、高厂变B低压侧PT已送入d. 确认高厂变、高厂变低压侧PT一次保险已投入e. 确认各PT二次开关在合位f. 派人监视发电机PT8.3.2 发变组空载特性录制a. 送上灭磁开关操作电源。b. 合上灭磁开关。 c. 手动增磁，使发电机二次电压升到22V。 d. 检查各TV回路应无短路现象。 e. 测量三相电压的对称情况（二次电压55V，110V左右各检查一次） f. 继续升压，每升约20V稍停，直到115V后再减磁，将电压降到最低，调节过程中记录Uab、Ubc、Uca、 UL、IL值，录取发变组空载特性曲线。(注意录取上升、下降曲线时，要单方向调整增、减磁。)8.3.3 发电机二

26、次电压相量测试 发电机电压升到额定值(二次110V)，在发电机PT端子箱对1PT、2PT、3PT进行核相，对主变高压侧PT各个绕组进行核相，在发变组保护A柜用1PT对主变高压侧PT进行核相。在以下各点测量电压幅值及相位： 发电机和变压器保护屏A 柜： PT发电机机端线号A B C N L 端子 幅值A-NB-NC-NA-BA-CB-CL-N相序 PT发电机机端(匝间专用)线号A B C N L 端子幅值相序主变高压侧线号A B C N 端子幅值A-NB-NC-NA-BA-CB-CL-N相序高厂变低压侧线号A B C 端子幅值A-NB-NC-NA-BA-CB-C相序发电机中性点PT线号L N 端

27、子幅值L-N发电机和变压器保护屏B 柜： PT发电机机端线号A B C N L 端子幅值A-NB-NC-NA-BA-CB-CL-N相序 PT发电机机端(匝间专用)线号A B C N L 端子幅值A-NB-NC-NA-BA-CB-CL-N相序主变高压侧线号A B C N 端子幅值A-NB-NC-NA-BA-CB-CL-N相序高厂变低压侧线号A B C 端子幅值A-NB-NC-NA-BA-CB-C相序发电机中性点PT线号L N 端子幅值L-N远动变送器屏： PT发电机机端线号A B C N 端子幅值A-NB-NC-NA-BA-CB-C相序主变高压侧线号A B C 端子幅值A-NB-NC-NA-BA

28、-CB-C相序电度表屏 PT发电机机端线号A B C N 端子幅值A-NB-NC-NA-BA-CB-C相序电度表屏主变高压侧线号A B C N 端子幅值A-NB-NC-NA-BA-CB-C相序发变组变送器屏： PT发电机机端线号A B C N 端子幅值A-NB-NC-NA-BA-CB-CL-N相序主变高压侧线号A B C N 端子幅值A-NB-NC-NA-BA-CB-C相序发变组故障录波器屏： PT发电机机端线号A B C N L 端子幅值A-NB-NC-NA-BA-CB-CL-N相序主变高压侧线号A B C N L 端子3D-93D-103D-11MN1-10MN1-11幅值A-NB-NC-

29、NA-BA-CB-CL-N相序发电机中性点线号L N 端子3D-13D-2幅值L-N主变测控屏主变高压侧线号A B C N 端子幅值A-NB-NC-NA-BA-CB-C相序励磁调节器控制柜： PT发电机机端线号A B C 端子幅值A-NB-NC-NA-BA-CB-C相序 PT发电机机端线号A B C 端子幅值A-NB-NC-NA-BA-CB-C相序8.3.4 发电机轴电压测试 a. 提起转子接地碳刷 b. 用高内阻电压表测量发电机轴电压c. 恢复接地碳刷d. 减磁至发电机电压为最低，跳开灭磁开关，拉开其操作电源。8.3.5 跳开励磁变高压侧6kV临时开关，将开关拖出。8.3.6挂好接地线，做好

30、安全措施后，在励磁变压器高压侧处拆除6kV临时电源线，恢复励磁变压器同发电机出口封母正常接线。8.3.7 恢复完接线后，拆除接地线，送入励磁启励电源8.4 发电机空载带调节器试验励磁调节器试验按ABB公司试验程序进行，包括手动升压、自动升压、正负10%阶跃响应、通道切换、手自动切换等。8.4.1 调节器手动通道升压试验a.检查调节器方式在手动位b.合上灭磁开关 c.检查发电机起励电压正常d.用手动通道调压按钮升压，其值应能在85105Ue范围内连续可调，发电机电压及励磁电流平稳变化，无跳跃现象。e.手动将电压调到低限位f.断开灭磁开关8.4.2 调节器自动通道升压试验a.检查自动调节通道在低限

31、位b.检查调节器方式开关在自动位c.合上灭磁开关，按下“投入励磁”按钮 d.检查发电机起励电压正常e.检查发电机电压升到额定值的调节过程中，超调量不大于15，调节时间不大于10秒，电压摆动次数小于3次。f.用自动通道调压按钮升压，其值应能在85110%Ue范围内连续可调，发电机电压及励磁电流平稳变化，无跳跃现象。g .将自动给定调到低限位h断开灭磁开关 8.4.3自动、手动通道切换试验a.自动通道电压稳定在额定值b.检查两给定电压差值不大c.起动录波后，投手动通道，此过程发电机电压变化不应太大，且较为平稳。d.进行C相试验，将手动切到自动。8.4.4 10阶跃响应试验a.自动通道电压稳定在额定

32、值b.调节励磁使Uf降到90。c.起动录波后，录取10的下阶跃响应d.待Uf稳定后，再次起动录波，录取10的上阶跃响应。e.调节励磁使 Uf到额定值。8.4.5发电机灭磁时间常数，定子残压及一次相序测量。a.检查发电机电压在额定值b.起动录波后，分别用励磁退出和跳开灭磁开关的方式，录取逆变灭磁及开关灭磁波形，检查灭磁时间常数及转子电压幅值。8.4.6 励磁远方操作 将励磁操作切至远方后，从DCS进行励磁投入、切除，手、自动切换，增、减磁操作，应动作正确。完成后灭磁。8.4.7 测量发电机一次残压、一次相序发电机灭磁并跳开灭磁开关后，断开励磁操作电源，测量发电机一次、二次残压，在二次残压小于1V

33、时，到PT柜测量一次残压及一次相序。 注意：测量时必须戴绝缘手套，穿绝缘靴。8.5发变组带400kV 母线零起升压试验8.5.1 确认 母线所有刀闸 、 、 、 接地刀 、 、 、 、断路器 、 、 、 在断开状态。8.5.2 确认K2-1、K2-2短路点接线已经拆除。8.5.3 拉开 、 、 、分开 、 、分开 。8.5.4合上 、 、 、 、 、刀闸，合上 、 、 、开关。8.5.5合上灭磁开关8.5.6增加发电机励磁电流，监视400kV 母线电压，并缓慢升至额定电压8.5.7在同期屏进行400kV 母线PT与主变高压侧PT一次同源二次核相8.5.8在发变组自动准同期装置上核对 同期8.5

34、.9发电机减磁8.5.10拉开灭磁开关8.5.11分开 B断路器8.5.12 分开 、 、 、 、 刀闸8.5.13合上分段 、 刀闸，合上 、 开关对 母送电。注：启动前需用400KV I 母对II母充电，并用I 母PT 和II 母PT 一次同源二次核相8.6 发变组自动准同期假并列8.6.1 发变组同400KV I母假并。 CB8.6.1.1合上 隔刀，确认本串其它隔刀都在断开位。.2发电机启励，增磁至20KV。8在DCS画面发出“ CB同期投入指令”后，检查同期装置上电工作后，向DEH发“同期请求”信号，待DEH允许后，投入# 机“同期启动指令”，。在并网条件满足时，在同步点附近由同期装

35、置自动合上主开关。待 CB开关合上后，按“ CB同期退出指令”.8.6.1.4手动跳开 CB开关。8.6.1.5 减磁至发电机电压为最低，跳开灭磁开关。8.6.2 发变组同400KV II母假并。 CB8确认 在合位，合上 CB开关，确认本串其它隔刀都在断开位。8.6.2.2发电机启励，增磁至20KV。8.6.2.3在DCS画面发出“ CB同期投入指令”后，检查同期装置上电工作后，向DEH发“同期请求”信号，待DEH充许后，投入# 机“同期启动指令”，在并网条件满足时，在同步点附近由同期装置自动合上主开关。待 CB开关合上后，按“ CB同期退出指令”.8.6.2.4手动跳开 CB开关，跳开 C

36、B开关8.6.2.5 减磁至发电机电压为最低，跳开灭磁开关。8.6.3恢复励磁调节器屏发变组出口开关 CB/ CB位置接点接线（ 、 ）。8.6.4拆除发电机附近直跳励磁开关的紧急跳闸按钮，（灭磁柜X21：1和X21：51端子）8.6.5热控人员恢复发电机并网带初负荷以及发电机联跳汽轮机逻辑（恢复DEH柜 、 、 ）8.6.6恢复发电机过电压保护定值。8.6.7恢复发电机过负荷保护定值。8.6.8在发变组保护屏再投入下列保护压板：发发电机和变压器保护屏A、B柜：a.跳高压侧11A （ ）b. 跳高压侧11B（ ）c. 跳高压侧11C（ ）d.跳高压侧12A （ ）e. 跳高压侧12B（ ）f.

37、 跳高压侧12C（ ）g.跳高压侧21A（ ）h. 跳高压侧21B（ ）i. 跳高压侧21C（ ）j.跳高压侧22A（ ）k.跳高压侧22B（ ）l.跳高压侧22C（ ）m. 启动高压侧1失灵（ ）n.启动高压侧2失灵（ ）o.关主汽门（ ）p.跳厂变低压侧（ ）q.启动厂变低压侧切换（ ）r.闭锁厂变低压侧切换（ ）s. 投过励磁保护（1LP26）变压器保护屏C柜再投入以下保护压板：a.跳高压侧（ ）b.跳高压侧（ ）c.跳高压侧（ ）d.跳高压侧（ ）e.跳高压侧（ ）f.跳高压侧（ ）g.跳高压侧（ ）h.跳高压侧（ ）i.跳高压侧（ ）j.跳高压侧（ ）k.跳高压侧（ ）l.跳高压侧（

38、 ）m.关主汽门（ ）n.跳厂变低压侧（ ）o.启动A厂变低压侧切换（ ）8.7发变组并网8.7.1 合上 、 、 、 、 刀闸，合上 开关，投入励磁后升压至额定。8.7.2 投入微机自动准同期装置，当发变组满足并网条件时自动合上 CB开关 并网操作步骤见同期假并列8.8 发变组带负荷后的试验8.8.1 6kV厂用一次核相 将6KV A、B段工作进线开关拖出，用专用核相棒分别对6kV母线和6kV工作电源进线进行核相。试验人员应带绝缘手套、穿绝缘靴。8.8.2 二次核相在厂用快切装置屏，对6kV工作电源进线PT和6kV母线PT进行二次核相8.8.3当发变组带10负荷后，鉴定有关保护的方向： 失磁

39、、失步、逆功率方向检查，方向正确后投入发变组下列保护：.投发电机失磁保护 (发变组保护A、B屏) b. 投发电机失步保护 (发变组保护A、B屏)c. 投发电机逆功率保护 (发变组保护A、B屏)8.8.4 励磁调节器的试验.无功调节稳定性检查励磁调节器“自动”方式运行,发电机无功输出稳定。分别进行增减磁操作,发电机无功变化应均匀。 .调差方向鉴别 调节器运行，发电机带一定无功时投入调差，检查调差极性。 .低励限制试验 在合适工况下，做低励限制试验。手动减磁，降低发电机无功，减磁至低励限制动作。试验中监视发电机电压及厂用6kV电压变化情况（电压最低降至90%额定值）,记录此时的有功、无功值。8.8.5厂用电源切换试验 厂用电源切换试验由电厂运行人员按操作票执行。8.8.6 在发电机带100负荷时，测量发电机轴电压。9.安全措施9.1 全体工作人员必须密切合作，服从指挥，不准擅自离岗。9.2 试验人员完成操作、测量或监护后应立即汇报并作好记录。9.3 试验人员应严格执行安规的有关规定及操作规程。9.4 设备监视人员必须密切注意设备的运行情况，若有异常应及时汇报，若情况紧急，可以先断电源再作汇报。9.5 试验中，若锅炉、汽机出现异常，须中断试验时，应对发电机迅速手动灭磁。9.6 现场应做好防火、防雨及安全保卫工作。9.7 试验时当值人员应做好