大修后电气试验启动方案文档格式.docx

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2、试验过程中有涉及到改变发变组保护定值、AVR参数时，一定要有专人监护、记录。

3、试验中断后恢复试验时，应对设备（一次和二次）状况作全面检查后，才能继续进行。

4、试验中在一次设备上进行拆、接工作时，应严格按照《电力安全工作规程》的规定，经当班值长允许后才能进行。

同时，户外各开断点还应做好临时防雨措施。

5、试验中要特别注意PT二次回路严禁短路，CT二次回路严禁开路。

6、在带电设备上做试验时，要保证足够的安全距离，严防感应电伤人。

7、启动试验期间就地一次设备应配置巡视人员，其职责是发现异常情况及时报告，试验人员接到异常报告后立即停止试验，待查明原因继续进行试验。

8、发电机、主变、高压厂变、励磁变等区域的消防装置应按要求投入。

9、试验过程中发电机各辅助系统、监视测量系统按正常运行方式投入，运行值班员应注意监视、检查。

10、试验人员接、拆转动部件附近的测量引线时应防止物件或人身被卷入转动部件。

试验内容

一、测量不同转速下发电机转子的交流阻抗和功率损耗

1.试验目的：

1.1测出不同转速下发电机转子的交流阻抗和功率损耗，作为以后相同条件下判断绕组有无匝间短路的依据。

2.试验要求：

2.1发电机在冷备状态，灭磁开关断开,#1机励磁电源开关、起励电源开关、灭磁开关操作电源开关、转子接地检测装置电源开关断开。

2.2拆开转子滑环处励磁电压一次电缆。

2.3接至滑环的引线应注意防止卷入转动部件，接线时要为拆线提供方便。

2.4加入的试验交流电压的峰值不得大于转子额定电压（445V），即加入的电压有效值不得大于314V。

3.测量点：

分别为机组在盘车状态、3000转/分下进行，每点估计半小时。

4.试验准备及仪表选择：

4.1现场应有转子在膛内和膛外静态测试记录。

4.2试验接线及表计选择

图一发电机转子绕组的交流阻抗测试试验接线

试验设备列表：

T—调压器5kVA

K—两极闸刀、熔丝放30A

A＝0.5级、5A

CT—0.2级50A/5A流变

V—0.5级、300V

W—0.5级、5A、300Vcosφ＝0.2瓦特表

5.试验步骤及数据记录:

5.1试验记录前调压器应升、降几次，以去掉剩磁。

5.2测出对应电压下的交流阻抗和功率损耗记入下表：

（表一）

5.3在调压器输出端接好电流表、功率表，电压表直接跨接在转子绕组滑环的两端。

表一：

转速

U（V）

50

100

150

200

盘车

I（A）

P（W）

Z（Ω）

3000转/分

6.注意事项：

6.1最高试验电压：

发电机转子：

U试≤314V

6.2试验结束后，恢复励磁电压一次电缆接线；

拆除滑环引线时，注意别将工具和试验线卷入转动部分。

二、发变组三相短路试验

1.1测量发电机三相短路特性参数，绘制短路特性曲线，检验发电机是否正常。

#1主变220kVCT至端子箱二次电缆更换，DGP屏更换，检查主变高压侧CT、发电机CT二次电流回路正确性，验证发变组保护装置采样正确性。

2.1发电机在检修状态下，检修人员在#1主变220kVCT和开关之间装设三相短路线（不接地）。

断开点区域做好安全隔离措施，并挂警告牌。

2.2发电机所有辅助系统工作正常，符合开机条件。

2.3检查#1主变220kV开关及其正、付母闸刀均在断开位置；

检查220kV两套母线保护屏上#1主变220kV正、付母闸刀均显示正确。

2.4检查#1主变220kV侧中性点接地闸刀在合上位置。

2.5退出两组#1发变组220kV母差CT，在第一套和第二套母线转接屏上打开连接片，并可靠短接；

在第一套220kV母线保护屏检查#1主变跳闸出口1压板在停用位置，在第二套220kV母线保护屏检查#1主变跳闸出口2压板在停用位置。

2.7投发电机负序过负荷、发电机对称过负荷、发电机过电压保护、过激磁保护、频率保护、冷控失电保护、发电机定子接地、主变零序保护、主变重瓦斯、厂变重瓦斯保护，出口压板只投跳灭磁开关出口压板；

投保护A、B、C柜关燃汽阀解除压板。

2.8继保专业人员在励磁调节柜临时接测量发电机定子电压的表计及电量分析仪、跳灭磁开关闸刀（功率柜FBD-6、25），并经试验动作可靠。

2.9在灭磁柜断开励磁调节器起励电源开关、转子接地检测装置电源开关。

2.11拆开调节器柜上端子RD15接线（至MKV开机控制令）。

2.12脱开励磁变低压侧电缆，将#1发电机励磁变低压侧改接至外接380V临时检修电源开关，励磁系统运行方式由自并励改为他励方式。

2.13试验过程中监视发电机定子三相电流，若出现不平衡，立即停止试验。

试验过程有专人监视短路线、主变、励磁调节器柜。

3．试验步骤：

3.1合上灭磁开关，发电机转速升至额定。

3.2励磁调节器处于“开环（定角度）”控制方式，增加励磁至发电机定子电流0.5A（一次1000A）时，检查发电机系统所有CT二次回路接线及保护采样的正确性。

若发现电流回路开路、有火花或放电声、测量数据不正确时，均应立即灭磁并查明原因。

3.3在发电机DGP屏及励磁柜进行如下测量

1CT

2CT

3CT（表计）

A411

B411

C411

A421

B421

C421

1713

1712

1711

幅值

相序

说明：

同组CT为正相序，所有CT同极性

4CT（调节器）

5CT（变送器）

6CT

CT-A

CT-C

A451

B451

C451

A461

B461

C461

3.4在#1主变220kV开关端子箱进行如下测量

7CT（电度表屏）

7CT’（远动变送器屏）

8CT（母差一）

A471

B471

C471

A471’

B471’

C471’

A481

B481

C481

8CT’（母差二）

9CT（C屏）

10CT（A屏）

A481’

B481’

C481’

A491

B491

C491

A501

B501

C501

11CT（B屏）

A511

B511

C511

3.5在保护（A）柜端子排进行检查，并进入保护（A）柜菜单，查看各侧电流、差流值，确证正确。

一次

电流（A）

CT安装位置

CT

变比

CT编号

相别

端子号

保护屏采样电流（A）

测量电流（A）

角度（°

）

1000

中性点

10000/5A

A

1ID：

36

Фab：

B

37

Фbc：

C

38

Фca：

机端侧

29

30

31

主变高压侧

1200/5A

10CT

两侧差动CT电流相位比较：

2CT与6CT

测量相别

A—A

B—B

C—C

⊿Φ（°

6CT与10CT

3.6在保护（B）柜端子排进行检查，并进入保护（B）柜菜单，查看各侧电流、差流值，确证正确。

2ID：

11CT

1CT与6CT

6CT与11CT

3.7在保护（C）柜端子排进行检查，并进入保护（C）柜菜单，查看各电流、相序，确证正确。

9CT

8D：

3.8在母差保护屏、故障录波器、电度表屏、远动变送器屏检查各进入的电流量正确。

8CT（母差一屏）

1I12D：

8CT’（母差二屏）

5CT（故障录波器

2D：

41

42

43

3CT（故障录波器）

65

66

67

9CT（故障录波器

89

90

91

7CT’（远动屏）

10000/5A

5CT（变送器屏）

3.9在电气ECS画面查看主变高压侧三相电流、极端电流数值正确。

发电机侧

3.10检查调节器电流回路正确。

电流（A）

AVR采样电流（倍）

4LH

ID：

11

3.11然后逐渐升电流至发电机额定电流7455A（二次侧为3.73A），试验时严密监视发电机中性点、机端CT的发热情况，封闭母线支架、构架的发热情况，机端三相短路排的发热情况，一有异常情况立即灭磁，查明原因并消除后继续试验。

3.12试验结束后，减低电流至零，拉开检修电源开关，并拆除临时电源。

3.13拆除#1主变220kVCT和开关之间三相短路线。

3.14恢复#1发电机励磁变低压侧电缆，准备做核相试验。

三、发变组带220kV付母零升试验

1.试验目的

1.1检查发电机和主变一、二次设备相序正确，确保机组并网安全。

2.试验要求

2.1联系省调，空出220kV付母。

2.2发电机过电压保护定值改为1.05倍，0S跳闸；

定子3U0接地保护投入，t=0s投跳闸。

2.3为防铁磁谐振，在220kV付母PT二次开口三角接一3.5A、60欧电阻。

2.4将发变组改至220kV付母运行状态（6kV一、二段工作电源开关处冷备位置），由继保人员配合合上#1主变220kV开关。

2.5零升期间有专人到主变、高压厂变、发电机出线PT等地进行巡视。

2.6查主变中性点接地闸刀合上。

3.试验步骤

3.1继保人员联系运行，确认220kV母联开关在冷备状态，传动#1发变组后备保护跳220kV母联开关回路。

3.2确认发电机出口PT在工作位置，6kV一段工作进线PT在工作位置，付母PT在运行位置。

3.3励磁调节器处于“开环（定角度）”控制方式，合上灭磁开关，投励后缓慢升发电机机端电压，在发电机电压0.25UN、0.5UN、0.75UN,、UN时各停留5分钟，检查一次设备，确证一次设备良好。

3.4当发电机电压升至额定时，测量电压值。

3.5发电机DGP屏（单位：

V）

测量组别

测量电压（V）

1YH（仪变）

Uab（A613-B613）

Ubc（B613-C613）

Uca（C613-A613）

2YH（调变）

Uab（A623-B623）

Ubc（B623-C623）

Uca（C623-A623）

1YH0（中性点压变）

Uln（N605-X601）

3.6#1发变组保护A柜

⑴付母PT二次电压测量

高压侧母线PTA720、B720、C720

Uab

1UD：

13，14

Ubc

14，15

Uca

15，13

开口三角L720

18，16

3U0

⑵发电机机端电压测量

发电机机端PTA613、B613、C613

1，4

4，3

3，1

发电机机端PTA623、B623、C623

7，10

10，9

7，9

⑶发电机机端电压和系统电压核相（单位：

参考电压

测量电压（V/°

1YH（发电机机端电压）

Ua

Ub

Uc

220kV付母PT二次电压

13

14

15

2YH（发电机机端电压）

⑷厂变低压6kV侧（单位：

厂变6kV侧PTA、B、C

19，22

22，21

⑸发电机机端电压和厂变低压6kV侧核相（单位：

1YH'

（发电机电压）

厂变低压6kV侧

19

22

21

3.7#1发变组保护B柜

2UD：

3.8变送器屏

发电机机端电压测量（单位：

发电机机端PTA720、B720、C720

3.9故障录波器屏

付母PT二次电压测量（单位：

高压侧母线PTA640、B640、C640

Uan

2D:

33,37

Ubn

34,37

Ucn

35,37

Uln

36,37

测量值

FR显示二次值

FR显示一次值

1,2

2,3

3,1

7,8

3.10励磁调节器柜

⑴付母PT二次电压测量（单位：

高压侧母线PTA720、B720

UD：

19-21

AVR显示值

发电机机端PTA、B、C

1-3

3-5

5-1

10-12

12-14

14-10

3.11电度表屏

3.12远动变送器屏

3.13校验同期回路的正确性（空载额定电压）

3.14在MARKV上投入同期并网模块，此时同步表的压差、频差应为零，同步指针在12点，同期检查差压为零。

（单位：

高压侧母线PTA720、B720、C720（经过转角变压器）