PTF-101电气整套启动调试方案.pdf

第 1 页 共 2 4 页 电气整套启动调试方案 平顶山第二发电厂一期 21000MW 机 组 工 程 调 试 作 业 指 导 书 PTF-DQ101 平顶山第二发电厂一期 21000MW 机组工程调试作业指导书 河 南 电 力 建 设 调 试 院 第 2 页 共 2 4 页 工程名称 平顶山第二发电厂一期 21000MW 机组 机组编号#1 机组 文件名称 电气整套启动调试方案 文件类型 整套启动 调试项目部 批 准 年 月 日审 核 年 月 日编 写 年 月 日 平顶山第二发电厂一期 21000MW 机组工程调试作业指导书 河 南 电 力 建 设 调 试 院 第 3 页 共 2 4 页 目 次 1 目的4 2 编制依据 4 3 设备系统简介4 4 调试内容及质量指标7 5 组织分工 8 6 仪器设备的配置9 7 调试应具备的条件9 8 调试步骤 10 9 安全健康与环境要求19 10 附录20 平顶山第二发电厂一期 21000MW 机组工程调试作业指导书 河 南 电 力 建 设 调 试 院 第 4 页 共 2 4 页 1 目的 规范机组电气整套启动调试工作程序,确定各系统设备整套启动的试验项目和操作步序,明确整套启动各阶段电气专业调试工作的任务和参与整套启动调试工作各方的职责，确保机组整套启动工作安全、可靠、顺利地完成。2 编制依据 2.1 火力发电建设工程启动试运及验收规程(DL/T5437-2009)。2.2 火电工程启动调试工作规定（建质199640 号）。2.3 火电工程调整试运质量检验及评定标准(建质1996111 号)。2.4 电气装置安装工程电气设备交接试验标准（GB50150-2006）。2.5 电力工程投产达标管理办法（中电建协工20066 号）。2.6 电力建设安全健康与环境管理工作规定(国家电网工2003168 号)。2.7 国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）（国家电网安监2009664 号）。2.8 国家电网公司发电厂重大反事故措施（试行）（国家电网生 2007883 号）。2.9 国家电网公司十八项电网重大反事故措施（国家电网生技2005400 号）。2.10 调试管理细则（中电投电力工程有限公司鲁阳项目）。2.11 试运组织机构管理程序（中电投电力工程有限公司 70411010000-2008）。2.12 电力建设工程预算定额调试工程(中电联技经200715 号)。2.13 机组调试大纲。2.14 设计、设备相关资料。3 设备系统简介 3.1 设备系统概述 本期工程为 21000MW 超超临界燃煤汽轮发电机组，两台机组采用发电机变压器组接入厂内 500kV 母线，发电机出口不装设断路器。500kV 本期出线 2 回接入香山500kV 变电站。厂内 500kV 开关站采用一个半断路器接线，本期设两个完整串，电源回路与出线回路配对成串，接于 500kV、母线。两台机组设一台容量为 78/4545MVA 高压启动/备用变压器，高压侧由 500kV段母线引接，采用有载调压方式，其低压 10kV 侧通过共箱母线与#1、#2 机组的 10kV工作A、B、A、B 段连接。每台机组设一台高压厂用工作变压器，采用78/45-45MVA 的分裂变压器，高压厂用变压器为无励磁调压方式，其电源由发电机出平顶山第二发电厂一期 21000MW 机组工程调试作业指导书 河 南 电 力 建 设 调 试 院 第 5 页 共 2 4 页 口引接。每台机组设两段 10kV 工作母线，从高厂变低压侧引接，向本单元厂用负荷供电。设置有 10kV 输煤 A、B 段，电源分别由 10kV 工作A、A 段引接。主变、启动/备用变压器中性点采用直接接地方式，发电机经接地变高阻接地（1.4）。10kV 高压厂用电系统采用在高厂变及启动/备变低压侧中性点经中电阻接地的方式，相应接地电阻为 60、100A。低压厂用电电压为 380/220V，采用中性点直接接地方式。低压厂用电系统采用动力中心和电动机控制中心即 PC-MCC 的供电方式。发电机变压器组接入厂内 500kV 配电装置，设升压站继电器小间，布置升压站计算机监控系统（NCS）采集单元、线路保护设备、升压站直流系统等设备。发变组和厂用电源的控制纳入电厂 DCS 系统。在 DCS 中控制和监测的电气设备和元件有：发电机变压器组系统、厂用电系统、高压启动/备用变系统、保安电源、直流和 UPS 系统等。500kV 系统保护配置：线路保护采用南瑞继保公司的 PRC31AM-54 型和许继公司的GXH803A-201G 型双重光纤保护装置；母线保护选择深圳南瑞继保公司的 BP-2B 型和许继公司 GMH800A-109S 型保护装置；断路器保护采用南京南瑞继保公司的 PRC21A/22A型保护装置。500kV 系统配置了由武汉中元生产的 ZH-3 型故障录波装置。发变组、启动/备用变配备南瑞继保公司的 RCS-985B/T 型保护，按双套主、后备保护和单套非电量保护配置。发变组、启动/备用变系统分别配置了山东山大公司的WDGL-V 型故障录波装置。发电机自动励磁调节装置采用 GE 公司生产的 EX2100 型设备，励磁系统主要由三相全控桥式整流装置、灭磁及转子过压保护装置、起励装置、微机励磁调节器和励磁变压器组成。每台机组装设一套（两台主机冗余并列）交流不停电电源装置（UPS），向集控室需要不间断供电的机组 DCS、热工保护、火灾报警设备、电气厂用电监控系统、远动设备等提供交流电源，以确保机组可靠正常运行。每台机组设置三组阀控式铅酸蓄电池，其中两组 110V 蓄电池组向控制、保护、测量等负荷供电，一组 220V 蓄电池组向事故照明、动力负荷和交流不停电电源等负荷供电。蓄电池组正常均以浮充电方式运行。每台机组设置一台 1800kW 柴油发电机组作为机组的事故保安电源。事故保安电源分别设置汽机事故保安 PC 及锅炉事故保安 PC。平顶山第二发电厂一期 21000MW 机组工程调试作业指导书 河 南 电 力 建 设 调 试 院 第 6 页 共 2 4 页 3.2 电气主要一、二次设备技术规范 序号 名 称 型 号 制造厂 技术参数 1 发电机 QFSN-1000-2 哈尔滨电机厂 1111MVA,27kV,23950A,cos=0.9 UfN=563V，IfN=5360A，2 主变 DFP10-390000/500天威保变 550/3-22.5%/27kV，3390MVA,YNd11,Ud=20%3 高厂变 SFF10-CY-78000/27特变沈变 78/45-45MVA,2722.5%/10.510.5，Ud=18%，DYn1-Yn1 4 启备变 SFFZ-CY-78000/500特变沈变 78/45-45MVA,Ud=19%,YNyn0,yn0,d,52581.25%/10.5-10.5kV 5 500kV 断路器GL317X 苏州阿海珐 550kV,4000A,63kA 6 500kV 隔刀 GW16B/17B-550 河南平高 550kV,4000A 7 500kV 地刀 1GW16B/17A 河南平高 550kV,4000A 8 500kV 地刀 2JW8A 河南平高 550kV,630A 9 500kV PT WVB-500-5H 日新电机 1.0/31.0/31.0/3500 10 500kV CT SKF-550 上海雷兹 22000/1 11 励磁变 ZLDCB9 广东顺特（单相）33700kVA，27/1.2 kV 12 10kV 干式变 SCB10-1600/10 北海银河 10.522.5%/0.4kV；Dyn11 13 发变组保护 RCS-985B 南京南瑞 微机型发变组保护装置 14 励磁装置 EX2100 GE 公司 自并励静态励磁系统 15 同期装置 SID-2CM 深圳智能 可选择控制两个同期点 16 发变组故录 WDGL-V/F 山东山大 100V/57.7V,1A,50Hz,DC110V 17 启备变保护 RCS-985T 南京南瑞 启备变本体保护 18 启备变故录 WDGL-V/B 山东山大 100V/57.7V,1A,50Hz,DC110V 19 厂用电快切 MFC2000-3A 江苏金智 高压厂用电微机快速切换装置 20 线路保护 PRC31AM-54 南京南瑞 线路微机光纤分相差动保护及远跳 21 线路保护 GXH803A-201G 许继继保 线路微机光纤分相差动保护及远跳 22 母线保护 BP-2B 深圳南瑞 母线差动保护 23 母线保护 GMH800A-109S 许继继保 母线差动保护 24 断路器保护 PRC21A/22A 南京南瑞 辅助保护 25 500kV 故录 ZH-3 武汉中元 100V/57.7V,1A,50Hz,DC110V 26 NCS 测控装置YOYQA 南京南自 500kV 控制、测量、监视系统 平顶山第二发电厂一期 21000MW 机组工程调试作业指导书 河 南 电 力 建 设 调 试 院 第 7 页 共 2 4 页 27 功角测量 SMU-2G 国电南瑞 同步相量测量装置 28 微机远动 RTUD20ME 上海惠安 机组至调度遥测、遥调、遥控 29 10kV 综合保护测控装置 TOP9720 珠海拓普 用于 10kV 电动机、干式变、馈线 30 380V 综合保护测控装置 LPC1-5XX 江苏金智 用于 380V 电动机、馈线 31 110V 直流 ZZG13B-50110 许继电源 主厂房 110V 直流电源屏 32 220V 直流 GFMD-1800Ah 许继电源 主厂房 220V 直流电源屏 33 UPS 电源 SDP31080-220 青岛埃迪森 主机柜、旁路稳压柜、馈线柜 34 柴油发电机 DEEPSEA 康尔信 1800kW/400V 4 调试内容及质量指标 调试内容及质量指标（依据验评标准）见下表：试运阶段 调试内容 质量目标 升速阶段 1.在超速前后的额定转速下的交流阻抗和功率损耗。试 5-4-1 2.发变组短路试验：二次电流回路检查；励磁系统初查；发变组保护检查；短路特性曲线录取；发电机及变压器等一次系统检查。试 5-4-2 3.发变组空载试验：二次电压回路检查；发变组保护及自动装置检查；空载特性曲线录取；测量额定电压下轴电压；发电机及变压器等一次系统检查；励磁系统特殊试验；测量灭磁后发电机定子残压及相序。试 5-4-3 4.励磁系统动态试验：自动方式升压及电压调节范围；手控方式升压及电压调节范围；手控方式与自动方式相互切换试验；5%阶跃试验；手控零起升压；自动零起升压；频率特性；录取发电机灭磁时间常数；励磁系统各种限制等特性试验；励磁系统特殊试验。试 5-4-1 试 5-4-3 5.发变组带母线零起升压：检查相关的电压回路；检同期。试 5-4-4 6.假同期试验：同期装置自动调压、自动调速功能检查；整定合闸导前时间。试 5-4-4 空 负 荷 整 套 调 试 7.发电机同期并网：自动方式并网，并网后检查记录机组各系统运行参数应正常。试 5-4-4 8.机组带负荷试验：系统保护、发变组保护、自动装置及测量回路检查；不同负荷下测量发电机轴电压；发变组一次系统检查。远动、计量信息核对。试 6-4-1 平顶山第二发电厂一期 21000MW 机组工程调试作业指导书 河 南 电 力 建 设 调 试 院 第 8 页 共 2 4 页 9.励磁系统带负荷试验：机组带初始负荷做手控方式与自动方式相互切换试验；阶跃试验；各种限制等励磁系统特性试验；励磁系统参数测试试验。试 6-4-2 10.高压厂用电源（工作与备用）核相及切换试验：切换厂用电之前先进行核相试验，核相正确后按照选定的切换方式进行工作电源与备用电源之间的切换；切换后检查高厂变相关保护的正确性。试 6-4-3 11.机组甩负荷试验：配合汽机专业完成本试验，电气专业录取励磁特性曲线。符合励磁规程要求 带 负 荷 整 套 调 试 12.机组带负荷试运：综合检查记录电气一、二次设备在不同负荷下的运行参数(发电机、变压器、保护及自动装置、断路器等)。试 6-4-4 试 6-4-5 满负荷 试运 13.机组 168h 满负荷试运：综合检查记录电气一、二次设备的运行参数(发电机、变压器、保护及自动装置、断路器等)，参与处理与调试有关缺陷，并做好机组试运记录。试 7-4-1 性能试验阶段 14完成 AGC、AVC、PMU 投运试验（配合调度）。完成发电机进相试验、PSS 投运试验。功能满足设计要求 5 组织分工 5.1 组织机构 机组整套启动试验应在整套试运组的统一指挥下，由建设、安装、调试、生产、监理等单位共同协助完成。5.2 职责分工 5.2.1 建设单位职责：负责整套启动试验时各单位的组织协调工作，负责与设计单位、设备制造厂商等相关单位的联系协调工作，负责整套启动调整工作试运质量的验收评定和资料移交工作。5.2.2 安装单位职责：负责试验中一次设备临时接线的安装及拆除工作，负责试运设备与施工中设备的安全隔离措施，负责电气一、二次设备的巡视检查及缺陷处理，单体调试人员配合整启试验及设备维护工作。5.2.3 调试单位职责：负责编写整套启动电气专业调试方案，负责启动试验过程中电气一、二次设备操作的监护、试验仪器的接线、电气二次回路的测量检查以及执行各项电气调整试验，负责记录并整理试验数据。负责编写调试报告和质量验评。5.2.4 生产单位职责：负责提供电气设备运行整定值，参加整套启动试运后验收签证，负责整套启动试运中的设备代管和电气设备的操作，负责整套启动试运中与调度的联系工作，负责运行设备与试运设备的安全隔离措施。平顶山第二发电厂一期 21000MW 机组工程调试作业指导书 河 南 电 力 建 设 调 试 院 第 9 页 共 2 4 页 5.2.5 监理单位职责：负责整套启动试验中的监理工作。6 仪器设备的配置 序号 设备名称 型号 量程 数量 精度 等级 用途 备 注1 数字万用表 FLUKE117C 1 回路检查 2 数字双钳相位伏安表 SMG2000B 010A 0500V 1 0.5 检查电压 电流回路 3 转子交流阻抗测试仪 HDZK-120A 0250V 060A 1 0.5 测交流阻抗 4 发电机特性试验记录仪 PMDR-102 010A 0150V 1 0.5 特性试验 励磁试验 5 10kV 核相棒 EC-1 012kV 1 0.5 厂用电核相 7 调试应具备的条件 7.1 一般条件一般条件 7.1.1 机组整启试运区域及公用设施区域内，所有土建工作完毕，孔洞沟道盖板齐全，围拦完整，道路通畅，通风良好，现场清理干净，无关人员撤离现场。7.1.2 消防器材配备齐全，消防系统完善，并经消防部门检查合格；消防措施得力，人员到位。7.1.3 全厂照明系统完善，事故照明系统单体、分系统调试合格并正常投运。7.1.4 所有的电气设备配电室、专用间名称编号齐全，标识清楚。电气一、二次设备按正式名称标示齐全、危险部位应按安全规程的要求悬挂警示牌。各运行设备间保持通讯畅通。7.2 设备及系统条件设备及系统条件 7.2.1 500kV 升压站已受电并带电运行。7.2.2 发电机变压器组（包括发电机、主变、高厂变、高压粉磨变、励磁变）及其附属系统的一次设备已按照电气装置安装工程电气设备交接试验标准的规定试验合格并通过验收签证，具备投运条件。7.2.3 发变组系统各项特殊试验已完毕。7.2.4 发电机绝缘过热装置、氢气检漏装置、封母微正压装置具备投运条件。平顶山第二发电厂一期 21000MW 机组工程调试作业指导书 河 南 电 力 建 设 调 试 院 第 1 0 页 共 2 4 页 7.2.5 发电机变压器组（包括发电机、主变、高厂变、高压粉磨变、励磁变、励磁系统、同期系统、发变组故障录波系统、各保护装置）及辅助设备分系统调试合格并通过交接验收。7.2.6 各级厂用电系统、高压厂用电切换、厂用辅机系统单体和分系统调试合格并通过验收，已正常投运。7.2.7 脱硫、脱销系统电气分系统调试合格，具备投运条件。7.2.8 110V、220V 直流电源系统、UPS 不停电电源系统单体和分系统调试合格并正常投运。7.2.9 柴油机及保安电源系统单体、分系统调试合格，柴油机正常投入备用。7.2.10 数据专网通讯、远动、计量装置、GPS 对时装置、功角测量装置、信息管理子站设备调试完毕并正常投运。7.2.11 发电机辅助系统（氢、水、油系统）分系统试运完毕，锅炉、汽机及其附属系统分系统试运完毕，具备投运条件。7.2.12 机、炉、电保护联锁试验已完毕并通过验收签证。7.3 生产管理条件 7.3.1 机组电气专业正式保护定值已下达并整定完毕。7.3.2 运行人员持证上岗，熟悉运行规程及本试验方案，各备品备件准备充足。7.3.4 电厂运行与各级调度部门通讯畅通。7.3.5 所有的电气设备配电室、专用间名称编号齐全，标识清楚，危险部位应按安全规程的要求悬挂警示牌。7.3.6 整套启动方案经有关各方充分讨论、会签，由试运总指挥批准可付诸实施。7.4 外部条件 7.4.1 机组整套启动工作已通过质监及安全性评价检查。7.4.2 机组整套启动工作已申请调度部门批准，由调度部门下达机组并网调度措施。8 调试步骤 8.1 调试准备 8.1.1 发电机辅助系统（氢、水、油）投入运行，检查发电机定子绕组温度，铁芯温度测点显示正常。8.1.2 测量下列设备的绝缘电阻应合格：（1）发电机连同出口母线、主变低压侧、高厂变及高压粉磨变高压侧（发电机带内冷平顶山第二发电厂一期 21000MW 机组工程调试作业指导书 河 南 电 力 建 设 调 试 院 第 1 1 页 共 2 4 页 水测试）。（2）主变高压侧及架空导线。（3）励磁变连同试验电源所用 10kV 开关及电缆。（4）高厂变及高压粉磨变低压侧共箱母线。（5）可控硅整流柜及发电机转子绕组（用 500V 兆欧表，测量时正负极短接）。8.1.3 安装单位断开励磁变与发电机封母的连接，从厂用 10kV 工作段发电机试验电源间隔引一路电源接至励磁变的高压侧，作为发变组短路、空载试验电源。8.1.4 远方操作发电机试验电源开关对励磁变进行 3 次冲击，测量并记录励磁变低压侧电压值和相序，检查正常后励磁变退出运行，将发电机试验电源开关拉至试验位置。8.1.5 检查主变、高厂变、高压粉磨变瓦斯继电器已放气，变压器压力继电器已复位，变压器油路已全部打开，变压器冷却器已正常投运。检查主变、高厂变、高压粉磨变抽头在正确位置。建议高厂变高压侧抽头放在27-12.5%/10.5-10.5档位。8.1.6 安装单位在 5012 开关与 CT 之间、5013 开关与 CT 之间分别各装设一组三相短路线，短路线截面应满足主变额定电流（1228A）下长期运行需要。安装位置在附图一所示 K1 点处。8.1.7 检查 10kV 工作段工作进线柜安措已拆除，工作进线开关在试验位置，将工作进线 PT 推入工作位置并合上二次空开。8.1.8 检查确认发变组系统一、二次回路所有操作保险、PT 保险正常。各 PT 一次接地良好。8.1.9 检查系统所有的电流二次回路无开路，电压二次回路无短路。8.1.10 调试人员准备好电气整启试验所需的录波仪器、仪表及二次接线、工具、图纸资料和试验表格。8.1.11 生产单位应安排对直流、UPS、事故保安电源进行检查，并对柴油机进行启动试验。8.1.12 检查并投入主变、高厂变、高压粉磨变非电量保护及复压过流保护等电量保护，保护出口仅跳发电机灭磁开关。8.1.13 投入发电机断水、发电机转子接地、定子过负荷、发电机复压过流、发电机过电压保护（短路试验中突然开路会造成发电机过电压，应临时将保护定值改小 1.15Ue延时缩短至 0.5s）、励磁变速断过流、励磁绕组过负荷、励磁系统故障保护的投入压板，所有保护出口仅跳灭磁开关。由于在发电机短路试验过程中发电机差动保护无法投入，将发电机复压过流保护电流定值设为 1.1 倍额定，延时缩短为零秒，替代发电平顶山第二发电厂一期 21000MW 机组工程调试作业指导书 河 南 电 力 建 设 调 试 院 第 1 2 页 共 2 4 页 机差动作为主保护。8.1.14 调试人员断开 5012 断路器 CT 接入鲁香 I 回线线路保护装置的两组电流回路，防止短路试验时影响鲁香 I 回线线路保护的正常工作。退出 500kV II 母母线保护，退出第一串设备所有短引线差动保护。系统其他保护按调度措施要求投用。8.1.15 通知热控人员将电气送至 DEH 的#1 发电机并网信号（5012、5013 断路器辅助接点）强制断开，防止短路试验中并网断路器合闸引起汽机超速；调试人员在励磁调节器处拆除“并网信号”回路。8.1.16 调试人员在 5021、5022、5023 断路器 CT 端子箱将与#2 发变组设备相关的电流回路短接并接地，断开与#2 发变组设备的连接。防止与#2 机组有关的未完善的电流回路开路运行。8.1.17 调试负责人对参与试验的有关人员进行安全技术交底及危险点分析。8.1.18 生产单位准备好绝缘靴、绝缘手套、绝缘垫、接地线、验电器等安全工器具。8.1.19 生产单位依据本方案准备好相应的操作票。8.1.20 工程准备部门通知整套启动试验时应到的设备厂家（发变组保护、励磁调节器、同期、厂用电快切、发电机、主变）。8.1.21 整套启动前 500kV 升压站运行方式为：鲁香 I 回线、I 母、启备变带电运行，鲁香 II 回线、II 母停电。5011、5071 断路器及相应隔离开关合闸运行，5012、5013、5021、5022、5023 断路器及相应隔离开关断开解备。8.2 发电机转子交流阻抗测试 8.2.1 在超速前后的额定转速下测量发电机转子的交流阻抗和功率损耗，需测量的数据如下表所示。膛外（由单体测量）盘车状态 3000 转（超速前）3000 转（超速后）电压（V）电流（A）功率（W）交流阻抗（）注:此项试验进行时,发电机转子回路应彻底与励磁系统隔离。8.2.2 试验完成后，注意及时拆除试验接线并恢复上述励磁系统的连接。8.3 发变组三相短路试验 8.3.1 发电机的内冷水系统正常运行，内冷水质及氢压满足规程要求，汽轮机定速3000r/min 稳定运行。平顶山第二发电厂一期 21000MW 机组工程调试作业指导书 河 南 电 力 建 设 调 试 院 第 1 3 页 共 2 4 页 8.3.2 检查 5012、5013 在分位，50121、501217、501227、501367、50132、501327、501317、5013617 在断开位置，合 50136、50131、50122 隔离开关。8.3.3 检查确认发电机出口及中性点 PT 一、二次保险完好并投入运行。8.3.4 检查确认发电机断水、发电机转子接地、定子过负荷、发电机复压过流、发电机过电压保护、励磁变速断过流、励磁绕组过负荷、励磁系统故障保护的投入压板，所有保护出口仅投跳灭磁开关。检查确认主变、高厂变、高压粉磨变非电量保护及复压过流保护已投入，保护出口仅跳发电机灭磁开关。8.3.5 试验过程中安装单位派专人看守发电机滑环、发电机出线罩、变压器、550kV短接线等处，运行人员负责监视发电机各项参数（定子线棒温度、发电机内冷水温度、氢温等），发现异常及时向试验指挥人员汇报。8.3.6 合发电机试验电源开关，为励磁变送电。8.3.7 调试人员将励磁调节器设为手动方式，合上灭磁开关，手动调节励磁，升发电机定子电流到 5%额定(1200A)。8.3.8 调试人员检查发变组保护屏、故障录波器、励磁调节器、变送器屏、CT 根部端子箱等处各 CT 二次电流回路应无开路，三相电流数值、相位正确。初步检查励磁系统应正常。8.3.9 调试人员在 500kV 升压站检查线路保护、断路器保护、母线保护等接入的电流回路的正确性。检查测量、计量装置接入的电流回路的正确性。确认网控 NCS 系统测点均显示正确。8.3.10 升发电机电流到 30%Ie（7185A），检查励磁变差动保护电流回路接线的正确性，检查发电机差动、主变差动、发变组差动、定子过负荷、负序过负荷、发电机复压过流、励磁变速断过流、励磁绕组过负荷等保护电流采样正确，保护运行正常。检查完毕后，投入检查正确的差动保护。在 500kV 升压站检查 5012、5013 短引线保护的正确性。8.3.11 检查发电机失磁、失步、逆功率、程跳逆功率等保护电流采样正确。8.3.12 在 DCS 画面上核对发变组及励磁系统各测点显示正确。8.3.13 降低励磁电流至最小，断开灭磁开关。开启发电机特性试验记录仪，合上灭磁开关，手动匀速缓慢增加励磁，使发电机定子电流从零升至 1.0 倍额定（23950A），再手动匀速缓慢减少励磁，使发电机定子电流下降至最小。录取发变组三相短路特性曲线，与制造厂出厂试验曲线进行比较，误差应在允许范围以内。8.3.14 恢复发电机过电压保护、发电机复压过流保护的正式定值。平顶山第二发电厂一期 21000MW 机组工程调试作业指导书 河 南 电 力 建 设 调 试 院 第 1 4 页 共 2 4 页 8.3.15 试验完成后，断开灭磁开关,将发电机试验电源开关断开并拉至试验位置。断开 50136、50131、50122 隔离开关。合上 501227、501317 接地开关，作为安全措施。安装单位拆除短路点 K1 两处三相短接线。工作完成后，断开 501227、501317 接地开关。8.3.16 调试人员恢复 5012 断路器 CT 接入鲁香 I 回线线路保护装置的两组电流回路。8.4 发变组空载试验 8.4.1 检查确认主变高压侧短路点拆除完毕，检查确认 50136、50131、50122 隔离开关和 5012、5013 断路器在断开位置。8.4.2 试验过程中安装单位派专人看守发电机滑环、发电机出线罩、变压器等处，运行人员负责监视发电机各项参数（特别是定子线棒温度、发电机内冷水温度、氢温等），发现异常及时向试验指挥人员汇报。8.4.3 将发电机试验电源开关恢复备用，合发电机试验电源开关，调试人员将励磁调节器设为手动方式，合上灭磁开关，手动调节励磁,使发电机电压升压到额定电压的30%（8.1kV），调试人员检查主变高压侧 PT、发电机出口 PT 及厂用分支工作进线 PT二次电压值，并注意发电机、主变、高厂变、高压粉磨变带电运行情况。检查完毕后，继续升压至 100%Ue（27kV），检查上述一次设备无异常，检查上述各组 PT 二次电压相序，并在保护屏、变送器屏、励磁调节器屏、同期屏、故障录波屏、电度表屏、远动柜等处测量电压值、相序及开口三角电压。8.4.4 调试人员检查发电机过电压、过激磁、失磁、失步、匝间、定子接地、TV 断线、逆功率、程跳逆功率、起停机、发电机复压过流、误上电保护的电压值采样正确，保护运行正常，投入以上检查确认正确的保护。8.4.5 在 DCS 画面上核对发电机及励磁系统各测点显示正确。8.4.6 测量发电机空载额定电压下的轴电压数值：（1）分别测量大轴两端电压。（2）将励端轴承油膜短路，测励端轴承对地电压。8.4.7 降低励磁电流至最小，断开灭磁开关。开启发电机特性试验记录仪，合上灭磁开关，手动匀速缓慢增加励磁，使发电机定子电压从零升至 1.05 倍额定（28.35kV），再手动匀速缓慢减少励磁，使发电机定子电压下降至最小。录取发变组空载特性曲线，与制造厂出厂试验曲线进行比较，误差应在允许范围以内。8.4.8 调试人员进行励磁系统特殊试验（详见励磁系统特殊试验方案）。8.4.9 试验完成后将发电机灭磁，发电机试验电源开关断开并拉至试验位置，合上接平顶山第二发电厂一期 21000MW 机组工程调试作业指导书 河 南 电 力 建 设 调 试 院 第 1 5 页 共 2 4 页 地刀闸。调试人员测量发电机定子残压和相序。8.5 励磁系统动态试验 8.5.1 发电机维持 3000r/min 稳定运行，灭磁开关解备。8.5.2 运行人员在发电机出口封母上（在发电机 PT 柜内）安装接地线，安装人员拆除励磁变高压侧临时电缆并妥善放置（与励磁变保持安全距离），将励磁变高压侧连接至发电机出口封闭母线。励磁电源由外部供电方式改为机端自并励方式。8.5.3 运行人员拆除发电机出口封母上（在发电机 PT 柜内）接地线。8.5.4 调试人员进行励磁调节器动态试验，运行人员注意监视电气主设备参数，不参与操作，有异常情况及时汇报值长及试验指挥人员。8.5.5 励磁调节器动态试验内容按照励磁系统调试方案执行。8.5.6 调试人员进行励磁系统特殊试验（详见励磁系统特殊试验方案）。8.5.7 发电机空载下励磁系统试验完成后，灭磁开关断开备用。8.6 发变组带母线零起升压 以下仅为指导措施，具体操作步骤以调度部门下发的调度措施为准。8.6.1 确认 500kV母线已腾空，检查 5217、5227、50132、501327、50232、502327在断开位置，确认 5012、50121、50122 在断开位置。8.6.2 合 50136、50131、50132 隔离开关，合上 5013 断路器。8.6.3 投入母双套差动保护。8.6.4 调试人员将励磁调节器设为手动方式，合上灭磁开关，手动调节励磁,使发电机电压缓慢上升至额定电压的 30%（8.1kV）左右，调试人员检查 500kV母母线 PT、发电机出口 PT 二次电压值。无异常后将发电机电压升至额定。8.6.5 在同期屏投入自动准同期装置，检查主变高压侧 PT 与 500kV母母线 PT 应在同期点，记录两侧电压值。8.6.6 试验完毕跳灭磁开关，断开 5013 断路器、50136 隔离开关。8.7 发变组假同期试验 以下仅为指导措施，具体操作步骤以调度部门下发的调度措施为准。8.7.1 检查确认 5012、50121、50122 在断开位置，确认第二串间隔所有设备在断开位置，确认 50216 在断开位置。合上 5021617 作为#2 机组施工的安全措施。8.7.2 投入 5021、5022、5023 断路器的所有短引线保护及断路器保护。投入 5021 断路器充电保护。8.7.3 确认50136隔离开关在断开位置，在DCS强制逻辑使5013断路器具备合闸条件，平顶山第二发电厂一期 21000MW 机组工程调试作业指导书 河 南 电 力 建 设 调 试 院 第 1 6 页 共 2 4 页 断开 5013 断路器并网同期合闸控制回路（在发电机同期屏）。8.7.4 合上 50232、50231、50222、50221、50212、50211 隔离开关，依次合上 5023、5022、5021 断路器，为 500kV母充电。8.7.5 励磁调节器设为自动方式，起励使发电机升压至额定。8.7.6 从 DCS 画面操作投入同期装置，同期点选择 5013，观察同期装置采样正确。8.7.7 运行人员手动将发电机频率、电压调偏，投入同期装置的调速及调压功能，观察发电机频率和电压的变化情况。调整调频控制系数和调压控制系数，使调节过程既快速又平稳。8.7.8 运行人员退出同期装置，调试人员恢复自动准同期装置的合闸回路接线（5013开关合闸回路）。8.7.9 调试人员检查确认录波器接线正确，将录波器置于待触发状态。录入量包括接入同期装置并网两侧同期电压值、5013 断路器辅助接点状态和两侧同期电压包络线。8.7.10 运行人员投入自动准同期，观察自动准同期装置动作情况。8.7.11 自动准同期装置合闸出口动作，合 5013 断路器，退出自动准同期装置。8.7.12 调试人员分析录波资料，观察断路器合闸时刻是否正确，若偏差较大，调整导前时间参数，重新进行假同期试验。8.7.13 试验完成后断开 5013 断路器，发电机灭磁，恢复 8.7.3 所采取的临时措施，准备进行发电机自动准同期并网试验。8.8 发电机自动准同期并网 以下仅为指导措施，具体操作步骤以调度部门下发的调度措施为准。8.8.1 调试人员确认同期并网试验录波器接线正确。8.8.2 通知热控调试人员解除电气送至 DEH 的#1 发电机并网信号（5012、5013 断路器辅助接点）的强制措施。8.8.3 调试人员恢复励磁调节器处“并网信号”回路。8.8.4 当值值长向调度汇报：并网前电气试验已全部结束，机组已具备并网条件。8.8.5 调度同意并网请求后，开始并网操作。8.8.6 退出 500kV 升压站两套母线保护以及第二串间隔设备的短引线保护，检查确认发变组除方向性保护外的其他保护已投入，发变组保护跳闸出口“关主汽门”压板暂不投入，投入跳 5012 断路器、5013 断路器、灭磁开关的保护出口压板。8.8.7 运行人员确认 5012 开关在解备状态，合上 50136 隔离开关。8.8.8 励磁调节器设为自动方式，起励使发电机升压至额定。平顶山第二发电厂一期 21000MW 机组工程调试作业指导书 河 南 电 力 建 设 调 试 院 第 1 7 页 共 2 4 页 8.8.9 调试人员通知各相关专业发电机准备并网，做好并网准备。8.8.10 发变组系统无异常后投入同期装置，确认同期装置选择 5013 断路器并网方式，由自动准同期装置完成并网操作，#1 机组首次并列于 500kV母。8.8.11 并网后带少量无功及有功负荷，维持机组安全稳定运行。8.9 励磁系统带负荷试验 8.9.1 机组首次并网后带初始负荷稳定运行，调试人员进行发电机励磁调节器带负荷试验。运行人员注意监视电气主运行参数，不参与电气操作，有异常情况及时汇报值长及试验指挥人员。就地试验人员应时刻与集控指挥人员保持联系。8.9.2 并网后励磁调节器试验内容按照励磁系统调试方案执行。8.9.3 性能试验人员进行励磁系统特殊试验（详见励磁系统特殊试验方案）。8.10 机组带负荷电气保护检查试验 8.10.1#1 机组带 100MW 负荷稳定运行。8.10.2 调试人员对发变组带方向的保护进行带负荷检查，检查正确后立即投入上述保护，投入“关主汽门”出口压板。8.10.3 调试人员对鲁香 I 回线线路保护、500kV母母线保护、500kV母母线保护、第二串间隔短引线保护、所有断路器保护进行带负荷检查。检查无异常后，汇报调度申请投入 500kV母母线保护、500kV母母线保护、第二串间隔短引线保护和所有断路器保护。8.10.4 运行人员将 5012 断路器恢复备用，合上 50121、50122 隔离开关。8.10.5 调试人员在 NCS 测控屏检查#1 主变高压侧电压与 500kV母 PT 电压同相位。在 NCS 上操作 5012 同期合闸按钮，使第一串间隔合环运行。8.10.6 调试人员模拟条件，使#1 发电机同期装置选择 5012 断路器同期点，先将同期电压切换为主变高压侧 PT 与线路 PT，在同期装置上确认此两路电压应在同期点，记录两侧电压波形。再将同期电压切换为主变高压侧 PT 与 500kV母 PT，在同期装置上确认此两路电压应在同期点，记录两侧电压波形。8.10.7 调试人员对鲁香 I 回线线路保护进行带负荷检查，测量保护、计量、测量回路的和电流应正常。检查 5011、5012 短引线保护的正确性。检查无异常后，汇报调度申请投入鲁香 I 回线线路保护，并将鲁香 I 回线线路保护定值恢复为正式运行定值。8.10.8 对侧香山变电站完成全部检查试验后，将鲁香 I 回线间隔倒为全串运行。本侧500kV 升压站可断开 5013、5021、5022、5023 断路器，将 500kV母停电。在鲁香回线具备试运条件前保持此运行方式。平顶山第二发电厂一期 21000MW 机组工程调试作业指导书 河 南 电 力 建 设 调 试 院 第 1 8 页 共 2 4 页 8.10.9#1 机组完成汽轮机超速试验后，第二次并网可选择 5012 开关，完成此同期点的同期并网试验。录取同期试验波形。8.10.10 带负荷试运