#3机组启动试验方案.doc

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1、660MW组A级检修技术文件 电气整套启动试验方案编制： 会签： 审核： 审定： 批准： xxx公司二0一一年九月目 录1、编制目的2、编制依据3、启动试验范围4、试验项目5、启动试验前应具备的基本条件6、启动前的检查和准备工作7、启动试验实施细则8、安全措施9、组织分工附图 各种试验工况下的电气接线图附件一 保护投退清单 保护压板投退清单1. 编制目的发电机的额定功率为660MW，采用三相机端变自并励磁方式，发电机出口设断路器，主变由一台800MVA/530kV22.5/20kV的三相变压器组成，高压厂变3A&3B为40MVA/20kV+8（-10）1.25/6.3kV三相双绕组变压器，励磁

2、变为7200kVA/20kV22.5/0.945 kV三相变压器，发变组保护使用南瑞RCS系列微机保护，实现双重化配置（非电量保护除外），自并励励磁调节器采用瑞士ABB UNITROL 5000系列静态励磁系统。在完成了3号发电机、3号主变、3A&3B厂变、#3励磁变的全部安装、试验工作和分部试运行工作后，为了考核上述设备的一次系统能否正常地投入运行，以及检查其二次部分的测量、控制、保护、同期、信号装置及其回路的正确性，特编制此方案。2. 编制依据2.1 设计院提供的图纸和有关设备厂家资料。2.2 GB50150-2006 电气安装工程电气设备交接试验标准。2.3 继电保护和安全自动装置技术规

3、程GB142852006。2.4 厂家提供的现场试验程序。2.5 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程。2.6 工程建设强制性条文(电力工程部分)(2006年版)。3. 启动试验范围本次启动试验受电范围的一次接线图如附图一所示。图中所示设备相应的二次设备均包括在本次启动受电范围之内。3.1 3号发电机主变压器组及其20kV系统、500kV 3号主变5021开关、500kV 3号主变/2号主变5022开关及其附属系统。3.2 高压厂变3A&3B及其低压侧3A、3B工作电源进线开关,6kV母线3A、3B。3.3 #3机励磁控制系统(包括#3励磁变)。3.4 厂用电源切换时，还包括01号高压启备

4、变以及备用电源进线开关3A、3B。4. 启动试验项目4.1 在汽机不同转速下测量发电机转子的交流阻抗、功耗及绝缘电阻4.2 额定转速下，发电机定子绕组三相短路时的试验（他励方式）4.2.1 发电机保护电流回路及测量装置的检查试验4.2.2 测量发电机的三相短路特性4.2.3 测量发电机短路灭磁时间常数4.3 他励方式下厂变低压侧短路时的零起升流试验（启动之前应完成厂变差动校验，此次主要校验主变差动保护电流回路的正确性）。4.4 额定转速下，发电机定子绕组三相开路时的试验（他励方式）4.4.1 发电机电压二次回路的检查试验4.4.2 测量发电机的空载特性4.4.3 测量发电机额定电压下的轴电压4

5、.4.4 测量发电机空载灭磁时间常数4.4.5 测量发电机空载灭磁后的定子绕组残压及一次相序4.4.6 发电机定子接地保护校验4.5 通过500kV GIS 地刀、地刀零起升流，校验发变组保护和测量电流回路（他励方式）4.6 3号发电机带3号主变升压试验（他励方式）4.7 发电机空载情况下的励磁调节系统试验（自励方式）4.7.1 手动方式发电机电压建立试验4.7.2 手动方式给定值上下限作用试验4.7.3 手动方式下V/Hz特性试验4.7.4 手动方式阶跃响应试验4.7.5 手动通道逆变灭磁及手动通道分灭磁开关灭磁。4.7.6 发电机自动建压试验及10%阶跃响应试验4.7.7 自动跟踪及通道切

6、换操作试验4.7.8 自动方式下V/Hz特性试验4.7.9 转子电流限制试验4.7.10 频率变化时，发电机端电压变化率的测定4.7.11 EGC切换试验4.7.12 PT断线试验4.7.13 抗干扰试验4.7.14 转子接地保护校验4.7.15 集控室操作试验4.8 主变冲击试验（可与4.7试验项目同时进行）4.9 并网前发电机同期卡的检查试验（假同期试验）（自励方式）4.10 发电机并网试验（自励方式）4.11 继电保护带负荷校验4.12 厂用电源切换试验4.13 UEL试验（具体根据励磁相关方案）4.14 在额定负荷下测量发电机的轴电压 注：整套启动中采用的临时定值根据现场试验实际情况要

7、求将进行适当调整，但须先征得试验指挥同意。5. 启动试验前应具备的基本条件5.1 500kVGIS的安装、调试已全部结束，NCS、ECS具备操作条件。5.2 #3机组安装、调试和分部试运已全部结束，经验收组检查验收合格，具备整套启动的条件。5.3 3A&3B高压厂变的差动保护、#3励磁变的保护电流回路经一次通流试验校验正确。5.4 励磁系统的静态开环试验已经完成。5.5 启动试验范围内土建已竣工，做到道路畅通,门窗齐全，通讯、空调、照明良好、消防设施完善，经验收合格，具备投运条件。5.6 所有受电范围内的一、二次设备全部安装、调试结束，具备起动的条件。5.7 受电设备现场标志正确，明显、齐全并

8、符合规范要求。5.8 启动试验方案已经由各有关方面专家讨论通过并获得批准，所有参加试验的试验人员、监护和巡视人员经过技术交底并熟悉本方案。5.9 3号机集控室与3号主变、3A&3B高压厂变、#3励磁变、中压开关室、电子室、3号发电机机端压变及500kV GIS之间的通讯联络畅通。5.10 柴油发电机调试完毕，自投切换试验合格。5.11 发电机氢冷系统应投入运行，氢气纯度、湿度及出入口风温应满足要求。5.12 机、电、炉大联锁及紧急停机按钮试验、复验验收合格。5.13 发电机转子滑环碳刷已调整并研磨，且接触良好。6启动前的准备工作6.1 在3号机组启动前，应进行一次全面的检查，除必须满足启动试验

9、条件以外，特别要注意清除受电设备上的一切遗留物，以免造成短路或接地故障。检查所有受电的一次设备认相正确。检查3号发变组一次系统及励磁系统的所有开关和闸刀均应在断开位置。6.2 拆开励磁变高压侧和发电机出口封闭母线的连接，从6kV工作段备用开关（6kV 3A段7间隔备用开关）处接一路三相电缆到励磁变高压侧作为励磁电源，并注意电缆与20kV母线之间要有足够的安全距离，做好隔离措施。该他励电源开关保护校验及传动完毕，并确认已使用临时定值。6.3 测量所有受电的一次设备绝缘良好, 检查所有电流回路无开路现象，电压回路无短路现象，端子排无松动现象。6.4 为防止磁场开关误合闸，取下3号发电机磁场开关的合

10、闸和控制熔丝。6.5 确认起励电源开关和控制电源开关在断开位置，并挂上“禁止合闸”警告牌。6.6 解开3号发变组保护出口跳汽机的电缆；拆除至DEH的发电机初负荷控制信号；解开3号发变组保护启动失灵回路的电缆。（做好记录，上述接线在并网前均应恢复）6.7 在3发电机机端压变二次侧开口三角绕组及#3主变20kV侧压变二次侧开口三角绕组上各接3.5A、40电阻一只,以防铁磁谐振，试验完毕后拆除。6.8 在励磁柜ER屏的X21：1X21：51端子上引出临时线接一只闸刀K1作为紧急灭磁开关，在必要时手动跳3号发电机磁场开关。6.9 用屏蔽电缆从发变组保护屏引一路发变组跳闸信号至6kV他励电源开关柜，以便

11、故障时能及时切断励磁电源；从6kV开关室临时他励电源开关引一路4芯电缆至励磁小室以控制6kV他励电源开关的分合。6.10 与启动试验有关的测量接线及表计准备完毕。6.11 3号主变、3A&3B高压厂变档位分别根据整定单放至整定位置。6.12 在整套启动试验前#3发电机开关的同期回路全部检查完毕。6.13 3号发变组保护跳5021、5022开关回路，5021、5022开关失灵保护启动发变组保护跳闸回路，发变组保护闭锁5021、5022合闸，发变组保护启动5021、5022开关失灵保护等回路已接入500kVGIS,并完成相关传动试验。6.14 拆开3号发电机励磁调节柜直流输出母排至转子的连接，启动

12、试验前的系统状态如附图二所示。6.15 启动试验前，完成他励电源对励磁变的冲击，并检查励磁变低压侧相序正确。7试验内容为表达简洁，当所做试验不涉及系统操作时，该试验图就不列出500kV的系统图，3号主变500kV侧5021开关以下简称为5021开关，500kV 3号主变/2号主变5022开关以下简称5022开关。另外，试验各阶段均应检查一次设备状态及保护投入是否正常。7.1 在汽机不同转速下（n=0、400、800、1500、超速前3000、超速后3000rpm）测量发电机转子的交流阻抗、功耗及绝缘电阻。（此处给出的转速仅作为参考，实际的测量转速根据汽机的稳定运行工况来定）7.1.1 发电机转

13、子交流阻抗及功耗测量n (rpm)04008001500超速前3000超速后3000U=50VI(A)P (w) ()U=100VI(A)P (w) ()U=150VI(A)P (w) ()U=200VI(A)P (w) ()7.1.2 发电机转子绝缘电阻测量及记录 t= 。C 湿度 转速（rpm）04008003000绝缘电阻（MW）7.1.3 技术安全措施7.1.3.1 测量时所加工频电压有效值最高不超过260V。7.1.3.2 3号发电机磁场开关应在断开位置。7.1.3.3 测量完毕后，恢复6.14中拆开的母排。7.2 额定转速下发电机定子绕组三相短路试验（见附图三）试验时保护投退清单见

14、附录一。发电机负序过流保护反时限单元改为定时限0s，投入对称过负荷保护，发电机电压制动过流保护时间改为定时限0s，关闭电压制动功能，定值改为4.5A。以上定值在并网试验时恢复。试验时严密监视发电机中性点、机端CT的发热情况；发电机封闭母线的支架、构架的发热情况；机端三相短路排的发热情况，一有异常情况立即汇报试验指挥。7.2.1 确认参数Par 2107=0%, Par 901=LINE OR PE, Par504=298, Par2106=80%。 合6kV他励电源开关、合#3发电机磁场开关，手动方式下用CMT逐渐增加励磁，缓慢地升发电机电流至5000A（二次侧为1A），试验人员在发电机就地C

15、T端子箱测量各组CT二次电流幅值及相序。试验人员在发电机、励磁变保护屏测量各组CT二次电流幅值及相序；在主变保护屏测量各组CT二次电流幅值及相序；在发变组故障录波器检查电流回路的正确性；在变送器屏及电度表屏检查电流回路的正确性；进保护管理机检查各组电流回路的幅值及相序；检查PMU、DEH屏电流回路正确；检查ECS画面电流显示正确；检查调节器电流回路正确。检查发电机所有电流回路正常后升发电机电流至21170A（二次电流为4.234A）。校正采样显示值,修正各功率柜的电流分布系数。7.2.2 短路特性试验单方向调节电流，按发电机二次电流为4.234A、3A、2A、1A、0.5A这几个点分别记录发电

16、机三相电流、励磁电流、励磁电压及a值来测量发电机三相短路特性，先做下降特性，后做上升特性。测量完毕，发电机定子电流保持在额定值（21170A）。二次电流 （A）下降上升3.53210.5000.51233.5IA (A)IB (A)IC (A)Uf (V)If (kA)a ()7.2.3 试验人员测量定子电流为额定时的轴电压断开汽机侧大轴接地碳刷（测量完毕后即刻恢复）；短接#3发电机两侧轴承油膜，分别测量U1和U2。若U1U2为正常运行方式；若U1U2，则绝缘不良；若U1U2，则绝缘不良；若U1U2，则测量不准。测量结果：U1= V；U2= V。励侧汽侧V2V1VV7.4.12 测量发电机空载

17、灭磁时间常数 分#3发电机磁场开关并录取Ug、If、Uf的波形。录波完毕后，拉开#3发电机磁场开关的控制电源开关Q15，分6kV他励电源开关。7.4.13 测量发电机空载灭磁后定子线圈残压及其相序测量#3发电机压变二次侧残压，若其值较小，在一次侧直接测量时，测量人员应戴绝缘手套,穿高压绝缘鞋。发电机残压：Uab(V)Ubc(V)Uca(v)相序7.4.14 发电机定子接地保护校验 做好相关的安全措施，在#3发电机#1压变处A相挂接地线，投6kV他励电源开关，合控制电源开关Q15，合发电机磁场开关，缓慢的增加励磁电流，同时监视发电机定子接地保护，直到保护动作为止，记录动作值。 分开6kV他励电源

18、开关，分开#3发电机磁场开关，分控制电源开关Q15。拆除在#3发电机#1压变处A相的接地线。在发电机中性点处挂接地线（短接接地变）。投6kV他励电源开关，合控制电源开关Q15，合#3发电机磁场开关，缓慢的增加励磁电流，同时监视发电机定子接地保护，直到保护动作位置，记录动作值。7.5 第二次零起升流试验通过500kV GIS 地刀、地刀零起升流，校验发变组保护和测量电流回路（第二次零起升流试验），试验时发变组保护投退清单见附录一。系统一次接线调整至如附图六所示。（他励方式）升流路径1：3号发电机#3发电机开关3号主变50216主变闸刀50212闸刀5021开关接地闸刀。升流路径2：3号发电机#3

19、发电机开关3号主变50216主变闸刀50221闸刀5022开关接地闸刀。7.5.1 试验前先确认5021开关、5022开关在冷备用状态；7.5.2 退出5021、5022开关失灵保护，封闭5022开关至5022/5021短引线保护的CT回路，封闭5021开关母母差保护的CT回路，封闭2号主变差动（5022/5021间）的CT回路。7.5.3 对5021、5022开关至3号主变差动保护的CT进行开封。7.5.4 合#3发电机闸刀、地刀、地刀、50212闸刀、50221闸刀、50216闸刀。7.5.5 合#3发电机开关、5021开关、5022开关，并将其改为非自动。7.5.6 合6kV他励电源开关

20、，合#3发电机磁场开关，励磁系统控制方式为“MANUAL”方式，缓慢将发电机升电流至2500A，检查各CT回路正常后，发电机电流升到7500A（此时两套主变差动保护500kV CT二次侧电流约为0.353A，发电机CT二次电流为1.5 A），并使其稳定在7500A。7.5.7 校验3号主变差动保护的电流回路。7.5.8 校验完毕后，减励磁使发电机电流到0A，分#3发电机磁场开关，分6kV他励电源开关。#3发电机开关、5021、5022开关改为自动后分开，拉开地刀、地刀、50212闸刀、50221闸刀、50216闸刀。7.5.9 保留拆除至DEH中的发电机初始负荷控制信号。投入5021和5022

21、开关的失灵保护，5022开关至5021/5022短引线保护的CT回路开封，5021开关至母母差保护的CT回路开封，2号主变差动保护（5021/5022）间CT回路开封。7.6 3号发变组升压试验试验时系统接线方式调整至附图七。升压试验途径为：3号发电机#3发电机开关3号主变3号主变500kV压变，投退清单见附录一。发电机过电压保护定值改为1.05倍、过激磁保护定值改为1.05，时间均改为0s跳闸。7.6.1 检查3号主变、3A高厂变、3B高厂变变比档位按运行要求放置在正确档位。7.6.2 检查3号主变的高、低压侧压变，6kV 3A段工作电源进线压变及6kV 3B段工作电源进线压变均已投入。7.

22、6.3 检查5021开关、5022开关、50216闸刀、50212闸刀、50221闸刀、地刀均在分闸位置，合#3发电机闸刀、合#3发电机开关。7.6.4 合6kV他励电源开关，合#3发电机磁场开关，励磁系统在手动方式下按下列阶段缓慢地升高发电机电压。第一阶段：3号发电机电压约5kV，停留15分钟。第二阶段：3号发电机电压约10kV，停留5-10分钟。第三阶段：3号发电机电压约15kV，停留5-10分钟。第四阶段：3号主变高压侧电压为530kV时的3号发电机电压，停留5-10分钟。与各阶段相对应的500kV、20kV、6kV工作电源进线压变的电压分别为:第一阶段: 132.5kV 5kV 1.5

23、75kV 第二阶段: 265kV 10kV 3.15kV 第三阶段: 397.5kV 15kV 4.725kV 第四阶段: 530kV 20kV 6.3kV检查3主变20kV侧压变、3号主变500kV压变、6kV 3A段工作电源进线压变及6kV 3B段工作电源进线压变的二次电压幅值及相序。7.6.5 当主变高压侧电压升到530kV时，对3号主变500kV压变及3主变20kV侧压变的二次电压进行核相，对#3主变20kV侧压变和3发电机出口压变的二次电压进行核相，对6kV 3A工作电源进线压变及6kV 3B工作电源进线压变的二次电压进行核相，对#3发电机出口压变及6kV工作电源进线压变的二次电压进

24、行核相，检查#3发电机同期的卡的系统侧及发电机侧的同期电压，并进行核相。10分钟后将电压降至零，分#3发电机磁场开关，分6kV他励电源开关，分#3发电机开关，分#3发电机闸刀。零升期间应加强对一、二次设备的监视检查，派专人到3号主变、3A高压厂变、3B高压厂变、3号发电机压变进行巡视，发现异常情况及时向现场指挥报告。试验结束后，励磁变高压侧他励电源开关改检修，做好安全和隔离措施后拆除他励电源电缆；恢复励磁变高压侧与封闭母线的软连接；拆除发变组保护屏到他励电源的用于故障跳闸的临时电缆。7.7磁调节系统的调整试验励磁改为自励方式（接线如附图八）。发电机过电压保护定值改为1.11倍、过激磁保护定值改

25、为1.11，时间均改为0s跳闸。定子接地保护投入，0s跳闸。7.7.1用手动方式建立发电机电压试验7.7.1.1 通道1手动建压试验a确认#3发电机励磁调节器ER柜上的起励控制电源开关Q03和直流屏上的起励电源开关已合上，#3发电机闸刀及#3发电机开关在分闸位置。b. 确认参数改为Par 1911、Par 1912、Par 1913改为110%, Par 2107=20%, Par 901=SHUNT, Par504=INPUT VOLTAGE, Par2106=80%。c. CMT选择CH1，控制方式为 MANUAL。d.合#3发电机磁场开关，发电机建立初压UG。e. 用CMT手动缓慢地增发

26、电机电压，直至发电机二次电压UG=110V。再缓慢地减发电机电压，按发电机二次电压为110V、105V、100V、90V、80V、60V这几个点测量记录发电机电压、励磁电流、励磁电压及a值。f. 分#3发电机磁场开关。7.7.1.2 通道2手动建压试验CMT选择CH2 ，控制方式为 MANUAL，试验方法同通道1。试验结束后分#3发电机磁场开关。7.7.2手动方式下的给定值上下限作用试验（试验时Par 2106不能大于30%）7.7.3手动方式下的V/Hz特性试验：试验时Par 1911、Par 1912、Par 1913改为102%，额定电压下做5%阶跃。7.7.4手动方式阶跃响应试验（额定

27、电压下先做-5%阶跃，后做5%阶跃）7.7.5 手动通道逆变灭磁及手动通道分灭磁开关灭磁。7.7.6发电机自动建压试验及+10%阶跃响应特性试验7.7.6.1 用通道1自动建压a. CMT选择CH1，控制方式为 AVR 。b. 优选自动调节的设定, 根据定值整定各给定点.c. 合#3发电机磁场开关，同时录取UG、If、Uf输出波形。7.7.6.2自动方式下通道2做 10%阶跃响应试验a. CMT中控制进行10的阶跃响应试验，将发电机二次电压从100V降至90V，同时录取UG、Uf、If输出波形。b. 分析所录波形。c. CMT中控制进行10的阶跃响应试验，将发电机二次电压从90V升至100V，

28、同时录取UG、Uf、If输出波形。d. 分析所录波形。e. 按发电机二次电压为 UG=110V、105V、100V、90V、80V、60V这几个点测量记录发电机电压、励磁电流、励磁电压、a值。f. 降发电机电压至低限值，分#3发电机磁场开关。7.7.6.3 用通道2自动建压a. 选择CH2 ，控制方式为 AVR 。b. 合#3发电机磁场开关，用通道2建压，方法同通道1。7.7.7 自动跟踪及通道切换操作试验 发电机二次电压为100V时，进行以下操作试验。试验时记录相应的波形。a. CH2-AVRCH2-MANUALb. CH2-MANUALCH2-AVRc. CH2-AVRCH1-AVRd.

29、CH1-AVRCH1-MANUALe. CH1-MANUALCH1-AVRf. CH1-AVRCH2-AVRg. 模拟励磁系统轻故障,进行B-AVRA-AVR及A-AVRB-AVR的切换试验。7.7.8 自动方式下V/Hz特性试验7.7.8.1 CH1通道V/Hz试验a. 在自动运行方式下，保持发电机转速为3000rpm，调节发电机电压为额定值。b. 读取V/Hz整定值, 将其定值临时改为1.02PU。 c. 在CMT中控制进行5的阶跃试验，同时录取UG、Uf、If输出波形。此时发电机二次电压应从100V上升至102V后被限制，V/Hz报警灯亮。d. 分析所录波形。 e. 将V/Hz值改回正式

30、值。7.7.8.2 CH2通道V/Hz试验（试验步骤同7.7.8.1所述，试验完成后恢复定值）7.7.9 转子电流限制试验7.7.9.1 在自动运行方式下，保持发电机转速为3000rpm，调节发电机电压为额定值。将Ifmax设为1.02倍的发电机额定空载电压时的励磁电流，时间设为最小。7.7.9.2 缓慢增加发电机励磁电流，直至转子电流限制器动作。7.7.9.3 将转子电流限制器定值改回正式值。7.7.10 频率变化时，发电机机端电压变化率的测定励磁系统在AVR方式下运行，改变发电机转速，测量发电机机端电压. 注意：做此试验前将发变组保护中的V/Hz定值临时设定为1.10pu，0s跳闸。试验完

31、毕后，转速保持在3000rpm，将定值改回原设定值。n (rpm)3000295029003050UGUG (%) 试验结束后，分#3发电机磁场开关，拉开其控制电源开关Q15。7.7.11 EGC切换试验：额定电压下模拟通道1、2故障，AVR应切至紧急通道，电压稳定在额定值。7.7.12 励磁系统在AVR方式下运行，打开通道1的机端电压的输入端子,装置应报PT断线信号,同时运行方式从CH1自动切换到CH2自动，再打开通道2的机端电压端子，模拟PT断线，运行方式从CH2自动切换到CH2手动，机端电压无波动。7.7.13 抗干扰试验：用电磁发射源对调节器及试验设备进行干扰，检查有无异常。7.7.1

32、4 转子接地保护装置试验7.7.14.1 确认发电机电压保持在额定值。7.7.14.2 根据业主方所提供的定值对转子接地保护进行整定。7.7.14.3 解开转子接地出口压板，然后在转子保护屏（励磁直流电压正极或负极）与地之间接较高精度的可调电阻，逐渐降低电阻值，使转子接地保护动作，检验动作值。7.7.15 集控室CRT操作 在集控室的CRT上进行建压操作（励磁系统在自动方式下），运行人员在CRT上投入“AVR ON”操作后，机端电压应能自动建立，建压后进行增励、减励操作，机端电压的变化应正确，然后进行自动/手动方式切换，检查就地，动作是否正确。然后在CRT上进行“AVR OFF”操作，进行灭磁

33、。7.8 主变冲击受电3号主变及3A、3B高压厂变冲击时，3号主变及3A、3B高压厂变处必须有专人监视，如有异常情况立即汇报指挥人员。受电试验前有关系统一次接线图如附图九所示，保护的投退情况见附录。7.8.1 在3号主变和3A、3B高压厂变高压侧套管CT回路（在变送器屏）中接入录波仪，准备测量3号主变和3A、3B高压厂变冲击电流。7.8.2 3号主变带3A、3B高压厂变受电。（对3号主变共冲击5次，5021开关冲击三次，5022开关冲击两次）7.8.2.1 检查#3发电机开关、#3发电机闸刀在断开位置，6kV 3A、3B工作电源进线开关在试验位置。7.8.2.2 合5021开关，对3号主变及3

34、A、3B高压厂变进行第一次冲击，同时录取3号主变和3A、3B高压厂变冲击电流。7.8.2.3 现场监视人员检查就地一次设备工作情况，有异常立即汇报指挥人员。7.8.2.4 一、二次回路检查完毕后，由试验人员汇报指挥；变压器带电5分钟后断开5021开关。5021开关对3号主变共冲击三次，第三次冲击结束后，断开5021开关。 第四次用5022开关对3号主变进行冲击，变压器带电5分钟后断开5022开关，将6kV 3A和3B工作进线开关推至工作位置，确认开关在分闸状态并将其改为非自动，然后用5022开关进行第五次冲击试验，第五次冲击完毕后保持3号主变带电，合5021开关恢复成串运行。 7.9 并网前发

35、电机同期系统的检查试验一次接线如附图十（自励方式）。7.9.1 确认发变组的一、二次接线已按照设计要求全部恢复接线。检查3号发变组所有保护均已正常投入，将发电机电压制动过流定值恢复为正式定值，并对一次设备再次进行全面检查。7.9.2 #3发电机开关自动准同期卡的检查。7.9.2.1 确认已拆除DEH中的发电机初始负荷控制信号。7.9.2.2 确认已拉开#3发电机闸刀，断开闸刀控制电源，在#3发电机开关就地控制盘内做好临时措施，引入#3主变20kV侧压变的同期电压。7.9.2.3 断开同期卡的合闸回路。7.9.2.4 励磁系统选择CH1、自动运行方式，合上#3发电机磁场开关。7.9.2.5 调节

36、3号发电机电压与主变20kV侧电压接近相等, DCS向DEH发“请求ASS调速”，DEH返回DCS“允许ASS调速”，由同期卡进行相应操作。7.9.2.6 检查同期卡的调节情况（手动将发电机电压、频率调偏），应符合要求（下标s表示系统，g表示机端）。测试项目频率测试结果电压测试结果1fsfg发减速命令UsUg发减压命令2fsfg发增速命令UsUg发增压命令7.9.3 模拟并网试验7.9.3.1 检查3号发电机电压、转速为额定。7.9.3.2 确认#3发电机闸刀在断开位置, 将送ECS的发电机闸刀接点短接，模拟其为合闸状态,恢复同期卡的合闸回路。7.9.3.3 由DCS中的同期卡进行相应操作，发电机开关在一个滑差周期内应自动合上。7.9.3.4 录取开关合闸波形，并检查开关合闸时刻应满足频差及压差要求，检查合闸导前时间，否则应调整同期卡相关参数。