#2机电气整套启动调试措施.doc

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1、上海大屯能源股份有限公司260MW热电技改工程#2机组电气整套启动调试措施 编写：审核：审定： 批准：2008年6月30日目 录1 编制依据22 试验目的23 试验对象和范围24 调试的质量目标35 调试流程36 整组启动前应具备的条件和准备工作37 试验步骤48 调试验评标准109 环境、职业健康安全风险因素控制措施1510.各单位分工16附录1：#2机组电气一次接线图17附录2：2发电机励磁系统图181 编制依据电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）DL4081991质量管理体系GB/T 190012000火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）电建1996159号继电

2、保护和安全自动装置技术规程GB/T 142852006电力系统远方保护设备技术要求及试验方法GB/T151492002电力系统安全自动装置设计技术规定GB/T 151472001大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件DL/T 6501998微机型发电机变压器组动态记录装置技术条件DL/T 8732004电力系统继电器、保护及自动装置通用技术条件JB/T 95682000自动准同期装置JB/T 39501999继电保护及电网安全自动装置检验条例电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）厂家技术说明书和设计院的设

3、计图纸2 试验目的通过整组启动电气试验，对安装的电气一次、二次设备进行全面检查，对发电机励磁系统、发变组保护、高厂变保护、同期装置、厂用电快切等设备进行考验，确保机组安全、可靠地投运。3 试验对象和范围3.1 发电机型号QF-60-2容量75MVA额定功率60MW功率因数0.85额定电压10.5kV额定电流4124A空载励磁电流298A空载励磁电压58V满载励磁电流798A满载励磁电压208V接线YY制造厂上海汽轮发电机有限公司3.2 主变型号SF10-75000/110额定容量75MVA额定电压12122.5%/10.5KV额定电流：357.9/4124A接线Yn-d11制造厂常州西电变压器

4、有限公司3.3 厂变厂变型号SF10-15000/20额定容量15MVA额定电压10.5/6.3KV额定电流824.8/1374.6A接线D-d0制造厂常州西电变压器有限公司3.4 励磁变型号： ZLSCB9-800/10.5 Y-d11 容量：800KVA额定电压： 10.5/ 0.35KV 额定电流：44/1321A3.5 励磁调节器型号：FJL-5GAI-PADE28(EXC9000) 输入电压频率：50HZ 调压精度：0.5%电压调整范围：(1-130)%额定电压 制造厂：广州擎天电气控制实业有限公司3.6 保护南京南瑞RCS985发电机保护装置；南京南瑞RCS985TS变压器保护装置

5、；南京南瑞RCS9661C非电量保护装置。3.7 试验范围包括#2发电机变压器组系统、#2机励磁系统、厂用6kV系统的一、二次设备。详见图(1)#2机电气一次系统图、图(2)#2机励磁系统图。4 调试的质量目标#2发变组系统的一次设备及其二次回路符合有关检验规程及设计要求，满足国家电网公司十八项电网重大反事故措施、防止电力生产重大事故的二十五项重点要求继电保护专业重点实施的要求，验评标准达到优良。5 调试流程5.1 升速过程中的检查试验；5.2 发电机带主变压器K1点三相短路试验；5.3 发电机带高厂变出口K2点短路试验；5.4 发电机带主变、高厂变空载试验；5.5 发电机带110kV母母线空

6、载试验并检查同期电压回路；5.6 发电机空载下调节器试验；5.7 假同期试验；5.8 发电机同期并网试验；5.9 发电机带负荷试验；5.10 校核厂用电源相位；5.11 厂用电切换试6 整组启动前应具备的条件和准备工作6.1 启动前发变组应具备的条件6.1.1 #2发变组电气部分的一次、二次设备已全部安装、调试完毕，符合设计及启动规程要求，按国家标准验收签证合格。6.1.2 安装、调试、分部试运的验收技术资料、试验报告齐全，并经四方签证验收认可、质检部门审查通过。6.1.3 所有电气设备名称编号清楚、正确，带电部分设有警告标志。6.1.4 并网方式已经调度批准。6.1.5 机、炉、电联动试验完

7、毕，机炉方面可满足电气试验要求，经指挥部批准后方可进行试验。6.1.6 发电机冷却系统可投入运行。6.1.7 主变和高厂变油位正常，瓦斯继电器已排气， 温度指示正确， 冷却系统运行可靠，油循环阀门已打开，风扇已能正常投入运行，分接头置额定档。6.1.8 所有一次设备接地引下线符合要求，电流互感器的末屏接地可靠。6.1.9 有关一次设备包括厂用各系统的操作、控制、音响信号、联锁、DCS顺控及所有保护的传动试验已完成，保护定值核对正确。 6.1.10 除已受电的运行设备，其他一次系统所有开关，刀闸（除小车开关和接地刀闸）均在分闸位置，小车开关在试验位置，接地刀闸均在合闸状态。6.1.11 各部位的

8、交直流熔丝配备齐全， 容量合适。6.1.12 已制定落实厂用电运行方式及安全保障措施。6.1.13 所有启动运行设备附近整齐清洁，道路通畅， 照明良好，门锁完好，配有消防设施。6.2 启动试验前的准备工作6.2.1 预先制作好三相短路接线，以备短路试验时使用。6.2.1.1 短路线设置地点见图(1)。 6.2.1.2 短路线配置:K1利用母线侧接地刀闸接地短路K2 -高厂变低压侧，短路点最大短路电流约1000安。6.2.2 准备好有关外接仪表及试验设备，在本次试验的有关回路中预先接好标准表，标准表必须预先经过校验并在有效期之内。6.2.3 在主变重瓦斯回路上并接临时事故跳闸刀闸，供现场监护人发

9、现异常时紧急跳开灭磁开关用。6.2.4 拆除#2励磁变高压引接线，并保持足够的绝缘距离，接入一路临时6kV电源至励磁变高压侧作为#2机启动试验励磁电源（具体见图2），6kV临时电源开关保护定值按设备部提供的定值整定。临时电源的接入点应在励磁变CT的上端，以便对励磁变的电流回路进行检查。临时电源电缆容量应能长时间承受150A电流。6.2.5 试验前，检查励磁变回路绝缘良好后，对励磁变受电。检查励磁变低压侧电压、相序，一切正常后，带一模拟负载，对AVR进行检查，检查AVR工作正常。7 试验步骤7.1 启动前相关设备状况7.1.1 6KV II段母线由#2机6kV备用段供电。7.1.2 拆除1DL（

10、Q01）断路器至DEH的并网信号的合闸位置接点。7.1.3 发电机灭磁开关FMK处于断开位置，断开起励直流电源，送上励磁试验电源，并检查励磁柜交流侧电源正常，检查励磁调节器正常。7.1.4 置高厂变低压侧开关2DL为检修状态；置高厂变低压侧三台压变小车为运行状态。7.1.5 置主变110KV侧开关1DL（Q01）为冷备用状态。（即1DL、1G、2G、3G、031G、Q40、Q61、Q70均在断开位置）7.1.6 置发电机压变 TV1、TV2小车为运行状态。7.1.7置主变中心点刀闸G在合位。7.1.8 发电机、主变、高厂变、励磁变绝缘检查合格，冷却系统运行正常。7.1.9 整定发变组保护临时定

11、值（见电厂临时定值通知单）。7.2 升速过程中的试验7.2.1 在励磁回路的合适位置，断开励磁回路；或者拔出全部的励磁炭刷。7.2.2 在发电机转速为0转/分、超速前3000转/分、超速后的3000转/分和汽机定速暖机时测量发电机转子交流阻抗和转子功率损耗。7.2.3 测量做交流阻抗前后的转子绝缘电阻。7.3 发电机带主变压器三相短路试验（K1点短路试验）7.3.1 发变组保护按表一投入，出口跳闸压板仅投跳灭磁开关。表一保护名称投入否保护名称投入否发电机差动保护不投发电机负序过流保护不投发电机定子接地3U0保护投发电机定子接地3保护投发电机程跳逆功率保护不投发电机失磁保护不投发电机过电压保护投

12、(1.1PU)发电机对称过负荷（定时限）保护不投发电机复压过流保护不投发电机对称过负荷（反时限）保护不投转子接地保护投发变组差动保护不投主变高压侧中性点零序保护投主变间隙零序保护不投110kV断路器失灵保护不投主变压力释放投主变启动通风投主变重瓦斯投主变冷却器全停投热工保护投高厂变电流速断不投高厂变复合电压过流不投高厂变低压6kV侧过流不投高厂变压力释放投高厂变重瓦斯投励磁变过流保护不投励磁变绕组过负荷（定、反时限）不投励磁变速断保护投7.3.2 解除发变组保护关闭主汽门和跳MFT的压板，检查#2发变组去110kV母差柜的CT已短接并与母差装置断开。7.3.3 检查发电机压变TV1、TV2在运

13、行位置。7.3.4 检查K1短路点短接良好，容量足够，试验过程中应派人监视，如发现异常要马上向执行指挥报告。7.3.5 汽机稳定在3000转/分运行，检查1DL开关至DEH接线在拆除位置。7.3.6 送上励磁变临时电源，检查励磁变低压侧电压正常。7.3.7 检查励磁调节柜正常，合上#2发电机灭磁开关FMK。7.3.8 用手动励磁缓慢升流，在发电机一次电流为100A（发电机二次电流约为0.1A）时,检查发电机侧的CT回路（包括励磁变的CT回路），确认CT没有开路后；继续升流至1000A（发电机二次电流约为1.0A）,检查110kV侧所有CT二次回路，确认CT没有开路后；继续升流至2000A（发电

14、机二次电流约为2.0A）确认接线正确性，并记录各CT回路二次电流值和保护装置采样值。（含110kV升压站相关保护回路）7.3.9 检查电流型保护、测绘发电机差动、发变组差动保护六角图、检查差流的不平衡输出等。确认发电机和发变组差动保护的接线正确后，投入发电机和发变组的差动保护。7.3.10 检查完毕，先降电流为零，再手动增加励磁，使电流从0安到额定4124安，再回到0安，每变化1000安稍停，读取发电机定子电流If、励磁电压UL和励磁电流IL，从而获得发电机短路特性曲线If =f (IL)，读出额定电流时发电机PT电压。7.3.11 上述试验完成后，降下电流为0A,拉开#2机灭磁开关FMK，退

15、出励磁调节器；拆除K1点三相短路点。7.4 发电机带高厂变K2点短路试验7.4.1 检查K2点短路线已经接好，容量足够，试验过程中应派人监视，如发现异常要马上向执行指挥报告。7.4.2 检查励磁调节柜正常，合上#2发电机灭磁开关FMK。7.4.3 用手动励磁缓慢升流，在一次电流为100A时,检查所有的CT回路，确认高厂变部分的CT没有开路后,继续升流至1000A,检查所有CT二次回路，检查发电机差动、发变组差动保护，测绘六角向量图，确认接线正确性并记录。同时检查其它电流型保护。7.4.4 试验完毕, 将电流降至零,拉开#2发电机灭磁开关FMK，拆除K2短接线。7.5 发电机带主变、高厂变空载试

16、验7.5.1按下表二投入发变组保护，跳闸方式均只跳灭磁开关。表二 保护名称投入否保护名称投入否发电机差动保护投发电机负序过流保护投发电机定子接地3U0保护投发电机定子接地3保护投发电机程跳逆功率保护不投发电机失磁保护不投发电机过电压保护投（1.1PU）发电机对称过负荷（定时限）保护投发电机复压过流保护投发电机对称过负荷（反时限）保护投转子接地保护投发变组差动保护投主变高压侧中性点零序保护投主变间隙零序保护不投110kV断路器失灵保护不投主变压力释放投主变启动通风投主变重瓦斯投主变冷却器全停投热工保护投高厂变电流速断不投高厂变复合电压过流投高厂变低压6kV侧过流保护投高厂变压力释放投高厂变重瓦斯

17、投励磁变过流保护投励磁变绕组过负荷（定、反时限）投励磁变速断保护投7.5.2 检查K1、K2点短路线已经拆除，检查1DL、1G、2G、3G 、031G、Q40、Q61、Q70均在断开位置； 7.5.3 检查高厂变低压侧2DL开关在检修位置。检查高厂变低压侧PT、发电机PT在运行位置。在发电机、主变、高厂变就地应派人值守，如发现异常要马上向执行指挥报告或合上主变就地的紧急事故刀闸，跳开灭磁开关。7.5.4 合上#2发电机灭磁开关FMK。7.5.5 手动增加励磁，升机端电压至2100V(二次20V)左右，检查所有PT二次回路电压应正常，检查发电机、主变和高厂变一次无异常，缓慢升压至额定值，检查发电

18、机、高厂变、主变所有PT二次回路，测量相序、幅值和相位，并相互之间进行核相定相。7.5.6 发电机主变高厂变空载特性试验：先做下降特性曲线，然后做上升特性曲线，上升时电压升至发电机空载额定值的105%(11.0 kV)。7.5.7 发电机转子轴电压测量：在发电机空载额定电压下,测量发电机转子轴电压并记录。7.5.8 发电机定子绕组残压测量：降发电机电压至最小，拉开#2发电机灭磁开关，做好安全措施，测量发电机一次残压及相序。7.6发电机带主变、高厂变、110KV I母线空载试验并同期电压回路检查7.6.1 按下表三投入发变组保护，出口仅投跳1DL和灭磁开关，检查1DL开关至DEH接线在拆除位置。

19、表三保护名称投入否保护名称投入否发电机差动保护投发电机负序过流保护投发电机定子接地3U0保护投发电机定子接地3保护投发电机程跳逆功率保护不投发电机失磁保护不投发电机过电压保护投发电机对称过负荷（定时限）保护投发电机复压过流保护投发电机对称过负荷（反时限）保护投转子接地保护投发变组差动保护投主变高压侧中性点零序保护投主变间隙零序保护不投110kV断路器失灵保护不投主变压力释放投主变启动通风投主变重瓦斯投主变冷却器全停投热工保护投高厂变电流速断不投高厂变复合电压过流投高厂变低压6kV侧过流保护投高厂变压力释放投高厂变重瓦斯投励磁变过流保护投励磁变绕组过负荷（定、反时限）投励磁变速断保护投7.6.2

20、检查110kV I母母线已空出，检查2G隔离开关已断开，合上1G、3G隔离开关和1DL断路器；断开Q61、Q31、Q40接地刀闸。 7.6.3 合上#2发电机灭磁开关FMK，缓慢升发电机电压为2100V左右，检查110kV I母母线PT二次回路电压应正常，检查发电机、主变、厂高变和110kV I母母线一次无异常，升压至额定值，检查110kV I母母线PT二次回路，测量幅值和相位，并与待并侧PT进行核相。7.6.4 投入1DL开关同期,检查1DL开关同期电压回路，并确认其正确。7.6.5 检查DCS上显示数据和状态正常。7.6.6 试验完毕后将发电机电压降至0V,拉开发电机灭磁开关FMK，退出励

21、磁调节柜，拉开1DL开关和3G刀闸。7.6.7 拆除主变就地的紧急事故按钮。7.7 发电机空载下调节器试验7.7.1 拉开临时励磁电源开关，做好安全措施（应打开发电机PT后盖，加装接地线），拆除励磁变临时电源，恢复正常接线。7.7.2 自动调节器A通道的操作控制回路检查试验7.7.3 自动调节器A通道零起升压即起励试验并录波； 7.7.4 自动调节器A通道升压、降压检查、调压范围试验；7.7.5 自动调节器A通道10阶跃试验和转子电流阶跃试验并录波；7.7.6 自动调节器A通道保护试验检查；7.7.7 自动调节器A通道与手动通道的切换试验；7.7.8 用自动调节器B重复上述第2至第6项试验；7

22、.7.9 自动调节器A与B互相切换试验及双柜协调试验。7.7.10 发电机空载灭磁试验和灭磁时间常数测定(录波)；7.7.11 发电机励磁系统建模试验；（具体方案另附）7.7.12 试验结束，拉开发电机灭磁开关FMK。7.8 发电机假同期试验和并网试验7.8.1. 向调度申请用1DL开关进行假同期并网试验。7.8.1.1 假同期并列前, 确认110KV I母已充电，3G隔离开关在断开位置。 7.8.1.2 确认发变组保护按7.6.1条方式投入。7.8.1.3 确认汽机在额定转速后，合上发电机灭磁开关FMK，启励并逐渐升压至发电机额定电压。7.8.1.4 投入同期屏的直流电源KK，在DCS上发投

23、入1DL开关自动准同期，确认直流及交流电压接入自动准同期装置；检查自动准同期装置准备就绪、DEH允许自动同期后，在DCS上发启动自动准同期装置命令。7.8.1.5 监视检查自动准同期装置应正常，调低发电机频率,观察自动准同期装置是否发出加速脉冲, 调高发电机频率观察装置是否发出减速脉冲,并观察汽机实际加、减速情况，据此修改调频脉冲至合适值。7.8.1.6 检查自动准同期装置自动调压功能，调低发电机电压,观察自动准同期装置是否发出升压脉冲, 调高发电机电压观察装置是否发出降压脉冲,并观察调节器实际升压、降压情况，据此修改调压脉宽至合适值。检查各信号应正确。7.8.1.7 调整发电机电压及频率接近

24、于系统电压和频率, 在DCS上启动自动准同期装置，并启动录波，检查录波图同期点是否合适，若不合适，调整同期参数，重新进行假同期试验，直至满足要求为止。7.8.1.8 切除自动准同期装置等设备, 拉开1DL开关。7.8.2 并网试验7.8.2.1 向调度申请1DL断路器并网试验7.8.2.2 将发变组保护临时定值恢复为原整定值；合上1G和3G刀闸。7.8.2.3 按下表四投入发变组保护，出口投跳1DL断路器、FMK开关、关主汽门、跳MFT表四保护名称投入否保护名称投入否发电机差动保护投发电机负序过流保护投发电机定子接地3U0保护投发电机定子接地3保护投发电机程跳逆功率保护不投发电机失磁保护不投发

25、电机过电压保护投发电机对称过负荷（定时限）保护投发电机复压过流保护投发电机对称过负荷（反时限）保护投转子接地保护投发变组差动保护投主变高压侧中性点零序保护投主变间隙零序保护不投110kV断路器失灵保护不投主变压力释放投主变启动通风投主变重瓦斯投主变冷却器全停投热工保护投高厂变电流速断不投高厂变复合电压过流投高厂变低压6kV侧过流保护投高厂变压力释放投高厂变重瓦斯投励磁变过流保护投励磁变绕组过负荷（定、反时限）投励磁变速断保护投7.8.2.4 拆除2机发变组去母差的CT的短接线并将其接入母差保护装置。7.8.2.5 用自动准同期装置对1DL断路器进行并网, 并网成功后逐步带负荷。7.9 发电机带

26、负荷试验。7.9.1 检查发电机负序过流保护负序值。7.9.2 测量PT、CT二次的相位关系，检查发电机失磁、逆功率保护接线的正确性，检查正确后，投入相应的保护；在额定负荷下测量发电机差动、发变组差动保护差流的不平衡输出和六角向量图，检查功率方向的极性。7.9.3 由西北电力建设一公司检查功率测量、电能表等是否正确。7.9.4 励磁系统调节器试验。 （1）校验发电机有功、无功测量变送器 （2）电流闭环试验（3）过励、欠励限制试验（4）校验P、Q测量及投入调差试验（5）励磁系统PSS参数整定试验（方案另附）7.9.5 发电机各种负荷下轴电压测量。7.9.6 进行定子接地（三次谐波）保护现场检查试

27、验。7.10 校核厂用电源相位和厂用电切换试验7.10.1 由西北电力建设一公司进行6KV II段高厂变低压工作段与#1#2机备用段一次核相。7.10.2 核相正确后，检查发变组保护均正常投入，投入发变组保护柜出口跳2DL开关、启动和闭锁6kV II段快切的压板。 7.10.3 通知机务运行人员做好厂用电失电的事故预想，将2DL开关推至工作位置。 7.10.4 进行6KV厂用电双向快速切换试验。（详细见#2机组厂用电快切调试措施）8 调试验评标准 性质：主要 分项名称：发电机空载励磁系统调试 标准表号：试5-4-1 序号检验项目性质单位质量标准检查方法检查结果验评结果合格优良1升速过程中转子线

28、圈绝缘电阻主要M 0.5用500V兆欧表测试2转子交流阻抗及功率损耗符合设计要求测试3励磁变电压相序正确测量4额定转速下发电机空载调节器同步电压测试符合设计要求测量5自动通道升压及电压调节稳定范围主要%90-110试验6手控通道升压及电压调节范围%20-110试验7手控通道与自动通道的切换试验稳定、可靠试验8PT断线试验主要稳定、可靠试验9V/F限制稳定、可靠试验10两自动通道间的切换试验稳定、可靠试验1110%阶跃响应主要符合设计要求试验12手控零起升压符合设计要求试验13自动零起升压主要符合设计要求试验 性质：主要 分项名称：发电机带主变三相短路试验 标准表号：试5-4-2 序号检验项目性

29、质单位质量标准检查方法检查结果验评结果合格优良1励磁调节器试验通道正常试验2发电机二次电流回路初查主要不开路试验3检查发电机CT二次回路电流幅值、相位值和保护装置采样值主要正确测量4发电机短路特性正常试验5发电机检查（额定电流下）主要符合设计要求试验6发电机差动保护接线主要正确试验7发电机差动回路不平衡电流主要正确试验8调节器定子电流采集及励磁电流采集正常试验9主变二次电流回路初查（小电流）主要不开路试验10检查主变CT二次回路电流幅值、相位值和保护装置采样值主要正确测量11主变检查（额定电流下）主要符合设计要求试验12主变差动保护接线主要正确试验13主变差动回路不平衡电流主要正确试验 性质：

30、主要 分项名称：发电机带高厂变三相短路试验 标准表号：试5-4-2 序号检验项目性质单位质量标准检查方法检查结果验评结果合格优良1高厂变差动回路不平衡电流主要正确试验2高厂变二次电流回路初查（小电流）主要不开路试验3检查高厂变的CT二次回路电流幅值、相位值和保护装置采样值主要正确测量4高厂变检查（额定电流下）符合设计要求试验5高厂变 差动保护接线主要 正确试验 性质：主要 分项名称：发电机空载特性试验（带主变厂变） 标准表号：试5-4-3 序号检验项目性质单位质量标准检查方法检查结果验评结果合格优良1发变组电压回路/励磁变保护接线正确，符合设计要求测量2发电机出口PT，及开口三角上的不平衡电压

31、主要符合设计要求测量3发电机电压符合设计要求测量4发电机相序符合设计要求测量5发电机保护装置校验（空载额定电压）主要动作正确试验6发电机PT断线闭锁装置动作正确试验7发电机定子接地、过励磁、阻抗、失步、逆功率、失磁、低频等保护装置主要符合设计要求试验8额定电压下轴电压符合设计要求高内阻表测量9发电机空载特性主要特性曲线符合设计要求测量录取10发电机空载灭磁时间常数符合设计要求录波11发电机空载灭磁后定子线圈的残压和相序符合设计要求测量12主变保护电压回路主要接线正确，符合设计要求测量录取13主变低压侧PT，及开口三角上的不平衡电压主要正确，符合设计要求测量14主变空载运行情况符合设计要求观察1

32、5厂变保护电压回路主要接线正确，符合设计要求测量录取16厂变空载运行情况符合设计要求观察17厂变低压侧分支PT回路接线正确测量 性质：一般 分项名称：发电机同期系统检查及试验 标准表号：试5-4-4 序号检验项目性质单位质量标准检查方法检查结果验评结果合格优良1自动同期装置调试正常试验2同期系统通电检查试验符合设计要求试验3发电机带主变空载时复查同期系统（零升至额定电压）电压、相序、相位应一致。试验4发电机假同期试验主要自动调压和自动调速功能正确试验5发电机同期合闸主要发电机能同期合闸录波，观察波形性质：一般 分项名称：发变组保护检查及试验 标准表号：试6-4-1 序号检验项目性质单位质量标准

33、检查方法检查结果验评结果合格优良1发电机差动保护主要接线正确，差流符合规程要求试验2发变组差动保护主要符合规程要求试验3励磁变电流型保护主要符合规程要求试验4发电机失磁保护主要符合规程要求试验5逆功率保护符合规程要求试验6母差保护主要符合规程要求试验 性质：一般 分项名称：发电机励磁电压自动调整（AVR）带负荷 标准表号：试6-4-2 序号检验项目性质单位质量标准检查方法检查结果验评结果合格优良1自动通道工作情况，可控硅输出特性符合设计要求试验2手动通道带负荷特性符合设计要求试验3自动方式下+5%阶跃主要符合设计要求录波，观察波形4自动方式下-5%阶跃主要符合设计要求录波，观察波形5调节器各模

34、拟量采样，有功、无功量主要正确测量6过励限制主要符合规程要求试验7定子电流限制器符合规程要求试验性质：一般 分项名称：变压器试运 标准表号：试6-4-4 序号检验项目性质单位质量标准检查方法检查结果验评结果合格优良1运行声音主要无杂音听测2变压器上层油温符合设计要求观测3满负荷时最高油位符合设计要求观测4冷却装置主要投运正常、能互切操作试验5严密性主要无渗漏观察6套管、引线连接无发热现象仪器测试7风扇、油泵全部正常投运操作试验8温度指示准确、完整、清晰观测9绝缘瓷套无闪络、放电现象观察10气体监视测定ppm150观察记录性质：主要 分项名称：电气保护装置试验 标准表号：试6-4-5 序号检验项

35、目性质单位质量标准检查方法检查结果验评结果合格优良1电气测量仪表指示准确额定值有标志，指示准确观测2继电保护装置主要有误动不影响整套试运无动作观测3差动保护的差流主要符合规程及设计要求测量性质：一般 分项名称：电气试运 标准表号：试7-4-1 序号检验项目性质单位质量标准检查方法检查结果验评结果合格优良1电气测量仪表指示准确观测2继电保护及自动装置主要动作正确运行记录统计3电气一次设备主要运行正常运行记录统计9 环境、职业健康安全风险因素控制措施9.1 本项目可能造成不良环境因素：无9.2 本项目可能出现的危险源识别如下： 生产工作场所未戴或未正确佩戴安全帽； 调试生产场所沟、孔、洞盖板在基建

36、期间多处不全，楼梯、照明不完好； 生产场所未按照规定着装； 继电保护装置误动或拒动； 发电机、变压器等主设备损坏； 电气运行人员误操作； 电气短路引起火灾。9.3 对可能出现的危险源采取的控制措施如下： 在生产工作场所配备足够安全帽，要求所有调试人员正确佩戴安全帽； 进入现场时，注意警戒标志，对明显危及人生安全的工作场所，禁止进入，照明不良的场所不得进入工作。 生产场所按规定着装。 运行环境温度、湿度、电磁辐射等保持在制造厂许可的技术条件内，并注意防尘、防污。 严格执行操作票、工作票制度，防止电气误操作； 认真熟悉图纸和调试大纲，防止继电保护误接线等事故； 运行人员和调试人员均应核对保护定值，

37、启动前应进行保护传动检查试验，确认保护的可靠性和正确性，防止保护误动或拒动； 严禁带电插拔电子板件，并做好防静电措施； 做好反事故预想，防止发电机损毁、继电保护等事故。 临时电源应有明确标示，并做好隔离工作，试验完成后及时恢复； 做好电缆孔洞的防火封堵工作，配备足够的消防器材，试验期间，在现场应配有消防车和医疗救护值班。 所有参加调试人员均应服从统一指挥，不得擅自操作任何一、二次电气设备，调试中出现异常情况,应立即跳开灭磁开关,拉开有关电源开关和刀闸,服从启动指挥部的统一领导。10 .各单位分工10.1 整套启动工作在启动试运指挥部的领导下由江西科晨、西北电力建设一公司、大屯电厂和兴源监理分工合作、互相配合、共同进行。10.2 江西科晨负责启动指挥和启动试验工作，110kV升压站部分的检查由江西科晨负责。10.3西北电力建设一公司负责启动过程中临时拆接线（短路排、临时电源），6kV一次核相、缺陷处理工作。10.4 大屯电厂负责相应的协调工作。10.5 大屯电厂运行负责启动操作。10.6 启动试验完成后，由启动试运指挥部汇报调度部门，进入72小时试运行。附录1：#2机组电气一次接线图 附录2：2发电机励磁系统图