电气整套启动调试措施(批准稿)为

1、SPCTI / CS 0416 24 01 第12页 共23页调试措施调试项目名称编号：SPCTI / CS 0416 24 01第1页 共21页国华宁海发电厂2号机组电气整套启动调试措施1. 概况本期工程新建4×600MW汽轮发动机组，4台机组均采用发变组单元接线，以500 kV电压接入系统。发电机出口装设断路器，发电机与主变压器用离相封闭母线连接。发电机采用自并励静止励磁系统，励磁系统采用ABB公司的UNITROL5000进口设备。本期新建500 kV配电装置。500 kV采用1断路器接线，本期建设3个断路器完整串和1个不完整串。第1、3个断路器完整串各接有1回主变500kV进线

2、和1回500kV出线，第2个断路器完整串接有2回主变500kV进线。1个不完整串接有1回高压备用变压器500kV进线。1.1 发变组系统发电机系统与500kV系统的同期并网，由一套微机型自动准同期装置控制，由ECS系统发出同期命令，自动准同期装置自动调节发电机的电压、频率，当同期条件满足时自动发出合闸命令，合上发电机出口断路器，发电机系统与500kV系统同期并网。1.2 高压备用电源接线全厂设1台高压备用变压器，电源引自500kV GIS，使用1个500kV断路器间隔和1回500kV电力电缆。1号 、2号、3号、4号机组共用1台容量为38MVA的高压备用变压器。高压备用变自身不带公用负荷运行。

3、1.3 厂用电系统及中性点接地方式每台机组配置2台相同的、容量各为38MVA的高压厂变。每台机组的6kV厂用母线分为A、B两列，分别对应于高压厂变A和B的低压侧绕组。厂用电系统装设微机型备用电源自投装置，实现厂用电与备用电源的正常/事故切换，厂用电源事故切换时采用快速切换为主、慢速切换为备用的方式。中压厂用电采用6kV电压，低压厂用电压为380V。高压厂变6.3kV中性点采用低电阻接地方式，单相接地时跳闸；全厂380V系统采用中性点直接接地方式。1.4 低压厂用电接线低压厂变成对配置、互为备用。两个低压母线分别对应于中压系统的 A列母线和B列母线。正常运行时联络断路器断开，当其中一台厂变退出运

4、行时，可手动进行切换，不考虑自动投入的方式。每台机组设有3段保安MCC，每段保安MCC设置有2个正常电源，1个保安柴油机供电的电源，当2个正常电源都消失时，柴油发电机组将会自动起动。1.5励磁系统2号机组励磁系统采用静态励磁系统，主要由接于发电机机端的励磁变压器、功率整流器、AVR柜、灭磁及过电压保护柜、起励装置等设备构成。AVR选用进口的数字式自动电压调节器，具有手动和自动双通道，各通道之间相互独立，可随时停运任一通道进行检修。各备用通道可自动跟踪，保证无扰切换。AVR留有与ECS的硬接口和数字通信接口，实现控制室内对AVR的远方控制。3. 启动调试范围3.1 发电机及附属设备。3.2 主变

5、压器及附属设备。3.3 高压厂用变压器及附属设备。3.4 励磁变及附属设备。3.5 发电机励磁装置及附属设备。3.6 500kV升压站及附属设备。4. 设备概况4.1 500kV断路器 标称电压：500kV最高电压：550kV（rms）额定电流(母线)：5000A（rms）额定电流(断路器、隔离开关)：4000A（rms）额定开断电流：63kA（rms）生产厂家：河南平高东芝高压开关有限公司4.2 发电机型号：QFSN-600-2水氢氢冷却汽轮发电机组额定功率(对应THA工况)： 600MW 额定容量： 667MVA 三相额定电压： 20kV额定电流： 19.25kA最大连续功率： 647.9

6、 MW额定转速： 3000 r/min功率因素（滞后）： COSj=0.9频率： 50Hz额定氢压： 0.4MPa励磁方式： 静态励磁冷却方式： 水氢氢（定子线圈水冷、定子铁芯、转子绕组氢冷）生产厂家： 上海汽轮发电机有限公司4.3 发电机出口断路器型式： HEC-7型SF6断路器额定电压： 24kV额定电流： 24000A额定开断电流： 160kA生产厂家：ABB公司4.4 主变压器 型式：SFP-720MVA/500型三相油浸变额定电压：535±2×2.5%/20kV冷却方式：ODAF阻抗电压：Ud=20%额定容量：720MVA联接组标号：YNd11相数：3生产厂家：常

7、州东芝变压器有限公司4.5 高压工作厂用变压器 型式：SFZ-38/20型三相油浸变压器 额定电压：20±8×1.25%/6.3kV调压方式：有载调压冷却方式：ONAF阻抗电压：Ud=14%额定容量：38MVA联接组标号：Dyn1相数：3生产厂家：AREVA4.6 励磁变压器电压等级：20/0.88 kV短路阻抗：Uk=8.76%额定容量：6500KVA接线方式： Yd114.7 6kV开关柜真空开关柜 额定电压：12kV最高运行电压：12 kV频率：50Hz额定电流：4000A生产厂家：厦门ABB开关有限公司4.8 保护、自动装置4.8.1 主变及高厂变保护型号：RET5

8、21 REG216生产厂家：上海ABB4.8.2 数字式发电机保护型号：REG216 生产厂家：上海ABB4.8.3 6 kV工作进线分支保护型号：SCAJ140C 生产厂家：厦门ABB4.8.4 励磁调节装置型号：UNITROL5000生产厂家：ABB4.8.5 同期装置型号：SID-2C生产厂家：深圳市智能设备开发有限公司4.8.6 厂用电切换装置型号：WBKQ-01B生产厂家：国电南京自动化股份有限公司4.8.7 零功率切机装置型号：CSS-100BE生产厂家：北京四方继保公司5. 启动前应具备的条件5.1 现场环境5.1.1 启动范围内工作场地通道畅通(包括道路)。5.1.2 照明、通

9、风、消防、通讯（包括励磁小室）系统能满足启动要求 。5.1.3 启动范围内按设计要求配置消防器材。5.1.4 启动范围内的电缆孔必须封堵完毕。5.1.5 启动前系统设备经质检中心站检验合格，允许启动并网。5.1.6 变压器区域的消防设施已投入使用。5.1.7 启动范围内各种运行标示牌已准备就绪，各设备代号已编好并贴、印完毕，一次设备挂有明显安全标识牌。5.2 现场设备5.2.1 启动范围内的电气一次、二次设备已安装完毕，安装记录齐全，并经规定的验收程序验收合格。5.2.2 启动范围内电气设备交接试验程序已完成，试验记录齐全，并经规定的验收程序验收合格。5.2.3 启动范围内的一次、二次设备接地

10、良好，符合规范，并验收合格。5.2.4 主变压器、高厂变已经过试运行。5.2.6 启动范围内继电保护装置、自动装置及系统的试验已按程序完成，且按定值单整定完毕。5.2.7 启动范围内设备的控制系统的试验已按程序完成，CT二次无开路、PT二次无短路。5.2.8 启动范围内测量仪表、信号系统的试验已按程序完成。5.2.9 柴油发电机调试完毕，自投切换试验合格。5.2.10 UPS、直流系统已投运。5.2.11 机、电、炉大联锁及紧急停机按钮试验、复验验收合格。5.2.12发电机转子滑环碳刷已调整并研磨，且接触良好。6. 启动前准备工作6.1 准备启动所需的仪器、仪表、图纸、资料。6.2 解开励磁变

11、高压侧与发电机封母的软连接，并做好安全隔离工作。 在励磁变高压侧预先从6kV厂用电接入足够容量的6kV临时电源，并检查电缆相序正确，以备启动试验时用。 按要求整定好6kV临时电源保护装置，临时加装6kV临时电源开关合分按钮，并引至励磁调节器室。6.3 预先准备好三相短路线、排，以备短路试验时用。6.3.1 按照附录1上的点在7.1条同期回路正确性检查试验后整组启动试验之前预先接好K1点短路排、在K1点短路区域设围栏，并加挂临时接地线；K2、K3点的短路排事先在高厂变停运时预组装一遍后拆下，放在外面做好准备。6.3.2 K1点的载流量为20000A ， K2、K3点的载流量为1000A。6.4

12、将启动范围内测量仪表及信号系统投入运行。6.5 放好启动范围内电压互感器高压、低压熔丝，并且有足够的备品。6.6 放好启动范围内设备的直流熔丝，并且有足够的备品。6.7 核对继电保护定值。6.8 将启动范围内所有的断路器及隔离闸刀放在冷备用状态。6.9 打开启动范围内所有设备的接地闸刀。6.10 做好启动范围内设备与外界的安全隔离工作，并且有明显标志，以保证人身安全。6.11 将发电机定子电流的二次回路A、B、C三相串接入WFLC-2B型便携式电量记录分析仪中，同时在B相电流回路中串接入一只05A的0.5级的交流电流表,并将表计置于台上,以便于试验人员监视。6.12 将发电机定子电压的二次回路

13、A、B、C三相并接入WFLC-2B型便携式电量记录分析仪中，同时在AB相电压回路中并接一只0150V的0.5级的交流电压表,并将表计置于台上,以便于试验人员监视。6.13 在发电机励磁整流柜输出回路的分流器上接一只直流毫伏表，并同时接入WFLC-2B型便携式电量记录分析仪中，电流以6000A/75mv折算。6.14 在发电机励磁整流柜输出回路接一只直流电压表，并同时接入WFLC记录仪中。6.15 临时解除发电机出口开关合闸副接点送至DEH（5%负荷）的接线，待并网前恢复。6.16 临时解除电气汽机横向联锁，待并网前恢复。6.17 零功率切机装置出口已退出。6.18 测量主设备的绝缘电阻。6.1

14、9 投入2号发电机的冷却系统，定冷水导电率应合格，由相关专业投入发电机断水保护；发电机测温装置应投入，指示正常。6.20 投入2号主变、高厂变冷却系统。6.21 2号发电机的碳刷已全部投入。6.22 整组启动时厂用电由2号主变带，6kV工作分支进线开关在运行状态（6kV备用分支进线开关在热备用状态，厂用电切换装置投入运行）。6.23 检查发电机出口三组PT、发电机出口避雷器应投入，发电机中性点接地刀闸在合位、接地变压器应连接可靠。6.24 主设备处在试验过程中应派专人监视，并保持联系畅通，一旦发现异常立刻回报，操作人员应迅速降低电压，拉开所有开关。6.25 电厂运行人员必须配备齐全，应经培训考

15、试合格，并持证上岗。运行规程、制度、事故处理规程齐全，并经过审批。6.26 向电网主管部门申请启动时间，并且得到许可。7. 启动程序及试验内容7.1 同期回路正确性检查在发电机出口断路器至发电机侧封闭母线及发电机出口PT、避雷器安装试验工作结束后，向调度申请对发电机出口PT冲击带电、进行发电机同期回路正确性检查试验。此项试验应特别注意：a) PT二次回路检查已结束且正确，PT二次阻值合理无短路现象；b) 为防止冲击时发生谐振，事先在PT开口三角处接入消谐电阻；c) 发电机出口断路器至发电机侧封闭母线与励磁变压器不允许连接，在明显断口处应做好安全隔离措施，励磁变侧应挂接地线；d) 发电机出口断路

16、器至发电机侧封闭母线与发电机不允许连接，在明显断口处应做好安全隔离措施，发电机侧应挂接地线；e) 试验结束后发电机PT回路应视为投运设备，严禁拆线、动线。7.1.1投入PT一次、二次熔断器，将发电机出口PT、避雷器放至运行位置后，就地专人做好监视，将发电机出口断路器由停运改为运行，发电机出口PT、避雷器带电。7.1.2 发电机同期回路检查。7.1.2.1测量发电机PT幅值、相序，并与主变低压侧PT、500kV母PT电压核相。7.1.2.2测量同期装置上主变低压侧PT与发电机PT的电压幅值、相序并核相。 7.1.2.3观察并记录同期装置上f数值应为零、U数值基本为零、S表指示应指向12点位置。7

17、.1.2.4 观察同步检查继电器应动作,测量输出接点应导通。7.1.2.5 检查正确后，发电机出口断路器放冷备用状态（断开发电机出口刀闸控制电源）。7.1.3拆除消谐电阻。7.1.4在发电机出口断路器至发电机侧封闭母线上加挂临时接地线，连接发电机出口至封闭母线的软连接，工作结束后拆除临时接地线。7.2汽机升速过程中的试验7.2.1 发电机转子绝缘电阻及交流阻抗测量解开发电机转子与励磁回路的连线（打开碳刷与滑环的连接）。表格中电压数值仅供参考，加入电压最大值不超过285V 阻抗转速VIWZM0转/分500转/分1000转/分2000转/分3000转/分超速后3000转/分200 发电机转子绝缘电

18、阻及交流阻抗测量完毕后，恢复转子绕组与励磁调节器的连接。汽轮机稳定在3000r/min开始做以下的试验。特别注意：做升降特性曲线时，只能单向调节，即升时不能降，降时不能升。7.3 发电机短路特性试验（K1点） 录取发电机短路特性曲线时，先做上升特性，再做下降特性，上升特性曲线结合检查回路时一起做。试验时分别读取发电机定子电流、发电机励磁电流、励磁电压(注意在定子电流额定值时记录发电机定子电压、励磁电压)。同时检查励磁变CT电流。7.3.1 升流检查电流回路及上升特性曲线录取保护投入情况：此时主变、厂高变处于运行状态，检查主变、厂高变保护应投入，但两套主变差动保护出口应退出。发电机、励磁变保护装

19、置保护压板投退表(A、B柜)序号保护名称保护装置保护压板确认备注1发电机差动REG216K871LP退出2定子100%接地K64G17LP退出K64G38LP退出3发电机定子匝间K5815LP退出4失磁K404LP退出5负序电流K463LP投入6发电机突加电压K81AEG12LP退出7过激磁K9510LP退出8发电机过电压K5911LP投入过电压定值临时改为100V，0s9逆功率K325LP退出10失步K7813LP退出11低频K819LP退出12定子过负荷K492LP投入13发电机起停机K51.64GN14LP退出14电压闭锁过电流K51/276LP退出15励磁变速断K5019LP投入16发

20、电机断路器失灵BFP16LP退出17励磁变差动K8718LP投入18励磁变过流K5120LP投入19保护动作判别发电机断路器失灵21LP退出20励磁变温度高40LP投入发电机、励磁变保护装置跳闸压板投退表（A、B柜）序号保护名称保护装置保护压板确认备注1发电机出口断路器TC1跳闸25LP退出2发电机出口断路器TC2跳闸26LP退出3发电机灭磁断路器TC1跳闸27LP投入4关主汽门28LP退出5失灵起动2号主变断路器跳闸出口31LP退出6失灵起动6kV A、B段断路器跳闸33LP退出7失灵起动6kV A段快切35LP退出8失灵起动6kV B段快切36LP退出9励磁变温度高关主汽门37LP退出 拆

21、除K1点临时接地线，检查励磁调节器在手动通道，手动方式输出降到最低位置，合上2号励磁变6kV试验开关，合上2号发电机灭磁开关。先升发电机定子电流约至1000A（二次侧约为0.2A）, 检查发电机差动保护电流极性。各交流电流回路检查正确后,继续升流约至额定电流19245A（二次侧约为3.85A）再次重复检查发电机一、二次回路。在以上升流过程中按表格值停留10点，以录取上升特性曲线。升流过程中应有专人密切监视发电机、励磁装置及K1短路点。发电机一次电流：二次电流相位相位差GT001发电机差动FB柜X111:1、2、3AB C NGT002发电机差动FA柜X111:1、2、3A B C NGT003

22、故障录波器A B C NGT004变送器、计量X1:1、2、3X1:1、2、3A B C NGT005励磁 X46:7、8、9A B C NGT006励磁X46:1、2、3A B C NGT007主变差动ZB柜X211:11、12、13A B C NGT008主变差动ZA柜X211:11、12、13A B C NGT001励磁变差动FA柜X111:16、17、19A B C NGT002励磁变差动FB柜X111:16、17、18A B C NGT003变送器、计量X1:1、2、3X1:1、2、3A B C NGT004励磁变差动FA柜X111:11、12、13A B C NGT005励磁变差动

23、FB柜X111:11、12、13FRA B C N7.3.2 下降特性曲线录取发电机电流保持额定值19245A，检查继电保护装置及回路, 同时监视继电保护装置、AVR、仪表以及CRT画面的读数并记录。以上工作结束后做下降特性（录取点与上升特性相同），特性曲线录取结束后，降励磁调节器输出至最小位置，分别断开发电机灭磁开关、励磁变6kV试验开关。（列表中的数值仅供操作人员参考，以实际所升电流为准，同时本次试验特性曲线由WFLC微机电量记录分析仪录制）发电机定子电流发电机转子电流实际录取值（A）试验参考值一次电流值（A）上升曲线实际录取值（A）下降曲线实际录取值（A）上升下降一次二次一次二次上升下降

24、20001924540001800060001600080001400010000120001200010000140008000160006000180004000192452000 试验结束后,在K1点挂上三相接地线，拆除K1点三相短路排，然后拆除K1点三相短路接地线。7.4 发电机开路特性试验7.4.1 发电机出口断路器放冷备用。保护投入情况检查： 主变及高厂变保护投入按正常运行投退（注意两套主变差动保护应投入）发电机、励磁变保护装置保护压板投退表(A、B柜)序号保护名称保护装置保护压板确认备注1发电机差动REG216K871LP投入2定子100%接地K64G17LP投入K64G38LP

25、投入3发电机定子匝间K5815LP投入4失磁K404LP退出5负序电流K463LP投入6发电机突加电压K81AEG12LP投入7过激磁K9510LP退出8发电机过电压K5911LP投入过电压定值临时改为135V，0s9逆功率K325LP退出10失步K7813LP退出11低频K819LP投入12定子过负荷K492LP投入13发电机起停机K51.64GN14LP退出14电压闭锁过电流K51/276LP投入15励磁变速断K5019LP投入16发电机断路器失灵BFP16LP退出17励磁变差动K8718LP投入18励磁变过流K5120LP投入19保护动作判别发电机断路器失灵21LP退出20励磁变温度高4

26、0LP投入发电机、励磁变保护装置跳闸压板投退表（A、B柜）序号保护名称保护装置保护压板确认备注1发电机出口断路器TC1跳闸25LP投入2发电机出口断路器TC2跳闸26LP投入3发电机灭磁断路器TC1跳闸27LP投入4关主汽门28LP退出5失灵起动2号主变断路器跳闸出口31LP退出6失灵起动6kV A、B段断路器跳闸33LP退出7失灵起动6kV A段快切35LP退出8失灵起动6kV B段快切36LP退出9励磁变温度高关主汽门37LP退出7.4.2 升压检查电压回路首先检查励磁调节器在最低输出位置,分别合上2号励磁变6kV开关、2号发电机灭磁开关,用励磁调节器升压。为防止PT二次侧有短路现象，先利

27、用发电机残压检查电压回路，如果此时电压很小，二次回路中无法测量检查，可以适当略升电压，但以表计能测量为宜。检查正确后，发电机电压升至10000V，（二次侧电压为50V）再次检查电压回路。检查完毕后，最后升压至额定值20000V，（二次侧电压为100V）检查继电保护装置及回路。同时监视继电保护装置、AVR、仪表以及CRT画面的读数并记录。发电机电压保持在额定值，继续做以下试验。发电机一次电压：二次电压相序GU000(发电机)FA柜X112:11,13FB柜X112:11,13变送器X2:9,11FRGU0011(发电机)变送器X2:1,3,5计量X2:1,3,5同期X1:2,5(A,N)AVR1

28、柜X45:11,13,15A B C GU0012(发电机)FA柜X112:1,2,3FB柜X112:1,2,3FRZA柜X212:3,4,5 A B C GU0013(发电机)FA柜X112:7,8LNGU0021(发电机)AVR2柜X45:21,22,23A B C GU0022(发电机)FA柜X112:4,5,6FB柜X112:4,5,5FRZB柜X212:3,4,5A B C GU0023(发电机)FB柜X112:7,8LNGU0032(发电机)FA柜X112:9,10LNGU0033(发电机)FB柜X112:9,10LN7.4.3 发电机三次谐波电势测量7.4.4 发电机轴电压测量发

29、电机在空载状态下测量发电机轴电压。发电机轴电压测量轴电压U1（轴承油膜短路，转子两端电压）轴承电压U2（轴承与机座间电压）发电机空载7.4.5发电机空载灭磁时间常数的测录。7.4.6 发电机开路特性曲线录制上升时电压升至发电机空载额定值的130%，即26000V。（上、下停留点以列表为参考点） （列表中的数值仅供操作人员参考，以实际所升电压为准，同时本次试验特性曲线由WFLC微机电量记录分析仪录制）发电机定子电压发电机转子电流实际录取值（A）试验参考值一次电压值（kV）下降曲线实际录取值上升曲线实际录取值下降上升一次kV二次V一次kV二次V下降上升20619818101612141412161

30、018819620217.4.7 发电机定子绕组残压及相序测量降励磁调节器输出至最小位置，然后断发电机灭磁开关。先测量PT二次残压，将电压换算成一次电压。如发电机一次残压不是很高，在发电机PT仓直接测量一次残压，利用一次残压，用相序表测量发电机一次相序。发电机二次残压（V）发电机一次残压（V）相 序UABUBCUCA7.5 发电机高厂变在高厂变低压侧的短路试验（K2 、K3点）注意：做此项试验时，厂用电由高厂变供电切换至高备变供电，汽机稳定在3000r/min，燃煤尽量事先做好储备，各主要辅机及输煤系统等公用负荷避免起停操作，并且做好厂用电失电的事故预想及做好安全措施。合上发电机隔离刀闸（20

31、026）、发电机出口断路器（2002），断开其操作电源。保护投入情况：高厂变高、低压侧复压过流、瓦斯、压力释放、通风、跳励磁开关压板均投入。发电机高厂变在高厂变低压侧的短路试验的目的是为了进一步验证保护装置电流回路正确性，试验电流以满足测量需要即可。7.5. 1 检查6kV侧三相短路排应可靠联接好，短路点试验时应派人监视。检查励磁调节器已降到最低位置，推入K2、K3点的短路排小车（在6kV进线开关位置处）。然后分别合上励磁变6kV开关、发电机灭磁开关，先升发电机定子电流约至500A（二次侧约为0.1A）,检查各交流电流回路。发电机一次电流：高厂变低压侧一次电流：二次电流相位相位差GT001发电

32、机差动（发电机）FB柜X111:1、2、3A B C NGT002发电机差动（发电机）FA柜X111:1、2、3A B C NGT007主变差动（发电机）ZB柜X211:11、12、13A B C NGT008主变差动（发电机）ZA柜X211:11、12、13A B C NGT001发电机差动（发电机出口断路器）FB柜X111:6、7、8A B C NGT002发电机差动（发电机出口断路器）FA柜X111:6、7、8A B C NGT004主变差动（高厂变A）ZB柜X211:19、20、21A B C NGT005主变差动（高厂变A）ZA柜X211:19、20、21A B C NGT004主变

33、差动（高厂变B）ZB柜X211:19、20、21A B C NGT005主变差动（高厂变B）ZA柜X211:19、20、21A B C N7.5.2 发电机电流保持500A,检查继电保护装置及回路,重点检查发电机差动、主变差动CT极性，同时监视继电保护装置、仪表以及CRT画面的读数并记录。以上工作结束后，降励磁调节器输出至最小位置，跳开励磁开关，分别断开励磁变6kV开关、发电机出口开关、发电机出线刀闸。试验结束后,拉出K2、K3点的短路排小车。试验完毕，断开6kV试验电源，做好安全措施，恢复励磁变高压侧原系统接线。7.6发电机空载时励磁调节器试验注意：在做此项试验前，厂用电由高备变供电切换至高

34、厂变供电，主变及高厂变保护投入按正常运行投退（注意主变差动保护应投入）。快切正常投运，尤其是发变组保护启动快切出口应投入。 此项试验具体方法见励磁调节器试验措施。7.7 发电机与系统假并试验（同期装置试验）注意：在做此项试验时，发电机同期回路正确性检查已经过7.1条同期回路正确性检查试验检查正确。7.7.1 检查发电机出口断路器柜至DEH柜发电机出口断路器合闸信号应解除。 X12:23-X12:24 X12:27-X12:28 X12:31-X12:327.7.2 解除同期柜GCB合闸回路中合闸接点X2:19-X2:21。将下列信号接入录波器：同期装置的导前合闸脉冲、发电机电压、系统电压，20

35、02开关辅助接点。7.7.3 合上励磁开关，用励磁调节器（自动方式）将发电机电压升至与系统电压相近，并满足压差条件。7.7.4 在CRT上把同期电压投入、同期装置投入（需强置发电机侧隔离开关合位、DEH允许发电机ASS调速）。手动调节发电机转速，使发电机频率与系统频率接近，但要有一定的滑差，观测同期装置f、U、同步表的变化情况。7.7.5 当同步表的指针指向接近12点时，同期装置应发出合闸脉冲，同步检查继电器应动作，测量输出接点应导通，同时检查合闸脉冲角度。7.7.6 手动降低发电机频率至同期闭锁，此时增速继电器应动作， 发增速指令至DEH。当f<设定值时，频率差闭锁解除。并确认增速脉冲

36、宽度符合DEH调节特性并记录。7.7.7 手动增加发电机频率至同期闭锁，此时降速继电器应动作， 发降速指令至DEH。当f<设定值时，频率差闭锁解除。并确认减速脉冲宽度符合DEH调节特性并记录。7.7.8 手动降低发电机电压至同期闭锁，此时升压继电器应动作，发出信号使AVR将发电机电压升高。并确认升压脉冲宽度符合AVR调节特性并记录。7.7.9 手动升高发电机电压至同期闭锁，此时降压继电器应动作，发出信号使AVR将发电机电压降低。并确认降压脉冲宽度符合AVR调节特性并记录。7.7.10 解除强置DEH允许发电机ASS调速信号。7.7.11 恢复GCB合闸回路中合闸接点。7.7.12 在CR

37、T向DEH发出请求ASS调速，在收到DEH允许发电机ASS调速信号后，在CRT上把同期装置投入。当同期合闸条件满足时，发出合闸脉冲合上发电机出口断路器。试验时同时进行录波，确认同期装置合闸脉冲导前时间与开关合闸时间相符。7.7.13 拉开发电机出口断路器，将发电机电压降至最低、拉开发电机灭磁开关。7.7.14 以上试验结果正确后，恢复强置发电机侧隔离开关合位信号、恢复电气与汽机横向联锁、恢复发电机侧隔离开关控制电源。恢复发电机出口断路器柜至DEH柜发电机出口断路器合闸信号。7.8 发电机与系统并列 投入发电机程跳逆功率、逆功率保护，将发电机过电压定值改回原正式定值：130V，0.5s。主变及高

38、厂变保护投入按正常运行投退。并列由电厂运行人员按操作票进行操作，并网时录波，记录初始无功、有功功率。发电机、励磁变保护装置保护压板投退表(A、B柜)序号保护名称保护装置保护压板确认备注1发电机差动REG216K871LP投入2定子100%接地K64G17LP投入K64G38LP投入3发电机定子匝间K5815LP投入4失磁K404LP退出正确后投入5负序电流K463LP投入6发电机突加电压K81AEG12LP投入7过激磁K9510LP投入8发电机过电压K5911LP投入9逆功率K325LP投入10失步K7813LP退出正确后投入11低频K819LP投入12定子过负荷K492LP投入13发电机起停

39、机K51.64GN14LP投入14电压闭锁过电流K51/276LP投入15励磁变速断K5019LP投入16发电机断路器失灵BFP16LP投入17励磁变差动K8718LP投入18励磁变过流K5120LP投入19保护动作判别发电机断路器失灵21LP投入20励磁变温度高40LP投入发电机、励磁变保护装置跳闸压板投退表（A、B柜）序号保护名称保护装置保护压板确认备注1发电机出口断路器TC1跳闸25LP投入2发电机出口断路器TC2跳闸26LP投入3发电机灭磁断路器TC1跳闸27LP投入4关主汽门28LP投入5失灵起动2号主变断路器跳闸出口31LP投入6失灵起动6kV A、B段断路器跳闸33LP投入7失灵

40、起动6kV A段快切35LP投入8失灵起动6kV B段快切36LP投入9励磁变温度高关主汽门37LP投入7.9 发电机带负荷后试验7.9.1 发电机带负荷后励磁调节器的试验 试验具体方法参照AVR励磁调节器调试措施进行。7.9.2 继电保护向量、测量表计向量复测 利用发电机电压与发电机负荷电流,以进一步确定继电保护接线的正确性。检查正常后投入失磁保护、失步保护。7.9.3 测量发电机、主变、高厂变、励磁变差动保护的不平衡电流。7.9.4 检查DEH中有功、无功功率的显示是否正确。7.9.5 检查零功率切机装置正常后投运。7.9.6 测量发电机转子轴电压。7.9.7 测量发电机三次谐波电势。8 .质量标准8.1 按火电工程调整试运质量检验及评定标准5.4、6.4、7.4条款执行，达到机组调试的质量检验分项合格率100%，机组调试的质量检验整体优良率>95%。8.2 转子线