电气整套启动调试方案

iI平顶山第二发电厂一期!2 x 1000MW机组工程 调试作业指导书11 ! :-PTFDQ101|电气整套启动调试方案河南电力建设调试院HENAN ELECTRIC POWER COMMISSIONING INSTITUTE工程名称平顶山第二发电厂一期2X 1000MW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 月曰审核年 月曰编写年 月曰目次1目的42编制依据43设备系统简介44 调试内容及质量指标75组织分工86仪器设备的配置97调试应具备的条件98调试步骤109安全健康与环境要求2010附录211 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2 0 0 5 4 0 0 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。2.15 机组并网调度措施3 设备系统简介3.1 设备系统概述本期工程为2X 1000MW超超临界燃煤汽轮发电机组，两台机组采用发电机一变压 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 I、II母线。两台机组设一台容量为78/45 45MVA高压启动/备用变压器，高压侧由500kV I 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I A、I B、II A、II 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 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I A、II 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 Q ）。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60Q、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。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1120MVA,27kV,23950A, cos （p =0.9 UfN =563V, IfN =5360A,2主变DFP10-390000/500天威保变550/3 -2 X 2.5%/27kV,3X390MVA,YNd11,Ud=20%3咼厂变SFF10-CY-78000/27特变沈变78/45-45MVA,27 2X2.5%/10.5 -10.5, Ud=18%, DYn1-Yn14启备变SFFZ-CY-78000/500特变沈变78/45-45MVA,Ud=19%,YNyn0,yn0,d,5258X1.25%/10.5T0.5kV5500kV断路器GL317X苏州阿海珐550kV,4000A,63kA6500kV隔刀GW16B/17B-550河南平咼550kV,4000A7500kV地刀1GW16B/17A河南平咼550kV,4000A8500kV地刀2JW8A河南平咼550kV,630A9500kV PTWVB-500-5H日新电机500,0.1 ,0.1 V3 73 J310500kV CTSKF-550上海雷兹2X2000/111励磁变ZLDCB9广东顺特（单相）3X3700kVA, 27/1.2 kV1210kV干式变SCB10-1600/10北海银河10.52X2.5%/0.4kV； Dyn1113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EX2100GE公司自并励静态励磁系统15冋期装置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,DC110V17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,DC110V19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IPRC31AM-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IIGXH803A-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IBP-2B深圳南瑞母线差动保护23母线保护IIGMH800A-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25500kV故录ZH-3武汉中元100V/57.7V,1A,50Hz,DC110V26NCS测控装置YOYQA南京南自500kV控制、测量、监视系统27功角测量SMU-2G国电南瑞冋步相量测量装置28微机远动RTUD20ME上海惠安机组至调度遥测、遥调、遥控2910kV综合保 护测控装置T0P9720珠海拓普用于10kV电动机、干式变、馈线30380V综合保 护测控装置LPC1-5XX江苏金智用于380V电动机、馈线31110V直流ZZG13B-50110许继电源主厂房110V直流电源屏32220V直流GFMD-1800Ah许继电源主厂房220V直流电源屏33UPS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/400V4 调试内容及质量指标调试内容及质量指标见下表试运阶段调试内容质量指标升速阶段1在超速前后的额定转速下测量发电机转子交流阻抗和功率损耗。试 5-4-1空 负 荷 整 套 调 试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；高厂变低压两分支短路试验；发电机 及变压器等一次系统检查。试 5-4-23发变组空载试验：二次电压回路检杳；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 5-4-34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 5-4-35发变组带母线零起升压：检查相关的电压回路；检查冋期装置。试 5-4-46假冋期试验：冋期装置自动调压、自动调速功能检查；整定合闸 导前时间。试 5-4-47发电机冋期并网：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带&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；不冋负荷下测量发电机轴电压；发变组一次系统设备检查； 远动、计量信息核对。试 6-4-1负 荷 整 套 调 试9.励磁系统带负荷试验：机组带初始负荷手动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 6-4-210.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；切换后检查咼厂变相关保护的正确性。试 6-4-311.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12.机组带负荷试运：综合检查记录电气一、一次设备在不同负荷卜 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、一次设备的运行 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。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旦 口 量程数量精度等级用途备注1数字万用表FLUKE117C1回路检查2数字双钳相位伏安表SMG2000B0 10A0500V10.5检杳电压电流回路3转子交流阻抗测试仪HDZK-120A0250V0 60A10.5测交流阻抗4发电机特性试验记录仪PMDR-1020 10A0150V10.5特性试验励磁试验510kV核相棒EC-1012kV10.5厂用电核相7 调试应具备的条件7.1 一般条件7.1.1 机组整套启动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、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 发变组系统设备各项特殊试验已完成并符合规程要求。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。7.2.5 发电机变压器组（包括发电机、主变、高厂变、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、高压厂用电切换系统、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 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。7.2.8 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。7.2.9 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。7.2.10 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。脱硫、脱销系统具备投运条件。7.2.11 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。7.3.3 电厂运行与各级调度部门通讯畅通。7.3.4 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。7.3.5 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 整套启动前将鲁阳电厂 500kV 升压站运行方式调整为： I 母、鲁香 II 回线、 启备变带电运行，鲁香I回线香山侧充电运行，II母停电转冷备用状态。5071、5021、 5022 断路器及相应隔离开关合闸运行， 5011、5012、5013、5023 断路器及相应隔离开 关断开解备。 500kV 升压站设备试运方式如附录二所示。8.1.2 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。8.1.3 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、高厂变高压侧（发电机带内冷水测试） 。（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）。8.1.4 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、空载试验的电源。8.1.5 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。8.1.6 检查主变、高厂变瓦斯继电器已放气，变压器压力释放阀已复位，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、高厂变抽头在正确位置。建议高 厂变高压侧抽头放在27-1 X2.5%/10.5-10.5档位。8.1.7 安装单位在 5012 断路器与 CT 之间、5013 断路器与 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。8.1.8 安装单位准备好高厂变低压侧短路试验专用三相短路小车。短路点位置在附图一所示 K2 点处。8.1.9 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。8.1.10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。8.1.11 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。8.1.12 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。8.1.13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。8.1.14 检查并投入主变、高厂变非电量保护，保护出口仅跳发电机灭磁开关。8.1.15 投入发电机断水、发电机转子接地、定子过负荷、主变复压过流、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 定值改小至1.15Ue并将延时缩短至0.5s）、励磁变速断过流、励磁绕组过负荷、励磁 系统故障、高厂变高低压侧所有后备过流保护的投入压板，所有保护出口仅跳灭磁开 关。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，替代发电机 差动作为主保护。将高厂变高压侧过流保护电流定值设为 1.1 倍额定，延时缩短为零 秒，替代高厂变差动作为主保护。8.1.16 调试人员断开 5012、5013 断路器 CT 接入 500kV 系统已正常运行二次设备（线 路保护、母线保护、关口计量、线路测量等装置）的回路接线，系统其他保护按调度 措施要求投用。8.1.17 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。8.1.18 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。8.1.19 发变组系统主设备一次连接完善后，进行注入式定子接地保护的静态整定。8.1.20 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。8.1.21 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。8.1.22 生产单位依据本方案准备好相应的操作票。8.1.23 项目公司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、发电机、主变等）。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（Q）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，尤其注意应将转子接地 保护可靠隔离。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及高厂变低压分支三相短路试验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。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、主变复压过流、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、 高厂变高低压侧所有后备过流保护的压板已投入，所有保护出口仅投跳灭磁开关。检 查确认主变、高厂变非电量保护已投入，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 安装人员将 10kV IA、IB 段工作进线开关拉出柜外，用高压验电棒检查下触头 三相无电压后，将三相短路试验专用小车分别推入 10kV IA、IB 段工作进线开关小室 的工作位置，使高厂变低压两分支同时三相短路。8.3.7 合发电机试验电源开关，为励磁变送电。8.3.8 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 机定子电流到约 5%额定值 (1200A) 。若高厂变高低压侧二次电流偏小，可适当增大试 验电流。8.3.9 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。对高厂变高、低压侧电流回路进行全面检查。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、高厂变差动、高厂变后备过流保护、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，立即投入检查正确的差动保护。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，断开灭磁开关和发电机试验电源开关。安装人员将 10kVIA、IB 段工作进线开关小室的短路试验小车拉出柜外妥善放置，并将工作进线开关小 车送入试验位置。8.3.14 合上发电机试验电源开关，调试人员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。8.3.15 短路特性曲线录制完成后，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5 0 1 3 6、5 0 1 3 1 、5 0 1 2 2 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 调试人员恢复发电机过电压保护、发电机复压过流保护、高厂变高压侧复压过 流保护的正式定值。8.3.17 调试人员拆除 8.1.16 项关于电流回路的临时措施。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 轮流投入注入式转子接地保护和乒乓式转子接地保护，检查保护工作正常。8.4.6 在 DCS 画面上核对发电机及励磁系统各测点显示正确。8.4.7 测量发电机空载额定电压下的轴电压数值。8.4.8 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。8.4.9 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） 。8.4.10 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 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 发电机空载运行， 30%发电机额定电压条件下，模拟接地故障试验。8.5.7 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）。8.5.8 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 （参见附录三）8.6.1按调度措施要求合上5011断路器，鲁香I回线恢复至500kV I母运行。8.6.2 确认 500kV II 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。8.6.3 合 50136、 50131、 50132 隔离开关，合上 5013 断路器。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 II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 II母母线PT应在 同期点，记录两侧电压值。试验完毕退出同期装置，发电机灭磁并断开灭磁开关。8.6.6 断开 5013 断路器，断开 50132、 50131 隔离开关。8.7 发变组假同期试验 （参见附录四）8.7.1 检查确认 5012、50121、50122 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 确认 50132、50131、50122、50121 隔离开关在断开位置，在 DCS 强制逻辑使 5013、5012 断路器均具备合闸条件，断开 5013 断路器并网同期合闸控制回路（在 #1 发电机同期屏）。8.7.3 按调度措施对系统侧保护采用临时方案：加用鲁 5012、5013 开关充电保护 II 段，定值修改为 0.35A/0.1s ，充电保护软、硬压板投入。8.7.4 按调度措施对电厂侧保护采用临时方案：将#1 发电机低压过流保护出口时间修 改为O.ls，将#1主变高压侧零序过流一段保护出口修改为0.1s。8.7.5运行人员合上50232、50231隔离开关，合上5023断路器，为500kV II母充电。8.7.6 励磁调节器设为自动方式，起励使发电机升压至额定。8.7.7从DCS画面操作投入同期装置，同期点选择5013，并网同期电压选择500kV II 母，观察同期装置采样正确。8.7.8 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。8.7.9 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 断路器合闸回路）。8.7.10 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。8.7.11 运行人员投入自动准同期，观察自动准同期装置动作情况。8.7.12 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。8.7.13 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。8.7.14 试验完成后断开 5013 断路器，准备进行 5012 断路器假同期合闸试验。8.7.15 调试人员参照 8.7.8 设置好录波器，运行人员从 DCS 画面操作投入同期装置， 同期点选择5012，并网同期电压选择鲁香I线路PT,观察同期装置采样正确。运行人 员投入同期装置运行，同期装置自动合 5012 断路器，合闸成功后退出同期装置。8.7.16 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。8.7.17 假同期试验完成后断开 5012 断路器，发电机灭磁，撤销 8.7.2 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 （参见附录四）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 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 50131、50132 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。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，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 II母。8.8.11 并网后带少量无功及有功负荷，维持机组稳定运行。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及 5012 同期合环试验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，待励磁系统带负荷试验完成后立即投入“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、鲁香II回线线路保护、500kV I母母线保护、 500kV II母母线保护以及所有断路器保护进行带负荷检查。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主变高压侧电压与鲁香I线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 I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。试验完成后，撤销模拟条件。8.10.7调试人员再次对鲁香I回线线路保护、鲁香II回线线路保护、500kV I母母线 保护、500kV II母母线保护以及所有断路器保护进行带负荷检查，并检查所有保护、计 量、测量回路的和电流应正常。8.10.8 带负荷试运过程中调试人员应注意及时检查确认 500kV 升压站和#1 发变组系 统各保护、电气计量、测量表计、 DCS 测点的正确性。8.10.9 按调度措施要求断开鲁 5013断路器，检验系统及发变组保护。8.10.10 按调度措施要求同期合上鲁 5013断路器，校验和电流回路的正确性。8.10.11 将假同期试验前按调度措施要求对系统保护和电厂保护加用的临时保护方案 （充电保护、发电机过流、主变零序）撤除，所有保护定值按正常定值单加用。8.10.12#1 机组首次并网带负荷运行 4小时准备解列前，应首先确认机组厂用电已切 换至启备变运行，然后逐渐减小发电机功率至零，所有调门全部关闭后，保持主汽门 开启状态，由发电机逆功率保护动作跳闸，将#1 机组解列灭磁并关闭主汽门。调试人 员检查逆功率保护定值整定的正确性。若调门全关后，逆功率保护在 30 秒内不能动作， 应手动关闭汽轮机主汽门。若程跳逆功率保护仍不动作，则手动跳开 5012、 5013 断路 器，再将励磁退出，断开灭磁开关。8.10.13 #1 机组完成汽轮机超速试验后，第二次并网可选择 5012 断路器，完成此同 期点的同期并网试验，录取同期试验波形。8.11 厂用电电源切换试验机组稳定运行，进行高压厂用电源切换试验，观察切换过程中厂用电10kV母线电 压的扰动情况，录取切换过程中断流时间。（参照厂用电核相及切换试验方案）。8.12 甩负荷试验配合汽机专业完成甩负荷试验，电气专业录取励磁特性曲线，计算发电机电压超 调量、震荡次数及稳定时间（具体按照励磁系统调试方案执行） 。8.13 机组带负荷试运行8.13.1 监视并记录机组不同负荷下各参数及设备运行情况 :（1）发变组各电气参数。（2）发电机各线棒温度、定子铁心温度。（3）定冷水进出口温度及流量。（4）发电机氢压及温度。（5）发电机在线绝缘过热检查装置、变压器在线监测装置。（6）记录不同试验阶段发电量、送出电量、厂用电量。8.13.2 在不同负荷下定期对主设备温度测量记录（发电机、主变压器、高厂变、励磁 变、励磁柜、励磁碳刷、封母、断路器、架空线等）。8.13.3 测试发电机在不同负荷下的轴电压。8.13.4 在不同负荷下对发变组保护进行带负荷检查。8.13.5 对各变压器进行试运检查，对运行 24 小时后的油浸变压器提醒运行人员取油 样进行色谱分析。8.13.6 对电气各自动装置定期巡视检查（柴油发电机组、厂用电块切、励磁调节器， 故障录波、UPS、直流系统）。8.14 机组满负荷试运行8.14.1 定期监视并记录机组满负荷下各参数及设备运行情况 :（1）发变组各电气参数。（2）发电机各线棒温度、定子铁心温度。（3）定冷水进出口温度及流量。（4）发电机氢压及温度。（5）发电机在线绝缘过热检查装置、变压器在线监测装置。（6）记录不同试验阶段发电量、送出电量、厂用电量。8.14.2 在满负荷下定期对主设备温度测量记录（发电机、主变压器、高厂变、励磁变 励磁柜、励磁碳刷、封母、断路器、架空线等）。8.14.3 测量发电机在满负荷下的轴电压。8.14.4进入168 h满负荷试运前统计机组全部电气保护（包括厂用电系统、升压站的 母线和线路）、自动装置的投入率。8.14.5 进入 168 h 满负荷试运前统计机组全部电气仪表（包括厂用电系统、升压站的 母线和线路）的投入率、正确率。8.14.6 在满负荷下对发变组保护进行检查并对整套启动期间保护动作情况进行统计。8.14.7 对电气各自动装置定期巡视检查（柴油发电机组、厂用电快切、励磁调节器， 故障录波、UPS、直流系统）。8.14.8 满负荷试运期间，记录#1 机组各时段的发电量、送出电量以及厂用电量，统 计 168 小时期间的平均负荷率及厂用电率。9 安全健康与环境要求9.1 安全注意事项9.1.1 本方案编制完成后，应由施工单位、建设单位、运行单位、监理单位共同审核， 并经试运指挥部批准后才可实施。方案正式实施前，须由调试单位对各参与单位进行 安全交底，形成安全交底记录文件，各参与单位签字认可。方案实施过程中，若需对 方案或某些具体措施做出变更，必须经措施审批人同意，应有书面签证。9.1.2 从事电气作业的人员，必须经过有关部门的培训并获得证书后方可上岗。9.1.3 电气操作人员应严格执行操作票及操作票监护制度。9.1.4 危险区域（高温、高压、带电）应安设明显的警示牌，必要时应派保安看守。9.1.5 在发电机附近动用明火或进行可能产生火花的作业时，必须办理动火工作票， 经试运指挥部批准，并采取相应措施后方可进行。9.1.6 现场使用的安全工器具应合格并符合有关要求。9.1.7 试验应由两人以上人员完成，应作好安全监护措施。9.1.8 巡检人员要保证与集控运行人员保持通讯畅通，发现异常及时汇报。9.1.9 重要设备第一次带电或带满负荷时就地（发电机本体、变压器本体、升压站等 处）应有专人看护。9.1.10 按照电气反事故措施的要求逐条做好反事故措施，并进行事故预想，做好 充分的事故处理准备。9.1.11 注入式定子接地保护投入后，发电机定子绕组会产生电压，需注意安全。9.1.12 测试发电机转子、定子绕组绝缘时，需注意将注入式转子、定子接地保护退出。9.2 职业健康注意事项9.2.1 该项目实施过程中，应遵照以人为本的原则，健全职业健康保障体系。9.2.2 合理安排作业时间，防止疲劳作业。9.2.3 应加强施工现场放射源的管理，遇有放射作业时，试运人员应远离放射源。9.2.4 在噪声较大设备附近或环境中工作时，人员应采取佩戴耳塞等防护措施，并避 免长时间处于该环境中，以防止噪声危害。9.2.5 凡在有粉尘或有害气体的室内或容器内作业，均应设除尘、通风或净化装置， 并配备足够的劳动保护用品。9.2.6 参加试运各单位应制定合理的人员交接班制度并严格执行，避免工作人员连续疲劳作业。9.3 环境控制9.3.1 该项目实施过程中，应加强该试运区域环境卫生治理，并分工明确。9.3.2 各单位需遵照方案内容采取必要临时措施，防止汽、水、油等介质对环境造成 的污染。10 附录附录一：鲁阳电厂#1、#2 机组电气主接线图附录二：#1 机组整套启动前鲁阳电厂升压站设备试运方式 附录三： #1 机组带 500kV II 母零起升压试验 附录四：5012、5013 假同期及同期并网试验 附录五：发电机出厂短路、空载特性曲线图附录六：调试文件修改登记表附录七：调试文件修改通知单附录一：鲁阳电厂#1、#2 机组电气主接线图线H香鲁线 -I -香 鲁母 IL +母I附录二：#1 机组整套启动前鲁阳电厂升压站设备试运方式附录三：#1 机组带 500kV II 母零起升压试验附录四：5012、5013 假同期及同期并网试验 1Ir1 2母2 1附录五：发电机出厂短路、空载特性曲线图.旷理口529A3950A-41000025000150003000020000三相短路饱和曲线:lhre总 口base 鬲ortp呼闻7777 saturtjpqcyrvig； ：；77400020003000500035000气隙直线开路饱和曲线-27000Vr(A)励磁电流Field current(atxorf=tlu3H出皿( Jn+Jmluv附录六：调试文件修改登记表调试文件修改通知单粘贴处登记人登记日期编号：文件名称文件编号修改位置A)页行至页行B)页行至页行C)页行至页行原文要点：修改原由：修改后内容摘要：修改人审核人批准人修改日期审核日期批准日期送达单位送达人接收人送接日期备注：附录七：调试文件修改通知单