110KV升电站调试方案(3)

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中电投湖南娄底新能源有限公司 江西水检娄底吉庆风电场电气安装项目部 压、 六氟化硫气压正常。

2.2.5 机组启动前500kV断路器及隔离刀闸、接地刀闸均在断开位置，6kV厂用工作电源分支进 线开关已在试验位置。

2.2.6 已按调度命令设置主变压器、高厂变档位。

2.2.7 检查发电机转子碳刷制作完好、接触可靠、压力符合运行要求。

2.2.8 已取下有关操作保险。

2.2.9 设备声光指示信号正常。

2.3 发电机升速过程中的试验

测量不同转速下发电机转子绕组的交流阻抗、功率损耗及绝缘电阻值，每上升500转测量一次，如遇临界转速应避开。测量超速试验前后发电机转子阻抗。利用发电机残压核对发电机相序。

2.3.1 机组冲转前检查灭磁开关处于断开位置。

2.3.2 断开发电机转子正极灭磁电阻的接线。

2.3.3 在发电机转速为0，500，1000，1500，2000，2500，3000r/min时，分别测量发电机转子 交流阻抗和有功功率损耗及其绝缘电阻值。

2.3.4在1200r/min左右时，利用发电机残压核对发电机相序，在发电机出口电压互感器处测量 电压和相序，三相电压应对称，相序应符合要求。

2.3.5 上述工作完成后，恢复发电机转子正极灭磁电阻的接线。

2.4 发电机额定转速，做发-变组高压侧k1点短路试验将励磁变压器高压侧接试验电源为6kV电源，起励回路不投入。

2.4.1 检查短路点无异常状况。

2.4.2 发电机冷却系统运行正常，发电机测温装置应投入，指示正常。

2.4.3 退出下列保护及压板：

发变组保护跳断路器压板

发变组保护启动断路器失灵压板

发变组差动保护

两套发电机差动保护

两套主变差动保护

低阻抗保护解列灭磁出口压板

两套逆功率保护 两套失磁保护

线路保护中的断路器失灵保护

2.4.4 投入主变冷却器。

2.4.5 通知汽机保持发电机转速为额定值，即3000r/min。

2.4.6 要求投入的保护为： 发电机断水保护投入 转子一点接地保护投信号 主变压器瓦斯保护投入 过电压保护投入 过激磁保护投入

2.4.7 检查并给上发电机出口各组PThttp:///
一、二次保险，将PT送入工作位置。

2.4.8 临时解除发变组保护动作“关闭主汽门”的回路。

2.4.9 检查发电机、励磁系统冷却系统运行正常，水质合格。

2.4.10 检查K1点短路接地刀闸合上将其操作电源断开，接触良好、可靠，并加挂一组专用接地 线。联系调度，线路对侧断开开关、隔离刀闸，腾空线路。

2.4.11 合上500kV侧断路器、隔离刀闸、接地刀闸，然后合上500kV断路器并将其操作电源断开。

2.4.12 将励磁调节器置于手动方式。

2.4.13 检查励磁调节器各参数设置正确。

2.4.14 确认灭磁开关在断开位置后，给上励磁变压器的6kV试验电源。

2.4.15 检查机端励磁变压器低压侧电压的幅值及相位，并记录。

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2.4.16 手动将整流柜输出的励磁电压降到最小。

2.4.17 检查并给上灭磁开关的合闸、分闸电源及显示电源小开关，合上灭磁开关。

2.4.18 在控制台CRT上操作励磁控制手动升压按钮，缓慢升流，升流至发电机定子一次电流600A 二次电流为0.2A，检查测量发电机各组电流回路A相、B相、C相电流、相位，应正常。

2.4.19 情况正常后，做发变组短路上升试验，在升流过程中，不要太快，防止发电机温升过快， 要有专人监视发电机、励磁装置及短路点有无异常现象。升流过程中检查发电机差动、发变组差动、主变压器差动保护的动作情况并做相应的记录，当升至发电机额定电流10190（3.4A）时做下面工作：测量发变组差动、主变差动、发电机差动保护的电流极性及各差动保护的差压或不平衡电流以及发变组保护二次电流的幅值、相位并做出六角图对其接线正确性作出判断以及对保护屏和各测量装置的二次电流的幅值、相位进行测量并做记录，测完后，做发变组短路下降试验。

2.4.20 发变组短路特性试验结束后，将励磁电压降到最小。

2.4.21 跳开灭磁开关MK，断开MK的分、合闸电源开关。

2.4.22 检查试验数据及特性曲线正常后，断开K1点的接地刀闸并断开其操作电源，断开 断路器及断路器侧接地刀闸，拆除K1点的专用短路接地线。

2.5 发电机额定转速，6kV工作电源进线（k2、k3）点短路试验

2.5.1 检查把6KV A段、B段工作进线开关上触头已拆下，下触头短接良好、可靠后，将A段、B 段工作进线开关送入工作位置。

2.5.2 保护投入及常规检查与k1点短路试验相同。

2.5.3 手动将整流柜输出的励磁电压降到最小。

2.5.4 检查并给上灭磁开关的合闸、分闸电源及显示电源小开关，合上灭磁开关。

2.5.5 在控制台操作励磁控制手动升压按钮，缓慢升流，升流至高厂变高压侧一次电流320A二次电流为0.8A，控制台发电机定子电流表为0.107A，测量各电流回路电流、相位，应正常，读取试验数据。

2.5.6 情况正常后，缓慢升流至高压厂用工作变高压侧一次1443A、二次电流为3.61A，控制台电 流表为0.48A，测量发电机变压器组差动保护和高厂变差动保护电流回路幅值、相位及差流，读取试验数据。

2.5.7 操作手动降压按纽，使电流降到最小。

2.5.8 跳开MK开关，检查试验数据正常。

2.5.9 把6kV A段、B段工作进线开关退出，拆除K2、k3点三相短路线，恢复开关的上触头并检 查连接良好、可靠。

2.5.10 拆除电流回路的试验接线，恢复这些回路的端子连片。

2.6 发电机空载升压试验 励磁变压器高压侧接试验电源为6kV电源，起励回路不投入。

2.6.1 检查发电机出口各组PT在工作位置，6kV工作A、B段PT在工作位置，各PThttp:///
一、二次保险完备。检查主变压器中性点接地可靠。

2.6.2 要求投入的保护为：

发电机差动保护投入

主变差动保护投入

高压厂用变差动保护投入

过电压保护投入

发变组差动保护投入

主变压器本体重瓦斯保护投入

主变压器本体压力释放保护投入

高厂变本体重瓦斯保护投入

高厂变本体压力释放保护投入

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中电投湖南娄底新能源有限公司 江西水检娄底吉庆风电场电气安装项目部 匝间短路保护投入

定子接地保护投入

转子接地保护投入

励磁回路过流保护投入

主变压器零序保护投入

励磁绕组过流保护投入

励磁绕组速断保护投入

发电机过激磁保护投入

发电机断水保护投入

2.6.3 检查500kV断路器及隔离刀闸在断开位置，确认接地刀闸已断开，6kV工作电源进线开关在 试验位置。

2.6.4 解除发变组保护动作“关闭主汽门”的回路，并检查断开主开关（DL）动作关闭主汽门的 压板。

2.6.5 检查发电机、励磁系统冷却系统运行正常，水质合格。

2.6.6 检查励磁调节器各参数设置正确

2.6.7 手动将整流柜输出的励磁电压降到最小。

2.6.8 检查并给上灭磁开关的合闸、分闸电源及显示电源小开关，合上灭磁开关。

2.6.9 在控制台操作励磁控制手动升压按钮，将发电机电压由零阶段升压，升压过程中须密切注 意发电机、主变、高厂变情况，如有异常立即报告试验负责人。

2.6.10 升压至一次电压为4kV时稳定一定时间，全面检查机组无异常后，继续升压至一次电压为 10kV，二次电压为50V，全面检查各PT二次电压的幅值及相序应正确。最终电压升至21kV（二次电压105V），检查各PT二次电压的幅值及相序应正确，读取并记录试验数据。

2.6.11 将发电机机端电压降到零。退出两套发电机过激磁保护（跳闸），并调高两套发电机过电 压保护的整定值到1.35倍额定。发电机定子电压最高升至1.1倍额定电压。

2.6.12 测量发电机轴电压。

2.6.13 电压回路检查正确后，做发电机-变压器空载特性试验。

2.6.14 发电机-变压器空载特性试验后，将励磁电流降到最小，恢复两套发电机过电压保护的整 定值，跳开灭磁开关。

2.6.15 将6kV试验电源断开，并将开关柜退至试验位置，合上接地刀闸。

2.6.16 做好安全措施，拆除励磁变压器高压侧6kV试验电源，恢复励磁变压器高压侧与发电机机 端的共箱母线。

2.7 发电机正常升压

2.7.1 检查励磁调节器各参数设置正确。

2.7.2发电机正常手动升压：励磁调节器处于手动控制方式，合上灭磁开关，投入起励回路，手 动升压至发电机额定电压。

2.7.3做发电机的灭磁特性试验：手动升压至发电机额定电压，启动录波装置, 跳开MK，录取发电机的灭磁特性, 将手动给定调至最小，检查试验数据及特性曲线应正常。 在PT二次侧测量电压小于2V后，做好安全措施，测量发电机定子残压及相序。

2.7.4 发电机正常自动升压：励磁调节器处于自动方式，按“励磁”（Excite）按钮，对发电机变 压器组进行自动升压，检查励磁调节器自动升压应正常。

2.7.5 做完励磁调节器的相关试验后，将发电机电压降至最小，跳开灭磁开关。

2.7.6 拆除控制台旁的发电机定子电流、电压试验接线，恢复电流回路端子连片；恢复发变组保 护经热控“跳机连线”。

2.8 励磁系统空载闭环试验。

本试验措施见励磁系统启动试验措施。

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中电投湖南娄底新能源有限公司 江西水检娄底吉庆风电场电气安装项目部

2.9 发电机假同期系统试验。

2.9.1 恢复电气跳汽机的二次回路。

2.9.2 确认5922配套的隔离刀闸、接地刀闸和断路器已断开，腾空I母。

2.9.3 合上灭磁开关，将发电机端电压升至额定值。

2.9.4 合上59212、59211隔离刀闸，合上5921断路器，向500kV I母冲电。

2.9.5 将同期屏DTK切换手把切换到手动同期位置。

2.9.6 机组PT和500kV I母PT进行二次核相。

2.9.7 分别调整发电机频率低于及高于系统频率的1%，观察同期装置上频率差指示灯。按下同期 屏上“加速”及“减速”按钮，直到频率被调整到适当值。

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