某大型水電站1機組單項試驗方案

1、云南瀾滄江*水電站機電設備安裝工程*水電站1#機組啟動試運行單項試驗方案批準： 審核： 編制： 中國水利水電第*工程局*電站機電安裝項目部2009年08月目 錄1. 發(fā)電機升流試驗11.1 發(fā)電機升流的條件11.2 發(fā)電機升流試驗的準備11.3 發(fā)電機升流試驗21.4 安全措施31.5 試驗附圖32. 機組空載下調(diào)速系統(tǒng)試驗42.1 應具備條件42.2 調(diào)速器空載擾動試驗42.3 安全措施43. 發(fā)電機單相接地試驗及升壓試驗63.1 發(fā)電機升壓的條件63.2 發(fā)電機升壓前準備工作63.3 發(fā)電機升壓試驗63.4 發(fā)電機空載特性試驗83.5 轉子一點接地保護模擬試驗83.6 安全措施84. 廠高

2、變升流試驗94.1 升流的前提條件94.2 升流試驗準備94.3 廠用變升流試驗94.4 安全措施104.5 試驗附圖105. 主變帶500kV GIS升流試驗方案115.1 升流的前提條件115.2 升流試驗準備115.3 主變及500KV GIS升流試驗115.4 安全措施175.5 試驗附圖186. 主變及廠高變、500kV地下GIS、高壓電纜升壓試驗方案196.1 主變及廠高變、500kV 地下GIS、高壓電纜升壓條件196.2 主變及廠高變、500kV 地下GIS、高壓電纜升壓前準備工作196.3 主變零序電流保護模擬196.4 主變及廠高變、地下GIS零起升壓試驗206.5 安全措

3、施216.6 試驗附圖217. 廠高變、主變、500kV GIS及出線場升壓試驗方案227.1 廠高變、主變、500kVGIS及出線場升壓的條件227.2 主變、500kVGIS及出線場升壓前準備工作227.3 GIS及三回出線設備零起升壓試驗227.4 安全措施248. 勵磁裝置空載試驗方案258.1 勵磁裝置空載試驗條件258.2 勵磁CHANNEL1、CHANNEL2通道MAN試驗258.3 勵磁CHANNEL1、CHANNEL2通道AUTO試驗258.4 安全措施279. 計算機監(jiān)控系統(tǒng)試驗方案299.1 開機前無水靜態(tài)調(diào)試項目299.2 開機后有水動態(tài)調(diào)試項目309.3 安全措施32

4、10. 主變及廠高變沖擊合閘試驗方案3310.1 主變及廠高變沖擊合閘試驗的條件3310.2 主變及廠高變沖擊合閘試驗的準備3310.3 主變及廠高變沖擊合閘試驗的操作3310.4 安全措施3411. 同期并網(wǎng)試驗方案3511.1 同期并網(wǎng)試驗的前提條件3511.2 發(fā)電機出口斷路器801假同期試驗3511.3 自動假同期試驗的操作3511.4 發(fā)電機出口斷路器801同期并網(wǎng)試驗3511.5 500kV GIS斷路器5014假同期試驗3611.6 500kV GIS斷路器5014同期并網(wǎng)試驗3611.7 500kV GIS斷路器5013假同期并網(wǎng)試驗3711.8 500kV GIS斷路器501

5、3同期并網(wǎng)試驗3711.9 其他斷路器的同期并網(wǎng)試驗3811.10 安全措施3812. 機組負荷下調(diào)速器、勵磁系統(tǒng)試驗3912.1 機組負荷試驗前提條件3912.2 負荷下調(diào)速器系統(tǒng)試驗3912.3 負荷下的勵磁系統(tǒng)試驗3912.4 安全措施4013. 機組甩負荷試驗方案4113.1 概述4113.2 甩負荷試驗準備工作4113.3 甩負荷試驗4113.4 負荷試驗安全措施441. 發(fā)電機升流試驗1.1 發(fā)電機升流的條件1.1.1 勵磁變、勵磁盤、勵磁母線及電纜已安裝完成，主回路連接可靠，絕緣良好，相應的高壓試驗合格；1.1.2 勵磁操作、保護及信號回路接線正確，動作可靠，表計校驗合格；1.1

6、.3 已進行了勵磁設備的性能檢查，符合標準要求；1.1.4 現(xiàn)地和遠方操作的切換正常、可靠；1.1.5 滅磁開關操作靈活可靠，性能良好；1.1.6 勵磁變柜自然通風良好，勵磁功率柜風冷回路正常，并投入運行；1.1.7 錄制勵磁系統(tǒng)的靜特性，情況良好；1.1.8 勵磁系統(tǒng)各報警及事故信號正確；能與機組LCU聯(lián)動，機組LCU能正確反映機組勵磁系統(tǒng)狀況；1.2 發(fā)電機升流試驗的準備1.2.1 分機組出口斷路器801，分發(fā)電機出口隔離開關8016，分發(fā)電機出口接地開關80117，合主變低壓側接地開關801617，把機組封閉母線設備廠設置的發(fā)電機短接升流裝置連接好（作為S0短路點）。1.2.2 勵磁升流

7、用它勵電源，它勵電源從它勵電源從10kV廠用電第2段備用出線柜00206（CT：300/1）接入，電纜規(guī)格3×150mm2，出線柜00206保護整定電流速斷250A，定時限過流200A，時間1s。1.2.3 斷開勵磁變高壓側與主母線的軟連接，10 kV電纜經(jīng)勵磁變高壓電流互感器接入勵磁變高壓側。在勵磁盤接一個緊急跳閘按鈕，在緊急情況時進行10kV開關的跳閘操作。1.2.4 分主變壓器高壓側隔離開關50012、50011。分勵磁系統(tǒng)滅磁開關。1.2.5 發(fā)變組保護出口壓板在分位置，保護僅作用于信號，投入所有水機保護。1.2.6 技術供水系統(tǒng)已投入運行，各子系統(tǒng)的水量分配符合要求，各部軸

8、承和密封的水量正常，發(fā)電機定子空氣冷卻器根據(jù)絕緣情況確定是否投入。1.2.7 發(fā)電機集電環(huán)碳刷已安裝并投用。1.2.8 檢查升流范圍內(nèi)所有電流互感器二次側無開路。1.2.9 測量發(fā)電機轉子絕緣電阻、吸收比，合乎要求。1.2.10 測量發(fā)電機定子絕緣電阻、極化指數(shù)，確定是否進行干燥，如需要短路干燥在錄制短路特性完成后進行。1.3 發(fā)電機升流試驗1.3.1 發(fā)電機電流回路檢查(1) 手動逐步按發(fā)動機額定定子電流的10%、25%、50%升流，分別按下表進行檢測。檢查部位檢查名稱測量項目發(fā)電機保護（A、B套）發(fā)電機不完全差動1 87G幅值，相位及差流發(fā)電機不完全差動2 87G幅值，相位及差流發(fā)電機裂相

9、橫差 87GU幅值，記憶低壓過流 51/27G幅值，相位定子過負荷 49G幅值，相位轉子表層過熱 51GR/幅值，相位失磁 40G幅值，相位失步 78G幅值，相位啟停機/低頻 14G幅值，相位誤上電 51/31G幅值，相位斷路器失靈/閃絡保護 44G幅值，相位勵磁變速斷 50ET勵磁變過流 51 ET幅值，相位勵磁變過負荷 49ET幅值，相位勵磁繞組過負荷 49R幅值，相位保護各通道顯示核對顯示值與實測值相符測量幅值，相位勵磁系統(tǒng)測量幅值，相位安穩(wěn)裝置測量幅值，相位狀態(tài)檢測功角測量幅值，相位現(xiàn)地LCU測量核對顯示值與實測值相符中控室測量核對顯示值與實測值相符返回屏測量幅值，相位調(diào)速器發(fā)電機機端

10、電流幅值、相位機組故障錄波勵磁高壓側電流幅值、相位勵磁低壓側電流幅值、相位錄波通道顯示核對顯示值與實測值相符(2) 上表檢查完成后，手動逐步升流到發(fā)電機定子100%額定電流(3) 手動啟動故障錄波，錄取100%額定電流的波形。打印各個保護額定電流時的交流采樣。(4) 測量發(fā)電機額定定子電流下的發(fā)電機振動與擺度，檢查碳刷與集電環(huán)工作情況。(5) 試驗過程中檢查發(fā)電機主回路、勵磁變等各部位運行情況并測量其溫度；檢查發(fā)電機出口屏蔽板發(fā)熱情況并測量其溫度。(6) 記錄發(fā)電機升流過程中定子繞組及空冷各部溫度。1.3.2 錄制發(fā)電機短路特性(1) 手動對發(fā)電機升流，按發(fā)電機定子額定的10%逐步升流至1.1

11、In（約27443A）， 然后按10%逐級下降電流，記錄定子三相電流、勵磁電流和勵磁電壓。錄制發(fā)電機短路特性曲線。(2) 錄制發(fā)電機50%額定定子電流下跳滅磁開關的滅磁曲線。錄制發(fā)電機100%額定定子電流下滅磁曲線。(3) 試驗完畢后做發(fā)電機差動保護傳動停機，聯(lián)跳勵磁直流滅磁開關。手動跳開10kV廠用電它勵電源開關。1.4 安全措施1.4.1 在勵磁滅磁柜和10kV臨時跳閘按鈕旁安排專人守候，在事故時立即跳滅磁開關和10kV它勵電源開關。1.4.2 檢查升流范圍內(nèi)所有電流互感器二次側無開路，檢查測量時要注意不得開路。1.4.3 發(fā)電機出口斷路器、隔離開關、接地開關的操作電源應在到閘操作完成后切

12、除，避免升流試驗時被操作。1.4.4 操作應有兩人及以上工作人員共同執(zhí)行，一人操作、一人監(jiān)護，實驗中應嚴格按照試驗方案執(zhí)行，保持頭腦清醒。1.4.5 試驗期間，升流斷路點及升流范圍內(nèi)所有設備有專人看守，并保持通訊暢通。1.5 試驗附圖1.5.1 1#發(fā)電機短路升流接線圖（S0）2. 機組空載下調(diào)速系統(tǒng)試驗2.1 應具備條件2.1.1 機組按手動開機方式準備完畢。2.1.2 檢查調(diào)速器齒盤測速裝置，應工作正常。2.1.3 調(diào)速器手動開機至額定轉速。2.1.4 調(diào)速器手自動切換試驗（根據(jù)殘壓測頻工作情況調(diào)整試驗順序）(1) 設定調(diào)速器PID參數(shù)，頻率給定50 Hz，電氣開度限制略大于啟動開度。(2

13、) 通過調(diào)速器電氣柜上的“手動/自動”轉換開關，將機組切換至自動方式運行。觀察接力器行程與機組轉速應無明顯變化，其轉速相對擺幅值應符合設計要求。(3) 頻率給定的調(diào)整范圍應滿足設計要求。2.2 調(diào)速器空載擾動試驗2.2.1 調(diào)速器在自動控制下穩(wěn)定運行，進行調(diào)節(jié)器的空載擾動試驗，擾動試驗應滿足 下列要求：(4) 機組在自動方式下穩(wěn)定運行，頻定給定50 Hz。(5) 擾動量按±1%、±2%、±4%、±8%額定轉速逐步增加。(6) 轉速最大超調(diào)量不應超過擾動量的30%。(7) 超調(diào)次數(shù)不超過次2。(8) 從擾動開始到不超過機組轉速擺動規(guī)定值為止的調(diào)節(jié)時間應符合

14、設計規(guī)定。(9) 優(yōu)選調(diào)節(jié)參數(shù)，供自動、手動空載運行使用，在優(yōu)選參數(shù)下，機組3 min轉速相對擺動值不應超過額定轉速的±0.15。(10) 記錄在空載自動穩(wěn)定運行條件下油壓裝置油泵向油罐補油的時間及工作周期，記錄導葉接力器擺動值及擺動周期。2.2.2 監(jiān)控和PLC進行油壓裝置控制的切換試驗。2.2.3 模擬機械事故停機。2.3 安全措施2.3.1 試驗過程中嚴格執(zhí)行試運行各項規(guī)章制度，各施工單位、廠家、電廠、中試所等啟動試運行參試人員必須在試運行指揮部統(tǒng)一指揮下工作。2.3.2 試驗前在試驗區(qū)域布置足夠的消防器材；試驗所需的各類檢查、記錄儀器儀表準備妥當；試驗期間各試驗部位保持通信和

15、道路暢通。2.3.3 試驗時，運行人員應加強各部位的檢查巡視，如發(fā)現(xiàn)油、水、氣系統(tǒng)異常立即停止試驗，待異常情況處理完畢后，試驗再繼續(xù)進行。2.3.4 試驗中自動通道與手動通道切換時，應在兩者輸出平衡時進行，以免切換時出現(xiàn)較大波動。2.3.5 如發(fā)現(xiàn)機組轉速失控立即停機，對調(diào)速器系統(tǒng)程序進行檢查，重新試驗確認后，才能投入自動。3. 發(fā)電機單相接地試驗及升壓試驗3.1 發(fā)電機升壓的條件3.1.1 勵磁變、勵磁屏、勵磁母線及電纜已安裝完成，主回路連接可靠，絕緣良好，相應的高壓試驗合格；3.1.2 勵磁系統(tǒng)的操作、保護及信號回路接線正確，動作可靠，表計校驗合格；3.1.3 已進行了勵磁設備的性能檢查，

16、符合標準要求；3.1.4 現(xiàn)地和遠方操作的切換正常、可靠；3.1.5 直流側滅磁開關操作靈活可靠，性能良好；3.1.6 勵磁變柜自然通風良好，勵磁功率柜風冷回路正常，并投入運行；3.1.7 錄制勵磁系統(tǒng)的靜特性，情況良好；3.1.8 各報警及事故信號正確；與機組LCU聯(lián)動試驗動作，機組LCU能正確反映機組勵磁系統(tǒng)狀況；3.1.9 發(fā)電機升流試驗已完成。3.2 發(fā)電機升壓前準備工作3.2.1 勵磁升流用它勵電源，它勵電源從它勵電源從10kV廠用電第2段備用出線柜00206（CT：300/1）接入，電纜規(guī)格3×150mm2，出線柜00206保護整定電流速斷250A，定時限過流200A，時

17、間1s。3.2.2 斷開勵磁變高壓側與主母線的軟連接，10kV電纜經(jīng)勵磁變高壓CT接入勵磁變高壓側。在勵磁屏旁接一個緊急跳閘按鈕，在緊急情況進行10kV開關的跳閘操作。3.2.3 測量發(fā)電機轉子絕緣電阻、吸收比，符合要求。3.2.4 測量發(fā)電機定子絕緣電阻、極化指數(shù)，符合要求。3.2.5 投入發(fā)電機差動保護、發(fā)電機電流后備保護和勵磁變保護。3.2.6 投入所有水機保護及自動控制回路。3.2.7 退出廠用變低壓側開關0011，分發(fā)電機出口斷路器801，分發(fā)電機出口隔離開關8016，分發(fā)電機出口接地開關80117。3.3 發(fā)電機升壓試驗3.3.1 發(fā)電機定子單相接地保護、發(fā)電機過壓保護的動作模擬試

18、驗3.3.1.1 發(fā)電機定子單相接地試驗及過電壓保護模擬試驗(1) 退出發(fā)電機單相接地保護停機出口，投發(fā)電機單相接地保護跳直流滅磁開關出口，在機組中性點接地變壓器處接地。(2) 開機，監(jiān)視定子接地保護動作情況。(3) 合10kV開關00206、合勵磁直流滅磁開關。(4) 勵磁采用現(xiàn)地ECR控制升壓。(5) 手動逐步升壓直至定子單相接地保護動作，記錄保護動作值。(6) 跳10kV開關，拆除機組中性點接地變壓器處接地線，在出口電壓互感器B相處做單相接地點。(7) 合10kV開關00206，合直流滅磁開關，手動逐步升壓至定子單相接地保護動作，記錄保護動作值。(8) 跳10kV開關00206，拆除接地

19、線，投入發(fā)電機接地保護停機出口。(9) 發(fā)電機過電壓保護模擬試驗：(10) 退出發(fā)電機過電壓保護停機出口，投發(fā)電機過電壓保護跳直流滅磁開關出口。(11) 臨時修改發(fā)電機過壓保護定值至10V，開機，監(jiān)視發(fā)電機過壓保護動作情況。(12) 勵磁采用現(xiàn)地ECR控制升壓。(13) 逐步升壓直至發(fā)電機過壓保護動作，記錄保護動作值。(14) 整定發(fā)電機過電壓保護定值，并投入發(fā)電機過壓保護停機保護出口。3.3.1.2 發(fā)電機零起升壓試驗(1) 機組在空轉下運行，調(diào)速器自動。(2) 勵磁在手動最小輸出位置，檢查發(fā)電機的殘壓。(3) 合10kV開關00206、直流滅磁開關，逐漸升壓至25%額定電壓，檢查下列各項：

20、a. 發(fā)電機及引出母線、分支回路等設備帶電是否正常。b. 機組各部振動及擺度是否正常。c. 測量發(fā)電機PT二次側三相電壓相序、幅值是否正常，測量PT二次開口三角電壓值。(4) 手動逐步按50%、75%、100% Un繼續(xù)升壓，升壓過程中密切監(jiān)視一次設備的運行情況。(5) 升壓至發(fā)電機額定電壓后，檢查帶電范圍內(nèi)一次設備的運行情況。(6) 檢查發(fā)電機四組PT回路相序、電壓應正確；測量PT開口三角電壓值。(7) 測量額定電壓下機組的振動與擺度。(8) 測量額定電壓下發(fā)電機軸電壓。(9) 按下表檢查各保護、測量回路電壓的幅值、相序、相位。檢查部位檢查名稱測量項目發(fā)電機保護發(fā)電機機端PT三相電壓電壓幅值

21、、相位發(fā)電機機端PT開口三角電壓幅值保護各通道顯示核對顯示值與實測值相符故障錄波發(fā)電機機端PT三相電壓電壓幅值、相位發(fā)電機機端PT開口三角電壓幅值 錄波通道顯示核對顯示值與實測值相符機組LCU同期，測量幅值，相序勵磁柜測量與調(diào)節(jié)幅值，相序調(diào)速器電氣柜測量幅值，相序發(fā)電機儀表柜測量幅值，相序(10) 打印各個保護額定電壓的交流采樣值。(11) 記錄定子鐵芯各部溫度、振動值。(12) 分別在50%、100%發(fā)電機額定電壓下跳直流滅磁開關，錄制空載滅磁特性曲線。3.4 發(fā)電機空載特性試驗3.4.1 手動逐步遞升按10%發(fā)電機電壓，將勵磁電流升至轉子額定電流(3439.8A)，此時定子電壓不

22、大于額定電壓的130%。按10%逐步降低定子電壓，記錄勵磁電流、勵磁電壓、定子三相電壓值及機組頻率值，錄制發(fā)電機空載特性曲線。3.4.2 試驗完畢后手動將電流降為零，手動跳勵磁直流滅磁開關，手動跳開10kV廠用電它勵電源開關00206，停機。3.5 轉子一點接地保護模擬試驗3.5.1 將轉子回路經(jīng)過電阻接地，進行轉子一點接地保護模擬試驗。3.5.2 手動降低電阻阻值，直至轉子一點保護動作，記錄保護動作值。3.5.3 拆除試驗用電阻。3.6 安全措施3.6.1 在勵磁滅磁柜和10kV臨時跳閘按鈕旁安排專人守候，在事故時立即跳滅磁開關和10kV它勵電源開關00206。3.6.2 本次升壓范圍內(nèi)的1

23、#發(fā)電機組、封閉母線VT11、VT12、勵磁變等設備應有專人監(jiān)視。3.6.3 電壓回路檢查測量時要注意不得短路。3.6.4 電壓回路檢查測量必須兩人以上，避免走錯盤柜位置。4. 廠高變升流試驗4.1 升流的前提條件4.1.1 勵磁系統(tǒng)調(diào)試已完成，機組LCU能正確反應勵磁工作狀況。4.1.2 主變冷卻系統(tǒng)已調(diào)試完成，投入運行。4.1.3 發(fā)電機、主變壓器、高壓廠用變及勵磁變繼電保護和機組故障錄波裝置已調(diào)試完成。4.1.4 計算機監(jiān)控系統(tǒng)能正確采集斷路器保護、安穩(wěn)裝置、故障錄波裝置的監(jiān)視、控制和信號。4.1.5 發(fā)電機升流、升壓試驗已完成。4.2 升流試驗準備4.2.1 勵磁升流用它勵電源，它勵電

24、源從它勵電源從10kV廠用電第2段備用出線柜00206（CT：300/1）接入，電纜規(guī)格3×150mm2，出線柜00206保護整定電流速斷250A，定時限過流200A，時間1s。4.2.2 斷開勵磁變高壓側與主母線的軟連接，10kV電纜經(jīng)勵磁變高壓電流互感器接入勵磁變高壓側。在勵磁盤接一個緊急跳閘按鈕，在緊急情況下進行10kV開關的跳閘操作。4.2.3 斷開發(fā)電機出口斷路器801到調(diào)速器系統(tǒng)的合閘接點，斷開發(fā)電機出口斷路器801到勵磁系統(tǒng)的合閘接點。4.2.4 分隔離開關50012、50011、50146，分接地開關500127、500117，分發(fā)電機出口接地開關80117，分變壓器

25、低壓側接地開關801617，確認發(fā)電機中性點接地變接地連接可靠，合發(fā)動機出口隔離開關8016。4.2.5 勵磁為ECR控制方式。4.2.6 短接升流范圍內(nèi)暫時不用的電流互感器，檢查升流范圍內(nèi)所有電流互感器二次側無開路。4.3 廠用變升流試驗4.3.1 確認廠用變10KV側開關0011在“退出（或試驗）”位置，用三相短路線在斷路器0011靠廠高變側短接，用于廠用變短路升流試驗，見附圖S1。4.3.2 機組開機至額定轉速，合發(fā)電機出口斷路器801，用機組剩磁形成的電流，檢查廠用變11B高壓側、低壓側的電流回路的幅值、相位及差流。4.3.3 檢查廠用變11B差動保護裝置、廠用變過流保護裝置、廠用變過

26、負荷保護裝置保護裝置的采樣值。4.3.4 跳發(fā)電機出口斷路器801，分10 kV廠用電第2段出線柜00206開關，并將00206開關推至試驗位置。拆除安裝在廠用變低壓側開關的短路線，恢復廠用變正常保護。4.4 安全措施4.4.1 在勵磁滅磁柜和10kV臨時跳閘按鈕旁安排專人守候，在事故時立即跳滅磁開關和10kV它勵電源開關。4.4.2 檢查升流范圍內(nèi)所有電流互感器二次側不得開路，檢查測量時要注意不得開路。4.4.3 發(fā)電機出口斷路器、隔離開關、接地開關的操作電源應在倒閘操作完成后切除，避免升流試驗時被操作。4.4.4 電流回路檢查測量必須兩人以上，避免走錯盤柜位置。4.4.5 試驗期間，升流斷

27、路點及升流范圍內(nèi)所有設備有專人看守，并保持通訊暢通。4.5 試驗附圖4.5.1 1#廠高變升流接線圖（S1）5. 主變帶500kV GIS升流試驗方案5.1 升流的前提條件5.1.1 勵磁系統(tǒng)調(diào)試已完成，機組LCU能正確反應勵磁工作狀況。5.1.2 主變冷卻系統(tǒng)已調(diào)試完成，投入運行。5.1.3 發(fā)電機、主變壓器、高壓廠用變及勵磁變繼電保護和機組故障錄波裝置已調(diào)試完成。5.1.4 1#機組500KV擠包絕緣電纜光纖差動保護設備、安穩(wěn)裝置、故障錄波裝置已調(diào)試完成。5.1.5 計算機監(jiān)控系統(tǒng)能正確采集斷路器保護、電纜光纖差動保護、安穩(wěn)裝置、地下GIS故障錄波裝置的監(jiān)視、控制和信號。5.1.6 發(fā)電機

28、升流、升壓試驗已完成。5.2 升流試驗準備5.2.1 勵磁升流用它勵電源，它勵電源從它勵電源從10kV廠用電第2段備用出線柜00206（CT：300/1）接入，電纜規(guī)格3×150mm2，出線柜00206保護整定電流速斷250A，定時限過流200A，時間1s。5.2.2 斷開勵磁變高壓側與主母線的軟連接，10kV電纜經(jīng)勵磁變高壓電流互感器接入勵磁變高壓側。在勵磁盤接一個緊急跳閘按鈕，在緊急情況下進行10kV開關的跳閘操作。5.2.3 斷開發(fā)電機出口斷路器801到調(diào)速器系統(tǒng)的合閘接點，斷開發(fā)電機出口斷路器801到勵磁系統(tǒng)的合閘接點。5.2.4 分發(fā)電機出口接地開關80117，分變壓器低壓

29、側接地開關801617，確認發(fā)電機中性點接地變接地連接可靠，合發(fā)動機出口隔離開關8016。5.2.5 勵磁為ECR控制方式。5.2.6 短接升流范圍內(nèi)暫時不用的電流互感器，檢查升流范圍內(nèi)所有電流互感器二次側無開路。5.3 主變及500KV GIS升流試驗在GIS設置3個短路點，分別進行5次升流，對GIS所有電流回路進行檢查。5.3.1 第一次主變及GIS升流試驗5.3.1.1 第一次主變及GIS升流的準備(11) 第一次主變及GIS升流的短路點設在接地開關5012617（S2）處，見附圖（S2）。(12) 分接地開關： 501267、501317、501327、501467、5014617、5

30、00117、500127、801617、80117。(13) 分隔離開關：50122、50141。(14) 合隔離開關：50126、50131、50132、50146、50011、50012、8016。(15) 合斷路器： 5013。確認斷路器0011在“搖出”位置。(16) 恢復發(fā)電機保護定值，投主變控制信號回路，解開主變保護出口，解開斷路器801失靈保護出口；主變繞組溫度、油溫測量調(diào)試合格；主變油位正常，主變冷卻器投自動，冷卻循環(huán)水正常；分接開關按調(diào)度要求設置。(17) 短接GIS中暫不用的電流互感器二次側。(18) 切除第一串間隔的操作電源，以防其被誤操作。5.3.1.2 第一次主變及G

31、IS升流(1) 機組開機在額定轉速下穩(wěn)定運行，合發(fā)電機出口斷路器801，確認斷路器合閘后，切除斷路器801的操作電源，防其分閘。(2) 勵磁為控制方式，合廠用電10kV段備用出線柜00206斷路器，合勵磁直流滅磁開關。(3) 手動緩慢升流至（23）%發(fā)電機額定電流，檢查升流范圍內(nèi)各電流互感器二次無開路，繼續(xù)升流至10%額定電流，檢查各電流互感器二次三相電流平衡情況及其相位；檢查主變壓器保護、高壓電纜光纖差動保護、斷路器保護、故障錄波及測量回路的電流幅值和相位。檢查部位檢查名稱測量項目母差保護（A ，B套）母線差動保護 87B1幅值，相位及差流保護通道顯示核對顯示值與實測值相符斷路器保護失靈保護

32、 44DL幅值、相位非全相保護 54DL幅值、相位保護通道顯示核對顯示值與實測值相符短引線保護（A ，B套）短引線保護 51L幅值，相位及差流保護通道顯示核對顯示值與實測值相符線路保護（A ，B套）光纖差動保護 87L幅值，相位及差流距離保護 21L幅值、相位保護通道顯示核對顯示值與實測值相符安全穩(wěn)定（A ，B套）系統(tǒng)安穩(wěn) 幅值、相位電度、LCU計量計量幅值、相位主變保護（A，B套）主變差動 87T幅值，相位及差流主變中性點零序電流 51TN幅值主變復合電壓過流 27/51T幅值、相位主變過負荷 95T幅值、相位冷卻器啟動 49T幅值、相位保護HMI各通道顯示核對顯示值與實測值相符高壓電纜保護

33、光纖差動 87C幅值，相位及差流保護HMI各通道顯示核對顯示值與實測值相符GIS故障錄波GIS電流幅值、相位錄波通道顯示核對顯示值與實測值相符機組故障錄波主變高壓側電流幅值、相位錄波通道顯示核對顯示值與實測值相符(4) 模擬檢查主變差動保護、高壓電纜光纖差動保護的動作a. 解開主變差動保護出口回路，短接主變差動保護高壓側電流互感器B相二次，手動升流至主變差動保護動作，記錄差動保護動作值，降低勵磁電流，保護復歸后，恢復主變差動保護高壓側電流互感器B相二次接線，投入主變差動保護出口。b. 解開5011斷路器母線差動保護出口回路，手動升流至母線差動保護動作，記錄差動保護動作值，降低勵磁電流，保護復歸

34、，檢驗完畢。c. 解開5013斷路器、短引線保護出口回路，短接5013斷路器保護電流互感器B相二次，手動升流至短引線保護動作，記錄短引線保護動作值，降低勵磁電流，保護復歸，恢復短引線保護5013斷路器電流互感器B相二次接線，投入引線保護出口，檢驗完畢。d. 解開高壓電纜光纖差動保護出口回路，短接高壓電纜光纖差動保護GIS側電流互感器B相二次，手動升流至光纖差動保護動作，記錄差動保護動作值，降低勵磁電流，保護復歸后，恢復高壓電纜光纖差動保護GIS側電流互感器B相二次接線，投入高壓電纜光纖差動保護出口。(5) 檢查正常后，手動逐步升電流至30%發(fā)電機額定電流，檢查一次設備工作情況，測量記錄發(fā)電機電

35、流，GIS各CT電流，打印各個保護的交流采樣（此項確認GIS地刀能承受100%主變額定電流時進行，否則僅升電流至30%）。(6) 記錄完畢，手動降低勵磁電流至零，分勵磁直流滅磁開關，分廠用電10kV段備用出線柜00206，分發(fā)電機出口斷路器801。5.3.2 第二次主變及GIS升流5.3.2.1 第二次主變及GIS升流的準備(1) 第二次GIS升流的短路點設置在開關站第二串GIS接地開關5022617處（S3），利用接地開關5022617作為短路裝置，見附圖（S3）。(2) 分接地開關：5217、502267、502317、502327、502467、502417、502427、501427、

36、501417、501467、5014617、500117、500127、801617、80117。(3) 分隔離開關：50222、50246、50342、50132。(4) 合隔離開關：50226、50231、50232、50241、50242、50142、50141、50146、50011、50012、8016。合斷路器： 5023、5024、5014。 確認斷路器0011在“搖出”位置。(5) 短接GIS中暫不用的電流互感器二次側。(6) 切除第二串間隔的操作電源，以防其被誤操作。(7) 合發(fā)電機出口斷路器801，確認斷路器合閘后，切除斷路器801的操作電源，防其分閘。5.3.2.2 主變

37、及第二串GIS第一次升流(1) 機組開機在額定轉速下穩(wěn)定運行，勵磁為控制方式，合廠用電10kV段備用出線柜00206斷路器，合勵磁直流滅磁開關。a. 手動緩慢升流至（23）%發(fā)電機額定電流，檢查升流范圍內(nèi)各電流互感器二次無開路，繼續(xù)升流至10%額定電流，檢查各電流互感器二次三相電流平衡情況及其相位；檢查母線保護、斷路器保護、故障錄波及測量回路的電流幅值和相位。檢查部位檢查名稱測量項目母差保護（A ，B套）母線差動保護 87B1幅值，相位及差流母線差動保護 87B2幅值，相位及差流保護通道顯示核對顯示值與實測值相符斷路器保護失靈保護 44DL幅值、相位非全相保護 54DL幅值、相位保護通道顯示核

38、對顯示值與實測值相符短引線保護（A ，B套）短引線保護 51L幅值，相位及差流保護通道顯示核對顯示值與實測值相符線路保護（A ，B套）光纖差動保護 87L幅值，相位及差流距離保護 21L幅值、相位保護通道顯示核對顯示值與實測值相符安全穩(wěn)定（A ，B套）系統(tǒng)安穩(wěn) 幅值、相位電度、LCU計量計量幅值、相位GIS故障錄波GIS電流幅值、相位錄波通道顯示核對顯示值與實測值相符故障錄波主變高壓側電流幅值、相位錄波通道顯示核對顯示值與實測值相符b. 解開第二串所連、母線斷路器所有差動保護出口回路、短引線保護出口回路，模擬檢查、母線差動保護、斷路器保護、短引線差動保護的動作；c. 解開第二串所連、母線斷路器

39、差動保護出口回路，短接母線差動保護5024側電流互感器B相二次，手動升流至母線差動保護動作，記錄差動保護動作值，降低勵磁電流，保護復歸后，恢復母線差動保護5024側電流互感器B相二次接線，投入5024母線差動保護出口。d. 解開5023、5024斷路器、短引線保護出口回路，短接5023斷路器保護電流互感器B相二次，手動升流至短引線保護動作，記錄短引線保護動作值，降低勵磁電流，保護復歸，恢復短引線保護5023斷路器電流互感器B相二次接線，投入短引線保護出口，檢驗完畢。e. 解開5023斷路器、短引線保護出口回路，短接5023斷路器保護電流互感器B相二次，手動升流至短引線保護動作，記錄短引線保護動

40、作值，降低勵磁電流，保護復歸，恢復短引線保護5023斷路器電流互感器B相二次接線，投入短引線保護出口，檢驗完畢。f. 檢查正常后，逐步升電流至30%發(fā)電機額定電流，檢查一次設備工作情況，測量記錄GIS母線各CT電流，打印各個保護的交流采樣（此項確認GIS地刀能承受100%主變額定電流時進行，否則僅升電流至30%）。g. 記錄完畢，降低勵磁電流至零，分勵磁直流滅磁開關，分廠用電10kV段備用出線柜00206，分發(fā)電機出口斷路器801。h. 主變及第二串GIS第二次升流通過500kV#2M和短路點S3進行。i. （S3）短路點試驗完畢。5.3.3 主變及第三串GIS第一次升流5.3.3.1 主變及

41、第三串GIS第一次升流準備 (1) 第四次GIS升流的短路點設置在開關站第三串GIS接地開關5032617（S4）處，利用接地開關5032617作為短路裝置，見附圖（S4）。(2) 分接地開關：5217、503267、503317、503327、503467、503417、503427、501427、501417、501467、5014617、500117、500127、801617、80117。(3) 分隔離開關：50322、50346、50242、50132。(4) 合隔離開關： 50326、50331、50332、50341、50342、50142、50141、50146、50011、5

42、0012、8016。合斷路器： 5033、5034、5014。 確認斷路器0011在“搖出”位置。(5) 短接GIS中暫不用的電流互感器二次側。(6) 切除第三串間隔的操作電源，以防其被誤操作。(7) 合發(fā)電機出口斷路器801，確認斷路器合閘后，切除斷路器801的操作電源，防其分閘。5.3.3.2 主變及第三串GIS第一次升流(1) 機組開機在額定轉速下穩(wěn)定運行，勵磁為控制方式，合廠用電10kV段備用出線柜00206斷路器，合勵磁直流滅磁開關。(2) 手動緩慢升流至（23）%發(fā)電機額定電流，檢查升流范圍內(nèi)各電流互感器二次無開路，繼續(xù)升流至10%額定電流，檢查各電流互感器二次三相電流平衡情況及其

43、相位；檢查斷路器保護、母線差動保護、故障錄波及測量回路的電流幅值和相位。檢查部位檢查名稱測量項目母差保護（A ，B套）母線差動保護 87B1幅值，相位及差流母線差動保護 87B2幅值，相位及差流保護通道顯示核對顯示值與實測值相符斷路器保護失靈保護 44DL幅值、相位非全相保護 54DL幅值、相位保護通道顯示核對顯示值與實測值相符短引線保護（A ，B套）短引線保護 51L幅值，相位及差流保護通道顯示核對顯示值與實測值相符電度、LCU計量計量幅值、相位GIS故障錄波GIS電流幅值、相位錄波通道顯示核對顯示值與實測值相符故障錄波主變高壓側電流幅值、相位錄波通道顯示核對顯示值與實測值相符檢查部位檢查名

44、稱測量項目(3) 解開第三串所連、母線所有斷路器差動保護出口回路、短引線保護出口回路，模擬檢查、母線差動保護、斷路器保護、短引線差動保護的動作模擬檢查母線差動保護的動作；(4) 解開第三串所連、母線差動保護出口回路，短接母線差動保護5034側電流互感器B相二次，手動升流至母線差動保護動作，記錄差動保護動作值，降低勵磁電流，保護復歸后，恢復母線差動保護5034側電流互感器B相二次接線，投入5034母線差動保護出口。(5) 解開5033、5034斷路器、短引線保護出口回路，短接5033斷路器保護電流互感器B相二次，手動升流至短引線保護動作，記錄短引線保護動作值，降低勵磁電流，保護復歸，恢復短引線保

45、護5033斷路器電流互感器B相二次接線，投入短引線保護出口，檢驗完畢。(6) 解開5033斷路器、短引線保護出口回路，短接5033斷路器保護電流互感器B相二次，手動升流至短引線保護動作，記錄短引線保護動作值，降低勵磁電流，保護復歸，恢復短引線保護5033斷路器電流互感器B相二次接線，投入短引線保護出口，檢驗完畢。(7) 檢查正常后，逐步升電流至30%發(fā)電機額定電流，檢查一次設備工作情況，測量記錄GIS母線各CT電流，打印各個保護的交流采樣（此項確認GIS地刀能承受100%主變額定電流時進行，否則僅升電流至30%）。(8) 記錄完畢，降低勵磁電流至零，分勵磁直流滅磁開關，分廠用電10kV段備用出

46、線柜00206斷路器，分發(fā)電機出口斷路器801。(9) 主變及第三串GIS第二次升流通過500kV#2M和短路點S4進行。(10) （S4）短路點試驗完畢。5.4 安全措施5.4.1 在勵磁滅磁柜和10kV臨時跳閘按鈕旁安排專人守候，在事故時立即跳滅磁開關和10kV它勵電源開關。5.4.2 檢查升流范圍內(nèi)所有電流互感器二次側無開路。5.4.3 發(fā)電機出口斷路器、隔離開關、接地開關的操作電源應在到閘操作完成后切除，避免升流試驗時被操作。5.4.4 GIS升流范圍內(nèi)的斷路器隔離開關、接地開關的操作電源應在到閘操作完成后切除，避免升流試驗時被操作。5.4.5 電流回路檢查測量必須兩人以上，避免走錯盤

47、柜位置。5.4.6 電流回路檢查測量時要注意不得開路。5.4.7 試驗期間，升流斷路點及升流范圍內(nèi)所有設備有專人看守，并保持通訊暢通。5.5 試驗附圖5.5.1 主變帶GIS第1串升流接線圖5.5.2 主變帶GIS第2串升流接線圖5.5.3 主變帶GIS第3串升流接線圖6. 主變及廠高變、500kV地下GIS、高壓電纜升壓試驗方案6.1 主變及廠高變、500kV 地下GIS、高壓電纜升壓條件6.1.1 發(fā)電機保護整定值按調(diào)度要求整定完成。6.1.2 主變冷卻裝置投入自動，主變工作檔位在系統(tǒng)指定位置。6.1.3 勵磁升流用它勵電源，它勵電源從它勵電源從10kV廠用電第2段備用出線柜00206（C

48、T：300/1）接入，電纜規(guī)格3×150mm2，出線柜00206保護整定電流速斷250A，定時限過流200A，時間1s。6.1.4 斷開勵磁變高壓側與主母線的軟連接，10kV電纜經(jīng)勵磁變高壓CT接入勵磁變高壓側。在勵磁盤接一個跳閘開關，方便進行10kV開關的跳閘操作。6.1.5 主變冷卻系統(tǒng)已調(diào)試完成，投入運行。6.1.6 地下GIS、高壓電纜、低壓側VT23、廠高變相關設備已調(diào)試完成。6.1.7 機組LCU能正確采集地下GIS、高壓電纜、低壓側VT23、廠高變、斷路器保護、發(fā)變組保護、安穩(wěn)裝置設備的監(jiān)視、控制和信號。6.1.8 主變、廠高變、500kV GIS升流試驗已完成。6.1

49、.9 斷開發(fā)電機出口斷路器801到調(diào)速器系統(tǒng)的合閘接點，斷開發(fā)電機出口斷路器801到勵磁系統(tǒng)的合閘接點。6.2 主變及廠高變、500kV 地下GIS、高壓電纜升壓前準備工作6.2.1 勵磁升流用它勵電源，它勵電源從它勵電源從10kV廠用電第2段備用出線柜00206（CT：300/1）接入，電纜規(guī)格3×150mm2，出線柜00206保護整定電流速斷250A，定時限過流200A，時間1s。6.2.2 斷開勵磁變高壓側與主母線的軟連接，10kV電纜經(jīng)勵磁變高壓CT接入勵磁變高壓側。在勵磁盤接一個跳閘開關，方便進行10kV開關的跳閘操作。6.2.3 斷開發(fā)電機出口斷路器801到調(diào)速器系統(tǒng)的合

50、閘接點，斷開發(fā)電機出口斷路器801到勵磁系統(tǒng)的合閘接點。6.2.4 勵磁控制在ECR方式。6.3 主變零序電流保護模擬6.3.1 廠高變低壓側斷路器0011退出。6.3.2 確認機組中性點接地變接地可靠。分接地開關：80117、801617、500127、500117、5014617、501467、501327。分隔離開關：50141、50131。合隔離開關：8016、50012、50011、50146、50132。合接地開關：501317。解除斷路器5013三相不一致保護，合斷路器5013的B相。6.3.3 把主變零序保護定值降低為90A，解除主變零序保護至LCU的停機回路。6.3.4 開機

51、至額定轉速，合10kV廠用電2段00206柜開關，合勵磁直流滅磁開關，勵磁控制在ECR方式，合發(fā)電機出口斷路器801，逐步增加勵磁電流，檢查保護動作情況，記錄保護動作值，檢查保護出口跳斷路器的情況。6.3.5 保護動作正確后，恢復主變零序保護的定值并投入，恢復斷路器5013三相不一致保護。6.4 主變及廠高變、地下GIS零起升壓試驗6.4.1 升壓范圍：1#主變、廠高變、1#主變高壓側500kV地下GIS（VT12）。6.4.2 投入升壓范圍內(nèi)設備保護的所有保護連板。6.4.3 分接地開關：80117、801617、500127、500117、5014617。分隔離開關： 50011、5014

52、6、廠高變低壓側斷路器0011退出。合隔離開關：8016、50012。6.4.4 開機至額定轉速，合10 kV廠用電2段2G10CQ柜開關00206，合勵磁直流滅磁開關。6.4.5 勵磁控制在ECR方式，合發(fā)電機出口斷路器801，零起升壓至10%的發(fā)電機額定電壓，至VT12，檢查主變、1#主變500kV高壓側VT12、低壓側VT23、廠高變工作情況，檢測VT12、VT23、機組所有電壓互感器二次及開口三角的幅值、相序，檢測電壓互感器送至保護、測量、同期、故障錄波、調(diào)速器、勵磁的電壓幅值、相序。 6.4.6 逐步升壓分別在25%、50%、75%、100%發(fā)電機額定電壓下檢查帶電一次設備及主變、1

53、#主變高壓側VT12、低壓側VT23、地下GIS、廠高變工作情況，其中在額定電壓下應運行15min。6.4.7 在額定電壓時，檢測VT12、VT23、機組電壓互感器送至保護、測量、同期、故障錄波、調(diào)速器、勵磁的電壓幅值、相序、相位，打印所有保護的采樣。6.4.8 檢測機組出口斷路器801同期電壓幅值、相位、滑差。6.4.9 升壓完畢，降低勵磁電流至零，分勵磁直流滅磁開關，分廠用電10kV 2段斷路器00206，分發(fā)電機出口斷路器801。6.4.10 恢復發(fā)電機出口斷路器801到調(diào)速器系統(tǒng)的合閘接點，恢復發(fā)電機出口斷路器 801到勵磁系統(tǒng)的合閘接點。6.4.11 恢復勵磁變與封閉母線的連接。6.5 安全措施6.5.1. 在勵磁滅磁柜和10kV臨時跳閘按鈕旁安排專人守候，在事故時立即跳滅磁開關和10kV它勵電源開關00206。6.5.2. 本次升壓范圍內(nèi)的1#主變、地下GIS（VT12）、廠高變、VT23等設備應有專人監(jiān)視。6.5.3. 檢查升壓范圍的GIS各個氣室的FS6壓力應正常。6.5.