#1发电机电气整套启动方案

目录
1、概述 (1)
2、编制依据 (1)
3、主要电气设备参数 (2)
4、整启前应具备条件 (3)
5、整启前检查工作 (4)
6、整套启动过程步骤 (6)
7、配合汽机甩负荷试验 (12)
8、组织分工及安全注意事项13
#1机电气整套启动试验方案
一、概述
************ 自备电厂机组工程装机容量为2X 25MW,主发电机采用的
是*****发电设备厂生产的QFW-25-2型无刷励磁系统发电机。

该机组的电气主接线方式为：#1、2#发电机分别经各自10KV出口断路器与厂用10KV母线相连，10KV厂用母线为单母分段接线方式，1#、2#发电机分别接于I母和H 母。

10KV厂用母线分别与
1#、2#主变低压侧经进线断路器相连，后分别经1#、2#主变接入高压侧110KV GIS升压站并入系统。

现随着1#机组各专业分系统调试及分部试运工作的结束，准备对1#发电机组进行整套启动。

本次整
套启动电气专业的主要工作是1#发电机动态空载、短路试验，及发电机励磁调节、同期、测量、保护、控制回路的动态试验和检查等，并在上述试验合格后对1#发电机进行首次并网操作。

为确保本次启动工作的顺利完成，特拟制该电气整套启动方案。

（由于本期工程设计10KV厂用I母线与1#发电机出口母线共用，因此1#机组整启前1#主变的倒送电及相关试验工作应已完成，此方案不再涉及。

）
二、编制依据
1、《电气装置工程施工及验收规范》
2、《火力发电建设工程启动、试运及验收规程》（2009年版）
3、《电气设备交接试验标准》（GB50150-2006）
4、《四川省电力设计院电气设计图纸》
5、《电力建设施工及技术验收规范》
6、*****、有关厂家资料及有关技术文件
三、主要电气设备技术参数
1、发电机参数
型号: QFW-25-2
有功功率：25MW
定子电压：10.5V
定子电流：1718A
励磁电流：351A
功率因数：0.8
频率: 50HZ
额定转速：
3000转/分
冷去方式：空气冷却
接法：星形
2、励磁系统参数
励磁变容量：2KVA
励磁变变比：10.5/0.24KV
接线方式：V/V
励磁调节器厂家：*****发电设备厂配套产品
调压范围：5%-130%额定
调压精度：v 0.5%
调节器通道：双通道
调节方式：手动/自动
3、发电机出口断路器参数
型号：VD4 1225-50M
额定电压：12KV
额定电流：2500A
频率：50HZ
绝缘等级：42/75KV
短时过流：50KA，3S
生产厂家：*****电气公司
4、主变压器主要参数
型号：SZ10-12500
容量：12500KVA
接法：YN,d11
变比：115/10.5kv
短路阻抗：Ud=10.2%
冷却方式：ONAN
生产厂家：*****集团特变电气有限公司
四、整套启动前应具备的条件：
1、110KV GIS升压站已投运，110KV I母线已带电。

2、1#主变已带电，并将系统电源倒送至10KV厂用I母线。

3、所有1#发电机相关一次、二次电气设备安装调试工作全部结束，主设
备接地良好，一次系统绝缘测试合格，厂用电系统运行稳定可靠。

4、1#发电机、出线小间、10KV厂用母线间、1#主变周围及主控制室电
子设备间清扫干净无杂物，主要通道畅通，照明及事故照明应正常投用。

5、1#发电机、1#励磁变绝缘良好。

6、1#发电机转子绝缘良好。

7、发电机大轴接地碳刷接触良好。

& 各母线连接点牢固可靠，接触良好，支持绝缘子清洁，完整无损。

9、发电机、主变、励磁变、电抗器清扫干净，无杂物，照明正常，加热器运行正常。

10、所有一次电气设备试验完好，一次电气设备高压试验完成，二次回路接线检查正确
无误，1#发电机交流耐压试验完成，分系统试运结束。

11、全厂电气测控通讯系统RTU调试完毕，1#机组各电量测点在CRT上均能正确显
示，操作控制逻辑功能完好，各电气设备能够主控室远控操
作。

12、所有电气二次保护元件校验完毕并合格，1#发电机出口开关、灭磁开关操作及保护
开出传动试验合格。

13、1#发电机电流、电压回路加电检查，二次电流检测正常，显示仪表指示正确。

14、励磁系统静态调试及静态假负载试验完成并合格，调节器工作正常，
灭磁开关就地、远方操作及保护传动试验正常，AVR具备投运条件。

15、10KV厂用快切装置调试完毕，传动试验完成并满足要求。

16、准备好满足2000A的短路导线一根。

五、整启前的检查工作
1、测发电机定子绝缘电阻，用2500V兆欧表，R60/R15 > 1.3,其值不低于1000M Q。

2、测发电机励磁及转子回路绝缘不低于1M Q,旋转二极管无击穿接地现象（用500V
兆欧表）。

3、测励磁变绝缘电阻，用2500V兆欧表，其值不低于500M Q。

4、检查1#发电机出口开关应在断开隔离位置。

5、检查1#发电机PT空开均在合位，各PT 一次、二次保险均应良好，且二次回路无
短路现象。

6、检查1#发电机、励磁变各CT二次回路无开路，备用CT回路二次端子应短路接
地。

7、将1#励磁变与1#发电机连接临时解开，将10KV试验电源接入励磁变高压侧。

& 检查灭磁开关应在断开位置。

9、检查1#主变有载调压档位及中性点隔离刀合、分应按调度要求执行。

10、检查1#发电机中性点柜接地连接完好。

11、检查同期屏上“手动/自动”选择开关为“退出”位。

1#励磁柜控制电源上电完
毕，调节方式为“手动”，灭磁开关应在断开位置。

12、检查1#发电机保护测控柜控制主保护及后备保护直流电源220V上电完毕，交流
220V上电完毕，并无异常保护动作。

13、确认检查1#主变保护已均已正常投入。

14、检查故障录波屏工作正常。

15、核对1#发电机微机保护装置均按定值单整定完毕无误。

16、临时解开1#发电机保护出口跳“关主汽门”保护压板，防止试验过程中误跳汽
机，并网前恢复。

17、临时解开1#发电机出口开关至DCS “并网”信号线，并网前恢复，防止试验时合
闸断路器而导致汽机超速。

（在DCS机柜端子解开）。

18、上述各部分工作完成后，详细填写记录交由试运指挥部审查。

六、整套启动过程步骤
1、发电机定速
待汽机达到额定转速3000r/min时，仔细检查发电机定子、转子有无异常现象及声响。

确认正常后准备做1#发电机电气动态试验。

2、发电机短路试验
2.1、再次确认1#发电机已定速3000 r/min。

2.2、试验前应临时退出1#发电机差动保护、复压记忆过流、失磁、逆功率、定子接地、
过负荷、负序过流及低电压保护硬压板，只投入发电机过电压保护和转子一点接地保护，出口只投跳灭磁开关，短路试验完成后恢复。

2.3、确认1#发电机10KV出口开关在断开隔离位置。

（短路点d设在1#发电机10KV
出口开关侧，见附图）
2.4、合上10KV励磁试验电源，1#励磁变带电。

2.5、确认上述操作结束后，在励磁柜选择调节励磁方式为“手动”方式，并设置给定值
为最小，就地手动操作合上灭磁开关。

2.6、开始手动缓慢调节增加励磁，使发电机定子电流逐步升高。

2.7、升流过程中注意观察定子电流和励磁电流、电压指示是否正常，若有异
常应立即减少励磁或跳开灭磁开关，排除故障。

2.8、手动升励磁，发电机定子电流升至250A、500A、750A、1000A、1250A、
1500A、1890A处分段记录励磁电流及励磁电压，并在250A处，分别
在1#发电机保护测控盘柜、故障录波柜、1#励磁柜及电度表屏检查CT 二次电流极性和幅值，检查1#发电机差动保护极性的正确性。

升流中，注意观察发电机振动及其它异常声响以及主变运行情况，注意观察发电机的定子温升，并做好记录。

2.9、手动减少励磁，并发电机定子电流在1890A、1500A、1250A、1000A、
750A、500A、250A分别记录各段的励磁电流及励磁电压，做好记录。

2.10、手动将励磁电压降至最低，操作跳开灭磁开关。

2.11、拆除短路线，短路试验完毕。

3、1#发电机空载试验
3.1、试验前恢复所有1#发电机保护至定值单要求正常投入，并无保护异常动
作，确认出口按定值整定投入正确。

3.2 、确认1#发电机PT、10KV母线PT在投入位置，二次空开合位，保险完好。

3.3、再次检查1#发电机出口开关在断开隔离位。

3.4、确认上述检查结束后，在1#励磁柜选择调节励磁方式为手动方式，手动操作合上灭
磁开关，此时应注意观察定子电压应为很小，若有异常应立即断开灭磁开关。

3.5、手动缓慢增加励磁，使发电机机端电压逐渐升至1000V、2000V、4000V、
6000V、8000V、10500V及11500V，分别记录励磁电压和励磁电流，在
发电机机端电压到10.5KV时，分别在同期屏、1#发电机保护测控柜、
故障录波柜及电度表屏检查测量1#发电机PT二次电压相序及幅值是否
正确，并做好记录。

3.6、手动减少励磁，注意各指示仪表是否正常，在10500V、8000V、6000V、
4000V、2000V、1000V分别记录励磁电压和励磁电流。

（注意：每次调节时只能向一个方向调节）。

3.7、手动将定子电压降至最低，跳开灭磁开关。

3.8、空载试验完毕，恢复励磁变正式电源，注意做好安全措施。

4、励磁系统试验
4.1、励磁静态试验（整启前已完成）
4.1.1、励磁调节器参数整定及静态调试完成。

4.1.2、操作和保护回路联锁、传动试验完成。

4.1.3、励磁调节器各故障、限制功能模拟试验。

4.1.4、励磁调节器静态开环负载试验。

4.2、微机自动励磁调节器空载试验。

4.2.1、投发电机过电压保护（Udz=120% Ue）。

4.2.2、“自动”和“手动”之间的切换试验。

422.1、励磁调节器切至“自动”方式，选择I通道，设定电压值90%额定左右。

422.2、在发电机具备升压条件后，合上励磁变低压侧调节器空气开关Q10, 合上灭磁开关，就地操作起励，发电机起励建压。

4.223、发电机建压完成后，待手动跟踪自动到平衡后，切换至手动方式，观察切换是否
正常。

4.224、待自动跟踪手动到平衡后，切换至自动方式，观察切换是否正常。

422.5、试验完成后就地操作逆变灭磁。

423、调节器零起升压及调整范围检查：选调节器为I通道运行，选励磁方式为自励磁方式，分别在就地和远方操作启励，发电机起励建压至90 %左右，手动调节电压至发电机额定电压110%观察电压调节范围和发电机机端电压的稳定性、对称性和电压的相序，检查整流柜电流分配是否均匀。

424、试验时录取发电机电压、励磁电压和励磁电流的波形。

4.3、士10%阶跃试验：调发电机电压为90%额定电压，分别做+10%和-10 % 阶跃试验，
录取发电机电压、励磁电压和励磁电流的波形。

4.4、频率特性试验：调发电机电压为100%额定电压，改变发电机转速，观察发电
机电压的变化情况，该试验必须要与机务人员配合，必须做好必要的防范措施。

4.5、逆变灭磁试验：在100%发电机额定电压下，分别在远方和就地测试操作逆变灭
磁，跳灭磁开关，观察发电机的灭磁情况，录取发电机电压、励磁电压和励磁电流的波形。

4.6、调节器H通道的励磁试验：调节器H通道的励磁试验按上述 4.2~4.5相
同的方法和步骤完成下列试验：
A. “手动”和“自动”之间的切换试验
B. 零起升压及调整范围
C. 士10%阶跃试验
D. 频率特性试验
E. 逆变灭磁试验
4.7、两套励磁调节器之间的切换试验：分别在手动励磁调节和自动励磁调节运行情况
下，调发电机电压为100%额定电压，在两套调节器之间相互切换，观察切换是否正常并录取波形。

4.9、低励磁试验（并网后）：机组带一定负荷后，人为缓慢减少发电机励磁，使机组由
滞相运行进入进相运行状态，观察进相运行值达到所整定的低励限制曲线后，低励动作，机组进相深度应被限制在给定值。

4.10、试验完成后，跳开灭磁开关，将远方/就地开关打至“远方”。

5、同期一次核相及假同期试验
5.1、因本工程设计10KV厂用母线与发电机出口母线共用，因此无法进行发电机带空母
线进行同期二次核相，故应在发电机同期点做一次定相试验检查同期。

5.2、选励磁方式为自励磁方式，远方操作启励，使发电机机端电压升至额定
电压值。

5.3、在同期屏操作投入同期装置，选同期方式为自动方式，选择1#发电机同
期点，启动同期装置，观察同步表开始旋转。

5.4、将1#发电机出口开关拉出柜外，在10KV断路器上下口用核相仪进行一次定相。

此
处要注意安全，操作人员要配合好
5.5、分别观察核相仪表计指示在同相压差为最小时，同期装置同步表旋转指示应为“同
期”位（指针12点方位），应做三相。

5.6、一次核相工作完毕后，退出同期装置，灭磁降压，将1#发电机出口开关推
至断开隔离位，恢复所有临时措施准备做假同期试验。

5.7、假同期试验
5.7.1确认1#发电机出口开关在试验位，送上直流操作电源。

远方测控操作合灭磁开关并
启励，1#发电机启励建压。

5.7.2、先将同期屏上“手动/自动”开关旋转打至“自动”。

5.7.3、在同期屏上操作选择“ 1#发电机并列点”，启动同期装置，并向汽机DEH岗发
“同期请求”指令。

5.7.4、D EH允许后，自动同期装置根据压差和频差自动调节发电机定子电压
和汽轮机转速。

待同期条件满足，同期装置发合闸指令，1#发电机出口
开关应合闸，模拟发电机并网成功。

5.7.5、自动假同期试验结束，退出同期装置，跳开1#发电机出口开关，准备做手
动假同期试验。

5.7.6、将同期屏上“手动/自动”开关旋转打至“手动”，将同期闭锁开关旋至“同期闭
锁”方式。

5.7.7、在同期屏上操作选择“ 1#发电机并列点”，同步表开始旋转，并向汽机DEH岗
发“调速请求”指令。

5.7.8、D EH允许后，根据压差和频差手动调节发电机定子电压和汽轮机转速。

待同期条件满足，手动操作发电机控制开关发合闸指令，1#发电机出口
开关应合闸，模拟发电机并网成功。

5.7.9、手动假同期试验结束，退出同期装置，跳开1#发电机出口开关。

6、自动同期并网
6.1、投入发电机保护出口跳“关主汽门”压板。

6.2、恢复1#发电机出口开关至DCS “并网”信号线。

6.3、再次确认1#发电机保护及1#主变保护已可靠投入，并无保护异常动作，
全部保护出口已按定值整定投入正确
6.4、将1#发电机出口开关送至工作位，选择同期方式为“自动”。

6.5、远方测控操作合灭磁开关并启励，1#发电机启励建压。

6.6、在同期屏操作选“ 1#发电机并列点”，启动同期装置，并向汽机DEH岗发“同
期请求”指令。

6.7、D EH允许后，自动同期装置根据压差和频差自动调节发电机定子电压和
汽轮机转速。

待同期条件满足，同期装置发合闸指令，1#发电机出口开
关应合闸，1#发电机并网成功。

6.8、并网后及时调节增加无功，并观察有功、无功电度表转向是否正确。

七、配合汽机甩负荷试验
7.1、由于本期设计10KV厂用电母线和发电机出口母线公用均由系统供电，因此甩负荷
试验前10KV厂用电由工作电源供电，机组保安电源10KV 开关在工作位置。

7.2、甩负荷试验前确认励磁AVR为“自动”方式。

7.3、甩负荷试验前再次确认全厂直流系统、UPS系统及DCS系统均已正常可
靠投入工作。

7.4、发电机故障录波器可靠投入。

7.5、临时解除发电机保护跳汽机硬压板。

7.6、检查完毕后，得到调度中心许可，机组并网并升带负荷。

7.7、在机组负荷到为50%时，由调度中心同意，并有总指挥下令可开始做甩
负荷试验。

7.8、手动断开1#发电机10KV出口开关和灭磁开关，发电机解列。

此时应密
切观察厂用电，如有异常应及时采取措施
7.9、汽机解列后，汽机专业做相关检查测试
7.10、100%负荷下甩负荷试验电气操作程序同上。

7.11、甩负荷试验完成后，恢复所有临时措施。

八、组织分工及安全注意事项
8.1、整个试验过程要有统一指挥，并保证通讯畅通。

8.2、要注意消防，备好灭火设施。

8.3、道路要通畅，照明充足。

8.4、试验过程设专人检查，专人操作、专人记录。

8.5、各电气间、端子箱、盘柜、接线盒，要进行防潮和烘干处理
8.6、发电机10KV出线配电间应封闭完毕，门窗上锁。

8.7、110KVGIS升压站应封闭完毕，门窗上锁。

8.8、整个试验过程中所要进行的消缺处理和短路线的拆装工作都要在试运指挥部许可后
方可实施。

8.9、整个试验过程由调试人员统一指挥操作，涉及1#发电机电气部分试验检查
工作，由调试人员负责指挥实施，安装单位配合。

8.10、整个试验过程中所涉及的一次电气设备操作均由湖北电建二公司电控人员实施，电
厂运行人员负责配合，调试人员监护，二次设备操作由电气调试人员实施。

8.11、试运指挥部组织分工及成员由业主、监理、土建、安装单位、调试、主要设备供应
商等单位共同组成商定。

*****公司调试。