#3机组启动试验方案(201110).doc

-！-精品文档，值得下载，可以编辑！-！-660MW组A级检修技术文件 电气整套启动试验方案编制： 会签： 审核： 审定： 批准： xxx公司二0一一年九月目 录1、编制目的2、编制依据3、启动试验范围4、试验项目5、启动试验前应具备的基本条件6、启动前的检查和准备工作7、启动试验实施细则8、安全措施9、组织分工附图 各种试验工况下的电气接线图附件一 保护投退清单 保护压板投退清单1. 编制目的发电机的额定功率为660MW，采用三相机端变自并励磁方式，发电机出口设断路器，主变由一台800MVA/530kV22.5/20kV的三相变压器组成，高压厂变3A&3B为40MVA/20kV+8（-10）1.25/6.3kV三相双绕组变压器，励磁变为7200kVA/20kV22.5/0.945 kV三相变压器，发变组保护使用南瑞RCS系列微机保护，实现双重化配置（非电量保护除外），自并励励磁调节器采用瑞士ABB UNITROL 5000系列静态励磁系统。在完成了3号发电机、3号主变、3A&3B厂变、#3励磁变的全部安装、试验工作和分部试运行工作后，为了考核上述设备的一次系统能否正常地投入运行，以及检查其二次部分的测量、控制、保护、同期、信号装置及其回路的正确性，特编制此方案。2. 编制依据2.1 设计院提供的图纸和有关设备厂家资料。2.2 GB50150-2006 电气安装工程电气设备交接试验标准。2.3 继电保护和安全自动装置技术规程GB142852006。2.4 厂家提供的现场试验程序。2.5 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程。2.6 工程建设强制性条文(电力工程部分)(2006年版)。3. 启动试验范围本次启动试验受电范围的一次接线图如附图一所示。图中所示设备相应的二次设备均包括在本次启动受电范围之内。3.1 3号发电机主变压器组及其20kV系统、500kV 3号主变5021开关、500kV 3号主变/2号主变5022开关及其附属系统。3.2 高压厂变3A&3B及其低压侧3A、3B工作电源进线开关,6kV母线3A、3B。3.3 #3机励磁控制系统(包括#3励磁变)。3.4 厂用电源切换时，还包括01号高压启备变以及备用电源进线开关3A、3B。4. 启动试验项目4.1 在汽机不同转速下测量发电机转子的交流阻抗、功耗及绝缘电阻4.2 额定转速下，发电机定子绕组三相短路时的试验（他励方式）4.2.1 发电机保护电流回路及测量装置的检查试验4.2.2 测量发电机的三相短路特性4.2.3 测量发电机短路灭磁时间常数4.3 他励方式下厂变低压侧短路时的零起升流试验（启动之前应完成厂变差动校验，此次主要校验主变差动保护电流回路的正确性）。4.4 额定转速下，发电机定子绕组三相开路时的试验（他励方式）4.4.1 发电机电压二次回路的检查试验4.4.2 测量发电机的空载特性4.4.3 测量发电机额定电压下的轴电压4.4.4 测量发电机空载灭磁时间常数4.4.5 测量发电机空载灭磁后的定子绕组残压及一次相序4.4.6 发电机定子接地保护校验4.5 通过500kV GIS 502117地刀、502227地刀零起升流，校验发变组保护和测量电流回路（他励方式）4.6 3号发电机带3号主变升压试验（他励方式）4.7 发电机空载情况下的励磁调节系统试验（自励方式）4.7.1 手动方式发电机电压建立试验4.7.2 手动方式给定值上下限作用试验4.7.3 手动方式下V/Hz特性试验4.7.4 手动方式阶跃响应试验4.7.5 手动通道逆变灭磁及手动通道分灭磁开关灭磁。4.7.6 发电机自动建压试验及10%阶跃响应试验4.7.7 自动跟踪及通道切换操作试验4.7.8 自动方式下V/Hz特性试验4.7.9 转子电流限制试验4.7.10 频率变化时，发电机端电压变化率的测定4.7.11 EGC切换试验4.7.12 PT断线试验4.7.13 抗干扰试验4.7.14 转子接地保护校验4.7.15 集控室操作试验4.8 主变冲击试验（可与4.7试验项目同时进行）4.9 并网前发电机同期卡的检查试验（假同期试验）（自励方式）4.10 发电机并网试验（自励方式）4.11 继电保护带负荷校验4.12 厂用电源切换试验4.13 UEL试验（具体根据励磁相关方案）4.14 在额定负荷下测量发电机的轴电压 注：整套启动中采用的临时定值根据现场试验实际情况要求将进行适当调整，但须先征得试验指挥同意。5. 启动试验前应具备的基本条件5.1 500kVGIS的安装、调试已全部结束，NCS、ECS具备操作条件。5.2 #3机组安装、调试和分部试运已全部结束，经验收组检查验收合格，具备整套启动的条件。5.3 3A&3B高压厂变的差动保护、#3励磁变的保护电流回路经一次通流试验校验正确。5.4 励磁系统的静态开环试验已经完成。5.5 启动试验范围内土建已竣工，做到道路畅通,门窗齐全，通讯、空调、照明良好、消防设施完善，经验收合格，具备投运条件。5.6 所有受电范围内的一、二次设备全部安装、调试结束，具备起动的条件。5.7 受电设备现场标志正确，明显、齐全并符合规范要求。5.8 启动试验方案已经由各有关方面专家讨论通过并获得批准，所有参加试验的试验人员、监护和巡视人员经过技术交底并熟悉本方案。5.9 3号机集控室与3号主变、3A&3B高压厂变、#3励磁变、中压开关室、电子室、3号发电机机端压变及500kV GIS之间的通讯联络畅通。5.10 柴油发电机调试完毕，自投切换试验合格。5.11 发电机氢冷系统应投入运行，氢气纯度、湿度及出入口风温应满足要求。5.12 机、电、炉大联锁及紧急停机按钮试验、复验验收合格。5.13 发电机转子滑环碳刷已调整并研磨，且接触良好。6启动前的准备工作6.1 在3号机组启动前，应进行一次全面的检查，除必须满足启动试验条件以外，特别要注意清除受电设备上的一切遗留物，以免造成短路或接地故障。检查所有受电的一次设备认相正确。检查3号发变组一次系统及励磁系统的所有开关和闸刀均应在断开位置。6.2 拆开励磁变高压侧和发电机出口封闭母线的连接，从6kV工作段备用开关（6kV 3A段7间隔备用开关）处接一路三相电缆到励磁变高压侧作为励磁电源，并注意电缆与20kV母线之间要有足够的安全距离，做好隔离措施。该他励电源开关保护校验及传动完毕，并确认已使用临时定值。6.3 测量所有受电的一次设备绝缘良好, 检查所有电流回路无开路现象，电压回路无短路现象，端子排无松动现象。6.4 为防止磁场开关误合闸，取下3号发电机磁场开关的合闸和控制熔丝。6.5 确认起励电源开关和控制电源开关在断开位置，并挂上“禁止合闸”警告牌。6.6 解开3号发变组保护出口跳汽机的电缆；拆除至DEH的发电机初负荷控制信号；解开3号发变组保护启动失灵回路的电缆。（做好记录，上述接线在并网前均应恢复）6.7 在3发电机机端压变二次侧开口三角绕组及#3主变20kV侧压变二次侧开口三角绕组上各接3.5A、40电阻一只,以防铁磁谐振，试验完毕后拆除。6.8 在励磁柜ER屏的X21：1X21：51端子上引出临时线接一只闸刀K1作为紧急灭磁开关，在必要时手动跳3号发电机磁场开关。6.9 用屏蔽电缆从发变组保护屏引一路发变组跳闸信号至6kV他励电源开关柜，以便故障时能及时切断励磁电源；从6kV开关室临时他励电源开关引一路4芯电缆至励磁小室以控制6kV他励电源开关的分合。6.10 与启动试验有关的测量接线及表计准备完毕。6.11 3号主变、3A&3B高压厂变档位分别根据整定单放至整定位置。6.12 在整套启动试验前#3发电机开关的同期回路全部检查完毕。6.13 3号发变组保护跳5021、5022开关回路，5021、5022开关失灵保护启动发变组保护跳闸回路，发变组保护闭锁5021、5022合闸，发变组保护启动5021、5022开关失灵保护等回路已接入500kVGIS,并完成相关传动试验。6.14 拆开3号发电机励磁调节柜直流输出母排至转子的连接，启动试验前的系统状态如附图二所示。6.15 启动试验前，完成他励电源对励磁变的冲击，并检查励磁变低压侧相序正确。7试验内容为表达简洁，当所做试验不涉及系统操作时，该试验图就不列出500kV的系统图，3号主变500kV侧5021开关以下简称为5021开关，500kV 3号主变/2号主变5022开关以下简称5022开关。另外，试验各阶段均应检查一次设备状态及保护投入是否正常。7.1 在汽机不同转速下（n=0、400、800、1500、超速前3000、超速后3000rpm）测量发电机转子的交流阻抗、功耗及绝缘电阻。（此处给出的转速仅作为参考，实际的测量转速根据汽机的稳定运行工况来定）7.1.1 发电机转子交流阻抗及功耗测量n (rpm)04008001500超速前3000超速后3000U=50VI(A)P (w) ()U=100VI(A)P (w) ()U=150VI(A)P (w) ()U=200VI(A)P (w) ()7.1.2 发电机转子绝缘电阻测量及记录 t= 。C 湿度 转速（rpm）04008003000绝缘电阻（MW）7.1.3 技术安全措施7.1.3.1 测量时所加工频电压有效值最高不超过260V。7.1.3.2 3号发电机磁场开关应在断开位置。7.1.3.3 测量完毕后，恢复6.14中拆开的母排。7.2 额定转速下发电机定子绕组三相短路试验（见附图三）试验时保护投退清单见附录一。发电机负序过流保护反时限单元改为定时限0s，投入对称过负荷保护，发电机电压制动过流保护时间改为定时限0s，关闭电压制动功能，定值改为4.5A。以上定值在并网试验时恢复。试验时严密监视发电机中性点、机端CT的发热情况；发电机封闭母线的支架、构架的发热情况；机端三相短路排的发热情况，一有异常情况立即汇报试验指挥。7.2.1 确认参数Par 2107=0%, Par 901=LINE OR PE, Par504=298, Par2106=80%。 合6kV他励电源开关、合#3发电机磁场开关，手动方式下用CMT逐渐增加励磁，缓慢地升发电机电流至5000A（二次侧为1A），试验人员在发电机就地CT端子箱测量各组CT二次电流幅值及相序。试验人员在发电机、励磁变保护屏测量各组CT二次电流幅值及相序；在主变保护屏测量各组CT二次电流幅值及相序；在发变组故障录波器检查电流回路的正确性；在变送器屏及电度表屏检查电流回路的正确性；进保护管理机检查各组电流回路的幅值及相序；检查PMU、DEH屏电流回路正确；检查ECS画面电流显示正确；检查调节器电流回路正确。检查发电机所有电流回路正常后升发电机电流至21170A（二次电流为4.234A）。校正采样显示值,修正各功率柜的电流分布系数。7.2.2 短路特性试验单方向调节电流，按发电机二次电流为4.234A、3A、2A、1A、0.5A这几个点分别记录发电机三相电流、励磁电流、励磁电压及a值来测量发电机三相短路特性，先做下降特性，后做上升特性。测量完毕，发电机定子电流保持在额定值（21170A）。二次电流 （A）下降上升3.53210.5000.51233.5IA (A)IB (A)IC (A)Uf (V)If (kA)a ()7.2.3 试验人员测量定子电流为额定时的轴电压断开汽机侧大轴接地碳刷（测量完毕后即刻恢复）；短接#3发电机两侧轴承油膜，分别测量U1和U2。若U1U2为正常运行方式；若U1U2，则绝缘不良；若U1U2，则绝缘不良；若U1U2，则测量不准。测量结果：U1= V；U2= V。励侧汽侧V2V1VV7.4.12 测量发电机空载灭磁时间常数 分#3发电机磁场开关并录取Ug、If、Uf的波形。录波完毕后，拉开#3发电机磁场开关的控制电源开关Q15，分6kV他励电源开关。7.4.13 测量发电机空载灭磁后定子线圈残压及其相序测量#3发电机压变二次侧残压，若其值较小，在一次侧直接测量时，测量人员应戴绝缘手套,穿高压绝缘鞋。发电机残压：Uab(V)Ubc(V)Uca(v)相序7.4.14 发电机定子接地保护校验 做好相关的安全措施，在#3发电机#1压变处A相挂接地线，投6kV他励电源开关，合控制电源开关Q15，合发电机磁场开关，缓慢的增加励磁电流，同时监视发电机定子接地保护，直到保护动作为止，记录动作值。 分开6kV他励电源开关，分开#3发电机磁场开关，分控制电源开关Q15。拆除在#3发电机#1压变处A相的接地线。在发电机中性点处挂接地线（短接接地变）。投6kV他励电源开关，合控制电源开关Q15，合#3发电机磁场开关，缓慢的增加励磁电流，同时监视发电机定子接地保护，直到保护动作位置，记录动作值。7.5 第二次零起升流试验通过500kV GIS 502117地刀、502227地刀零起升流，校验发变组保护和测量电流回路（第二次零起升流试验），试验时发变组保护投退清单见附录一。系统一次接线调整至如附图六所示。（他励方式）升流路径1：3号发电机#3发电机开关3号主变50216主变闸刀50212闸刀5021开关502117接地闸刀。升流路径2：3号发电机#3发电机开关3号主变50216主变闸刀50221闸刀5022开关502227接地闸刀。7.5.1 试验前先确认5021开关、5022开关在冷备用状态；7.5.2 退出5021、5022开关失灵保护，封闭5022开关至5022/5021短引线保护的CT回路，封闭5021开关母母差保护的CT回路，封闭2号主变差动（5022/5021间）的CT回路。7.5.3 对5021、5022开关至3号主变差动保护的CT进行开封。7.5.4 合#3发电机闸刀、502117地刀、502227地刀、50212闸刀、50221闸刀、50216闸刀。7.5.5 合#3发电机开关、5021开关、5022开关，并将其改为非自动。7.5.6 合6kV他励电源开关，合#3发电机磁场开关，励磁系统控制方式为“MANUAL”方式，缓慢将发电机升电流至2500A，检查各CT回路正常后，发电机电流升到7500A（此时两套主变差动保护500kV CT二次侧电流约为0.353A，发电机CT二次电流为1.5 A），并使其稳定在7500A。7.5.7 校验3号主变差动保护的电流回路。7.5.8 校验完毕后，减励磁使发电机电流到0A，分#3发电机磁场开关，分6kV他励电源开关。#3发电机开关、5021、5022开关改为自动后分开，拉开502117地刀、502227地刀、50212闸刀、50221闸刀、50216闸刀。7.5.9 保留拆除至DEH中的发电机初始负荷控制信号。投入5021和5022开关的失灵保护，5022开关至5021/5022短引线保护的CT回路开封，5021开关至母母差保护的CT回路开封，2号主变差动保护（5021/5022）间CT回路开封。7.6 3号发变组升压试验试验时系统接线方式调整至附图七。升压试验途径为：3号发电机#3发电机开关3号主变3号主变500kV压变，投退清单见附录一。发电机过电压保护定值改为1.05倍、过激磁保护定值改为1.05，时间均改为0s跳闸。7.6.1 检查3号主变、3A高厂变、3B高厂变变比档位按运行要求放置在正确档位。7.6.2 检查3号主变的高、低压侧压变，6kV 3A段工作电源进线压变及6kV 3B段工作电源进线压变均已投入。7.6.3 检查5021开关、5022开关、50216闸刀、50212闸刀、50221闸刀、5021617地刀均在分闸位置，合#3发电机闸刀、合#3发电机开关。7.6.4 合6kV他励电源开关，合#3发电机磁场开关，励磁系统在手动方式下按下列阶段缓慢地升高发电机电压。第一阶段：3号发电机电压约5kV，停留15分钟。第二阶段：3号发电机电压约10kV，停留5-10分钟。第三阶段：3号发电机电压约15kV，停留5-10分钟。第四阶段：3号主变高压侧电压为530kV时的3号发电机电压，停留5-10分钟。与各阶段相对应的500kV、20kV、6kV工作电源进线压变的电压分别为:第一阶段: 132.5kV 5kV 1.575kV 第二阶段: 265kV 10kV 3.15kV 第三阶段: 397.5kV 15kV 4.725kV 第四阶段: 530kV 20kV 6.3kV检查3主变20kV侧压变、3号主变500kV压变、6kV 3A段工作电源进线压变及6kV 3B段工作电源进线压变的二次电压幅值及相序。7.6.5 当主变高压侧电压升到530kV时，对3号主变500kV压变及3主变20kV侧压变的二次电压进行核相，对#3主变20kV侧压变和3发电机出口压变的二次电压进行核相，对6kV 3A工作电源进线压变及6kV 3B工作电源进线压变的二次电压进行核相，对#3发电机出口压变及6kV工作电源进线压变的二次电压进行核相，检查#3发电机同期的卡的系统侧及发电机侧的同期电压，并进行核相。10分钟后将电压降至零，分#3发电机磁场开关，分6kV他励电源开关，分#3发电机开关，分#3发电机闸刀。零升期间应加强对一、二次设备的监视检查，派专人到3号主变、3A高压厂变、3B高压厂变、3号发电机压变进行巡视，发现异常情况及时向现场指挥报告。试验结束后，励磁变高压侧他励电源开关改检修，做好安全和隔离措施后拆除他励电源电缆；恢复励磁变高压侧与封闭母线的软连接；拆除发变组保护屏到他励电源的用于故障跳闸的临时电缆。7.7磁调节系统的调整试验励磁改为自励方式（接线如附图八）。发电机过电压保护定值改为1.11倍、过激磁保护定值改为1.11，时间均改为0s跳闸。定子接地保护投入，0s跳闸。7.7.1用手动方式建立发电机电压试验7.7.1.1 通道1手动建压试验a确认#3发电机励磁调节器ER柜上的起励控制电源开关Q03和直流屏上的起励电源开关已合上，#3发电机闸刀及#3发电机开关在分闸位置。b. 确认参数改为Par 1911、Par 1912、Par 1913改为110%, Par 2107=20%, Par 901=SHUNT, Par504=INPUT VOLTAGE, Par2106=80%。c. CMT选择CH1，控制方式为 MANUAL。d.合#3发电机磁场开关，发电机建立初压UG。e. 用CMT手动缓慢地增发电机电压，直至发电机二次电压UG=110V。再缓慢地减发电机电压，按发电机二次电压为110V、105V、100V、90V、80V、60V这几个点测量记录发电机电压、励磁电流、励磁电压及a值。f. 分#3发电机磁场开关。7.7.1.2 通道2手动建压试验CMT选择CH2 ，控制方式为 MANUAL，试验方法同通道1。试验结束后分#3发电机磁场开关。7.7.2手动方式下的给定值上下限作用试验（试验时Par 2106不能大于30%）7.7.3手动方式下的V/Hz特性试验：试验时Par 1911、Par 1912、Par 1913改为102%，额定电压下做5%阶跃。7.7.4手动方式阶跃响应试验（额定电压下先做-5%阶跃，后做5%阶跃）7.7.5 手动通道逆变灭磁及手动通道分灭磁开关灭磁。7.7.6发电机自动建压试验及+10%阶跃响应特性试验7.7.6.1 用通道1自动建压a. CMT选择CH1，控制方式为 AVR 。b. 优选自动调节的设定, 根据定值整定各给定点.c. 合#3发电机磁场开关，同时录取UG、If、Uf输出波形。7.7.6.2自动方式下通道2做 10%阶跃响应试验a. CMT中控制进行10的阶跃响应试验，将发电机二次电压从100V降至90V，同时录取UG、Uf、If输出波形。b. 分析所录波形。c. CMT中控制进行10的阶跃响应试验，将发电机二次电压从90V升至100V，同时录取UG、Uf、If输出波形。d. 分析所录波形。e. 按发电机二次电压为 UG=110V、105V、100V、90V、80V、60V这几个点测量记录发电机电压、励磁电流、励磁电压、a值。f. 降发电机电压至低限值，分#3发电机磁场开关。7.7.6.3 用通道2自动建压a. 选择CH2 ，控制方式为 AVR 。b. 合#3发电机磁场开关，用通道2建压，方法同通道1。7.7.7 自动跟踪及通道切换操作试验 发电机二次电压为100V时，进行以下操作试验。试验时记录相应的波形。a. CH2-AVRCH2-MANUALb. CH2-MANUALCH2-AVRc. CH2-AVRCH1-AVRd. CH1-AVRCH1-MANUALe. CH1-MANUALCH1-AVRf. CH1-AVRCH2-AVRg. 模拟励磁系统轻故障,进行B-AVRA-AVR及A-AVRB-AVR的切换试验。7.7.8 自动方式下V/Hz特性试验7.7.8.1 CH1通道V/Hz试验a. 在自动运行方式下，保持发电机转速为3000rpm，调节发电机电压为额定值。b. 读取V/Hz整定值, 将其定值临时改为1.02PU。 c. 在CMT中控制进行5的阶跃试验，同时录取UG、Uf、If输出波形。此时发电机二次电压应从100V上升至102V后被限制，V/Hz报警灯亮。d. 分析所录波形。 e. 将V/Hz值改回正式值。7.7.8.2 CH2通道V/Hz试验（试验步骤同7.7.8.1所述，试验完成后恢复定值）7.7.9 转子电流限制试验7.7.9.1 在自动运行方式下，保持发电机转速为3000rpm，调节发电机电压为额定值。将Ifmax设为1.02倍的发电机额定空载电压时的励磁电流，时间设为最小。7.7.9.2 缓慢增加发电机励磁电流，直至转子电流限制器动作。7.7.9.3 将转子电流限制器定值改回正式值。7.7.10 频率变化时，发电机机端电压变化率的测定励磁系统在AVR方式下运行，改变发电机转速，测量发电机机端电压. 注意：做此试验前将发变组保护中的V/Hz定值临时设定为1.10pu，0s跳闸。试验完毕后，转速保持在3000rpm，将定值改回原设定值。n (rpm)3000295029003050UGUG (%) 试验结束后，分#3发电机磁场开关，拉开其控制电源开关Q15。7.7.11 EGC切换试验：额定电压下模拟通道1、2故障，AVR应切至紧急通道，电压稳定在额定值。7.7.12 励磁系统在AVR方式下运行，打开通道1的机端电压的输入端子,装置应报PT断线信号,同时运行方式从CH1自动切换到CH2自动，再打开通道2的机端电压端子，模拟PT断线，运行方式从CH2自动切换到CH2手动，机端电压无波动。7.7.13 抗干扰试验：用电磁发射源对调节器及试验设备进行干扰，检查有无异常。7.7.14 转子接地保护装置试验7.7.14.1 确认发电机电压保持在额定值。7.7.14.2 根据业主方所提供的定值对转子接地保护进行整定。7.7.14.3 解开转子接地出口压板，然后在转子保护屏（励磁直流电压正极或负极）与地之间接较高精度的可调电阻，逐渐降低电阻值，使转子接地保护动作，检验动作值。7.7.15 集控室CRT操作 在集控室的CRT上进行建压操作（励磁系统在自动方式下），运行人员在CRT上投入“AVR ON”操作后，机端电压应能自动建立，建压后进行增励、减励操作，机端电压的变化应正确，然后进行自动/手动方式切换，检查就地，动作是否正确。然后在CRT上进行“AVR OFF”操作，进行灭磁。7.8 主变冲击受电3号主变及3A、3B高压厂变冲击时，3号主变及3A、3B高压厂变处必须有专人监视，如有异常情况立即汇报指挥人员。受电试验前有关系统一次接线图如附图九所示，保护的投退情况见附录。7.8.1 在3号主变和3A、3B高压厂变高压侧套管CT回路（在变送器屏）中接入录波仪，准备测量3号主变和3A、3B高压厂变冲击电流。7.8.2 3号主变带3A、3B高压厂变受电。（对3号主变共冲击5次，5021开关冲击三次，5022开关冲击两次）7.8.2.1 检查#3发电机开关、#3发电机闸刀在断开位置，6kV 3A、3B工作电源进线开关在试验位置。7.8.2.2 合5021开关，对3号主变及3A、3B高压厂变进行第一次冲击，同时录取3号主变和3A、3B高压厂变冲击电流。7.8.2.3 现场监视人员检查就地一次设备工作情况，有异常立即汇报指挥人员。7.8.2.4 一、二次回路检查完毕后，由试验人员汇报指挥；变压器带电5分钟后断开5021开关。5021开关对3号主变共冲击三次，第三次冲击结束后，断开5021开关。 第四次用5022开关对3号主变进行冲击，变压器带电5分钟后断开5022开关，将6kV 3A和3B工作进线开关推至工作位置，确认开关在分闸状态并将其改为非自动，然后用5022开关进行第五次冲击试验，第五次冲击完毕后保持3号主变带电，合5021开关恢复成串运行。 7.9 并网前发电机同期系统的检查试验一次接线如附图十（自励方式）。7.9.1 确认发变组的一、二次接线已按照设计要求全部恢复接线。检查3号发变组所有保护均已正常投入，将发电机电压制动过流定值恢复为正式定值，并对一次设备再次进行全面检查。7.9.2 #3发电机开关自动准同期卡的检查。7.9.2.1 确认已拆除DEH中的发电机初始负荷控制信号。7.9.2.2 确认已拉开#3发电机闸刀，断开闸刀控制电源，在#3发电机开关就地控制盘内做好临时措施，引入#3主变20kV侧压变的同期电压。7.9.2.3 断开同期卡的合闸回路。7.9.2.4 励磁系统选择CH1、自动运行方式，合上#3发电机磁场开关。7.9.2.5 调节3号发电机电压与主变20kV侧电压接近相等, DCS向DEH发“请求ASS调速”，DEH返回DCS“允许ASS调速”，由同期卡进行相应操作。7.9.2.6 检查同期卡的调节情况（手动将发电机电压、频率调偏），应符合要求（下标s表示系统，g表示机端）。测试项目频率测试结果电压测试结果1fsfg发减速命令UsUg发减压命令2fsfg发增速命令UsUg发增压命令7.9.3 模拟并网试验7.9.3.1 检查3号发电