某大型水电站1#机组单项试验方案.doc

云南澜沧江*＊水电站
机电设备安装工程
＊＊水电站1＃机组启动试运行
单项试验方案
批准：
审核:
编制:
中国水利水电第＊*工程局＊＊电站机电安装项目部
2009年08月
目录
1。 发电机升流试验 1
1。1 发电机升流的条件 1
1。2 发电机升流试验的准备 1
1.3 发电机升流试验 2
1。4 安全措施 3
1.5 试验附图 3
2。 机组空载下调速系统试验 4
2.1 应具备条件 4
2。2 调速器空载扰动试验 4
2。3 安全措施 4
3. 发电机单相接地试验及升压试验 6
3。1 发电机升压的条件 6
3。2 发电机升压前准备工作 6
3。3 发电机升压试验 6
3。4 发电机空载特性试验 8
3.5 转子一点接地保护模拟试验 8
3。6 安全措施 8
4。 厂高变升流试验 9
4.1 升流的前提条件 9
4.2 升流试验准备 9
4。3 厂用变升流试验 9
4.4 安全措施 10
4。5 试验附图 10
5。 主变带500kV GIS升流试验方案 11
5。1 升流的前提条件 11
5。2 升流试验准备 11
5.3 主变及500KV GIS升流试验 11
5.4 安全措施 17
5。5 试验附图 18
6. 主变及厂高变、500kV地下GIS、高压电缆升压试验方案 19
6。1 主变及厂高变、500kV 地下GIS、高压电缆升压条件 19
6。2 主变及厂高变、500kV 地下GIS、高压电缆升压前准备工作 19
6。3 主变零序电流保护模拟 19
6。4 主变及厂高变、地下GIS零起升压试验 20
6。5 安全措施 21
6.6 试验附图 21
7。 厂高变、主变、500kV GIS及出线场升压试验方案 22
7。1 厂高变、主变、500kVGIS及出线场升压的条件 22
7。2 主变、500kVGIS及出线场升压前准备工作 22
7.3 GIS及三回出线设备零起升压试验 22
7.4 安全措施 24
8。 励磁装置空载试验方案 25
8.1 励磁装置空载试验条件 25
8.2 励磁CHANNEL1、CHANNEL2通道MAN试验 25
8。3 励磁CHANNEL1、CHANNEL2通道AUTO试验 25
8.4 安全措施 27
9. 计算机监控系统试验方案 29
9。1 开机前无水静态调试项目 29
9。2 开机后有水动态调试项目 30
9。3 安全措施 32
10。 主变及厂高变冲击合闸试验方案 33
10。1 主变及厂高变冲击合闸试验的条件 33
10.2 主变及厂高变冲击合闸试验的准备 33
10.3 主变及厂高变冲击合闸试验的操作 33
10.4 安全措施 34
11. 同期并网试验方案 35
11.1 同期并网试验的前提条件 35
11。2 发电机出口断路器801假同期试验 35
11。3 自动假同期试验的操作 35
11.4 发电机出口断路器801同期并网试验 35
11。5 500kV GIS断路器5014假同期试验 36
11.6 500kV GIS断路器5014同期并网试验 36
11.7 500kV GIS断路器5013假同期并网试验 37
11。8 500kV GIS断路器5013同期并网试验 37
11.9 其他断路器的同期并网试验 38
11。10 安全措施 38
12. 机组负荷下调速器、励磁系统试验 39
12。1 机组负荷试验前提条件 39
12.2 负荷下调速器系统试验 39
12。3 负荷下的励磁系统试验 39
12。4 安全措施 40
13。 机组甩负荷试验方案 41
13。1 概述 41
13。2 甩负荷试验准备工作 41
13。3 甩负荷试验 41
13。4 负荷试验安全措施 44

1. 发电机升流试验
1.1 发电机升流的条件
1.1.1 励磁变、励磁盘、励磁母线及电缆已安装完成，主回路连接可靠，绝缘良好,相应的高压试验合格;
1.1.2 励磁操作、保护及信号回路接线正确，动作可靠,表计校验合格；
1.1.3 已进行了励磁设备的性能检查，符合标准要求；
1.1.4 现地和远方操作的切换正常、可靠;
1.1.5 灭磁开关操作灵活可靠,性能良好;
1.1.6 励磁变柜自然通风良好，励磁功率柜风冷回路正常,并投入运行；
1.1.7 录制励磁系统的静特性，情况良好；
1.1.8 励磁系统各报警及事故信号正确;能与机组LCU联动，机组LCU能正确反映机组励磁系统状况；
1.2 发电机升流试验的准备
1.2.1 分机组出口断路器801，分发电机出口隔离开关8016，分发电机出口接地开关80117,合主变低压侧接地开关801617，把机组封闭母线设备厂设置的发电机短接升流装置连接好(作为S0短路点）.
1.2.2 励磁升流用它励电源,它励电源从它励电源从10kV厂用电第2段备用出线柜00206(CT：300/1)接入，电缆规格3×150mm2，出线柜00206保护整定电流速断250A,定时限过流200A，时间1s。
1.2.3 断开励磁变高压侧与主母线的软连接,10 kV电缆经励磁变高压电流互感器接入励磁变高压侧.在励磁盘接一个紧急跳闸按钮,在紧急情况时进行10kV开关的跳闸操作。
1.2.4 分主变压器高压侧隔离开关50012、50011。分励磁系统灭磁开关。
1.2.5 发变组保护出口压板在分位置，保护仅作用于信号，投入所有水机保护.
1.2.6 技术供水系统已投入运行，各子系统的水量分配符合要求，各部轴承和密封的水量正常,发电机定子空气冷却器根据绝缘情况确定是否投入.
1.2.7 发电机集电环碳刷已安装并投用。
1.2.8 检查升流范围内所有电流互感器二次侧无开路.
1.2.9 测量发电机转子绝缘电阻、吸收比，合乎要求.
1.2.10 测量发电机定子绝缘电阻、极化指数,确定是否进行干燥，如需要短路干燥在录制短路特性完成后进行。
1.3 发电机升流试验
1.3.1 发电机电流回路检查
(1) 手动逐步按发动机额定定子电流的10%、25％、50％升流，分别按下表进行检测。
检查部位
检查名称
测量项目
发电机保护（A、B套)
发电机不完全差动1 87G
幅值，相位及差流
发电机不完全差动2 87G
幅值，相位及差流
发电机裂相横差 87GU
幅值,
记忆低压过流 51/27G
幅值,相位
定子过负荷 49G
幅值，相位
转子表层过热 51GR/
幅值，相位
失磁 40G
幅值,相位
失步 78G
幅值，相位
启停机/低频 14G
幅值，相位
误上电 51/31G
幅值，相位
断路器失灵/闪络保护 44G
幅值，相位
励磁变速断 50ET

励磁变过流 51 ET
幅值，相位
励磁变过负荷 49ET
幅值,相位
励磁绕组过负荷 49R
幅值，相位
保护各通道显示
核对显示值与实测值相符
测量
幅值，相位
励磁系统
测量
幅值，相位
安稳装置
测量
幅值，相位
状态检测
功角测量
幅值，相位
现地LCU
测量
核对显示值与实测值相符
中控室
测量
核对显示值与实测值相符
返回屏
测量
幅值,相位
调速器
发电机机端电流
幅值、相位
机组故障录波
励磁高压侧电流
幅值、相位
励磁低压侧电流
幅值、相位
录波通道显示
核对显示值与实测值相符

(2) 上表检查完成后，手动逐步升流到发电机定子100％额定电流
(3) 手动启动故障录波，录取100%额定电流的波形。打印各个保护额定电流时的交流采样。
(4) 测量发电机额定定子电流下的发电机振动与摆度,检查碳刷与集电环工作情况.
(5) 试验过程中检查发电机主回路、励磁变等各部位运行情况并测量其温度;检查发电机出口屏蔽板发热情况并测量其温度。
(6) 记录发电机升流过程中定子绕组及空冷各部温度。
1.3.2 录制发电机短路特性
(1) 手动对发电机升流，按发电机定子额定的10％逐步升流至1.1In(约27443A), 然后按10％逐级下降电流，记录定子三相电流、励磁电流和励磁电压.录制发电机短路特性曲线.
(2) 录制发电机50％额定定子电流下跳灭磁开关的灭磁曲线。录制发电机100%额定定子电流下灭磁曲线.
(3) 试验完毕后做发电机差动保护传动停机，联跳励磁直流灭磁开关。手动跳开10kV厂用电它励电源开关。
1.4 安全措施
1.4.1 在励磁灭磁柜和10kV临时跳闸按钮旁安排专人守候，在事故时立即跳灭磁开关和10kV它励电源开关.
1.4.2 检查升流范围内所有电流互感器二次侧无开路,检查测量时要注意不得开路。
1.4.3 发电机出口断路器、隔离开关、接地开关的操作电源应在到闸操作完成后切除，避免升流试验时被操作.
1.4.4 操作应有两人及以上工作人员共同执行,一人操作、一人监护，实验中应严格按照试验方案执行，保持头脑清醒.
1.4.5 试验期间，升流断路点及升流范围内所有设备有专人看守，并保持通讯畅通。
1.5 试验附图
1.5.1 1＃发电机短路升流接线图(S0）
2. 机组空载下调速系统试验
2.1 应具备条件
2.1.1 机组按手动开机方式准备完毕.
2.1.2 检查调速器齿盘测速装置，应工作正常.
2.1.3 调速器手动开机至额定转速。
2.1.4 调速器手自动切换试验(根据残压测频工作情况调整试验顺序）
(1) 设定调速器PID参数，频率给定50 Hz,电气开度限制略大于启动开度。
(2) 通过调速器电气柜上的“手动/自动”转换开关，将机组切换至自动方式运行。观察接力器行程与机组转速应无明显变化，其转速相对摆幅值应符合设计要求。
(3) 频率给定的调整范围应满足设计要求。
2.2 调速器空载扰动试验
2.2.1 调速器在自动控制下稳定运行,进行调节器的空载扰动试验,扰动试验应满足 下列要求:
(1) 机组在自动方式下稳定运行，频定给定50 Hz.
(2) 扰动量按±1%、±2%、±4％、±8％额定转速逐步增加。
(3) 转速最大超调量不应超过扰动量的30％。
(4) 超调次数不超过次2.
(5) 从扰动开始到不超过机组转速摆动规定值为止的调节时间应符合设计规定。
(6) 优选调节参数,供自动、手动空载运行使用，在优选参数下，机组3 min转速相对摆动值不应超过额定转速的±0。15%。
(7) 记录在空载自动稳定运行条件下油压装置油泵向油罐补油的时间及工作周期,记录导叶接力器摆动值及摆动周期。
2.2.2 监控和PLC进行油压装置控制的切换试验.
2.2.3 模拟机械事故停机。
2.3 安全措施
2.3.1 试验过程中严格执行试运行各项规章制度，各施工单位、厂家、电厂、中试所等启动试运行参试人员必须在试运行指挥部统一指挥下工作。
2.3.2 试验前在试验区域布置足够的消防器材;试验所需的各类检查、记录仪器仪表准备妥当；试验期间各试验部位保持通信和道路畅通。
2.3.3 试验时，运行人员应加强各部位的检查巡视,如发现油、水、气系统异常立即停止试验,待异常情况处理完毕后，试验再继续进行。
2.3.4 试验中自动通道与手动通道切换时,应在两者输出平衡时进行,以免切换时出现较大波动.
2.3.5 如发现机组转速失控立即停机，对调速器系统程序进行检查,重新试验确认后，才能投入自动。
3. 发电机单相接地试验及升压试验
3.1 发电机升压的条件
3.1.1 励磁变、励磁屏、励磁母线及电缆已安装完成,主回路连接可靠,绝缘良好，相应的高压试验合格；
3.1.2 励磁系统的操作、保护及信号回路接线正确,动作可靠，表计校验合格；
3.1.3 已进行了励磁设备的性能检查,符合标准要求;
3.1.4 现地和远方操作的切换正常、可靠；
3.1.5 直流侧灭磁开关操作灵活可靠，性能良好；
3.1.6 励磁变柜自然通风良好,励磁功率柜风冷回路正常,并投入运行；
3.1.7 录制励磁系统的静特性，情况良好；
3.1.8 各报警及事故信号正确;与机组LCU联动试验动作，机组LCU能正确反映机组励磁系统状况；
3.1.9 发电机升流试验已完成。
3.2 发电机升压前准备工作
3.2.1 励磁升流用它励电源，它励电源从它励电源从10kV厂用电第2段备用出线柜00206（CT：300/1）接入,电缆规格3×150mm2，出线柜00206保护整定电流速断250A,定时限过流200A，时间1s.
3.2.2 断开励磁变高压侧与主母线的软连接，10kV电缆经励磁变高压CT接入励磁变高压侧。在励磁屏旁接一个紧急跳闸按钮,在紧急情况进行10kV开关的跳闸操作.
3.2.3 测量发电机转子绝缘电阻、吸收比，符合要求。
3.2.4 测量发电机定子绝缘电阻、极化指数，符合要求。
3.2.5 投入发电机差动保护、发电机电流后备保护和励磁变保护。
3.2.6 投入所有水机保护及自动控制回路。
3.2.7 退出厂用变低压侧开关0011，分发电机出口断路器801,分发电机出口隔离开关8016,分发电机出口接地开关80117.
3.3 发电机升压试验
3.3.1 发电机定子单相接地保护、发电机过压保护的动作模拟试验
3.3.1.1 发电机定子单相接地试验及过电压保护模拟试验
(1) 退出发电机单相接地保护停机出口，投发电机单相接地保护跳直流灭磁开关出口，在机组中性点接地变压器处接地。
(2) 开机，监视定子接地保护动作情况。
(3) 合10kV开关00206、合励磁直流灭磁开关。
(4) 励磁采用现地ECR控制升压。
(5) 手动逐步升压直至定子单相接地保护动作，记录保护动作值.
(6) 跳10kV开关,拆除机组中性点接地变压器处接地线，在出口电压互感器B相处做单相接地点。
(7) 合10kV开关00206，合直流灭磁开关，手动逐步升压至定子单相接地保护动作，记录保护动作值。
(8) 跳10kV开关00206,拆除接地线，投入发电机接地保护停机出口。
(9) 发电机过电压保护模拟试验：
(10) 退出发电机过电压保护停机出口，投发电机过电压保护跳直流灭磁开关出口。
(11) 临时修改发电机过压保护定值至10V，开机，监视发电机过压保护动作情况。
(12) 励磁采用现地ECR控制升压。
(13) 逐步升压直至发电机过压保护动作，记录保护动作值。
(14) 整定发电机过电压保护定值,并投入发电机过压保护停机保护出口.
3.3.1.2 发电机零起升压试验
(1) 机组在空转下运行，调速器自动.
(2) 励磁在手动最小输出位置,检查发电机的残压.
(3) 合10kV开关00206、直流灭磁开关,逐渐升压至25%额定电压,检查下列各项：
a. 发电机及引出母线、分支回路等设备带电是否正常.
b. 机组各部振动及摆度是否正常.
c。 测量发电机PT二次侧三相电压相序、幅值是否正常，测量PT二次开口三角电压值。
(4) 手动逐步按50％、75%、100% Un继续升压，升压过程中密切监视一次设备的运行情况。
(5) 升压至发电机额定电压后，检查带电范围内一次设备的运行情况.
(6) 检查发电机四组PT回路相序、电压应正确;测量PT开口三角电压值。
(7) 测量额定电压下机组的振动与摆度。
(8) 测量额定电压下发电机轴电压。
(9) 按下表检查各保护、测量回路电压的幅值、相序、相位。
检查部位
检查名称
测量项目
发电机保护
发电机机端PT三相电压
电压幅值、相位
发电机机端PT开口三角
电压幅值
保护各通道显示
核对显示值与实测值相符
故障录波
发电机机端PT三相电压
电压幅值、相位
发电机机端PT开口三角
电压幅值
 录波通道显示
核对显示值与实测值相符
机组LCU
同期，测量
幅值，相序
励磁柜
测量与调节
幅值，相序
调速器电气柜
测量
幅值，相序
发电机仪表柜
测量
幅值,相序
(10) 打印各个保护额定电压的交流采样值.
(11) 记录定子铁芯各部温度、振动值。
(12) 分别在50％、100％发电机额定电压下跳直流灭磁开关，录制空载灭磁特性曲线。
3.4 发电机空载特性试验
3.4.1 手动逐步递升按10％发电机电压，将励磁电流升至转子额定电流（3439。8A），此时定子电压不大于额定电压的130%。按10％逐步降低定子电压，记录励磁电流、励磁电压、定子三相电压值及机组频率值,录制发电机空载特性曲线.
3.4.2 试验完毕后手动将电流降为零,手动跳励磁直流灭磁开关，手动跳开10kV厂用电它励电源开关00206，停机。
3.5 转子一点接地保护模拟试验
3.5.1 将转子回路经过电阻接地，进行转子一点接地保护模拟试验.
3.5.2 手动降低电阻阻值,直至转子一点保护动作,记录保护动作值.
3.5.3 拆除试验用电阻。
3.6 安全措施
3.6.1 在励磁灭磁柜和10kV临时跳闸按钮旁安排专人守候,在事故时立即跳灭磁开关和10kV它励电源开关00206.
3.6.2 本次升压范围内的1＃发电机组、封闭母线VT11、VT12、励磁变等设备应有专人监视。
3.6.3 电压回路检查测量时要注意不得短路。
3.6.4 电压回路检查测量必须两人以上，避免走错盘柜位置。
4. 厂高变升流试验
4.1 升流的前提条件
4.1.1 励磁系统调试已完成，机组LCU能正确反应励磁工作状况。
4.1.2 主变冷却系统已调试完成,投入运行。
4.1.3 发电机、主变压器、高压厂用变及励磁变继电保护和机组故障录波装置已调试完成。
4.1.4 计算机监控系统能正确采集断路器保护、安稳装置、故障录波装置的监视、控制和信号.
4.1.5 发电机升流、升压试验已完成.
4.2 升流试验准备
4.2.1 励磁升流用它励电源，它励电源从它励电源从10kV厂用电第2段备用出线柜00206（CT:300/1)接入，电缆规格3×150mm2，出线柜00206保护整定电流速断250A，定时限过流200A，时间1s.
4.2.2 断开励磁变高压侧与主母线的软连接，10kV电缆经励磁变高压电流互感器接入励磁变高压侧.在励磁盘接一个紧急跳闸按钮，在紧急情况下进行10kV开关的跳闸操作。
4.2.3 断开发电机出口断路器801到调速器系统的合闸接点，断开发电机出口断路器801到励磁系统的合闸接点。
4.2.4 分隔离开关50012、50011、50146,分接地开关500127、500117，分发电机出口接地开关80117，分变压器低压侧接地开关801617，确认发电机中性点接地变接地连接可靠，合发动机出口隔离开关8016。
4.2.5 励磁为ECR控制方式。
4.2.6 短接升流范围内暂时不用的电流互感器,检查升流范围内所有电流互感器二次侧无开路.
4.3 厂用变升流试验
4.3.1 确认厂用变10KV侧开关0011在“退出（或试验）”位置，用三相短路线在断路器0011靠厂高变侧短接,用于厂用变短路升流试验，见附图S1。
4.3.2 机组开机至额定转速，合发电机出口断路器801，用机组剩磁形成的电流，检查厂用变11B高压侧、低压侧的电流回路的幅值、相位及差流.
4.3.3 检查厂用变11B差动保护装置、厂用变过流保护装置、厂用变过负荷保护装置保护装置的采样值。
4.3.4 跳发电机出口断路器801，分10 kV厂用电第2段出线柜00206开关,并将00206开关推至试验位置.拆除安装在厂用变低压侧开关的短路线，恢复厂用变正常保护.
4.4 安全措施
4.4.1 在励磁灭磁柜和10kV临时跳闸按钮旁安排专人守候，在事故时立即跳灭磁开关和10kV它励电源开关。
4.4.2 检查升流范围内所有电流互感器二次侧不得开路，检查测量时要注意不得开路。
4.4.3 发电机出口断路器、隔离开关、接地开关的操作电源应在倒闸操作完成后切除,避免升流试验时被操作。
4.4.4 电流回路检查测量必须两人以上，避免走错盘柜位置.
4.4.5 试验期间,升流断路点及升流范围内所有设备有专人看守，并保持通讯畅通。
4.5 试验附图
4.5.1 1＃厂高变升流接线图（S1)
5. 主变带500kV GIS升流试验方案
5.1 升流的前提条件
5.1.1 励磁系统调试已完成，机组LCU能正确反应励磁工作状况.
5.1.2 主变冷却系统已调试完成，投入运行.
5.1.3 发电机、主变压器、高压厂用变及励磁变继电保护和机组故障录波装置已调试完成。
5.1.4 1#机组500KV挤包绝缘电缆光纤差动保护设备、安稳装置、故障录波装置已调试完成。
5.1.5 计算机监控系统能正确采集断路器保护、电缆光纤差动保护、安稳装置、地下GIS故障录波装置的监视、控制和信号.
5.1.6 发电机升流、升压试验已完成。
5.2 升流试验准备
5.2.1 励磁升流用它励电源，它励电源从它励电源从10kV厂用电第2段备用出线柜00206（CT：300/1）接入,电缆规格3×150mm2，出线柜00206保护整定电流速断250A，定时限过流200A，时间1s.
5.2.2 断开励磁变高压侧与主母线的软连接,10kV电缆经励磁变高压电流互感器接入励磁变高压侧。在励磁盘接一个紧急跳闸按钮，在紧急情况下进行10kV开关的跳闸操作.
5.2.3 断开发电机出口断路器801到调速器系统的合闸接点，断开发电机出口断路器801到励磁系统的合闸接点.
5.2.4 分发电机出口接地开关80117,分变压器低压侧接地开关801617,确认发电机中性点接地变接地连接可靠，合发动机出口隔离开关8016。
5.2.5 励磁为ECR控制方式。
5.2.6 短接升流范围内暂时不用的电流互感器，检查升流范围内所有电流互感器二次侧无开路。
5.3 主变及500KV GIS升流试验
在GIS设置3个短路点,分别进行5次升流,对GIS所有电流回路进行检查。
5.3.1 第一次主变及GIS升流试验
5.3.1.1 第一次主变及GIS升流的准备
(1) 第一次主变及GIS升流的短路点设在接地开关5012617（S2）处，见附图(S2）。
(2) 分接地开关: 501267、501317、501327、501467、5014617、500117、500127、801617、80117.
(3) 分隔离开关：50122、50141。
(4) 合隔离开关：50126、50131、50132、50146、50011、50012、8016。
(5) 合断路器： 5013。确认断路器0011在“摇出"位置。
(6) 恢复发电机保护定值，投主变控制信号回路,解开主变保护出口,解开断路器801失灵保护出口;主变绕组温度、油温测量调试合格;主变油位正常,主变冷却器投自动,冷却循环水正常;分接开关按调度要求设置。
(7) 短接GIS中暂不用的电流互感器二次侧.
(8) 切除第一串间隔的操作电源，以防其被误操作.
5.3.1.2 第一次主变及GIS升流
(1) 机组开机在额定转速下稳定运行，合发电机出口断路器801,确认断路器合闸后，切除断路器801的操作电源，防其分闸.
(2) 励磁为控制方式，合厂用电10kVⅡ段备用出线柜00206断路器,合励磁直流灭磁开关.
(3) 手动缓慢升流至(2～3）％发电机额定电流，检查升流范围内各电流互感器二次无开路，继续升流至10％额定电流,检查各电流互感器二次三相电流平衡情况及其相位;检查主变压器保护、高压电缆光纤差动保护、断路器保护、故障录波及测量回路的电流幅值和相位。
检查部位
检查名称
测量项目
母差保护（A ，B套）
Ⅰ母线差动保护 87B1
幅值,相位及差流
保护通道显示
核对显示值与实测值相符
断路器保护
失灵保护 44DL
幅值、相位
非全相保护 54DL
幅值、相位
保护通道显示
核对显示值与实测值相符

短引线保护（A ，B套）
短引线保护 51L
幅值，相位及差流
保护通道显示
核对显示值与实测值相符
线路保护(A ，B套）
光纤差动保护 87L
幅值，相位及差流
距离保护 21L
幅值、相位
保护通道显示
核对显示值与实测值相符
安全稳定(A ，B套）
系统安稳
幅值、相位
电度、LCU计量
计量
幅值、相位
主变保护（A,B套)
主变差动 87T
幅值，相位及差流
主变中性点零序电流 51TN
幅值
主变复合电压过流 27/51T
幅值、相位
主变过负荷 95T
幅值、相位
冷却器启动 49T
幅值、相位
保护HMI各通道显示
核对显示值与实测值相符
高压电缆保护
光纤差动 87C
幅值,相位及差流
保护HMI各通道显示
核对显示值与实测值相符
GIS故障录波
GIS电流
幅值、相位
录波通道显示
核对显示值与实测值相符
机组故障录波
主变高压侧电流
幅值、相位
录波通道显示
核对显示值与实测值相符
(4) 模拟检查主变差动保护、高压电缆光纤差动保护的动作
a. 解开主变差动保护出口回路，短接主变差动保护高压侧电流互感器B相二次，手动升流至主变差动保护动作，记录差动保护动作值，降低励磁电流,保护复归后，恢复主变差动保护高压侧电流互感器B相二次接线，投入主变差动保护出口。
b. 解开5011断路器母线差动保护出口回路,手动升流至母线差动保护动作，记录差动保护动作值，降低励磁电流，保护复归,检验完毕。
c. 解开5013断路器、短引线保护出口回路，短接5013断路器保护电流互感器B相二次,手动升流至短引线保护动作,记录短引线保护动作值,降低励磁电流，保护复归，恢复短引线保护5013断路器电流互感器B相二次接线，投入引线保护出口，检验完毕。
d. 解开高压电缆光纤差动保护出口回路,短接高压电缆光纤差动保护GIS侧电流互感器B相二次,手动升流至光纤差动保护动作,记录差动保护动作值，降低励磁电流，保护复归后，恢复高压电缆光纤差动保护GIS侧电流互感器B相二次接线，投入高压电缆光纤差动保护出口。
(5) 检查正常后,手动逐步升电流至30%发电机额定电流，检查一次设备工作情况，测量记录发电机电流,GIS各CT电流，打印各个保护的交流采样（此项确认GIS地刀能承受100％主变额定电流时进行,否则仅升电流至30%）.
(6) 记录完毕，手动降低励磁电流至零,分励磁直流灭磁开关,分厂用电10kVⅡ段备用出线柜00206,分发电机出口断路器801.
5.3.2 第二次主变及GIS升流
5.3.2.1 第二次主变及GIS升流的准备
(1) 第二次GIS升流的短路点设置在开关站第二串GIS接地开关5022617处(S3)，利用接地开关5022617作为短路装置,见附图(S3).
(2) 分接地开关：5217、502267、502317、502327、502467、502417、502427、501427、501417、501467、5014617、500117、500127、801617、80117.
(3) 分隔离开关：50222、50246、50342、50132。
(4) 合隔离开关：50226、50231、50232、50241、50242、50142、50141、50146、50011、50012、8016。
合断路器: 5023、5024、5014。
确认断路器0011在“摇出”位置.
(5) 短接GIS中暂不用的电流互感器二次侧。
(6) 切除第二串间隔的操作电源，以防其被误操作.
(7) 合发电机出口断路器801，确认断路器合闸后，切除断路器801的操作电源,防其分闸。
5.3.2.2 主变及第二串GIS第一次升流
(1) 机组开机在额定转速下稳定运行，励磁为控制方式,合厂用电10kVⅡ段备用出线柜00206断路器，合励磁直流灭磁开关。
a. 手动缓慢升流至（2～3）％发电机额定电流，检查升流范围内各电流互感器二次无开路，继续升流至10%额定电流,检查各电流互感器二次三相电流平衡情况及其相位；检查母线保护、断路器保护、故障录波及测量回路的电流幅值和相位.
检查部位
检查名称
测量项目
母差保护（A ,B套)
Ⅰ母线差动保护 87B1
幅值，相位及差流
Ⅱ母线差动保护 87B2
幅值，相位及差流
保护通道显示
核对显示值与实测值相符
断路器保护
失灵保护 44DL
幅值、相位
非全相保护 54DL
幅值、相位
保护通道显示
核对显示值与实测值相符

短引线保护(A ,B套）
短引线保护 51L
幅值，相位及差流
保护通道显示
核对显示值与实测值相符
线路保护（A ,B套）
光纤差动保护 87L
幅值，相位及差流
距离保护 21L
幅值、相位
保护通道显示
核对显示值与实测值相符
安全稳定（A ,B套)
系统安稳
幅值、相位
电度、LCU计量
计量
幅值、相位
GIS故障录波
GIS电流
幅值、相位
录波通道显示
核对显示值与实测值相符
故障录波
主变高压侧电流
幅值、相位
录波通道显示
核对显示值与实测值相符
b. 解开第二串所连Ⅰ、Ⅱ母线断路器所有差动保护出口回路、短引线保护出口回路,模拟检查Ⅰ、Ⅱ母线差动保护、断路器保护、短引线差动保护的动作；
c. 解开第二串所连Ⅰ、Ⅱ母线断路器差动保护出口回路，短接母线差动保护5024侧电流互感器B相二次,手动升流至母线差动保护动作，记录差动保护动作值，降低励磁电流，保护复归后,恢复母线差动保护5024侧电流互感器B相二次接线，投入5024母线差动保护出口。
d. 解开5023、5024断路器、短引线保护出口回路，短接5023断路器保护电流互感器B相二次，手动升流至短引线保护动作，记录短引线保护动作值,降低励磁电流，保护复归，恢复短引线保护5023断路器电流互感器B相二次接线，投入短引线保护出口,检验完毕.
e. 解开5023断路器、短引线保护出口回路,短接5023断路器保护电流互感器B相二次,手动升流至短引线保护动作，记录短引线保护动作值，降低励磁电流，保护复归，恢复短引线保护5023断路器电流互感器B相二次接线,投入短引线保护出口，检验完毕。
f. 检查正常后，逐步升电流至30%发电机额定电流，检查一次设备工作情况，测量记录GIS母线各CT电流,打印各个保护的交流采样（此项确认GIS地刀能承受100%主变额定电流时进行,否则仅升电流至30％）。
g. 记录完毕，降低励磁电流至零,分励磁直流灭磁开关，分厂用电10kVⅡ段备用出线柜00206，分发电机出口断路器801。
h. 主变及第二串GIS第二次升流通过500kV＃2M和短路点S3进行.
i. （S3）短路点试验完毕。
5.3.3 主变及第三串GIS第一次升流
5.3.3.1 主变及第三串GIS第一次升流准备
(1) 第四次GIS升流的短路点设置在开关站第三串GIS接地开关5032617(S4）处，利用接地开关5032617作为短路装置，见附图（S4)。
(2) 分接地开关：5217、503267、503317、503327、503467、503417、503427、501427、501417、501467、5014617、500117、500127、801617、80117。
(3) 分隔离开关：50322、50346、50242、50132。
(4) 合隔离开关： 50326、50331、50332、50341、50342、50142、50141、50146、50011、50012、8016。
合断路器： 5033、5034、5014.
确认断路器0011在“摇出”位置。
(5) 短接GIS中暂不用的电流互感器二次侧。
(6) 切除第三串间隔的操作电源,以防其被误操作.
(7) 合发电机出口断路器801，确认断路器合闸后，切除断路器801的操作电源，防其分闸。
5.3.3.2 主变及第三串GIS第一次升流
(1) 机组开机在额定转速下稳定运行,励磁为控制方式,合厂用电10kVⅡ段备用出线柜00206断路器，合励磁直流灭磁开关。
(2) 手动缓慢升流至(2～3）％发电机额定电流，检查升流范围内各电流互感器二次无开路,继续升流至10％额定电流,检查各电流互感器二次三相电流平衡情况及其相位;检查断路器保护、母线差动保护、故障录波及测量回路的电流幅值和相位。
检查部位
检查名称
测量项目
母差保护(A ,B套)
Ⅰ母线差动保护 87B1
幅值，相位及差流
Ⅱ母线差动保护 87B2
幅值，相位及差流
保护通道显示
核对显示值与实测值相符
断路器保护
失灵保护 44DL
幅值、相位
非全相保护 54DL
幅值、相位
保护通道显示
核对显示值与实测值相符

短引线保护(A ,B套）
短引线保护 51L
幅值,相位及差流
保护通道显示
核对显示值与实测值相符
电度、LCU计量
计量
幅值、相位
GIS故障录波
GIS电流
幅值、相位
录波通道显示
核对显示值与实测值相符
故障录波
主变高压侧电流
幅值、相位
录波通道显示
核对显示值与实测值相符
检查部位
检查名称
测量项目
(3) 解开第三串所连Ⅰ、Ⅱ母线所有断路器差动保护出口回路、短引线保护出口回路,模拟检查Ⅰ、Ⅱ母线差动保护、断路器保护、短引线差动保护的动作模拟检查母线差动保护的动作；
(4) 解开第三串所连Ⅰ、Ⅱ母线差动保护出口回路,短接母线差动保护5034侧电流互感器B相二次,手动升流至母线差动保护动作,记录差动保护动作值，降低励磁电流，保护复归后，恢复母线差动保护5034侧电流互感器B相二次接线，投入5034母线差动保护出口。
(5) 解开5033、5034断路器、短引线保护出口回路,短接5033断路器保护电流互感器B相二次,手动升流至短引线保护动作,记录短引线保护动作值，降低励磁电流,保护复归,恢复短引线保护5033断路器电流互感器B相二次接线，投入短引线保护出口，检验完毕。
(6) 解开5033断路器、短引线保护出口回路，短