阳光凯迪1*30MW生物质能发电厂

试运经验总结与交流会来风凯迪材料摘要

一、设计、调试方面

来凤凯迪从20xx年11月27日“倒送电”到20xx年2月26日完成“72+24”约3个月，调试周期长，制约项目调试进度的问题有：

1、化学水处理出力小和除盐水箱容积小，造成机组初期从吹管开始制约调试的进度，吹管时间因为除盐水的不足导致吹管不能连续进行，调试期间因为除盐水不足导致机组被迫停运等水的次数达到了4次。建议公司增加除盐水箱的容积，可以减少后续项目的调试时间。

2、凝结水泵问题严重影响项目调试进度，凝泵设计密封装置时没有考虑到真空负压运行，没有设计双向密封，在11年12月23日来凤电厂首次并网后因为凝泵原因耽误了将近60天时间，目前经过大连苏尔寿厂家技改，3月29日在来凤电厂做实验基本合格，凝泵性能待运行周期结束后再定。

3、西门子厂家调试期间与项目配合方面存在很大问题，老外的休假观念和加班观念和中方不同，经过公司协调多次还未解决老外的调试加班问题，这些问题造成了来凤机组的频繁启动次数，更是增加了调试周期，可以说在汽机转入动态试验后，每天机组是早上3点启动，10点具备条件交予老外调试，老外下午最多工作到7点，然后机组停运，第二天重新启动。可以说因为西门子工作理念的不同严重制约着项目调试进度。

4、调试期间在管理上还待加强，尤其是在试运指挥部功能完成后，启委会成立，每次重大项目的决策落实方面，调试期间指挥权方面等需要确定，来凤项目在前期因为指挥权问题造成了很大的教训，责权分明，各单位落实自身职责可以说保证整个调试顺利进行。根据国家验收规范和调试规范，电力调试部门是电厂调试期间的发令和指挥者，电厂负责操作和检查等工作，协调外部工作，协调各单位利益，使所有单位目标一致。对于大的影响调试进度的问题交予启委会委员商定。

5、接入系统倒送电进度制约调试的整体进度，同时应急检修电源也不能满足分体调试的需要，应急检修电源极不稳定，更是制约着调试进度。

6、锅炉专业：锅炉排渣设计不合理，链斗输渣机出口位置较低，增加人工转运成本，且不易排渣，锅炉排渣无法直接筛选；锅炉主给水主路自动调节无法正常投入，自动调节跟踪不及时，同时对减温水影响较大；锅炉冷渣机设计进水压力不低于3公斤，但电厂工业水两台泵启动后工业水压力不到3公斤，导致冷渣机无法启动；炉膛两个排渣口位置布置不合理，两个排渣口紧靠炉门处，炉膛中间间距到排渣口较远，导致炉膛中间区域大渣无法及时排出，锅炉运行周期受到影响；烟囱没有设计积灰平台，运行中发现烟气从烟囱底部门向外窜漏；管道酸洗后，主给水管道中仍有杂质和锈皮，锅炉受热管道和主给水管道到项目时间长，保存技术未给上；设备安装后，成品保护方面还待加强，尤其是压力容器反面；给料机烟气反窜严重，需要控制好风量配比和料层差压；灰库双轴搅拌机放灰时，工业水压力低，不能满足设备要求，严重影响周围环境卫生；运行中发现二次风机设计容量偏低，当燃料水份超过45%时，带满负荷比较困难，锅炉氧量偏低。

7、汽机专业：除氧器水源只有一路凝结水，锅炉补水只有通过启动给水泵

进行上水，除氧器水位低就会影响锅炉的补水，启动初期由于管道、容器等不可避免的存在杂质或空气等，凝结水不合格，不合格凝结水需要直排，就无法向除氧器补水，就无法向锅炉上水，同时凝结水流量只有100吨，最大不超110吨，不是按照满负荷设计；主厂房布局小，很多阀门无法操作；凝结器补水流量只有10吨，在事故、点火初期不能满足热水井补水量(现场增加了一根76管子直补到热水井)；江边取水泵无法实现远方停运，且A取水泵过流。7、B给水泵轴承温度高，不能长时间运行；工业水泵来水为循环水，启动工业水泵必须启动循环水泵，厂用电量太高，机组停运后，辅助设备运行增加了反用电量，增加生产成本。

8、电气专业：料场避雷针还未安装，料场接地未完成；调试期间发现锅炉各变频室没有设计排风散热装置，室内温度高，设备运行不稳定；升压站和灰库距离太近，灰库放灰时大量粉灰飘到升压站，对升压站设备运行造成很大影响，存在很大安全隐患。

9热控：主给水主路自动调节不能投入；除氧器水位自动调节不能投入。

10、化学：化学值班室没有设计监视盘，设备操作存在很大弊端；化学制水出力达不到设计10吨，制水量在加热投入时最高有8吨，导致调试期间除盐水不能跟上，增加调试时间。

二、培训方面情况

1、来凤电厂从单体调试到整套启动前，实行运行人员白班，晚班12小时值班方式，增加了运行人员在现场时间，运行人员有更多时间参与到单体、系统调试中，对员工技能有很大的提高，整套启动后实行三班三运转，使更多的人员参与到运行中，短时间内提高了员工的实战技能。调试期间，锅炉、汽机、电气、化学按照公司三定方案要求，每值配备相应主值和副值，11届学员按照专业每值三人，保证了人员力量。专工们从调试开始就住在现场，整套试运期间全部在现场值班。

2、来凤电厂针对运行人员开展了安装现场技能培训、调试技能培训、实习，安全培训等，经过前期培训和调试期实战，已经出来4个汽机主值、3个电气主值、4个锅炉主值，11届学员经过前期学习，目前已经定岗10人。

三、调试期间燃料和掺配方面情况

1、来凤电厂在机组整套启动前储备燃料约4万吨，干料棚储备已掺配好燃料约5000吨，用于首次锅炉运行燃料主要是边角破碎料、稻壳、锯木按照6:1:1比例掺配，水份在45%左右，启动初期发现破碎料比例较大时，给料机下料管温度计、拐角等地方容易堵塞，再加上燃料水份较大，储存时间较长，热值较低，流动性差，更造成给料机下料管堵塞。（下料管开孔，当堵塞时可以及时处理）料仓料位基本不能超过三分之一，由于一级取料机启动初始频率不能低于20%，低负荷期间须将取料机与给料机轮次启动，防止料仓棚料。

2、来凤电厂从吹管到96小时结束，一共使用燃料约18000吨，

3、目前料场存料约3700吨，其中锯末27000吨，整料10000吨。

4、来凤由于交通和资源制约，燃料收购量较少，且料场存量在将近3万吨的锯末是20xx年开始收购的，长时间露天堆积，发热量只有800多，水份在70%左右，且前期收购时料场没有硬化和场平，燃料损耗严重。

四、主要存在的设备隐患

1、B给水泵非驱动端轴承温度高，不能长时间运行（非驱动端径向滑动轴承不安装刮油片并对轴瓦进行研磨，瓦面重开了油线）。

2、全厂停电时，如果应急检修电源中断，汽轮机无法盘车。

3、江边取水泵因放置电缆问题，导致取水泵无法远方停运，A取水泵启动后一直过流。

4、轴加风机出口没有逆止门，启动轴加风机时，另一台风机倒转，失去备用。

5、高加疏水到除氧器没有设计逆止门，调节门失灵或关不严时，除氧器汽源会倒至高加。

6、五段抽汽温度设计98℃，现在温度在190℃，西门子专家无法解释，西门子总部未回复。

7、升压站与灰库太近，污染严重，升压站内设备隐患大。

8、发电机定子线圈一个测点温度比其他点高十几度，负荷带到27MW时，测点温度最高到120度，西门子机组资料显示125度报警、130度保护动作，但是西门子老外说没有问题，可以带负荷，我们认为还是存在隐患。

五、经验总结

1、锅炉燃料掺配方面：1）来凤项目燃料品种比较单一，就是锯末和破碎边角料，破碎料流动性差，锯末水份大，极易造成给料系统堵塞，采取的措施是对锯末进行摊晒，降低水份，合理掺配，使其流动性加大，同时根据床温及燃烧情况进行及时配比。2）来凤阴雨天气较多，且干料棚较小，料场硬化未完成，长期下雨导致机组无法正常运行，因此规定在干料棚南侧堆积200吨干料，主要是稻壳和破碎料掺配，水份在35%，作为锅炉紧急情况下使用。3）前期收购的燃料堆积时间过长，热值较低，通过新旧掺配进行合理使用。

2、燃烧调整方面：1）满负荷时参数规定一次风量在42000左右，风室压力在13---14KPa,氧量在3—5%，炉膛温度不超900℃，分离器进出口温差不超50℃。

2）锅炉采取小流量间断排渣，根据排渣情况进行床料置换。3）主给水主路自动调节投入后对给水压力影响较大，导致主汽温度波动大，目前只能投入旁路调节。

4）每班规定乙炔吹灰一次，过热器灰斗积灰要求交班前放净。

3、1）给水泵运行中规定除氧器水位在900-1000mm，给水泵进口压力不低于0.135MPa，启动初期及时投入除氧器加热，除氧器压力在0.3MPa，给水泵流量不超过130吨。2）凝泵改造后启动前要将密封罐充满水，排空气门打开。凝泵启动前将滤网清洗干净。凝泵避免出现流量大幅波动运行。3）按照西门子机组要求进行暖管，升温速度不超4℃/min，带负荷速度根据缸温差进行。

4、劳务工：设置两个皮带工，负责从干料棚下料口到料仓的工作，一个杂工负责放灰 放渣等工作。铲车司机因为公司三定方案只有8个，而来凤电厂情况特殊，试运期间安排三个铲车司机负责上料，两个铲车司机负责配料和转料工作，两个司机负责两个破碎机的上料工作，一个司机负责整料的转运工作，可以说8个铲车司机根本不能满足生产的需要。

5、到厂设备、管道的保护方面应加强，尤其是油系统管道、给水管道。管道清洗、压力容器清洗必须采取多次清洗干净的方法，初期加强管道排污、锅炉排污。

6、运行人员的培训需要加强，尤其是要求运行人员深入到机组分部调试和整套启动中，掌握现场技能。因为二批电厂运行人员基本上由10届、11届学员组成，这些员工没有实际电厂操作经验和发现异常技能，通过在现场的培训，学员们可以完成专业的基本操作。

7、调试期间必须加强对缺陷的处理工作，要做到小缺陷不过班，大缺陷不

过天，调试期间来凤电厂根据实际情况，严格落实监理负责制和业主责任制，通过监理和业主双方共同落实缺陷的处理工作。

8、保护定值、逻辑关系、报警参数等根据调试期间的报告，进行了部分修改，这些定值的修改是根据现场实际情况和运行稳定性提出进行的修改，而且这些保护定值的修改是经过了调试、厂家、DCS厂家、业主、监理开会共同商定，并且出保护定值修改签字书。建议兄弟电厂根据实际情况进行谈论。

9、调试期间必须完善事故预案，调试是检验机组静态、动态性能的必要过程，过程中不可避免的会出现各种事故，因此制订相应事故预案必不可缺，来凤项目调试期间也出现了全厂失电等事故，正是因为有事故预案，及时的处理了全厂失电的事故。

10、调试期间部分备品备件现场必须配备，尤其是采购难度大，必须由厂家提供的备品备件更是需要配备。来凤电厂因为风机接触器保险烧坏，而影响机组延迟启动。凝泵密封圈、部分阀门金属缠绕垫等也影响调试进程。

11、根据调试期间问题，项目公司应及时制定相应的制度和规定。尤其是针对调试期间的异常、不正常现象。来凤电厂在调试期间相继出台了《关于防止锅炉主汽温度超限的规定》、《关于目前燃料掺配的规定》、《关于锅炉乙炔吹灰、过热器放灰、排渣等规定》、《关于防止给料机堵塞、料仓蓬料的规定》等相关指导性规定。

12、调试期间要加强和电网公司、州电力公司等单位的沟通，可以说调试期间电网的态度对调试进度起着关键因素。来凤电厂调试期间机组启动做实验时，电网调度经常是不予以批准做实验，尤其在做甩负荷试验等工作时。电网调度一句话 电厂就要等几天，因此，后续项目要提前做好电网调度的工作，协调好电力公司的关系。

六、异常分析

来凤电厂作为凯迪首台30MW机组试运行单位，调试期间出现一些异常事件，现分析总结如下：

1、 主汽温度异常：

在调试期间，多次出现主汽温度波动异常，甚至超限的事故，经过调试单位、电厂、设计单位等共同分析，主要原因是由于汽包水位自动调节逻辑是通过调整给水泵勺管进行，就是说给水压力变化较大，就引起减温水流量、压力跟着波动，造成主汽温度变化较大，试验几次后，确定给水主路不能有效地进行自动调节，现在是给水走旁路，根据汽包水位自动调节，调节过程是增加或减小给水流量。其次是因为上料时候没有协调好，给料机给料不均匀，造成燃烧减弱，主汽温度异常波动。燃料水份大，燃料热值波动大等都造成了燃烧的变化，造成主汽温度异常波动。

2、 锅炉初期点火投料的时间和锅炉前期控制

凯迪首台120吨循环流化床锅炉经过前期调试，没有发现什么大的设计或设备问题，主要是燃烧调整方面要根据实际情况进行总结。来凤电厂在调试初期，也出现了锅炉前期投料快或早，造成燃烧不充分，污染环境的异常，现在锅炉点火后根据升温速度控制油压和风量，在底部平均床温到450℃时开始少量、间断给料，给料时注意炉膛压力、氧量及床温的变化情况，第一次给料要用干料（稻壳为主）。给料机经常切换进行给料。刚启动时料仓上木片和稻壳为主，这样燃烧稳定。氧量控制在5%左右。

3、 汽机做调门实验时锅炉跳闸问题

实际启动过程中到汽机暖管后，开始做调门实验结束时，调门关闭，造成锅炉各风机跳闸，艾默生中间的逻辑无解除开关，给运行安全稳定造成很大不方便，经过讨论研究在控制逻辑里加上电动主汽门开的信号，即只有电动主汽门开时，汽机跳闸时才连跳锅炉。

4、 凝结水泵问题

在来凤电厂调试运期间，凝结水泵出的问题最多、也最复杂、耽误时间最长。也为以后兄弟电厂的凝结水泵的改造提供方案，节约时间。现在这种解决方案在各电厂应用。现将问题简单汇报一下，1、凝结水泵厂家设计的机械密封问题。2、机组管道容器没有进行酸洗，里面有杂质和铁锈，造成进口滤网堵塞。

5、 引风机变频室温度高问题

引风机变频室没有设计通风设施，在变频器运行期间产生大量的热量，无法排出室外，是室内温度升高，室内空调无法将温度降下，威胁设备安全运行。经过技改在变频器室内加装排风扇，把热风排向室外。

6、 升压站的隔离刀闸变形问题

升压站的隔离开关是西安高压开关厂生产的隔离刀闸和接地刀闸一体式结构，在安装时也有厂家在现场指导安装，但是在运行中发现，隔离开关在分合几次后，会产生变形，位置跑位、接地刀闸合不到位等问题。现线路侧的隔离刀闸操作机构卡，无法操作，正在与生产厂家联系解决。

7、 厂变没有备用自投装置

设计有二台厂变，但是没有备自投装置，在设备运行时侯，当厂变突然跳闸时，备用厂变无法自动投入，给安全运行带来很大威胁，和设计厂家多次联系无果。

8、 化水制水能力低

化水值班室没有设计监视盘，设备操作存在很大弊端。化水制水出力设计值是10吨没小时，但在实际运行中最高制水量达到8吨，导致调试期间除盐水跟不上用，一直在等水用，增加调试时间。

来凤县凯迪绿色能源开发有限公司

二〇一二年四月二十九日

 

第二篇：北仑港电厂二期工程电气整套启动调试总结

杨泽荣

北电二期工程3×600MW汽轮发电机组是由日本东芝公司供货。其中发变组保护装置采用了瑞典ABB公司生产的集成电路保护装置。该套保护装置具有可靠性高、动作速度性，总体配置完善、合理，并且有一期工程的运行和调试经验。自动励磁调节装置是东芝公司生产的新型数字式自动电压调节器（D-AVR）。该励磁调节器具有响应速度快，调节精度高；调节器的各参数可以在线整定或修改，并可显示出来；现场试验及模拟试验方便；人机对话简单，在国内外都比较领先。在二期工程中，除了三号机组采取了利用系统电源进行主变零升的常规启动方法，四、五号机均采取了用本机电源进行主变零升的新方法，并取得了成功。本文就二期工程的电气整套启动调试进行总结。

1．系统概述

1.1 发变组保护

北电二期发变保护总体配置原则上强调最大限度地保证机组安全和缩小故障破坏范围。尽可能避免不必要的突然停机，特别要求避免保护装置的拒动，因此发电机主变压器保护由R1、R2两块屏组成。两套保护装置的交流量取自不同的PT、CT；直流电源也由两组蓄电池分别供电；跳闸回路采用双跳闸线圈，独立的跳闸出口回路，形成双重化配置。其主要保护配置如有：发电机差动、主变差动、发变组大差、阻抗、失磁、失步、低频、负序保护等组成。

1.2 发电机励磁系统

励磁系统采用自并励静止励磁方式。由励磁变压器、功率整流装置、自动电压调节装置（AVR）、发电机灭磁及过压保护装置起励设备及励磁操作设备等部分组成。其原理如图所示。自并励静止励磁方式与旧有的励磁方式相比，具有如下几方面的优点：

a. 励磁系统可靠性增强

旋转部分发生的事故在以往励磁系统事故中占相当大的一部分，但由于自并励磁方式联消了旋转部件，大大减少了事故隐患，可靠性明显优于交流励磁机励磁系统，而且自并励系统在设计中采用冗余结构，故障元件可在线更换，有效地减少停机概率。该励磁系统对运行、维护的要求相对较低。

b. 电力系统的稳态、暂态稳定水平提高

由于自并励静止励磁系统响应速度快，电力系统静态稳定性大大提高。自并励方式保持发电机端电压不变，对单机无穷大系统静态稳定极限功率为：

Pmax = VgVs/Xe （1）

式中: Vg-机端电压 Vs-系统电压 Xe-发电机与系统的等值电抗

而常规系统在故障中只能保持发电机次暂态电势Eq′不变,其极限功率为：

Pmax′= Eq′Vs/（Xe+Xd′） （2）

式中: Eq′－发电机Q轴暂态电势 Xd′－发电机D轴暂态电抗

根据公式（1）和（2）计算得出Pmax 大于Pmax′，说明大大提高了静态稳定极限。

c. 减少发电机轴系长度和机组投资

自并励静止系统与三机励磁系统相比，取消了主、副励磁机，缩短了机组长度，减少了大轴联接环节，因而缩短了轴系长度，提高了轴系稳定性，同时降低了厂房造价，减少了机组投资。

1.3自动励磁调节装置

自动电压调节器（D-AVR）由两个主控制器（MC）、一个系统控制器（SC）、两套隔离装置（U－ISO）、荧光显示屏（EL DISPLAY）和电源装置（PWU）等设备组成。主控制器（MC）由高性能CPU卡、模数转换器、输入/输出卡件和一些控制键所组成。系统控制器（SC）使用TOSMAP－C800元件，主要用于控制电压建立顺序及实现与运行有关的逻辑控制监视功能，例如故障显示和运行状态显示。并且提供了自动电压调整（AVR）、低励限制（UEL）、过励限制（OEL）、V/F限制、电力系统稳定器（PSS）等功能。

1.4 厂用电源系统

厂用电在机组启动时由两台启备变（厂用备用电源）分别带一段10kV和一段3kV厂用母线运行。启备变高压侧经高压电缆接至220kV系统。当机组带上负荷并稳定运行后，将厂用电源切换至由厂高变（厂用工作电源）供电。此时启备变热备用运行，并由自动装置自动调节启备变的有载分接开关，随时跟踪厂用母线电压的变化，以保证厂用电源切换时的冲击电流为最小值。厂用电源切换有正常状态下的手动并列切换和事故时备用电源自动投入切换两种方式。

1.4.1正常手动并列切换

在机组启动后和停机前的正常厂用电源切换均采用手动并列切换。

1.4.1.1合厂用工作电源进线开关的条件：

a. 发变组保护出口继电器86-1、2、3X、4、4A均未动作。

b. 相应的备用电源进线开关在运行。

c. 厂用母线电压正常。

d. 同步检查继电器允许合闸。

e. 工作电源开关的合闸方式选用"自动"方式。

工作电源开关合上后，其常开辅助接点与开关的合闸脉冲扩展继电器的接点相串联接通备用电源进线开关的跳闸回路。这样，切换过去之后，原来供电的开关随即自动断开。

1.4.1.2 工作电源向备用电源的切换

切换过程与上述相似，也是在备用电源开关进线开关合上后自动断开工作电源进线开关

1.4.2 备用电源自动投入切换

自投的条件：

a. 发变组保护出口86-1、2、3X、4任一动作。

b. 启备变保护出口86-A、B均未动作。

c. 厂用中压母线电压正常并且同步检查继电器允许合闸。

以上条件满足时同时发出跳厂用电源进线开关和合备用电源进线开关命令。厂用电源能在最短的时间内完成切换。如同步检查继电器不允许合闸，只能等厂用电源母线电压下降到二次侧电压为19V以下，才允许厂用电源切换。这称为慢速切换，此时厂用辅机已全部被甩去。切换后能自动完成10kV变压器的送电，对处理事故是有帮助的。

1.5 500kV系统

发电机经主变压器升压后，由分裂架空导线接至500kVGIS开关站。500kV为112 接线方式。一期工程有三串，扩建工程增加两串。公用系统如母差保护等与一期合用。

2.整套启动试验方法的探讨

在北电二期工程中，针对如何安全、有效、经济地将机组启动起来，我们进行了不同的尝试。在三号机组中我们采用的是传统的试验方法。即在机组整套启动前的一段时间，利用系统运行机组先进行主变零升，然后整套启动时完成发电机启动并网两大步骤来完成投运前的各项试验项目。对四、五号机组整套启动时,我们则采用了利用本机进行零升试验和发电机启动并网试验的新方法。

2.1 新旧两种方法的比较

a. 传统的试验方法在进行主变零升试验时，必需借用系统机组来作为电源。#3机的主变零升试验，我们用北电#2机作零升电源。试验之前，电网为了空出零升通道，要进行必要的负荷转移和保护定值调整。新方法只在启动时，利用本机完成各项试验，涉及系统的操作不多，有利于系统的稳定。

b. 用传统方法，因试验需要停用运行机组，由此而造成发电量的减少并且要消耗大量的燃油以维持机组的空转。主变零升期间还要求全厂进行停电，这就不得不中断机组的分部试运行，并且还要将蓄电池充电器等重要负荷的电源更换。

c. 对于自并励发电机组在进行发电机的短路特性和空载特性试验时，必须有一个足够容量的他励电源。传统方法是将厂用电源通过工作电源进线开关和厂高变倒至励磁变高压侧。为了将发电机隔离出来，我们在汽机房的A排内侧处将发电机封母的升缩节拆开。此处空间狭小，升缩节的连接片数很多。虽然可以在启动前将其拆开，但是发电机

励磁系统试验结束后，将其复原需花5个多小时，给安装工人增加了劳动强度。采用新方法后，我们从厂用电源的10.5kV备用间隔拉一根10kV电缆直接至励磁变高压侧。相比较而言，拆励磁变高压侧的升缩节是容易的多了，只需花半个小时。

d. 传统方法可以较为系统完成新建机组发变组的保护、测量、控制回路、厂用电源系统、发电机电压回路的检查、校验工作；并且可在机组启动前及时发现一次设备的缺陷而且有足够的时间进行处理。

采用新方法时，需在机组启动前一定时间内完成：

⑴用外加一次电源（380V）三相短路法完成厂高变的电流保护校验。

⑵用自身环形供电法来完成厂用中压电源系统的校验和发电机电压回路的检查。

2.2 用本机零升进行整套启动试验新方法的实践

2.2.1技术准备工作

采用从厂用电源的10.5kV备用间隔拉一根10kV电缆直接至励磁变高压侧，将励磁变降压运行能否完成发电机短路、空载试验和500 kV母差保护的校验呢？根据#3机主变零升和机组启动试验的数据分析，励磁变只要能满足发电机短路试验时所需的容量即可。分析如下：

a. 励磁变参数

发电机励磁系统不同工况下的参数

b. 当励磁变高压侧电源从20KV降为10.5KV后，励磁变低压侧电压降为：

U低=10500×1170/20xx0=614.25V

c. 发电机的短路电流达到额定值21443A（二次侧4.29A）时的数据：

将磁场电流IF（直流）折算到交流侧为：If（交流）=3168×0.816=2585A

折算到励磁变高压侧为：IACH=2585×1170/20xx0=151A

因此选用10.5kV段备用开关柜能够满足励磁试验电源要求。

d. 降压后可控硅整流柜最大能输出的电压为（不考虑压降）：

UF =1.35Ucosαmin=1.35×614.25cos15°=801V >>271V

e. 发电机AVR装置的同步电压是取自发电机的PT二次电压，在进行短路和空载试验时不能用此电压。经仔细分析后，我们发现厂用10.5kV母线PT二次电压在相位和幅值上均满足要求。因此在试验时，将该电压引至AVR装置内并做好隔离措施即可。

2.2.2 方案编制

一个高质量的、切实可行的调试方案，既可以按既定的目标完成各个试验项目，又有助于试验人员在试验过程中思路清晰，更有助于安全措施的到位。

在二期工程中我们将经省电建总公司和华东总调批准的方案进行细化，使之更具有可操作性。首先是将主要的试验项目以流程图的形式加以简化，预计好各个试验项目需用的时间。并且注明在试验前安装部门按完成的短路点和断开点以及需做好的安全措施；对运行人员应摆好的一次系统状态。在试验过程中安装、运行部门应做好的准备工件等一一进行交待，使人看了一目了然。

因为从发电机短路试验开始到并网带负荷试验，整个过程需要50多个小时。连续作战使试验人员极度疲劳，为

了在试验过程中尽可能少计算数据、少翻图纸、少动脑筋，我们尝试了一种"傻瓜型"的操作方法，该方法中包含有做每项工作时应采取的临时措施和应投退的保护及应做好的安全措施。各项措施细化到各个保护屏的测量端子，并注有试验参考值。因此这种方法具有以下几个优点：

a.不会遗漏试验项目

在以往的试验过程中，经常有试验结束后发现漏测了一个数据或者漏做了一个小试验项目。现在，我们在试验开始前就按方案仔细编写了试验中应记录的每一个数据，其中只要有一个空格就表示试验没做完。

b.及时发现问题

由于每一个空格旁均有仔细计算过的参考数据，如果测到的数据与参考值相差太多，说明保护的接线可能有问题。这一点对于差动保护的校验尤为重要和方便。

c.降低劳动强度

以前试验人员经常一手拿着计算器，一手翻图纸，计算测到的数据是否正确，给调试人员带来了很多的工作量。而现在调试人员从繁琐的计算中解脱出来了，整套启动调试也不象以前那样费神费力了。

2.2.3方案的实施

编写了可操作性强的启动调试方案后，在实施过程中如何做好各个部门间的协调工作是顺利完成调试任务的前提。在二期工程的启动调试中，试运组委派了调试公司经理担任协调指挥。在进行试验前由指挥安排安装部门做好各项安措和临措并协调电厂运行人员完成一次设备的操作；满足试验条件后，由指挥发可以进行试验的命令；试验人员在试验过程中发现问题和一项试验结束后及时汇报指挥，这样整个启动试验就能有条不紊地进行，保证了安全。 下面将#5机组的电气整套启动试验项目和试验步骤列出，以供参考。

3．结束语

四、五号机组的电气整套试验的成功充分证实了新启动方法的优越性。与三号机组常规启动方法相比，虽然从整个启动试验耗时多了2个小时，但它省去了主变零升所需的22.5小时，简化了操作步骤，节约了能源，降低了整套启动试验成本，减少了劳动强度，提高了工作效率，经济效益十分可观。该方案同时获得了公司科技进步一等奖及省局科技进步奖，值得进一步推广应用。