135MW汽机培训-泵_百度文库
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135MW汽机培训-泵
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若此文档涉嫌侵害了您的权利，请参照说明。《公告》中电投燕山湖发电厂2×600MW机组集中供热工程回水升压泵采购招标二次公告
联系人：郝&&亿（经理）电&&话：010-手&&机：
标讯类别:&国内招标&
资金来源:&其它&
所属地区:辽宁&
一、项目基本情况
招标人：中电投东北分公司
项目地点：辽宁
项目资金来源：自筹
二、本次招标标段情况一览表
序号&招标编号&标段名称&主要指标&招标文件费用（元）
1&CWZ号锅炉水平低温过热器综合治理改造&抚顺热电2×300MW亚临界锅炉运行过程中出现的预热器入口烟气温度偏低，空气预热器出口一、二次风温偏低，磨煤机干燥出力不足，燃烧器一次风量过大等问题，本次改造项目是将1号锅炉水平低温过热器面积减少约30%。水平低温过热器原横向排数为102排，每排6根，横向截距为136mm，纵向截距为102mm，&管径为φ51*6mm、材质为SA-210C，改造后水平低温过热器横向排数、截距和管径等结构不变，只减少了受热面回程数量，减少了1个回程。&1000.00
2&CWZ&抚顺热电分公司燃料输煤皮带拉紧装置改造&抚顺热电分公司燃料输煤皮带拉紧装置改造，1.&输煤皮带主要技术参数：
1.1&皮带中心距；2.8m&。
1.2&带宽：1400&mm、1000mm。
1.3&带速：2.5m/s
1.4&出力：1500t/h&、750t/h。
1.5&皮带输送距离：290m、194m。
1.7&拉紧方式：车式液压拉紧
4.&拉紧调偏装置技术要求
4.1&供方提供的设备功能完整，技术先进，并能满足人身安全和劳动保护条件。
4.2&所有设备均正确设计和制造，在所有正常工况下均能安全、持续运行，而不会有过度的应力、振动、温升、磨损、腐蚀等其他问题，供方不提供带有试制性质的部件。
成套设备共计3套。&1000.00
3&CWZ&阜新发电01、03号炉捞渣机铸石改造0x0d&阜新发电有限责任公司01、03号炉捞渣机铸石改造，本工程包括捞渣机铸石改造施工工艺、材料应用的技术要求。投标方应提供01、03号炉捞渣机铸石改造方案、施工技术措施、施工组织措施、安全管理措施、施工质量管理措施、施工进度。
投标方根据电厂锅炉现状及改造后应达到的标准及要求，提供1套以上的技术改造方案设计，并进行专题说明供电厂选择。
改造范围：01、03号炉捞渣机水平段上下层、斜坡爬升段上下层进行原铸石拆除，新铸石敷设，宽度要求大于两侧刮板链条宽度，对原槽箱壳体采用不小于12mm厚度的16Mn钢板进行修复。改造后要求整机壳体无渗漏。&供货范围：施工所需的材料、工器具等。&1000.00
4&CWZ&朝阳燕山湖发电厂2×600MW机组集中供热工程（二期）回水升压泵房施工监理&燕山湖发电厂2×600MW&新建机组位于辽宁省朝阳市龙城区西大营子镇沟门子村，2013年机组通过供热改造后向市区供热达540万平方米，规划供热面积1200万平方米。本标段工程建设回水升压泵房一座，建筑面积约1800平方米，包括室外给排水与市政管网的接引及供热管道与泵房的连接。
招标范围：回水升压泵站工程、连接管道、给排水等工程的施工监理。&1000.00
5&CWZ&朝阳燕山湖发电厂2×600MW机组集中供热工程回水升压泵采购&2.4.1回水升压泵型式：卧式双吸水平中分式离心泵
2.4.2回水升压泵的配置：本工程设回水升压泵3台，两运一备。
2.4.4回水升压泵参数要求
回水升压泵工作温度：&70℃
回水升压泵设计温度：&90℃
回水升压泵流量：&3170m3/h
回水升压泵扬程：&32m&1000.00
6&CWZ&大连泰山热电1号锅炉脱硫脱硝改造工程电缆&动力电缆约1200米；控制电缆约3000米。计算机电缆约6700米。&1000.00
7&CWZ&大连泰山热电1号锅炉脱硫脱硝改造工程风道系统设备招标&大连泰山热电有限公司现有2台440t/h超高压循环流化床锅炉，配国产135MW凝汽式汽轮发电机组。本工程供货范围：国产挡板门；数量：共27台手动挡板门，17台电动调节型挡板门。&1000.00
8&CWZ&大连泰山热电1号锅炉脱硫脱硝改造工程热控设备项目&大连泰山热电有限公司CFB锅炉采用ROFA+Rotamix技术降低SO2和NOx排放工程示范应用研究项目（1号锅炉脱硝脱硝改造工程）热控设备技术要求，主要包括氨逃逸分析仪（安逃逸设备选型在以下品牌中选取：英国士富梅、德国siick&ABB和日本HORIBA当中择优选取）、热控仪表、仪用电源柜/箱、电动执行机构等设备，本规范书包括相关系统的功能设计、结构、性能、安装和调试等&1000.00
9&CWZ&大连泰山热电1号炉脱硫脱硝改造工程低压配电柜&大连泰山热电有限公司1号锅炉脱硫脱硝改造工程脱硝系统低压配电柜，包括氨区MCC开关柜、氨区变频控制柜。它包括低压配电柜及辅助设备的功能设计、结构、性能、安装、试验和检修等方面。低压抽出式开关柜（MNS）2面；变频控制柜1面&1000.00
10&CWZ&泰山热电1号锅炉脱硫脱硝改造工程氨区设备招标&大连泰山热电有限公司1号锅炉（440t/h超高压循环流化床锅炉）脱硫脱硝改造工程氨区设备（包括氨水卸料泵、氨水输送泵、稀释水泵、废水泵、氨水事故泵、阀门、箱罐）装置，包括泵本体、阀门及其辅助设备系统的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面&1000.00
11&CWZ&泰山热电1号炉脱硫脱硝改造工程分散控制系统（DCS）改造&大连泰山热电有限公司CFB锅炉采用ROFA+Rotamix技术降低SO2和NOx排放工程（1号锅炉脱硝脱硝改造工程）分散控制系统&(以下简称DCS)，本规范书包括分散控制系统的功能设计、结构、性能、安装和调试等方面。买方原主控系统为国电智深DCS，卖方提供的DCS应完成本规范书规定的数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）等功能以满足脱硝系统各种运行工况的要求，确保脱硝系统安全、高效运行。整个DCS的可利用率至少应为99.99%&。控制系统的平均无故障时间（MTBF）应不小于16000小时。DCS控制系统设备品牌要在以下三个厂家中选择（北京国电智深、上海新华、和利时）。本次项目改造中的DCS系统网络与泰山公司1、2号机组DCS系统分网控制，网络之间采用网络通讯，但是，在老系统中可以对。DCS系统控制柜，每个控制柜要小于200个I/O点。本技术规范书要求DCS厂家负责DCS系统组态调试。&1000.00
12&CWZ&朝阳燕山湖发电有限公司火车残煤清理&服务范围：1.煤车翻卸后，车厢内、铁路沿线地面残煤清理。
2.相关区域地面和铁轨内外原煤清扫。
3.清理后残煤转运至指定区域。
4.翻车机故障、有冻车、异型车，翻车机无法翻卸时，人工卸煤工作。
5.车门捆绑整理等工作。
6.其它，具体可见附件A---火车残煤清理岗位标准。&
三、投标人资格要求
（一）基本资格要求
1.投标人应具有独立订立合同的法人资格；
2.具有完善的质量管理体系，必须持有国家认定的资质机构颁发的ISO9001认&证&证书或等同的质量管理体系认&证&证书；
3.近三年内，投标人应具有与本工程项目招标标的相类似的业绩；
4.最近三年内没有发生骗取中标、严重违约等buliang行为；
5.没有处于被责令停业，财产被接管、冻结及破产状态；
6.经营状况良好，连续两年以上盈利。
（二）专项资格要求
序号&标段名称&专项资格
1&1号锅炉水平低温过热器综合治理改造&资质要求:&具有电力施工总承包三级及以上或火电设备安装专业承包三级及以上资质0x0d
业绩要求：必须具有3家以上30万机组以上相关工程的施工经验和业绩（业绩须有合同复印件）0x0d
其他要求：具有安全生产许可&证并通过ISO9001质量管理体系的企业0x0d
锅炉生产、制造厂家参加投标的单位必须有压力容器制造安装许可&证0x0d
是否接受联合体投标：&接受&√不接受。
2&抚顺热电分公司燃料输煤皮带拉紧装置改造&近三年内，投标人应具有从事液压设备设计、制造安装资质，业绩须有皮带拉紧调偏装置制作安装3家以上（业绩须有合同复印件）；
提供的产品应技术先进、成熟可靠，并具有一年以上类似工程中的成功运行的经验。
3&阜新发电01、03号炉捞渣机铸石改造0x0d&4.1.5&本次招标不接受联合体和国内产品代理商的投标；
4.2.1&投标单位必须具有五台次国产200MW机组及其以上锅炉捞渣机铸石改造工程成功业绩与资质等级。
4.2.2&投标人应同时具有国家相关部门颁发的以下或其他更高可涵盖的有效资质，并随投标文件提供相关的复印件，以&证明投标人满足资质要求（或满足4.2.3条），否则其投标文件无效。
施工资质：具有电力工程施工总承包三级资质，或火电设备安装工程专业承包三级资质，有效的“安全生产许可&证”。
4&朝阳燕山湖发电厂2×60
北京华博环宇招标有限公司
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16135MW发变组试验方案
#7机组发变组大修后整套启动试验方案；1.编制依据；1.1《火电工程启动调试工作规定》；1.2部颁《继电保护及自动装置检验条例》；1.3大屯发电厂运行规程；2.编制目的；通过电气整套启动试验，对投入的电气一次、二次设备；3.试验对象及范围；上海大屯能源股份有限公司发电厂#7机电气整套启动；3.1发电机(空冷汽轮发电机)；型号：WX21Z－073LLT；额定功
#7机组发变组大修后整套启动试验方案1. 编制依据1.1《火电工程启动调试工作规定》1.2 部颁《继电保护及自动装置检验条例》1.3大屯发电厂运行规程2. 编制目的通过电气整套启动试验，对投入的电气一次、二次设备进行全面检查，对发电机、励磁系统、发变组保护等设备进行系统考核，确保机组安全、可靠的投运。3.试验对象及范围上海大屯能源股份有限公司发电厂#7机电气整套启动试验范围见试验内容及#7机电气一次系统图及励磁系统图。3.1 发电机(空冷汽轮发电机)型号：WX21Z－073LLT额定功率：135MW额定容量：159MVA额定功率因数：0.85额定电压：13.8kV额定电流：6645A额定频率：50HZ额定转速：3000r/min接法：YY空载励磁电流：440A额定励磁电压：233V额定励磁电流：1408A制造厂：
济南发电设备厂转子直流电阻：0.1589欧3.2 励磁变型号：ZSCB9-容量：1000KVA额定电压：(13.8±2×2.5%) / 0.46KV额定电流：41.8/1255A接线组别：Yd11相数，频率：3相，50Hz3.3 调节器型号：SAVR-2000交流输入：450V输入电压频率：50HZ电压调整范围：(1-130)%额定电压3.4 主变型号：SFP9－容量：170000KVA额定电压：242±2×2.5% / 13.8KV额定电流：405.6/7112A接线组别：YN，d11相数，频率：3相，50Hz阻抗电压：13.23%3.5 厂高变型号：SF9－额定容量：25000KVA额定电压：13.8±2×2.5% / 6.3KV额定电流：A接线组别：Y，y0相数，频率：3相，50Hz阻抗电压：10.88%3.6 保护设备3.6.1发电机保护发电机差动、低压过流保护（带电流记忆）、定子绕组过负荷、转子表层过负荷、发电机定子接地（3ω，3U0）、定子匝间保护、失磁保护、转子一点接地保护、转子两点接地保护、励磁绕组过负荷、主汽门关闭。3.6.2主变保护发变组差动、主变差动、主变通风故障保护、主变启动通风、主变绕组温度保护、主变油位、主变油温、主变压力释放、启动失灵保护、主变重瓦斯、主变轻瓦斯、主变零序、主变间隙零序电压电流。3.6.3厂高变保护厂高变差动、厂高变复合电压过流保护、厂高变A分支限时速断、厂高变B分限时速断、厂高变A分支过流、厂高变B分支过流、厂高变启动通风、厂高变重瓦斯、厂高变轻瓦斯、厂高变油位、厂高变温度、厂高变压力释放、厂高变冷却器故障。3.6.4 励磁变保护励磁变过流、励磁变差动4. 试验前应具备的条件及准备工作4.1
启动前发变组应具备的条件4.1.1 #7发变组电气部分的一次、二次设备已全部检查传动试验完毕，符合规程要求，并经过发电厂三级验收签证合格。4.1.2 所有电气设备名称编号清楚、正确，带电部分设有警告标志。4.1.3 并网方式已经调度批准。4.1.4 机、炉、电联动试验完毕，机炉方面可满足电气试验要求，经批准后方可进行试验。4.1.5 发电机冷却系统已投入运行。4.1.6 主变和厂高变油位正常，瓦斯继电器校验并排气， 温度指示正确， 冷却系统运行可靠，油循环阀门处于打开位置，潜油泵风扇能够正常投入运行。4.1.7 有关一次设备包括厂用各系统的操作、控制、音响信号、联锁、DCS顺控及所有保护的传动试验已完成，保护定值已校核。4.1.8 除已受电的运行设备， 其他一次系统所有开关，刀闸（除小车开关和接地刀闸〕均在分闸位置，小车开关在试验位置， 接地刀闸均在合闸状态。4.1.9 所有启动运行设备附近整齐清洁， 道路通畅， 照明良好，门锁完好， 消防设施齐全。4.2 启动试验前的准备工作4.2.1 预先制作好三相短路接线，以备短路试验时使用。4.2.1.1 短路线设置(设置地点见附图),短路线在试验过程中短接。4.2.1.2 短路线配置:K1―发电机出口,最大电流约6645A。K2―主变220KV侧,最大电流约400安。K3,K4--厂高变低压侧，电流约1100安。4.2.2 在本次试验的有关回路中预先接好标准表，标准表必须预先经过校验并在有效周期之内。4.2.3 准备好有关外接仪表及试验设备：4.2.3.1 发电机定子回路电气参数： 标准电流表、电压表。4.2.3.2 测量灭磁时间常数仪器： 数字记忆示波器 。4.2.3.3 其他测量仪器: 万用表、绝缘摇表。4.2.4 在主控室接0.5级的数字录波装置以测量发电机三相电流、三相电压。4.2.5 在AVR输出回路分流器上接一只直流毫伏表，实测电流以2000安/75毫伏折算。4.2.6 参加实验人员（包括指挥人员、现场监护人员及试验人员）需配置对讲机，供设备监护人发现异常时通知紧急跳开灭磁开关。4.2.7 在转子绕组负极集电环附近准备500伏兆欧表一块，铜丝刷一副，以备测量转子绕组绝缘电阻。4.2.8申请220KV付母线停电。4.2.9、#7主变220KV侧CT至母差保护柜的电流回路可靠短接。4.2.10、试验前，将励磁变高压侧引出线断开，并保持足够的绝缘距离。由6KV开关室引一6KV电缆接至励磁变高压侧（6KV开关临时加一过流保护，一次定值45A，1S；和一速断保护，一次定值95A，0S）。此项工作请检修分场在 月 日前准备好。检查励磁变回路绝缘良好后，对励磁变受电。检查励磁变低压侧电压、相序，一切正常后，带一模拟负载，对AVR进行检查，检查AVR工作正常。5. 试验方法、工艺或流程5.1 升速过程中的试验（发电机转子交流阻抗试验）；5.2 发电机出口短路试验；5.3 发电机带主变压器三相短路试验；5.4 发电机带厂高变出口短路试验（可根据现场实际并经领导同意后取消）；5.5 发电机带主变、厂高变及220kV付母线空载试验；5.6 发电机带主变、厂高变空载特性试验；5.7 发电机空载下调节器试验；5.8 发电机同期并网；6. 调试步骤、作业程序6.1 升速过程中的试验6.1.1 升速过程中发电机转子绕组的试验6.1.1.1 在汽机冲转前，应在转子绕组负极集电环处用500伏摇表测量静态时转子绕组绝缘电阻。6.1.1.2 在汽机冲转升速过程中测量不同转速下发电机转子的交流阻抗和功率损耗（对发电机转子试验电压取200伏）。不同转速暂时定为62转/分、500转/分、1500转/分、2300转/分、3000转/分、超速后3000转/分。6.1.1.2.1 在转子绕组负极集电环处用500伏摇表测量不同转速下发电机转子线圈的绝缘电阻(500伏摇表) ，测出的绝缘电阻应大于0.5兆欧。6.1.2发电机转子交流阻抗试验6.1.2.1试验目的是检查转子绕阻在升速过程中有无不稳定的匝间短路现象。6.1.2.2试验前将发电机转子上的炭刷全部取下。试验电流利用有绝缘手柄的铜刷或炭刷作成接触棒和滑环相接。全部试验结束后，将炭刷放上。试验时，灭磁开关应在断开位置。6.1.2.3按下图将线路接好。仪器有：调压器、电源开关、CT、电压表、电流表、低功率因数表等。 TY 6.1.2.4汽机运行将发电机转速按顺序0 r/min,62r/min, 500r/min , 1000r/min, 1500r/min, 2200r/min，3000r/min , 超速后回到3000r/min重测一次，每一转速下分别读取并计录50v时对应的电流、电压、及功率值。6.2 发电机出口短路试验6.2.1 检查K1短路线连接良好， 检查厂高变低压侧6kV A段及B段常用开关处于检修状态。检查主变高压侧开关2607在断开位置；检查接地刀闸26077 、260726 在断开位置，检查2刀闸在断开位置6.2.2核对#7主变中性点刀闸 26074处于合闸位置。6.2.3 检查发电机各部温度指示正常。6.2.4汽机稳定3000转/分运行。6.2.5 派人监视发电机和K1短路点。试验过程中，如发现异常要采取有效措施并立即向指挥报告。6.2.6 所有发电机、变压器保护均退出。解除主汽门和发电机开关的联锁。解除2607开关至DEH的发电机并网信号。6.2.7 检查灭磁开关在断开位置，临时电源已送至励磁变，强起整流柜风机，检查励磁方式为“手动”、其参数为输出最小励磁电流，“远方”控制。6.2.8 合灭磁开关
。操作“励磁投入”。6.2.9 手动增磁，先使发电机定子电流升至160安(二次0.1安，CT变比为8000/5A)， 检查各部分应正常， 各CT二次无开路现象。再使发电机电流升至800安(二次电流约0.5安)检查各CT回路应正常, 记录并核对DCS计量显示。6.2.10 将电流升到3200安(二次电流2安)，检测各CT二次电流值， 测量发电机差动继电器的差流，测量负序电流继电器的不平衡输出，检查励磁变差动回路电流极性。降下电流至零，临时短接发电机差动的一侧CT，并把保护装置和上述CT回路断开，临时调换负序保护CT的AB相，再次增加电流直到这些保护动作，检查动作值应符合定值。试验结束后，恢复并检查各 CT回路接线。6.2.11 手动增磁，每增加约500安左右稍停，直至使发电机定子电流升到6645安（二次4.15安），然后再减磁，每减少约500安稍停，直至将电流降到零。调节过程中，分别读取发电机定子电流IF（IA、IB、IC）、励磁电压ULL和励磁电流ILL，做出发电机短路特性IF=f（ILL）上升、下降曲线。调节电流时要注意单方向调整。6.2.12 上述试验完成后，手动减励磁降至零，操作“励磁退出”。分灭磁开关
。6.2.13拆除K1短接线，在K2点接三相短路线，接线时需有安全措施，接好后拉开26077 、260726 接地刀闸。6.3
发电机带主变在主变高压侧的三相短路试验6.3.1检查K2短路线连接良好， 检查厂高变低压侧6kV A段及B段常用开关处于检修状态。检查主变高压侧开关2607在断开位置；检查接地刀闸 26077 、260726 在断开位置，检查2 刀闸在断开位置6.3.2 核对主变中性点刀闸 26074处于合闸位置，启动主变风扇。6.3.3 检查各部温度指示正常。6.3.4 发电机出口PT投入运行，合发电机中性点PT刀闸，短接同期装置串入2607开关合闸回路的接点（M722,M723）,合上2607开关，取下2607开关的操作熔丝。6.3.5 汽机稳定3000转/分运行。6.3.6 派人监视发电机、主变和K2短路点。试验过程中，如发现异常要采取有效措施并立即向指挥报告。6.3.7 投主变通风全停保护、过流保护及瓦斯保护。其他发电机、变压器保护均退出。解除主汽门和发电机开关的联锁。6.3.8 检查灭磁开关在断开位置，临时电源已送至励磁变，强起整流柜风机，检查励磁方式为“手动”、其参数为输出最小励磁电流，“远方”控制。6.3.9 合灭磁开关。操作“励磁投入”。6.3.10 手动增磁，先使发电机定子电流升至160安(二次0.1安，CT变比为8000/5A)， 检查各部分应正常， 各CT二次无开路现象。再使发电机电流升至800安(二次电流约0.5安)， 220kV侧约50A， 检查各CT回路应正常, 记录并核对DCS计量显示。6.3.11 将电流升到3200安(二次电流2安)， 220kV侧为200安，测量各CT六角向量图， 测量发变组、主变差动继电器的差流，测量负序电流继电器的不平衡输出。测量主变短路阻抗电压，降下电流至零，临时短接发变组差动、主变差动保护的一侧CT，并把保护装置和上述CT回路断开，临时调换负序保护CT的AB相，再次增加电流直到这些保护动作，检查动作值应符合定值。试验结束后，恢复并检查各CT回路接线。6.3.12 上述试验完成后，手动减励磁降至零，操作“励磁退出”。分灭磁开关
。6.3.13 合上26077
、260726 接地刀闸，拆除K2短接线，在K3、K4点接三相短路线，接线时需有安全措施，接好后拉开 2 接地刀闸。6.4 发电机带厂高变出口短路试验（此项试验可根据具体情况及分管领导同意后可取消）6.4.1 检查主变高压侧开关和刀闸、26072均在断开位置，6KV A常用开关、6KV B常用开关退出柜外。6.4.2 检查K2、K3短路线连接良好。启动厂高变风扇。6.4.3检查励磁方式为“手动”、其参数为输出最小励磁电流，“远方”控制。合灭磁开关Q02。操作“励磁投入”。6.4.4 手动增加励磁，使发电机电流逐渐升至500安(发电机CT二次电流约0.3安， 厂高变高压侧CT二次电流约1.7安)， 检查厂高变低压侧各分支电流均应为548安左右， 检查各回路应正常， 记录并核对DCS计量显示。6.4.5 检查CT二次回路电流值和保护装置采样值以及六角向量图。6.4.6 检查厂高变差动继电器的不平衡量及向量。检查其他零序电流、保护电流回路的零序分量的不平衡输出。6.4.7 降低励磁电流后短接厂高变差动保护的高压侧CT，然后逐渐升高电流至厂高变差动保护动作，检查差动保护的动作值。6.4.8 试验完毕，手动减励磁降至零，操作“励磁退出”。分灭磁开关。 恢复并检查CT二次回路，合26077接地刀闸。拆除K3、K4短接线，拆线时需有安全措施。6.5 发电机带主变、厂高变及220KV付母线空载试验及同期回路检查6.5.1 投入发电机差动保护、主变差动保护、厂高变差动保护、发变组差动保护、其它电流型保护以及主变、厂高变的瓦斯保护。定子接地保护投信号。过流保护执行临时定值，投速断。6.5.2 检查厂高变低压侧A、B段常用开关在分位并拉出仓外， 主变中性点刀闸 26074于合闸状态。6.5.3 空出220kV付母线加入试验系统一起试验，检查开关及刀闸状态。6.5.4 确认220kV付母线接地刀闸
260026 在分闸位置，拉开母线PT接地刀闸 261046
；合上母线PT刀闸26104
；合上母线PT的二次开关；检查接地刀闸2 在断开位置，检查付母隔离刀闸26072在断开位置，合上26072刀闸， 合主变220KV侧开关2607。6.5.5检查励磁方式为“手动”、其参数为输出最小励磁电流，“远方”控制。合灭磁开关
。操作“励磁投入”。6.5.6 手动调节励磁对主变、厂高变以及220kV付母线进行零起升压， 在升压过程中每升20%额定电压停顿5分钟检查主变及厂高变应正常。220kV母线电压最终升至1.05×242≈254.1kV(在额定分接下)， 检查主变等设备在额定电压和最高工作电压下空载运行情况应正常。6.5.7 检查同期回路。6.6 发电机－主变－厂高变空载特性试验（可与6.5项合并一起）先做下降特性曲线，然后做上升特性曲线，上升时电压升至发电机空载额定值的105%(14490V)。试验完毕后立即将电压降至额定电压。6.6.1 发电机转子轴电压测量在发电机空载额定电压时，测量发电机转子轴电压并记录。包含各类专业文献、中学教育、行业资料、生活休闲娱乐、专业论文、应用写作文书、文学作品欣赏、16135MW发变组试验方案等内容。　
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