电气专业调试报告

1、编号：汇能电厂 1#机组/ 电气陕西神木汇能化工有限公司发电工程 1 30MW+1 150T/h 发电机组调试报告江苏华能建设集团有限公司编制时间： 2014年 6 月科技档案审批单报告名称 ： 陕西神木汇能化工有限公司发电工程 1 30MW+1 150T/h 发电机组调试报告编 号： 汇能电厂 1#机组/电气 报告日期 ： 2014年 5 月 保管年限 ： 长 期 密 级 ： 一 般 调试负责人 ：王琨 调试地点 ：汇能化工有限公司 调试人员 ： 胡小兰 董博调试单位 ： 江苏华能建设集团有限公司编 写 ： 胡小兰审 核 ： 王琨DQ-1目录1. 概述2. 分系统调试33. 开机前及升速时的

2、测试 104. 短路状态时的测试1 15. 空载状态时的测试 136. 带负荷及 72 小时满负荷试运中的测试 .177. 调试中发现问题及改进意见 188. 调试结论 18DQ-21、概述：陕西神木汇能化工有限公司发电工程，发电机、主变压器及厂用电系统的单 体试验、分系统及整套启动调试，由江苏华能建设集团有限公司负责。在业主、 安装、监理等有关各方的大力协作配合下，于 2014年 3月 15日完成发电系统倒 送电，经 5月 1日至 8日发电系统空负荷测试，于 2014年 5月 9日 1 时 52 分 并网发电，于 6 月 10 日完成满负荷连续 72小时试运，又接着完成了 24小时试 运，后

3、即转入商业运行。在本报告中，列举出各项分系统、整套调试、检验的详细数据，并作了逐项 分析、判断，得出明确结论。凡有出厂数据可供对比者（如发电机空载、短路特 性）均一一对比分析。各测试、检验项目（如极性、绝缘电阻、相序、电压、电 流、差流、残压、轴压、灭磁、同期、励磁、联锁、传动、保护、信号、手自切 换等）均达到了合格，良好的要求。通过满负荷的连续考验，几次开停、并网，各一、二次设备及其保护、信号、 仪表等均良好，无异、未出现放电、过热、误动、拒动、错发信号等。达到了机 组投入商业运行要求。2、分系统调试2.1 发电机控制、保护、信号回路传动试验2.1.1 控制及信号回路传动试验：（1）发电机出

4、口开关动作分、合闸，指示灯指示正确，后备保护装置显示正常， 综合控制系统能发出与之对应的信号。（2）在同期屏动作合闸时，各同期开关位置正确，并且合闸回路闭锁可靠。（3）发电机出口开关柜隔离刀控制可靠，信号正确。2.1.2 保护及信号回路传动试验（ 1）差动保护（整定值：纵差 4In ）纵差保护：模拟差动保护动作，装置参数 显示正确，保护动作能可靠跳开主开关及灭磁开关，综合控制系统能发出与之 对应的信号。（2）后备保护（整定值： 过流 4.7A 过负荷：3.78A 过压 137V）过电流保护、 过电压保护、过负荷保护：模拟各保护动作，装置参数显示正确，保护动作可 靠，并且过流及过压保护动作跳开主

5、开关及灭磁开关，综合控制系统能发出与DQ-3之对应的信号。（3）接地保护（整定值 :3 U0定子接地 10V准确发信 ,转子一点接地 8K,转子 两点接地位置变化定值 8% ）定子接地保护、转子一点接地保护、转子两点接 地保护：模拟各保护动作，装置参数显示正确，保护动作可靠，并且转子两点 接地保护动作跳开主开关及灭磁开关，综合控制系统能发出与之对应的信号。2.1.3 分析结论：符合设计运行要求（1）经检查、试验，确认发电机开关就地合、分闸；远方同期闭锁合闸及保护 屏分闸的控制回路，均能可靠、正确动作，且有对应灯光指示和后备保护装置 及综合控制系统显示，符合设计和运行要求。（2）各保护（差动、过

6、流、接地保护等）均能正确动作，有相应保护装置及综 合控制系统显示，符合设计和运行要求。2.2 励磁二次回路试验2.2.1 调节屏操作试验1）机组未运行时合上直流电源开关 2QS，220V 直流向调节器供电，此时可用 于调节器静态时的参数设置和试验；机组运行时，合上该开关， 220V 直流 为调节器提供备用电源。2）机组达到额定转速，永磁发电机输出电压达到额定值时，合上交流电源开 关 1QS，永磁发电机向调节器提供工作电源。3）机组达到额定转速，调节器参数设定完成，机组具备投励时合上励磁输出 开关通道 A 和励磁输出开关通道 B。4）进行“通道选择”、 “手动/ 自动”、“方式选择”、 “减磁/

7、增磁”及“通 道投/ 退”等开关的操作，检查正确。2.2.2 灭磁开关保护跳闸试验1）投入发电机保护（差动、后备、接地等）跳灭磁压板，在保护装置加入模 拟量，令差动、后备、接地保护动作，灭磁开关自动跳闸。2）操作台按“紧急停发电机” ，灭磁开关自动跳闸。3）操作台按“发电机灭磁开关”，灭磁开关跳闸。4）以上跳闸后自动关闭汽机“自动主气门”。2.2.3 增、减磁回路试验DQ-41）机组达到额定转速，合上灭磁开关 1KKA、 1KKB。2）操作调节屏“增磁”按钮或电气操作盘“增磁”控制开关，发电机出口 电压上升。3）操作调节屏“减磁”按钮或电气操作盘“减磁”控制开关，发电机出口 电压下降。2.2.

8、4 励磁通道切换试验1）操作 1QK选择 A通道运行 B通道跟踪，将自动/ 手动开关 3QK切换到“自 动“位，待发电机转速升至额定转速时，投入通道投 / 退开关 6QK，检查发电机机 端电压升至 95%额定电压。2）检查调节器显示，确认通道 A 工作，通道 B 跟踪且电压给定值 UGR、励 磁电流给定值 IFR、触发角 ARF三个量基本一致。3）操作 1QK，将通道 A 切换到通道 B,观察调节器显示参数无明显变化，机 端电压也没有变化。4）同理进行返回切换正常。5）同理进行“手动 / 自动”、“方式选择”切换正常。2.2.5 分析结论：符合设计及运行要求（1）经检查、试验，确认励磁回路的灭

9、磁开关分、合，增、减磁，通道选择 及投退、 手动自动及双通道切换等，均能可靠操作、 正确动作，有对应灯光指示。（ 2）各保护（发电机保护动作、定子过压、灭磁连跳等）均能正确动作，有 相应灯光指示，符合设计和运行要求。（3）调节器输出稳定，升降电流、电压平滑无抖动现象，符合设计运 行要求。2.3 同期回路试验2.3.1 同期屏操作实验1 ）操作同期屏同期方式选择开关 TQK（手动 / 自动），能够进行手动与自动同 期装置的正常切换，同时装置可正常工作及显示。2）操作同期开关选择按钮 XZ1、 XZ2能正确选择需要操作的同期点开关。本工程共设计两个同期开关，分别是 110KV线路 1117开关和发

10、电机出口 301 开关。3）信号复归按钮 1FA、同期启动复归按钮 2FA、同期启动按钮 QDA、合闸按DQ-5 钮 HZA均能够正确执行操作。4) 在同期点开关两侧均无压或一侧有压时，投“同期装置无压投入压板” 可 执行同期开关合闸操作。5) 投“同期合闸闭锁退出压板” 时，无论同期点开关两侧有压或无压均能执 行同期开关合闸操作。6) 当机组达到额定转速时，操作升压 SYA、降压 JYA、加速 JAA、减速 JIA 按钮，均能执行相应的操作。2.3.2 手动准同期1) 打开“同期装置无压投入压板” 、“同期合闸闭锁退出压板” 。2) 分别在同期屏端子加入系统及待并侧模拟电压。3) 操作同期选

11、择开关 XZ1或 XZ2选择同期点开关(以发电机开关为例) ，操 作同期方式选择开关 TQK至“手动同期”。4) 系统电压表指示 57.7V，频率 50HZ，待并侧电压表指示 57.7V，频率 50HZ， 此时压差、频差指到 0 点，同步表指向同步点。5) 增加待并侧频率至 50.05 时，同步表同步指针顺时针旋转，频差指示上 偏，当同步指向 -200+20以内时，同期检查继电器 TJJ 闭锁接点 闭合，手按同期合闸按钮 HZA，发电机开关合闸，合闸指示灯点亮。6) 减少待并侧频率至 49.95 时，同步表同步指针逆时针旋转，频差指示下 偏，当同步指向 -200+20以内时，同期检查继电器 T

12、JJ 闭锁接点 闭合，手按同期合闸按钮 HZA，发电机开关合闸，合闸指示灯点亮。 (当 超出 20以外时， TJJ 接点打开，发电机开关不动作) 。7) 当待并侧电压加大、减小后，压差指示也有对应的上偏、下偏变化。2.3.3 自动准同期1) 打开“同期装置无压投入压板” 、“同期合闸闭锁退出压板” 。2) 分别在同期屏端子加入系统及待并侧模拟电压。系统侧加电压57.7V，频率 50HZ，待并侧加电压 57.7V，频率 50HZ。3) 操作同期选择开关 XZ1或 XZ2选择同期点开关(以发电机开关为例) ，操 作同期方式选择开关 TQK至“自动同期”，自动准同期装置带电并开始执 行同期检查。DQ

13、-64）按同期启动按钮 QDA，同期点开关自动合闸，同时装置同步表上“合闸”指示灯点亮。2.3.4 并网操作试验1）机组达到额定转速具备并网条件时，选择发电机出口开关。2）执行上述“手动准同期”操作，并网成功。3）执行上述“自动准同期”操作，并网成功。2.3.5 分析结论：（1）经过拟试和实际带电操作试验，确认手动、自动同期回路接线正确、 动作 可靠，同步表及灯示，均符合要求，升、降压及加、减速与频差、压差指示一致。（2）发电机同期开关、 按钮均动作良好、 接线正确。装置可靠， 回路符合设计、 运行要求。2.4 机电联锁试验2.4.1 发电机开关跳闸及主保护动作联锁汽轮机试验：（1）发电机跳闸

14、试验：合发电机开关，投入汽轮机 DEH系统抽汽逆止门、 ETS 保护；当跳开发电机开关、 ETS 保护“发电机主开关跳闸”指示点亮，抽汽逆止 门自动关闭。（2）发电机主保护动作试验：投入发电机保护（差动、后备、接地）跳主汽门 压板及汽轮机 ETS保护，在发电机保护装置加入模拟量，令差动、后备、接地保 护动作， ETS保护“发电机主保护动作”指示点亮，主气门自动关闭。2.4.2 汽轮机保护动作及主汽门关闭联锁发电机试验（1）汽轮机保护动作试验：合发电机开关，启动汽轮机保护 （ETS） 动作，发电 机主开关自动跳闸。（2）主气门关闭动作试验：合发电机开关，开启主汽门，投入发电机非电量保 护电源，

15、令主汽门关闭， 发电机保护装置显示 “热工故障”，发电机主开关跳闸且 综合控制系统发出“热工跳闸”信号。2.4.3 其他操作、保护动作联锁发电机试验（1）在同期屏合上发电机出口开关， 发电机保护屏投 “非电量保护跳发电机开 关”、“励磁系统故障非电量保护跳闸”压板，同时投励磁调节屏“励磁联跳”压 板。执行“汽机操作台打闸” 、“主汽门关闭”、“热控保护动作”及“励磁联跳”DQ-7 操作，均能自动断开发电机开关。（2）在同期屏合上发电机出口开关， 线路保护测控屏投 “跳发电机开关”压板， 模拟线路保护装置保护动作跳线路开关，发电机出口开关自动联跳。（3）在同期屏合上发电机出口开关， 变压器保护测

16、控屏投 “跳发电机开关”压 板，模拟主变保护装置动作跳主变高压侧开关，发电机出口开关自动联跳。2.4.4 分析结论：（1）发电机开关跳闸及主保护动作，主汽门关闭、抽汽逆止阀关闭、 ETS保护 动作正确，符合设计运行要求；（2）汽轮机保护及主汽门关闭动作，发电机开关跳闸、非电量“热工故障”保 护动作可靠、回路正确，符合设计运行要求。（3 ）线路保护、主变保护联跳发电机回路正确，符合设计要求。2.5 发电机系统电流互感器极性及接线检验：2.5.1 测试发电机的三相六出线、头尾极性，用直流感应法，确认 U1、V1、W1为头，做 A、B、C出线； U2、V2、W2为尾，连成中性点。结果与厂家标号一致。

17、2.5.2 作 125LH各 CT的极性测试及外部接线检验，结果均为减极性，外部出线 均与一次电流方向对应，不论计量、保护励磁，皆用正极引出，可确保功率表正 走，电度计量正确，差动保护成为差接法。符合设计及运行要求。2.6 发电机系统电压互感器回路接线检查2.6.1 发电机出口 PT1、PT2的电压、相序、角差测试保护 屏相别及编号U-NV-NW-NU-VU-WV-W相序60.160.160.1104.3104.3104.3正相序励磁 调节 屏相别及编号U-VU-WV-W相序60.160.160.1正相序60.160.160.1正相序计量 屏相别及编号U-VU-WV-W相序104.3104.3

18、104.3正相序发电机 PT与系统 PT核相（同名相压差）相别及编号U-UV-VW-W613-6100.28V0.10V0.30VDQ-82,6,2 线路 PT电压、相序、角差测试正确。2.6.3 厂用系统 PT电压、相序、角差测试正确。2.6.4 分析结论 :（1）发电机 1PT、2PT 电压各回路正常，相序正确；核相与系统电压，压差最大 0.2V, 证明发电机出线与系统电压同相位；（2）厂用系统 PT电压各回路正常，相序正确，保护、测量、计量准确可靠。2.7 厂用高、低压配电系统试验2.7.1 线路 110KVG IS 组合开关设备断路器、隔离刀、接地刀开关就地、远方传 动正确，五防联锁可

19、靠，信号指示明确。2.7.2 厂用 10KV开关均通过就地、 远方传动，操作可靠，信号指示明确。微机保 护装置校验合格，保护动作可靠。电气参数测量及显示准确。2.7.3 合上 10KV侧厂用变压器 105、备用变压器 104、综合水泵房变压器 102 及 空冷变压器 103开关，同时合上相应的低压侧 401、400、403及 402开关，保护 跳开 10KV侧变压器开关后，相应的低压侧开关均自动跳开。2.7.4 调试结论：线路及高压厂用配电系统接线正确，设计合理，满足长期运行 要求。2.8 低压备自投回路试验2.8.1 合上 10KV侧厂用变压器 105、备用变压器 104、综合水泵房变压器

20、102 及 空冷变压器 103开关，同时合上相应的低压侧 401、400、403及 402开关。2.8.2 380V 配电室就地合上备用隔离开关 400-1 、400-3 和 400-2 。2.8.3 分别将 PC段 4018、综合水泵房 4031、空冷 4021 备用电源进线断路器推入 工作位置。2.8.4 分别模拟变压器 10KV侧 105、102 和 103 开关跳闸，相应的低压侧 401、 403和 402开关自动联跳，同时 PC段、综合水泵房和空冷备用电源进线 4018、 4031和 4021断路器自动合闸，由备用变压器为各分系统送电。2.8.5 为保护备用变压器超负荷， PC段、综

21、合水泵房和空冷备用电源进线 4018、4031和 4021三台断路器中，电气回路通过联锁控制，一台备投合闸成功后，其 他两台将不能合闸，即不能满足备自投条件。2.8.6 试验结论：备自投回路接线正确，符合设计，满足紧急状态下保证正常供DQ-9 电要求。2.9 厂用电动机回路调试2.9.1 全厂电动机均经过就地、 远方启动、停止操作， 操作正确可靠，电流测量、 运行状态指示正确。2.9.2 电动机微机保护装置校验合格，保护灵敏可靠。2.9.3 就地事故按钮停机可靠。2.9.4 高压启动油泵、 1#、2#、3#循环水泵、 1#、2#引风机 6 台设备具有软启动 装置，可实现设备的软启动。就地事故按

22、钮停机跳开设备的电源开关，重新运行 需在配电室给回路送电。2.9.5 调试结论：符合设计，满足运行要求。2.10 全厂绝缘试验设备名称绝缘电阻（ M）发电机50000主变压器100000 以上厂用变压器10000电缆、出线开关及母线对地2500 以上励磁机及其回路对地50001PT、2PT高压对低压及地1000010KV高压电动机20000以上380V低压电动机1000 以上二次操作、信号、保护等对地200分析结论：在全面检查后，对发电机、变压器、厂用变压器、开关、电缆及二次 控制回路分别测取相间、对地绝缘电阻，经分析、判断全部合格。3、开机前及升速时的测试DQ-103.1 开机前，系统绝缘检

23、查设备名称绝缘电阻（ M）发电机定子、电缆、母线10000发电机转子4000励磁机及其回路10001PT100002PT10000发电机出口断路器10000分析结论：开机前，测量发电机定子、转子绕组、断路器、 PT及励磁机的绝缘电 阻，判断为绝缘良好。3.2 升速时转子线圈及轴承绝缘电阻测量（ M ）转速 r/min转子轴承座绝缘盘车208050020801000208025002090300020100超速后20100分析结论：转子、四瓦绝缘电阻随转速变化稳定，分析判断为绝缘良好。4、短路状态时的测试4.1 升一次电流 200A，检查各屏二次电流及相角（变比为 3000/5 ）相别及编号电流

24、（ mA）相位UVWU-VU-WV-W保护屏415111711811911624011741911181181181182391184201118117118119240119DQ-11励磁 屏4171118117117120238119计 量屏41811181171171182391194201117117117118239119录波 屏4211117117117118239119各 CT 同名相角差（）相别及编号U-UV-VW-W4151-419135833594151-41712334151-41812224151-42011334151-42112224.2 短路特性试验（标准表接于同

25、期测量屏，互感器变比为 3000/5 ） 上升时二次电流（ A）0.330.671.332.002.673.333.44定子电流（ A）2004008001200160020002062标励磁电流（ A）0.320.651.311.952.593.243.41准励磁电压（ V）0.81.663.2810.8714.7418.5520.11表转子电压（ V）9.2220.0041.2064.5086.0108.5114.3差流A0.01B0.01C0.01下降时二次电流（ A）0.330.671.332.002.673.333.44定子电流（ A）200400800120016002000206

26、2标励磁电流（ A）0.250.571.211.872.543.203.41准励磁电压（ V）0.531.253.0510.3414.3618.4620.11表转子电压（ V）8.3218.6738.2460.1082.12103.5114.3差流A0.01B0.01C0.01DQ-124.3 检查过流、过负荷、差动及差动断线闭锁保护4.3.1 当过流、过负荷定值设定为 80%In。4.3.2 当定子电流升至 80%In 时，过流、过负荷保护动作，且灭磁开关跳开灭磁4.3.3 分析结论：（ 1）升一次电流 A，测量各组 CT电流，与变比一致，无开路、串相，且相位 正确，符合设计要求。（2）各外

27、接表与盘柜表之读数近似一致。（3）由上述短路特性测试结果与出厂值对比，较为吻合一致，分析认为定、 转子磁路完好，绕组无匝间短路，（4）用一次升流法，试验过流、过负荷动作正确，符合运行、设计要求5、空载状态时的测试5.1 短路试验后，发电机残压及相序测量相别ABCABACBC电压（ V）300300300517517517相序正确5.2 升发电机一次电压 10KV，检查各屏电压（ V）、相序及角差保 护屏相别及编号U-NV-NW-NU-VU-WV-W相序57.557.557.6100.1100.1100.1正相序控制屏57.557.557.6100.1100.1100.1正相序开口三角电压（ L

28、610）：1.13 V相别及编号U-VU-WV-W相序励 磁 调 节 屏100.1100.1100.1正相序99.799.899.8正相序379.4379.7379.2正相序同 期 屏100100.2100.1正相序DQ-135.3 空载特性试验上升二次电压（ V）20406080100120标定子电压 KV246810.512准励磁电流（ A）0.290.590.911.221.702.17表励磁电压（ V）0.6861.42.273.023.955.29转子电压（ V）9.5418.728.239.254.668.9下降标定子电压（ KV）20406080100120准励磁电流（ A）0.

29、220.490.801.111.562.17表励磁电压（ V）0.581.182.022.813.695.29转子电压（ V）8.4116.4727.634.151.968.95.4 在 10.5KV 下测量开口三角电压定子电压（KV）励磁电流（ A）励磁电压（ V）转子电压（ V）开口电压（ V）10.51.563.2651.91.13分析结论：1）发电机相序 ABC为正相序，与母线标色黄、绿、红一致；三相电压对称，符合 要求。 测试时，短路线已拆除，开关在“试验”位置。2）两 PT相序均为正相序，与 ABC标号一致，二组 PT三相电压对称，对地绝缘良 好，PT及 2PT均为 Y，y12 组

30、，均符合运行和设计要求。3）在保护、电度、控制 （功率表） 、同期、励磁调节屏监测电压、相序，结果符合 要求，电压、相序均对应一致。4）各外接表与盘柜表之读数相近似5）上述测试结果与出厂值对比。比较吻合一致，分析认为定、转子的磁路良好， 绕组无匝间短路，这与短路特性之测试结果相符6）当在 3000 转时，升压达 10.5KV，监听发电机本体，未见异声、放电、接地等， 转子、励磁电压稳定，与出厂值相近，开口电压小于 2.0V。DQ-145.5 轴电压测量电压U1：1.329U2： 1.328U3：1.356分析结论：在电压 UN为 10.5KV 下，测量转子轴两端电压 U1与四瓦座上电压 U2，

31、 五瓦座上电压 U3，如上， U1、 U2、U3相近，且小于 3V，判断轴承座绝缘良好。5.6 灭磁时间及残压测量5.6.1 灭磁时间测量次数123平均值时间（ S）12.812.8112.8512.825.6.2 测量灭磁后发电机残压及相序相别ABCABACBC一次电压（V）386386386670670670相序正确分析结论：（1）在电压为 UN即 10.5KV下，人跳 MK进行灭磁，灭磁时间共测三次，其测量 结果如上，三次分散性不大，但时间偏长，此与励磁及 MK的接线方式有关。 （ 2）在励变小室测相序， ABC为正相序，与标色黄、绿、红对应一致。三相电压 对称，相、线电压值符合 3 的

32、关系；相序正确，符合要求。与前面短路试验后 的原始残压（ 570V/670V）相比，增大约 17.2%，这因剩磁所致，也符合规律，由 于转动方向未变，故两次的相序未改变。5.7 永磁机短路试验5.7.1 短路状态发电机转速短路时间永磁机电压永磁机电流300015S205.9V51.5A5.7.2 短路状态下永磁机无过热，冒烟等现象。永磁机短路后能正常工作，说明永磁机能满足励磁系统5.8 、励磁调节器试验DQ-155.8.1 自励零起升压试验（利用起励按钮）给定电压（）8090100105超调电压（ V）2242超调量（）2.52.22.51.9摆动次数22235.8.2 1 、 2装置切换试验

33、：电压稳定、无扰动；两套互相替换良好可靠。5.8.3 10% 阶跃试验95%105%105%95%超调电压（V）34超调量（）2.83.8摆动次数225.8.4 灭磁试验：跳灭磁开关或按下逆变灭磁按钮关断调节器脉冲输入信号，调 节器能截止关断并可靠灭磁5.8.5 分析结论：1）自励方式零起升压电压超调量及振荡次数符合规定。2）自励切换及两套装置切换电压过渡平稳且无扰动，方便可靠。3）10阶跃试验超调量及振荡次数符合规定。4）跳灭磁开关或按灭磁按钮时，调节器能可靠灭磁，符合设计运行要求5.9 、同期装置及回路试验（发电机主开关 503 在试验位置时，做手、自动假同 期试验）5.9.1 手动准同期试验1）当发电机电压升至额定值，投入同期开关 1AN，DTK至手动位置。2）用手动调压、调频时，电压、频率升高及降低与同步表压差，频差动作方向一 致；汽机调速平稳，调压良好，可满足并列条件。3）同步表指针旋转方向与发电机转速加减对应一致； 当同步表旋转指针接近同步 点时，同期继电器闭锁接点返回；当同步表旋转指针远离同步点（2