电气专业调试总结及报告

1、 国电豫源电厂2×135MW机组调试产品交付书国电豫源2×135MW机组调试产品交付书 #1机组电气专业调试总结及报告河南恩湃电力技术有限公司 2005年10月9日工程名称国电豫源电厂2×135MW机组技改工程项目编号YTZ-DQ101、DQ102YTB-DQ101、DQ102、DQ103、DQ104、DQ105、DQ106、DQ107、DQ108、DQ109、DQ110、DQ111、DQ112报告名称#1机组电气专业调试总结及报告报告类型调试总结及报告批 准年 月 日 审 核年 月 日 编 写年 月 日 目 录1 电气分部试运调试总结··&#

2、183;·······························42 220kV升压站调试报告················

3、;··················213 高压厂用电系统调试报告·····························&#

4、183;·1134 发变组保护装置调试报告·······························1295 发电机自动装置调试报告············

5、···················1746 电气整套启动调试总结····························

6、83;····2027 发电机空载励磁系统调试报告···························2088 发电机短路特性试验报告·············

7、;··················2189 发电机空载特性试验报告·····························&

8、#183;·22610 发电机同期系统检查及试验报告·························23311 发变组保护装置带负荷试验报告················

9、83;········24012 发电机励磁系统带负荷试验报告·························24713 高压厂用电源切换试验报告··········&

10、#183;··················25014 电气整套启动试运报告····························

11、83;···263国电豫源2×135MW机组调试产品交付书YTZ-DQ101 电气分部试运调试总结河南恩湃电力技术有限公司 2005年10月9日电气分部试运调试总结1 设备系统简介国电豫源电厂2´135MW机组技改工程主接线采用发电机-变压器组单元接线，接入厂内配电装置，场内配电装置经两回220kV线路与荆华220 kV变电站的220kV母线相连。220kV开关采用SF6开关，发电机出口不装设断路器。启动/备用电源由厂内的220kV配电装置经高压启动/备用变降压送入6kV厂用系统。正常工作电源取自发电机出口，经高厂变降压后送入6kV厂用系统。发

12、电机为哈尔滨电机厂生产的QF-150-2型发电机，冷却方式为定子空外冷，转子空内冷。励磁系统为高起始反应的机端自并励静止励磁方式，励磁设备由电机厂配套。保护、控制、信号及测量均采用微机型装置，自动化程度高，可方便地监测电气各系统的主要运行参数，操作方便，安全可靠。主要设备选型如下：设备名称型号制造厂主要参数备注发电机QF-150-2哈尔滨电机厂Pe=150MW,Ue=13.8kV,Ie=7383A, COS =0.85(滞后),Ule=269V, Ile=1686A全空冷主变SFP10-180000/220常州变压器厂Se=180MVA, Ud=13.8%,Yn/d11242±2&#

13、215;2.5%/13.8kV高备变SFZ10-25000/220常州变压器厂Se=25MVA, Ud=10.5%230±8×1.25%/6.3kVYn/d11有载调压高厂变SF10-25000/13.8常州变压器厂Se=25MVA, Ud=10.5%13.8±2×2.5%/6.3kVD/d12励磁变ZSCB9-1350/13.8/0.48海南金盘Se=1350kVA, 电压等级15kV级Y/d11 Ud=6%SF6主开关LW10B-252W平高电气252kV,3150A,雷电冲击耐受电压1050kV,额定短路开断电流50kA灭磁开关E3H-2000AA

14、BB操作电源DC220V主机保护GWFB-810许继电气数字式发变组保护装置励磁调节装置HWLT-4哈尔滨电机厂数字式自动电压调节器静态励磁同期装置SID-2CM深圳智能发电机微机准同期控制器厂用电切换装置PZH-1A镇江华东电力设备制造厂微机厂用电快速切换装置故障录波器FG-2A哈尔滨科力微机电力故障录波监测装置2 调试任务及组织分工电气专业调试由河南恩湃电力技术有限公司和东电三公司共同承担，我公司主要负责分系统调试和整套启动调试，调试范围主要有：线路保护、高压厂用电系统、发变组保护、发电机励磁系统、发变组同期系统以及故障录波器调试。调试人员和组织分工如下：姓名职称负责项目韩伟工程师发变组保

15、护，发电机同期系统、故障录波器范占朝工程师发变组保护，发电机同期系统、故障录波器罗维国高级工程师高压厂用电系统、发电机励磁系统梁忠英工程师高压厂用电系统、发电机励磁系统钟代宁工程师线路保护任幼逢工程师线路保护3 调试工作完成情况31 #1机组分系统调试工作从2005年6月开始逐步展开，按调试大纲和我所质量体系文件要求编制了以下调试方案：1220kV线路保护调试及投运方案2220kV变电站反受电试验方案3起备变充电及6kV厂用电受电试验方案4发变组保护装置调试方案5发电机励磁系统调试方案6同期系统检查及投运试验方案7故障录波器调试及投运试验方案8发变组系统一次通电检查方案9发变组保护装置带负荷检

16、查试验方案10厂用电核相及切换试验方案11电气整套启动方案12电气反事故措施32 截止2005年7月29日机组整套启动，完成了所有分系统调试项目，各系统完成情况如下：序号调试项目完成时间1线路保护调试及投运2005.6.242起备变保护静态调试2005.6.253厂用受电开关传动试验2005.7.14起备变充电及6kV厂用电受电2005.7.55发变组保护静态调试2005.7.106发变组开关、信号传动试验2005.7.147励磁系统静态调试2005.7.188励磁系统传动试验2005.7.209同期系统静态调试2005.7.2110同期系统控制及信号传动试验2005.7.2211厂用电快切装

17、置静态调试2005.7.2312故障录波器调试2005.7.2413电流回路通电检查试验2005.7.2514机炉电连锁试验2005.7.264 分系统调试工作总结4.1 厂用电系统受电调试工作总结4.2 发变线路组保护调试工作总结4.3 励磁系统静态调试工作总结4.4 同期系统及故障录波器调试工作总结一 厂用电系统受电调试工作总结1 系统设备简介11一次系统简介国电豫源电厂2×135MW机组技改工程机组均采用发电机变压器单元接线方式。主变低压侧接一台高压厂用工作变压器，为两段6kV母线提供工作电源。两台机组公用一台高压启动/备用变压器（简称启备变），启备变高压侧电源取自本厂220k

18、V母线，经220kV架空线连接至启备变，启备变低压侧经隔离开关接入6kV备用母线，再由备用母线经备用进线开关分别接至两台机组的6kV工作段。启备变安装有载调压装置，可根据系统电压的变化，调整厂用电的电压水平，以提高厂用电的质量，改善用电装置的运行条件和工作效率。220kV升压站配有一套WDLK-861型断路器保护，并配有两套全线速动主保护，分别为许继的微机型光纤纵差线路保护WXH-803和南瑞的线路光纤距离保护RCS-902，保护还具有阶段式相间和接地距离及零序方向过流保护作后备保护，母线保护也双重化配置，分别为南瑞的RCS-915，和许继的WMB-800。12 主要一次设备参数121 启备变

19、220kV断路器 LW10B-252W，额定电流3150A，额定短路开断电流50kA。122 启备变 25MVA, Ud=10.5%，230±8×1.25%/6.3kV，Yn/d11。123 6kV真空开关额定电压：10kV额定电流：2500A（进线回路）、1250（馈线回路）额定开断电流：31.5kA13 二次设备配置131 厂用电系统的操作通过DCS完成，运行人员通过计算机中厂用电系统的画面对一次设备进行操作，并可方便监视各一次设备的运行状态。132 所有6kV配电装置分别配置测控一体化的微机型保护装置。133 启备变保护采用许继电气生产的新型WBH801型微机保护，对

20、保护装置的定值整定、传动操作、保护投退、报告打印等各项管理工作均要通过后台机调试软件来完成。保护动作可在DCS光字牌及中央信号报警，并在后台机保存动作信息。134 6kV各段均配有微机型消谐装置，防止母线系统产生谐振过电压。135 高压快切装置采用镇江华东电力设备制造厂生产的PZH-1A型微机型厂用电快速切换装置，动作逻辑完善可靠。运行中正常倒换厂用电采用并联方式，事故时切换方式为串联方式。快切装置可接收远方指令，在DCS画面即可完成手动切换所需的全部操作并可监视到快切装置全部动作信息。136发变组配置了哈尔滨科力的FG-2A型微机电力故障录波监测装置，为发变组故障或异常情况下提供瞬态波形记录

21、。2 调试过程简介2.1 控制、保护、测量、信号二次回路的检查工作 检查电流、电压互感器的铭牌参数，证实互感器的变比、准确级、极性、结线均符合设计要求；检查电流、电压互感器二次回路接地点及接地状况符合规程要求；核查所有控制、保护、测量、信号二次回路接线正确无误。2.2一次设备的调整及传动试验启备变有载调压装置调整试验 观察并记录升压、降压调节过程中指针及档位变化情况。 升压操作-指针顺时针旋转，档位上升； 降压操作-指针逆时针旋转，档位下降； 档位指示信息通过420mA变送器产生的电流信号传送至DCS系统AI接口板，由DCS根据电流数值翻译出档位信息，420mA分别对应117档（每档对应1mA

22、步长）。2.3 启备变保护装置的静态调试2.3.1连接启备变保护装置与后台机的通讯电缆，激活后台机“运行”程序，根据自诊断信息确认通讯连接正常。2.3.2 在“调试”程序菜单内选择“定值整定”页面，按照定值书的要求分别输入各保护定值。若保护软件定值表与定值书存在不符之处，可修改此保护原理或调用后台机数据库中与定值书一致的保护模型替换该保护。2.3.3 检查模拟量各保护出口方式是否与设计院图纸一致，若存在差距，通过调试软件可方便修改跳闸矩阵，使出口方式满足要求。非电量保护的出口不经CPU判断，其跳闸出口方式是由插件板上的二极管矩阵确定的。2.3.4 利用试验仪在保护装置端子排通入可调交、直流信号

23、，测试各保护动作逻辑的正确性及动作值的准确性。测试某一保护使应注意断开其他所有保护的压板，以免受到干扰，影响测试的正确性。详见启备变保护静态调试记录。2.3.5 利用程序菜单中的“出口传动”功能，对各模拟量保护分别传动，保护动作的同时，需检查该保护所有信号接点动作正确。该装置所有信号接点均带保持，驱动消失后尚需经面板复归按钮操作后方返回。对开关量保护可直接短接开入量接点传动保护来检查。2.4 高压厂用电快速切换装置检验2.4.1整定快切装置各项定值，检查快切装置模拟量采样是否精确，各种快切逻辑是否动作正确。每次切换动作后，可在装置液晶屏上查看当前动作报告，以判断刚刚完成的切换过程是否与触发方式

24、相吻合。2.4.2 检查快切动作逻辑时，可投入装置自己配置的试验插件，用来代替备用、工作进线开关，避免断路器的频繁跳合闸操作。该插件内置模拟断路器，可接收跳合闸脉冲而相应动作，同时将状态信息反馈至装置，使快切逻辑能正确完成。2.4.3 为方便运行人员操作，特在电气厂用电画面布置了一组按钮，运行人员操作按钮即可完成厂用电的正常切换操作。第一行“手动切换”按钮点击后，若装置无闭锁信息，会触发装置按设定方式自动进行一次切换，由工作切至备用或是由备用切至工作则根据当前厂用电运行方式装置可自动判断。第二行“串联”“并联”按钮二者只能一个有效，选中的按钮会变红，表示该方式有效，闭合为并联，断开为串联。并联

25、方式分自动和半自动两种模式可以选择。正常倒换厂用电建议采用“并联”方式更安全。第三行“装置复归”按钮点击后，装置进行一次复归。因装置每完成一次正确切换后，自动进入闭锁状态，运行人员在光字牌看到“快切装置切换成功”和“快切装置闭锁”信号同时出现时，可点击“装置复归”使快切装置进入正常备用状态。第四行“出口闭锁”按钮点击后，装置进入闭锁状态，不会进行任何切换。2.5 发变组故障录波器调试 输入各模拟量、开关量通道定义，检查各模拟量、开关量通道采样正确，整定并校验各项启动判据。检查录波测量分析软件各项功能正常。详见发变组故障录波器调试记录。2.6 厂用电受电2.6.1 启备变空载投切试验；2.6.2

26、 6kV工作IA、IB段母线受电。2.6.3 #1低压厂用工作变投运2.6.4 #1机380V工作IA、IB段母线受电2.6.5 电除尘变投运2.6.6 电除尘段母线受电。2.6.7 空压机变投运2.6.8 空压机段母线受电2.6.9 #1机380V工作段及电除尘段、空压机段备用电源自投3 调试过程中的修改变更及处理缺陷介绍3.1 SF6断路器油泵电机电源现场与设计不符，现场到货是直流电机，设计为交流电机。联系设计院协调设备厂家，已更改。3.2 启备变第一次冲击时，二次谐波未能闭锁住差动保护，导致高压侧断路器跳开，后将二次谐波制动系数由0.2改为0.15，再次冲击时差动保护成功躲过。3.3 2

27、20kV升压站用于线路保护的CT极性接反，与线路对端不符，造成启备变投运时线路光纤纵差保护动作。经与设计院协商后已更改相应CT极性。3.4 启备变高压侧断路器控制回路接线设计有误，防跳继电器TBJa、TBJb,TBJc只有电压线圈，没有电流线圈不能防跳，经设计院同意修改接线，防跳功能已正常。3.5 启备变高压侧断路器压力闭锁回路接线设计有误，压力节点KP1(A)、KP1(B)、KP1(C)、KP3(A)、KP3(B)、KP3(C)直接将直流正负级短接，导致启备变保护A屏操作回路插件烧损，经与设计院协商后已更改回路，将压力节点KP1(A)、KP1(B)、KP1(C)、KP3(A) 并在1YJJ继

28、电器线圈两端，压力节点KP3(A)、KP3(B)、KP3(C)并在2YJJ继电器线圈两端。二 发变线路组保护调试工作总结1 设备系统简介1.1 #1机组发变组保护采用许继电气生产的GWFB-810型微机保护装置，分三屏布置。A、B屏装设发电机及主变压器、高厂变保护装置，C屏装设非电量保护装置、主变高压侧开关操作箱。各屏均配有打印机。每套保护装置由交流变换插件，采保插件，CPU插件，出口插件，开入开出插件，信号插件，通讯插件及稳压电源插件等构成，适用于大、中、小型容量的发变组保护，具有以下主要特点：1.1.1高可靠性采用三个CPU并行智能处理技术，避免元器件损坏引起误动。一个CPU负责通讯，保护

29、出口采用“启动+出口”的方式，一个CPU负责保护启动和发信号，一个CPU负责保护出口。可实现双主双后的保护配置要求，非电量保护独立于电气量保护，满足“反措”的有关要求。具备可靠的差动回路TA断线判别功能。1.1.2 简化设计按最大保护功能编制程序，保护软件注重通用性和灵活性。模块化结构设计，使得各种工程保护软件均一样，保证软件版本的相对统一和稳定，提高了装置的可靠性。保护配置通过专用软件，可方便实现灵活设计。采用出口矩阵方式实现跳闸方式的可编程，免去了以往设计下变更跳闸方式必须修改硬接线的繁琐工作。由于存在以上优点，这样既满足了不同用户的不同要求，又避免了用户要求的细微变动导致程序的频繁修改现

30、象。与保护设计有关的绝大部分工作，如通道定义、原理选择、逻辑选择、闭锁条件选择、保护信号输出、保护跳闸方式等均可在保护上位机管理软件中修改，不必返厂处理，可为用户节约大量的调试投运时间。1.1.3完全符合系统要求又兼顾人性化的设计装置既实现了出口跳闸方式的可编程，又保留了（反事故措施）中要求保留的硬压板，即保护退出要有明显的断口的要求。同时所有的保护信号和外部跳闸对象均有明确的信号灯标示，使运行人员可以一目了然。1.1.4人机界面友好GWFB-810保护装置由大屏幕320×240彩色液晶显示屏作为管理机负责人机对话及全部信息处理，可与电厂综合自动化监控系统相联，并通过监控系统实现对保

31、护的管理。提供录波功能和完善的波形分析软件，保护装置可记录动作前4周期，动作后6周期的波形。1.2 本台机组中，发变组的测量、控制、报警信号全面进入DCS系统，由ECS部分实现对整套发变组电气设备的监控，从而大大简化了二次回路接线，减轻了运行工作量，大大提高了机组自动化水平。2 调试过程简介2.1 发变组保护二次交、直流回路的检查；对发变组部分的二次回路接线进行核查，确认电流、电压互感器的极性、变比、准确级、结线均符合设计要求。检查电流、电压互感器二次回路接地点及接地状况，独立的、与其它互感器二次回路没有电的联系的电流二次回路可以在控制室内也可以在配电装置附近实现一点接地。有几组电流互感器二次

32、组合的电流回路（如差动保护），接地点宜选在控制室。 对二次回路中的元件（如中间继电器、时间继电器、变压器瓦斯继电器、压力释放阀、变压器温度计、热偶继电器等）按定值校验合格，保证动作准确可靠。主变通风、高厂变通风回路查线正确后进行通电试验，风扇转向正确，主变潜油泵工作正常，油流方向正确，工作电流与额定值相符。主变负荷电流高于80%额定值时或主变油温超过55°C，打在辅助位置的风扇及油泵能自动启动；工作风扇或处于工作状态的辅助风扇故障时，备用风扇能自动启动。冷却器全停后延时启动冷却器全停保护。主变油温、绕组温度达85°C时报警；主变油温、绕组温度达95°C、高厂变油温

33、达95°C时，发变组非电量保护跳闸。2.2 发变组保护元件的整定和校验；2.2.1 在“调试”程序菜单内选择“定值整定”页面，按照定值书的要求分别输入各保护定值。若保护软件定值表与定值书存在不符之处，可修改此保护原理或调用后台机数据库中与定值书一致的保护模型替换该保护。2.2.2 检查模拟量各保护出口方式是否与设计院图纸一致，若存在差距，通过调试软件可方便修改跳闸矩阵，使出口方式满足要求。非电量保护的出口不经CPU判断，其跳闸出口方式是由插件板上的二极管矩阵确定的。2.2.3利用试验仪在保护装置端子排通入可调交、直流信号，测试各保护动作逻辑的正确性及动作值的准确性。测试某一保护时应注

34、意断开其他所有保护的压板，以免受到干扰，影响测试的正确性。详见发变组保护静态调试记录。2.2.4 利用“调试”程序中的“出口传动”功能，对各模拟量保护分别传动，保护动作的同时，需检查该保护所有信号接点动作正确。该装置所有信号接点均带保持，驱动消失后尚需经面板复归按钮操作后方返回。对开关量保护可直接短接开入量接点传动保护来检查。2.3 线路保护调试2.3.1 WXH-803保护装置静态调试校验光纤纵差保护时，先应尾纤将保护装置光纤通道的输入输出短接起来，即自发自收；同时修改定值单中控制字，“主机方式”设为1，“通道自环试验”设为1。校验时，装置根据程序计算的差流值等于通入试验电流值的两倍，因而动

35、作值应为差流设定值的一半。2.3.2 RCS-902BF纵联距离与零序方向保护装置静态调试2.3.3 光纤差动保护装置带通道联调试验对侧断路器在分位，两侧开关操作箱及保护装置均上电，本侧通入足够动作电流，本侧差动保护瞬时出口跳闸。对侧也可做同样试验，若均正常，证明光纤差动保护带通道运行正常，具备投运条件。2.3.4 WDLK-861保护装置静态调试2.3.5 RCS-915母线保护装置静态调试2.3.6 WMH-800母线保护装置静态2.3.7 RCS-923A母联保护装置静态2.3.8 SB2000B型故障录波器静态调试2.4 开关、保护的直流回路传动试验；保护回路所有控制电源、信号电源、变

36、压器冷却器等电源均投入；中央信号、DCS系统投运；发变线组部分各断路器经试验合格投运；对发变组保护逐项传动，检查发变组断路器动作正确。传动试验的同时应检查保护装置的动作信号和DCS画面、中央音响系统、光字牌等信号的正确性。较简单的强电保护（如瓦斯、压力释放、温度等），应在就地按下探针或短接启动元件的出口触点来模拟故障； 用可调的电流和电压模拟故障来启动保护装置；经过静态校验的原理较为复杂的微机保护，可利用后台机调试软件直接驱动其出口继电器，启动保护出口回路。2.5 发变组部分一次通电检查试验在整组启动试验前，通过在发变组一次系统加电，检查电流二次回路是发现二次回路缺陷和差错的一项行之有效的方法

37、。这种方法较为真实完整地模拟了整个发变组系统带电运行的状况，经过一次通电检查试验，一般都能保证回路接线正确，从而减少整组启动试验中二次回路检查的工作量，缩短电气试验的时间。 本次试验选取主变高压侧为短路试验的电源侧，然后选取短路点发电机中性点（K1）进行检查。除励磁变及高厂变CT不具备检查条件外，其余CT回路经检查正确无误，发电机差动、主变差动、发变组差动接线极性正确。2.6 组织汽机、锅炉、热工进行机、炉、电联锁试验。 电气à汽机联锁： 电气保护出口à关汽机主汽门 发变组主开关跳闸à关汽机调速汽门 汽机à电气联锁： 汽机主汽门关闭à开放程序逆

38、功率保护出口3 调试过程中的修改变更及处理缺陷介绍3.1 SF6断路器油泵电机电源现场与设计不符，现场到货是直流电机，设计为交流电机。联系设计院协调设备厂家，已更改。3.2 主变高压侧断路器控制回路接线设计有误，防跳继电器TBJa、TBJb,TBJc只有电压线圈，没有电流线圈不能防跳，经设计院同意修改接线，防跳功能已正常。3.3 主变高压侧断路器压力闭锁回路接线设计有误，压力节点KP1(A)、KP1(B)、KP1(C)、KP3(A)、KP3(B)、KP3(C)直接将直流正负级短接，经与设计院协商后已更改回路，将压力节点KP1(A)、KP1(B)、KP1(C)、KP3(A) 并在1YJJ继电器线

39、圈两端，压力节点KP3(A)、KP3(B)、KP3(C)并在2YJJ继电器线圈两端。3.4 恒221开关辅助接点应有三对常开到DEH，实际接上来的辅助接点是一个常开一个常闭，该问题会直接影响机组的并网运行。经设计院协调设备厂家，已更改。3.5 主变通风启动回路中，主变高压侧断路器辅助接点应为常开接点，而实际为常闭接点，故将该接点作短接处理。3.6 发变组保护C柜的操作箱端子排中，由于设计和保护厂家接口不匹配的原因，造成多条进线对应一个接线端子的问题，这种接线方式不符合有关规程的规定，存在很大的安全隐患，已进行修改。3.7 由于发电机冷却方式为全空冷，故取消发电机断水保护。3.8 由于匝间保护电

40、压取自发电机机端，电流取自发电机中性点，这将导致发生发电机内部不对称短路（相间及绕组开焊等）故障时，故障分量负序方向元件无法判别是发电机内部短路还是外部短路，因此建议联系保护厂家提出一个合理的解决办法。3.9 由于高厂变复压过流保护电压取自低压侧A（B）分支母线PT，当检修高厂变低压侧任一分支时，该分支母线PT失压，复合电压元件就会满足动作条件，若此时启动6kV大电机时，启动电流将可能使过流元件动作，导致全停出口。故建议当检修高厂变低压侧任一分支时，应将保护退出，以免在6kV电动机启动时保护误动作。3.10 本工程电气保护到DCS、ETS和DEH的部分接线设计院未给出明确接线位置，给安装接线和

41、调试增加了许多困难，经协调安装和DCS厂家，已取消部分保护及出口逻辑，包括热工保护、减出力出口、减负荷出口和减励磁出口。三 励磁系统静态调试工作总结1 设备系统简介1.1 励磁系统简介国电豫源电厂#1机组发电机励磁采用静态励磁方式，励磁系统通过励磁变从发电机端取得励磁能源，其工作原理为：通过励磁变从发电机端取得励磁能源，励磁变将发电机端的三相交流电压降低为励磁调节器可接受的交流电压送给可控整流器进行整流，整流后的直流电流经灭磁开关提供给发电机转子以建立磁场，AVR根据机组的运行状况依据程序设定的参数自动地改变的导通角，从而控制磁场电流的大小，达到自动调节发电机机端电压的目的。为了建立初始励磁磁

42、场，系统设计了起励回路，起励电源来自低压380V厂用电。国电豫源电厂#1机组励磁系统采用哈尔滨电机厂生产的HWLT-4数字式自动电压调节器，该系统由励磁变压器、励磁调节器（AVR）、可控整流器、磁场断路器以及控制回路等几部分组成。AVR可接收DCS来的远方指令进行启励、灭磁、增磁、减磁、手动/自动切换等操作，可满足正常运行要求。励磁系统分为两个通道，参数设置完全一致，单通道运行即可满足发电机强励需要，运行通道出现异常，励磁系统可自动切换至备用通道。机组正常停机情况下，通过励磁退出使可控硅进入逆变方式，发电机灭磁；事故情况下，发变组保护跳开交流侧灭磁开关，由直流回路的可控硅跨接器及灭磁电阻吸收转

43、子绕组能量，实现灭磁。2 励磁系统起停机操作流程2.1 起机检查各整流屏内的所有开关是否都闭合。2.1.1合磁场开关2.1.2解除逆变(将逆变开关打到解除逆变位置)2.1.3确认“允许起励”灯亮允许起励条件：1)、磁场开关状态正确；2)、逆变解除；3)、无增减磁操作；4)、调节方式正确(只有一种调节方式)；5)、DC220V正常；6)、快熔正常2.1.4在自动起励方式下(将手、自动起励开关打到自动起励位置)，合开机令，开始起励(在水电厂，还须等待转子达到95%额定转速后自动起励)2.1.5在手动起励方式下(将手、自动起励开关打到手动起励位置)，按起励按钮，开始起励2.1.6起励成功的判断：起励

44、后10秒钟，机端电压应达到30%PU，否则报起励失败。三次起励失败后，微机自锁，不允许起励，应将微机reset后再起励。2.1.7起励成功后，在AVR运行方式下，机端电压直接升到100%PU；在FCR运行方式下，励场电流直接升到30%PU。稳定之后再进行增减磁操作。2.2 停机2.2.1正常停机1）合停机令；2）跳磁场开关(也可以不跳)；3）调节屏接到停机令后，在逆变同时，延时5秒，跳磁场开关；4）将逆变开关打到逆变位置。2.2.2紧急停机1）合紧急停机令；2）联跳油开关、磁场开关；3）调节屏逆变灭磁；4）将逆变开关打到逆变位置。3 调试过程简介励磁系统静态调试于7月18日完成，主要进行了以下

45、各项检查试验：3.1 外观及硬件设置检查3.2 励磁主回路绝缘检查将调节器柜内所有强电回路连接在一起，拆掉与弱电回路的连接，用500V摇表测试主回路绝缘电阻为 70 MW 。3.3 直流控制回路、交流信号回路，风扇控制回路、起励回路，DCS接口回路检查。3.4 励磁变，灭磁开关分合闸试验3.5 机柜上电（AVR柜、辅助柜、起励柜）3.6 回路功能试验AVR柜监控计算机与AVR的通讯，辅助柜触发脉冲的建立，整流柜冷却风机通电试验，起励回路通电模拟试验，各种保护信号功能的试验。3.7 调节器盘表精度校验3.8 整流柜小负载试验在励磁整流柜直流输出侧接电阻、万用表、示波器，记录调节器控制量与直流输出

46、电压对应关系。检查两通道输出电压基本都随控制量的变化呈线形变化趋势，且两通道特性基本一致。两通道可控硅整流桥直流输出电压波形正确，在一个工频周期内电压波形分六个波头，且分布均匀，幅值一致，证明六个可控硅触发脉冲时序正确。3.9 传动试验（DCS远方操作、信号远方报警）4 调试过程中的修改变更及处理缺陷介绍4.1 励磁系统到DCS的部分接线设计院未给出明确接线位置，给安装接线和调试增加了许多困难，经协调安装和DCS厂家，已取消部分继电器出口逻辑，包括闭锁PSS、无功减载、95%转速、停机令、系统电压跟踪等。4.2 自并励发电机组在短路试验中，励磁系统无法从机端取得建立转子磁场所需的电源，必需外接

47、足够容量的试验电源。经建议，在#1机厂用6kV段增设一路负荷，敷设动力电缆引至#1励磁变高压侧，作为整套启动以及机组大修后进行发电机短路试验的励磁系统临时电源。该6kV开关柜也应增设电气保护装置，定值根据励磁变容量及参数进行整定。四 同期系统及故障录波器调试工作总结1 设备系统简介1.1 同期系统简介发变组同期装置采用深圳智能设备开发有限公司生产的SID-2CM型发电机线路复用微机同期装置，该装置的突出特点是：对频率控制采用了模糊控制技术，具有良好的均频和均压控制品质，从而能快速促成准同期条件的到来；合闸控制在软件及硬件上采取多重闭锁，杜绝误合闸的可能性；软件计算中不仅考虑并网时的频差，而且考

48、虑了频差的变化率，同时采用了合闸角预测技术，可准确捕捉到第一次出现的准同期时机，能保证发电机在无相差的情况下并入电网。SID-2CM适用于18台、条发电机或线路复用，本机组仅用于#1主变高压侧一个同期点。同期电压分别取自线路PT和发电机机端PT，由同期装置软件补偿主变接线组别造成的相位差。本台机组中通过DCS系统实现对同期装置的投入、退出控制和复位操作，取消了传统的手动准同期方式，大大简化了并网操作步骤。1.2 故障录波器简介发变组故障录波器采用哈尔滨科力电力有限公司生产的FG-2A型微机型故障录波装置，该综合监录装置,基于高档工业控制计算机，采用高速PCI模拟量采集卡，基于以太网构成上、下位

49、机结构。在系统组成方面采用最新的硬件技术，在软件结构方面遵循现代软件工程理论与方法。以领先指标、高可靠性完成传统故障录波器功能的同时，提供了一些新的重要功能。FG-2A具有高采样频率（10kHz）、高数据传输速率（10Mbps）等特点，支持连续故障录制。参数结构开放，支持用户定义故障数据格式、定义新的派生量。以精心设计的模拟量隔离通道及数字滤波等算法保证模拟量计算精度。2 调试过程简介2.1 同期系统静态调试2.1.1同期系统二次回路的调试工作2.1.2微机准同期控制器校验及整定2.1.2.1系统侧电压常常因负荷变动导致有较大的波动，因此系统侧PT二次电压额定值应以其可能出现的最低值和最高值的

50、平均值输入，同时由于主变高压侧PT变比为220/0.1，因此系统侧PT二次电压额定值整定为63V，使之较容易满足同期压差条件，加快并网速度。2.1.2.2由于主变绕组为Y/D-11接线，高压侧电压滞后低压侧同名相电压30°，因此同期装置定值“系统侧转角”应整定为“超前30°”。2.1.3同期系统控制回路传动试验2.1.4同期并网操作步骤2.1.4.1汽轮机稳定3000转运行，发电机空载升压至额定无异常，可开始并网操作。2.1.4.2点击“ASS请求”按钮，DCS向DEH发并网请求指令，DEH判断并网条件满足时开放同期系统至DEH的调速控制回路，同时发反馈信号至DCS，可观察

51、到“ASS允许”状态信息。2.1.4.3点击“投入ASS”按钮，同期屏辅助继电器动作，将同期电压回路接入同期装置同期装置上电，自动进行调压、调速操作，判断同期条件满足时，自动在同期点将发电机并入系统，运行人员完全不需任何干预。由于设计原因，此步操作无反馈信息。2.1.4.4发变组同期并网后，DCS手动操作切断同期装置电源，同期系统退出。2.2 故障录波器调试2.2.1故障录波器外部回路接线检查2.2.1.1检查电流、电压测量回路接线的正确性。2.2.1.2检查开关量输入回路接线的正确性。2.2.1.3检查录波器报警信号输出回路接线的正确性。2.2.1.4用500V兆欧表检查各外部回路绝缘应符合

52、要求。2.2.2故障录波器静态调试过程2.2.2.1检查前置机、变送器等硬件配置是否满足设计信号采集的要求。2.2.2.2通电检查前置机电源上电，若前置机运行正常（仅运行灯闪烁或调试灯亮），接通后台机电源，将启动Windows，并进入本装置综合软件界面。2.2.2.3手动录波检查前置机切换到调试状态，用鼠标点取“手动启动”菜单启动装置录波，检查装置硬件、软件工作是否正常，报警信号是否正确；2.2.2.4通道检查将模拟量启动整定表各路通道启动参数整定为零（即退出此项启动方式），开关量整定表中各路通道选择“不投”，然后进行通道检查试验.2.2.2.5定值整定2.2.2.6故障录波综合分析软件功能检

53、查2.2.3故障录波器投入运行后检查2.2.3.1录波器切入运行状态，前置机面板上绿色运行信号灯不停闪烁，无任何告警信号，证明录波器运行正常。2.2.3.2在端子排上检查输入模拟量的相序、相位、数值正确。2.2.3.3手动启动录波，观察波形记录数值与实际相符，波形记录正确。3 调试过程中的修改变更及处理缺陷介绍3.1 同期装置接入电压端子位置设计有误，现已改正。实际上因主变接线组别造成的相位差可由同期装置软件作出补偿，而无需在接线方式上进行修改。3.2 同期装置到DCS的部分接线设计院未给出明确接线位置，给安装接线和调试增加了许多困难，经协调安装和DCS厂家，已修改部分设计，将DEH允许信号改

54、为DEH允许投入同期和DEH允许启动同期，同期投入和同期启动接线位置也作了相应改动。3.3 进入同期装置的主变高压侧断路器辅助接点应为常开接点，而实际为常闭接点，现已修改为常开接点。国电豫源2×135MW机组调试产品交付书YTB-DQ101 220kV升压站调试报告河南恩湃电力技术有限公司 2005年10月9日1 项目名称 220kV升压站调试报告2 项目简介220kV升压站配有一套WDLK-861型断路器保护，并配有两套全线速动主保护，分别为许继的微机型光纤纵差线路保护WXH-803和南瑞的线路光纤距离保护RCS-902，保护还具有阶段式相间和接地距离及零序方向过流保护作后备保护，

55、母线保护也双重化配置，分别为南瑞的RCS-915，和许继的WMB-800。3 调试过程3.1 调试过程简介3.1.1 I恒荆RCS-902BF保护装置调试3.1.2 I恒荆WXH-803保护装置调试3.1.3 I恒荆WDLK-861保护装置调试3.1.4 II恒荆RCS-902BF保护装置调试3.1.5 II恒荆WXH-803保护装置调试3.1.6 II恒荆WDLK-861保护装置调试3.1.7 RCS-915母线保护装置调试3.1.8 WMH-800母线保护装置调试3.1.9 RCS-923A母联保护装置调试3.1.10 220kV设备保护传动试验3.1.11 220kV设备信号传动试验3.

56、1.12 升压站故障录波器调试3.2 调试仪器清单序号仪器名称仪器型号编号定检日期1卡钳电流/相位表DG302相序表XZ-13数字万用表UNIT4微机型继电保护试验仪PW336A5继电保护校验装置SVERKER 7503.3 参加调试人员名单姓名单位职称备注钟代宁河南恩湃电力技术有限公司工程师专业负责人任幼逢河南恩湃电力技术有限公司工程师调试执行人4 数据整理及结论见下页附表。RCS-902BF线路保护定值检验记录安装地点 豫源电厂 被保护设备 I恒荆1 历 次 定 值 检 验 记 录检 验 日 期2005.6检 验 性 质新 装装置参数1保护定值区号12保护装置地址000013串口1波特率048004串口2波特率048005打印波特率048006调试波特率048007系统频率50Hz8电压一次额定值220KV9电压二次额定值57.70V10电流一次额定值1200A11电流二次额定值5A12厂站名称南继保13网络打印方式014自动