电气专业调试报告

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1X30MW+采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1X30MW+X150T/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：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：王琨目录TOC\o"1-5"\h\z概述3分系统调试3HYPERLINK\l"bookmark6"\o"CurrentDocument"开机前及升速时的测试1011短路状态时的测试TOC\o"1-5"\h\zHYPERLINK\l"bookmark10"\o"CurrentDocument"空载状态时的测试13HYPERLINK\l"bookmark12"\o"CurrentDocument"带负荷及72小时满负荷试运中的测试.17调试中发现问题及改进意见18调试结论181、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 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 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、分系统调试发电机控制、保护、信号回路传动试验（1）发电机出口开关动作分、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。（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开关及灭磁开关，综合控制系统能发出与之对应的信号。（3）接地保护（整定值:3U0定子接地10V准确发信,转子一点接地8KQ,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。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。励磁二次回路试验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/增磁”及“通道投/退”等开关的操作，检查正确。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”。1）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。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。（1）经检查、试验，确认励磁回路的灭磁开关分、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。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50H乙待并侧电压表指示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-20°~0°~+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-20°~0°~+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。（当超出土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。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50HZ3）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。4）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。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。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（1）发电机跳闸试验：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。（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，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。243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”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。244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：—25LH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104.3104.3104.3正相序发电机PT与系统PT核相（同名相压差）相别及编号U-U'V-V'W-W'613-6100.28V0.10V0.30V2,6,2线路PT电压、相序、角差测试正确。263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1PT2PT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、低压配电系统试验线路110KVGIS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。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（MQ）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50001PT2PT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3.1开机前，系统绝缘检查设备名称绝缘电阻（MQ）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（MQ）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（mA相位UVWU-VU-WV-W保护屏415111711811911624011741911181181181182391184201118117118119240119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-U'V-V'W-W'4151-419135833594151-41712334151-41812224151-42011334151-42112224.2短路特性试验（ 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 表接于同期测量屏，互感器变比为3000/5）上升时二次电流（A）0.330.671.332.002.673.333.44标定子电流（A）2004008001200160020002062准励磁电流（A）0.320.651.311.952.593.243.41表励磁电压（V）0.81.663.2810.8714.7418.5520.11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标定子电流（A）2004008001200160020002062准励磁电流（A）0.250.571.211.872.543.203.41表励磁电压（V）0.531.253.0510.3414.3618.4620.11转子电压（V）8.3218.6738.2460.1082.12103.5114.3差流A0.01B0.01C0.014.3检查过流、过负荷、差动及差动断线闭锁保护（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（L610）:1.13V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5.3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（KV20406080100120准励磁电流（A）0.220.490.801.111.562.17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，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。5.5轴电压测量电压U1:1.329U21.328U3:1.356分析结论：在电压IN为10.5KV下，测量转子轴两端电压U1与四瓦座上电压U2,五瓦座上电压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次数123平均值时间（S）12.812.8112.8512.82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V3的关系；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永磁机短路试验发电机转速短路时间永磁机电压永磁机电流300015S205.9V51.5A5.8、励磁调节器试验给定电压（％）8090100105超调电压（V）2242超调量（％）2.52.22.51.9摆动次数22231井、2#装置切换试验：电压稳定、无扰动；两套互相替换良好可靠。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）1）当发电机电压升至额定值，投入同期开关1ANDTK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（＞±20°）时，同期继电器动作闭锁4）用手动集中按钮HA当同步表旋转指针的角度大于（土20°）时，合发电机开关，开关不动作；当接近同步点小于（土20°）时，能合上发电机开关，开关动作合闸1）当发电机电压升至额定值，投入同期开关1ANDTK至自动位置。2）电压及频率调整方向与同步表一致，当按启动按钮QA时，自动同期装置同步表至同期点时，发电机开关自动合闸。分析结论：同期回路接线正确，同步表指示正确；手动同期回路同期继电器动作正确，自动同期装置电压采样正确，装置动作正确、可靠；调压、调速良好手自动两种方式均可实现并列的监测操控。6、带负荷及72小时满负荷试运中的测试6.1在负荷6%下，测量同名相电压与电流相角差（°）相别及编号UVWU61—A4112323236.2在负荷6%下，测量同名相电流相角差（°）相别及编号ABC411-421310411-431121411-441222441-451112441-4613216.3差动回路差流及开口电压测量相别ABC负荷差流（A）———50%开口电压（V）—负荷差流（A）———80%开口电压（V）—6.4轴电压测量轴电压（V）负荷（％）U1U2U350%———80%———6.5各仪表显示经计算显示正确，并且保护装置运行正常，符合要求；保护、信号无异常6.6发电机开关、电缆、互感器、等一次设备，均无放电、过热等异常。分析结论：1）在负荷20%，测量同名相电压（U613与电流（U411）相角差小于90°,同名相电流相位正确，可判断电流回路接线正确，符合设计运行要求。2）分别在负荷50%及80%无7、调试中发现问题及建议：10KV发电机采用自动准同期装置并网时，建议根据不同的并网运行方式，调整装置参数。根据系统运行工况，建议励磁调节器最好使用“电压”运行方式。7.3按照设计，但有功功率表只能在DEH画面中观察，建议在DCS系统加装有功测量装置，以便操作。7.4若汽机调整不能满足发电机自动准同期装置并网条件时，建议调整装置频差整定值△f（目前整定值：土0.15Hz），可将其整定值再增大，但最好不要超过土0.20Hz。应尽快落实保安电源的接入,以防系统失电时能够保证厂用电系统.应尽快和电网部门落实线路备自投取消的问题,以防线路突然保护动作后备自投动作成功对发电机和主变的损伤.8、调试结论：各项测试、检验结果，经分析、判断，均良好、合格。二次保护、信号、仪表、操作、同期、励磁等，均良好无异。各联锁、自动等，均符合要求。