电气专业调试报告..pdf

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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 130MW+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 DQ-1 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130MW+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-2 目录 1. 概述3 2. 分系统调试3 3. 开机前及升速

2、时的测试10 4. 短路状态时的测试11 5. 空载状态时的测试13 6. 带负荷及 72 小时满负荷试运中的测试.17 7. 调试中发现问题及改进意见18 8. 调试结论18 DQ-3 1、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2

3、4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

4、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。 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

5、 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 DQ-4 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

6、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。 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

7、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。 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-5 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

8、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。 2.2.4 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

9、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 、XZ

10、2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 DQ-6 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

11、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 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.

12、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 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 （

13、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-7 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。 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

14、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，

15、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。 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-8 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，

16、 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。 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.

17、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。 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-N V-N W-N U-V U-W V-W 相序 60.1 60.1 60.1 10

18、4.3 104.3 104.3 正相序 励磁 调节 屏 相别及编号U-V U-W V-W 相序 60.1 60.1 60.1 正相序 60.1 60.1 60.1 正相序 计量 屏 相别及编号U-V U-W V-W 相序 104.3 104.3 104.3 正相序 发电机 PT与系统 PT核相（同名相压差） 相别及编号U-U V-V W-W 613-610 0.28V 0.10V 0.30V DQ-9 2,6,2 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

19、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 110KV GIS 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、

20、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。 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

21、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 DQ-10 电要求。 2.9 厂用电动机回路调试 2.9.1 全厂电动机

22、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（ 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5000

23、 1PT 、2PT高压对低压及地10000 10KV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-11 3.1 开机前，系统绝缘检查 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1000 1PT 10000 2PT 10000 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

24、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20 80 500 20 80 1000 20 80 2500 20 90 3000 20 100 超速后20 100 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 U V W U-V U-W V-W 保 护 屏 4151 117 118 119 116 240 117 4191 118 118 118 118 239 118 4201 11

25、8 117 118 119 240 119 DQ-12 励磁 屏 4171 118 117 117 120 238 119 计 量屏 4181 118 117 117 118 239 119 4201 117 117 117 118 239 119 录波 屏 4211 117 117 117 118 239 119 各 CT同名相角差（） 相别及编号U-U V-V W-W 4151-4191 358 3 359 4151-4171 2 3 3 4151-4181 2 2 2 4151-4201 1 3 3 4151-4211 2 2 2 4.2 短路特性试验（标准表接于同期测量屏，互感器变比为

26、3000/5） 上升时 二次电流（ A）0.33 0.67 1.33 2.00 2.67 3.33 3.44 标 准 表 定子电流（ A）200 400 800 1200 1600 2000 2062 励磁电流（ A）0.32 0.65 1.31 1.95 2.59 3.24 3.41 励磁电压（ V）0.8 1.66 3.28 10.87 14.74 18.55 20.11 转子电压（ V）9.22 20.00 41.20 64.50 86.0 108.5 114.3 差流A 0.01 B 0.01 C 0.01 下降时 二次电流（ A）0.33 0.67 1.33 2.00 2.67 3.

27、33 3.44 标 准 表 定子电流（ A）200 400 800 1200 1600 2000 2062 励磁电流（ A） 0.25 0.57 1.21 1.87 2.54 3.20 3.41 励磁电压（ V） 0.53 1.25 3.05 10.34 14.36 18.46 20.11 转子电压（ V） 8.32 18.67 38.24 60.10 82.12 103.5 114.3 差流A 0.01 B 0.01 C 0.01 DQ-13 4.3 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

28、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A B C AB AC BC 电压（ V）300 300 300 517 517 517 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

29、差 保 护屏 相别及 编号 U-N V-N W-N U-V U-W V-W 相序 57.5 57.5 57.6 100.1 100.1 100.1 正相序 控制屏57.5 57.5 57.6 100.1 100.1 100.1 正相序 开口三角电压（ L610） ：1.13 V 相别及编号U-V U-W V-W 相序 励 磁 调 节 屏 100.1 100.1 100.1 正相序 99.7 99.8 99.8 正相序 379.4 379.7 379.2 正相序 同 期 屏 100 100.2 100.1 正相序 DQ-14 5.3 空载特性试验 上升 二次电压（ V）20 40 60 80 1

30、00 120 标 准 表 定子电压 KV 2 4 6 8 10.5 12 励磁电流（ A）0.29 0.59 0.91 1.22 1.70 2.17 励磁电压（ V）0.686 1.4 2.27 3.02 3.95 5.29 转子电压（ V）9.54 18.7 28.2 39.2 54.6 68.9 下降 标 准 表 定子电压（ KV ）20 40 60 80 100 120 励磁电流（ A）0.22 0.49 0.80 1.11 1.56 2.17 励磁电压（ V）0.58 1.18 2.02 2.81 3.69 5.29 转子电压（ V）8.41 16.47 27.6 34.1 51.9

31、68.9 5.4 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） 10.5 1.56 3.26 51.9 1.13 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）

32、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-15 5.5 轴电压测量 电压 U1 ：1.329 U2 ： 1.328 U3 ：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 ， 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

33、 5.6.1 灭磁时间测量 次数1 2 3 平均值 时间（ S）12.8 12.81 12.85 12.82 5.6.2 测量灭磁后发电机残压及相序 相别A B C AB AC BC 一次电压（V）386 386 386 670 670 670 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 的关系；相序正确，符合要求。与前面短路试验后 的原始残压（ 570V

34、/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 3000 15S 205.9V 51.5A 5.7.2 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-16 5.8.1 自励零起升压试验（利用起励按钮） 给定电压（）80 90 100 105 超调电压（ V）2 2 4 2 超调量（）2.5 2.2 2.5 1.9 摆动次数2 2 2 3 5.8.2 1、2装置切换试验：电压稳定

35、、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）3 4 超调量（）2.8 3.8 摆动次数2 2 5.8.4 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

36、） 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（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（20）时，合发电机 开关，开关不动作；当接近同步点小于（20）时，能合上发电机开关，开关 DQ-17 动作合闸 5.9.2 自动准同期试验 1）当发电机电压升至

37、额定值，投入同期开关1AN ，DTK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U V W U613 A411 23 23 23 6.2 在负荷 6下，测量同名相电流相角差() 相别及编号A B C 411421 3 1 0 41

38、1431 1 2 1 411441 2 2 2 441451 1 1 2 441461 3 2 1 6.3 差动回路差流及开口电压测量 相别A B C 负荷 50 差流（ A）- - - 开口电压（ V）- 负荷 80 差流（ A）- - - 开口电压（ V）- DQ-18 6.4 轴电压测量 轴电压（ V） 负荷 （） U1 U2 U3 50- - - 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 (

39、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： 7.1 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。 7.2 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： 0.15Hz） ，可将其整定值再增大，但最好不要超过 0.20Hz。 7.5 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. 7.6 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： 8.1 各项测试、检验结果，经分析、判断，均良好、合格。 8.2 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。