1、大连恒力石化260MW热电工程电气专业调试方案 编号：恒力石化（大连）有限公司自备热电厂电 气 专 业 调 试 方 案东电二公司调试办公室2012年3月30日目 录第一篇 调试方案编制依据1第二篇 发变组保护调试方案21.设备及系统概述21.1汽轮发电机铭牌21.2主变压器名牌32.试验目的及要求32.3准备工作33.发变组保护装置的调试过程及步骤43.1.通电前检查43.2 通电检查43.3定值整定53.4模拟量输入幅值和相位特性检验53.5 RCS-985RS/SS系列发电机保护调试53.6 RCS-9671C系列差动保护调53.7 RCS-9681C变压器高压侧后备保护调试63.8 RC
2、S-9661C系列变压器发非电量保护调试63.9非电量保护传动试验63.10 保护管理机的调试64.装置整组联动试验74.1 整组动作时间测量74.2逻辑检验和开关量输出检查74.3 装置的整组试验74.4保护传动试验74.5 PT、CT回路二次通流、通压试验75.带负荷试验85.1.静态调试标准85.2带负荷状态调试标准86. 防止事故措施8第三篇 励磁系统调试方案91.设备及系统概述92.调试目的及项目92.1调试目的92.2 励磁系统名牌92.3 试验项目103.调试过程及步骤103.1 试验前的准备工作103.2 试验程序104.调试质量检验标准124.1 静态试验标准124.2 动态
3、试验标准135.防止事故措施13第四篇 同期系统调试方案141.设备及系统概述142.调试目的及项目142.1调试项目143.调试应具备的条件及调试过程143.1 试验前应具备的条件143.2 试验过程143.3 调试质量检验标准153.4 调试项目记录内容及使用表计153.5使用表计153.6 同期装置调试154.防止事故措施16第五篇 #1主变倒充电系统受电方案171.设备及系统概述172.受电目的及范围172.1 受电目的172.2受电范围173. 试验前应具备的条件及试验程序193.1#1主变充电前应具备的条件192 试验程序192.1 系统运行方式192.2 #1主变倒充电203厂用
4、电源环并及厂用电源切换试验213.1 高压厂用电源一次环并试验213.2 厂用电源并联自动切换试验223.3.高压厂用电源事故自动切换试验231.设备及系统概述261.1汽轮发电机铭牌271.2主变压器名牌285.2 发电机短路试验程序60第一篇 调试方案编制依据(1)电力行业标准DL/T5437-2009火力发电厂建设工程启动试运及验收规程(2)电力部建设协调司建质199640号火电工程启动调试工作规定(3)电力部建设司建质199611#1火电工程调整试运质量检验及评定标准(4)电力行业标准DL 5009.1-2002电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)(5)电力行业标准DL 5011-9
5、2电力建设施工及验收技术规范。(6)国家建设标200610号中华人民共和国工程建设标准强制条文(电力工程部分)。(7)电力建设施工与验收技术规范（电气部分）(8)火电、送变电工程重点项目质量监督检查典型大纲(9) 吉林省卓融电力设计有限公司设计图纸(10)厂家装置产品使用说明书(11)恒力石化调试大纲(12)设计院设计图纸、制造厂图纸，安装使用说明书、设计和调试有关文件及会议纪要。(13) 国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求第二篇 发变组保护调试方案1.设备及系统概述恒力石化热（大连）有限公司自备热电厂工程，一期建设容量为260MW汽轮发电机组，采用发电机变压器组单元制接线方式
6、其中50WX18Z-059LLT型汽轮发电机是由济南发动机厂生产的。SZ11-75000/69型主变,是由江苏华鹏变压器厂成产的。机端励磁变压器采用静止自并励励磁系统”。 发电机保护采用南京南瑞自动化股份有限公司生产的RCS-985RS/SS系列成套保护装置、变压器差动、后备及、非电量保护装置采用RCS-9671C、RCS-9681C和RCS-9661C系列成套装置。RCS-985RS/SS采用了高性能数 字信号处理器的 DSP 芯片为基础的双 CPU 硬件系统，装置有独立的启动 CPU 作为整机起动元件，该起动元件在电子电路上与保护 CPU 完全独立，动作后开放保护装置出口继电器正电源。R
7、CS-985RS/SS适用于中小型汽轮发电机、水轮发电机、燃气轮发电机等发电机机组,并能满足电厂自动化系统要求.RCS-985RS/SS发电机保护根据相似保护分开,相对独立的原则,将主保护后备保护合理分配到两个装置中,共同提供一台发电机所需要的全部电量保护.RCS-9661C 系列变压器非电量成套保护装置，采用主后一体化的方案，完成一 台变压器所需要的全部电气量保护，适用于电厂的发变组保护。RCS-9671C变压器差动保护装置主要适用于110kV及以下电压等级的变压器。其特点是操作回路配置灵活，可以适应各种操作机构，并且采用全封闭机箱，强弱电严格分开，取消传统背板配线方式，同时在软件设计上采用
8、相应的抗干扰措施，装置的抗干扰能力大大提高，对外的电磁辐射也满足相关报告。当非电量信号经过装置重动后给中央信号、远方信号两组接点，由装置经过定值设定的延时，启动装置的跳闸继电器。如果需要直接跳闸的非电量信号，那么就直接启动装置的跳闸继电器，不带软件延时。1.1汽轮发电机铭牌型 号50WX18Z-059LLT额 定 功 率（MW）75额 定 功 率 因 数0.8(滞后)额 定 电 压（kV）10.5额 定 电 流（kA）5154.9满 载 时 额 定 励 磁 电 压（V）244.5满 载 时 额 定 励 磁 电 流（A）1186.7 满 载 励 磁 电 流（A）388 额 定 频 率（Hz）50
9、额 定 转 速（r/min）3000相 数3定 子 绕 组 接 线 方 式Y绝 缘 等 级 /使 用 等 级F/B 直 轴 同 步 电 抗（xd）2.313额 定 阻 抗1.176冷 却 方 式空 冷制 造 厂 家济 南 发 电 设 备 厂1.2主变压器名牌型 号SZ11-75000/69 额 定 容 量（KVA）750000 额 定 电 压 比（kV）6981.25%/10.5 额 定 电 流（A）627.6/4123.9 连 接 组 别YNd11 冷 却 方 式ONAN/ONAF 额 定 频 率50Hz制 造 厂家江 苏 华 鹏 变 压 器 有 限 公 司2.试验目的及要求（1）对于新安装
10、的机组保护元件要求进行全面检查试验。（2）保证保护元件投入运行后的性能和质量满足整定要求。 2.3准备工作2.3.1资料准备2.3.1.1根据合同提前领取设计图纸及设计说明书，组织调试人员熟悉并对装置进行校验。2.3.1.2根据设计说明,收集保护设备厂家资料，包括技术说明书，使用维护说明书，出厂试验报告（合格证），熟悉保护装置工作性能。2.3.2调试条件2.3.2.1保护盘及电缆安装完毕,绝缘合格，具备送电条件。2.3.2.2保护元件交、直流电源能够安全可靠投入运行。2.3.3 继电保护室照明充足。2.3.4 保护盘周围应清扫干净，道路畅通 。2.3.5 试验环境相对稳定，保护接地良好。2.3
11、6 RCS系列发变组成套保护装置校验。3.发变组保护装置的调试过程及步骤3.1.通电前检查3.1.1 外观检查：清洁干净、型号相符、接线牢固 ，装置可靠接地。3.1.2 机械部分检查：内部元件齐全整洁、可动部分灵活可靠。3.1.3 对照附图册中装置正面布置图，检查各插件相对位置是否于图样一致，各插件与插座之间的插入是否到位。项 目结 果备 注外 观 检 查机 械 部 分 检 查3.1.4 绝缘电阻检测断开装置与外回路的所有连接后，采用500V直流兆欧摇表分别测量交流回路、直流回路、信号回路、跳闸回路对地及之间的绝缘电阻，绝缘电阻均应不小于10M。3.2 通电检查3.2.1 检查直流电源的正负
12、极性是否正确3.2.2 逆变电源检验试验直流电源应经专用开关，并从保护屏端子上接入。3.2.3 逆变电源自启动性能检验直流电源电压缓慢上升时的自启动性能检验试验直流电源电压由零缓慢升至80额定电压值，保护装置面板上的电源指示灯应亮.3.2.4 工作电源电压工作范围检查直流电源电压分别为80.100.115%的额定电压时，保护装置应工作正常，即电源指示灯应亮,保护装置上电后，电源指示灯应常亮，否则，说明保护装置有故障。3.2.5 软件版本检查。3.2.6 面板按钮、面板指示灯检查。3.3定值整定3.3.1定值的输入：用装置的按键，在前面板上直接修改。3.1.2定值的失电保护检验3.1.3通过断、
13、合直流电源，检验保护装置的定值区在直流电源失电后不会丢失或改变。3.4模拟量输入幅值和相位特性检验3.4.1先后分别通入三相对称电流、三相对称电压I=mIn(m=0.1、1、5；In为二次额定电流，其中10In的通电时间不超过10秒)，U=V (U=0V、20V、40V、57.7V)，保护装置进入采样菜单，将三相电压、电流通入装置中，检查显示测量值是否正确.3.4.2 开关量输入回路的检查依次进行开关量的输入和断开，监视所显示开关量的变化情况。3.5 RCS-985RS/SS系列发电机保护调试3.5.1 发电机差动保护3.5.2 逆功率保护（程跳逆功率）3.5.3 定子接地保护3.5.4发电机
14、转子接地保护3.5.5发电机频率保护3.5.6 发电机复合电压过流保护3.5.7 发电机定子接地保护3.5.8.发电机失磁保护3.5.9.发电机过电压保护3.5.10发电机定子过负荷3.5.11负序过负荷3.5.12励磁系统故障联跳（非电量）3.6 RCS-9671C系列差动保护调3.6.1 差动速断保护3.6.2 比率差动保护3.7 RCS-9681C变压器高压侧后备保护调试3.7.1变压器复合电压过流保护3.7.2变压器过负荷保护3.7.3 PT断线3.8 RCS-9661C系列变压器发非电量保护调试3.8.1 变压器本体瓦斯保护3.8.2 变压器有载瓦斯保护3.8.3 变压器压力释放保护
15、3.8.4 变压器大电流闭锁保护3.9非电量保护传动试验3.9.1 检查非电量保护装置面板动作指示灯显示情况，同时测量接点输出应正确。序 号保护功能面板动作灯显示出口接点闭合1本体压力释放2主变轻瓦斯3主变重瓦斯14主变重瓦斯25主变压力释放6主变油温高跳闸7励磁变温度高8主变油位高报警9主变油温高报警10主变油位低报警3.10 保护管理机的调试3.10.1 保护装置与与通信管理机之间采用以太网连接。3.10.2 定值管理：通过口令管理系统可查询或整定CPU各保护定值。3.10.3装置有独立的内部时钟，具有接受GPS时钟的软对时及硬对时的接口。对时误差不 大于0.1ms。保护管理机通过与保护装
16、置的通讯实现对各保护装置的对时功3.10.4系统调试：通过管理系统对各保护模块进行详细调试。3.10.5巡回检查功能：在保护系统处于运行状态时，保护模块不断地进行自检，管理系统及时查寻并显示保护模块的自检信息，如自检出错立即发出报警，以便及时处理。4.装置整组联动试验4.1 整组动作时间测量4.1.1本试验是测量从模拟故障至断路器跳闸回路动作的保护整组动作时间。4.1.2投入差动保护功能，退出所有其它保护功能。模拟故障，故障电流I=1.1IN，测量整组动作时间。4.2逻辑检验和开关量输出检查4.2.1保护装置的保护功能按整定书要求投入，整定值也按整定书要求设置。模拟各种形 式故障，检查保护装置
17、的输出接点动作的正确性。4.3 装置的整组试验4.3.1保护装置的所有保护功能按整定书的要求设置，根据整定值输入故障模拟量。核对定值是否与定值清单相同。4.3.2测量从模拟故障至出口压板动作的整组动作时间。4.3.3开关量输出检查，根据保护逻辑，检查保护装置的输出接点（出口、信号等接点）。4.4保护传动试验4.4.1 保护装置的所有保护功能按定值要求设置，投入保护装置的跳闸和合闸压板。4.4.2 根据厂家原理图与设计院图纸进行核对，对不符合的定值，通过联络单的形式与有 关方面进行联系，同时提出相应的改进意见。 4.4.3 根据正确的图纸校对所有与保护屏有关的电缆，检查其对地及相间的绝缘，对电
18、流互感器的接线必须将电缆从端子上断开检查，将其检查结果,填写记录表格。4.4.4投入与保护相对应的出口连片，根据不同的保护加电流和电压使保护动作，检查与 保护有关的所有出口回路，包括断路器跳闸回路、灭磁开关跳闸回路、信号报警回 热工信号回路等，要求动作指示完全正确。4.5 PT、CT回路二次通流、通压试验4.5.1 发变组保护用PT二次通压试验检查，CT回路二次通流试验检查。4.5.2 对带有方向的保护装置应特别注意电流的实际方向以确保保护动作的正确性，主保 护要求实际带开关检查，并将其检查结果填写在记录表格中。 4.5.3保护管理机的设置、通讯及功能检查；各装置对时功能检查。5.带负荷试验(
19、1)抄录系统有功和无功功率。(2)读取继电器的各相电流电压的幅值和相角值。(3)核对电流、相角值,确定接线的正确性。(4)调试质量检验标准(5)通过对发电机和变压器保护装置的调试5.1.静态调试标准5.1.1二次交流回路接线正确。5.1.2保护元件调整试验符合设计要求。5.1.3保护直流回路传动试验符合设计。5.1.4二次交流回路加电检查正常。5.1.5保护装置动作正确。5.2带负荷状态调试标准5.2.1发电机差动保护接线正确，差压、差流符合规程要求。5.2.2主变差动保护符合规程要求。5.2.3发电机失磁保护动作正确。5.2.4发电机失步保护、逆功率保护及保护装置符合规程要求。6. 防止事故
20、措施（1）电气设备的名称、编号、标志牌应清晰准确，室内外高压设备的门窗、栅栏等均应关闭好，并应挂上相应的警告标示牌且加锁。（2）保护试验中应防止设备损坏事故的发生。对设备隐患和存在的问题及时发现，及时处理，严禁机组带缺陷运行。（3）进入现场时，注意警戒标志，对不符合规定的走道和明显危及人身安全的工作场所禁止进入，照明不良的场所不得进入和工作。（4）保护装置检查结束后，应严格按照电厂定值单整定好定值.（5）传动试验时，每个压板出口都要严格检查，并且保护与压板都一一对应，防止疏漏。第三篇 励磁系统调试方案1.设备及系统概述恒力石化热（大连）有限公司自备热电厂工程，一期建设容量为260MW汽轮发电机
21、组，采用发电机变压器组单元制接线方式，其中50WX18Z-059LLT型汽轮发电机是由济南发动机厂生产的。本系列汽轮发电机为WX18Z系列三相交流两极同步发电机，额定转速及频率为：3000r/min . 50Hz。额定电压为：10.5KV.发电机采用南京南瑞电控生产的NES5100自并励静止励磁系统。由励磁变压器、起励装置、可控硅整流装置、自动电压调节器、灭磁和过电压保护装置组成，冷却方式为：密闭循环式空气冷却（简称空冷式），转子绕组为空内冷，其余为空外冷。本系列发电机可以冷凝式、背压式、抽汽式等汽轮机为动力，适用于火力发电厂、集中供热电厂、燃气蒸汽联合循环发电、坑口电站、余热、废热发电等电站
22、该系列发电机具有结构简单、辅助设备少、安装维护方便、运行安全可靠、运行费用低、投资回报快等特点，有利于电厂的安装、使用和维护，每台电机的安装尺寸详见我厂提供的安装图，各部分结构介绍详后，发电机的技术性能符合GB/T7064-2002“型同步电机技术要求”以及IEC标准的要求。2.调试目的及项目2.1调试目的2.1.1 检查励磁系统各环节及参数是否满足设计要求，并确保励磁系统在整套启动试运时能够工作在最佳状态。2.2 励磁系统名牌励 磁 装 置 型 号NES5100自并励静止励磁系统机 组 额 定 功 率75MW额 定 定 子 电 压10.5KV额 定 定 子 电 流5154.9A额 定 功
23、率 因 数0.8满 载 时 额 定 励 磁 电 压244.5V满 载 时 额 定 励 磁 电 流1186.7A空 载 时 励 磁 电 压63 空 载 时 励 磁 电 流388制 造 厂 家山 东 济 南 发 电 设 备 厂励 磁 变 压 器 型 号ZSCB10-1000励 磁 变 压 器 容 量1000KVA励 磁 变 压 器 电 流 55A励 磁 变 压 器 电 压10.5/0.48kV 交 流 励 磁 电 源380V 励 磁 变 高 压 侧 CT 变 比100/5A 转 子 电 阻（75）0.1854制 造 厂 家海 南 金 盘 变 压 器 有 限 公 司2.3 试验项目2.3.1励磁电缆
24、检查2.3.2控制回路操作检查2.3.3励磁功率单元试验2.3.4 调节器静态试验3.调试过程及步骤3.1 试验前的准备工作3.1.1调试人员必须熟悉并核对完所有励磁系统图纸以及励磁系统的有关设备，同时应对励磁系统有较清晰的概念。3.1.2现场应具备必要的调试条件，即励磁系统的设备均已安装就位，元件和备件到齐，铺设好连接到励磁柜的所有电缆和电线并按接线图进行检查，包括电压互感器、电流互感器和保护回路。3.1.3 交、直流电源可用，随时可以合闸供电。3.2 试验程序3.2.1 控制回路的操作试验3.2.1.1检查励磁系统中的所有操作均能进行就地及远方操作，且动作正确可靠，指示信 号准确无误。 3
25、2.2 励磁功率单元调试3.2.2.1 硅整流柜(1) 均流系数的检查。(2) 冷却风机及快速熔断器检查3.2.3 调节器静态开环试验3.2.3.1 模拟量和开关量输入检查 (1)调节器加入模拟量，检查发电机定子电压、定子电流、同步电压、磁场电流。 模拟开关量输入，检查发电机断路器状态、增磁及减磁状态、开机及停机状态、 整流装置运行状态。 3.2.4 调节器输出量检查3.2.4.1 模拟量输出：检查可控硅的控制电压应增减平稳。3.2.4.2 开关量输出：检查起励控制、整流装置控制、风机控制、限制动作及故障报警信 号和运行状态远方指示信号的正确性。3.2.4.3 调节器与可控硅整流屏的整体试验
26、假负载试验）(1) 调节器同步变压器和整流屏交流侧接入三相交流电源，整流屏直流侧接入模拟负载。并在负载两端接上示波器。合交流电源开关，选择调节器在A通道或B通道运行，励磁方式选择电压调节（AVR）。就地在触摸屏上起励，此时整流屏应有一定的输出，用示波器观察其电压波形，应能见到周期性的对称波形，表明触发元件与可控硅整流屏均正常工作，在触摸屏上增大励磁或减小励磁，可控硅整流屏的输出电压波形也平滑增大或减小。若未看到上述波头或缺少某一相波头，应检查是否缺触发脉冲以及可控硅是否损坏或者熔断器是否熔断。试验完毕，断开交流电源开关。应分别检查各整流屏的输出电压波形。3.2.4.4 通道切换试验（试验条件
27、同上）在检查整流屏输出电压后，手动将运行通道（A或B）切换至备用通道，同时观察示波器整流屏输出电压波形应无明显变化，然后在切换回运行通道，整流屏输出电压波形也应无明显变化。也可将调节器运行方式（AVR）手动切换至FCR运行，观察示波器整流屏输出波形应无明显变化。3.2.4.5 调节器动态闭环试验上述试验结束后，可转入调节器闭环试验。在开机之前，应严格检查励磁系统一、二次电缆的正确性以及是否接触良好。3.2.4.6 起励试验当机组转速升至额定转速时，合上励磁开关，在就地按开机令按钮（建议首次起励选择手动通道运行）。手动增磁将发电机电压升至50%额定值，观察发电机运行是否稳定。并检查发电机各组PT
28、电压值，正常后手动缓慢增加励磁，直到发电机端电压升为额定。一切正常后断开灭磁开关，分别用A、B通道各起励一次。3.2.4.7跟踪切换试验 发电机起励后在95-100%额定电压下，进行各种运行方式下的切换试验，观察发电 机磁场电流和发电机电压表应平稳无波动。 3.2.4.8 AVR调节器电压调节范围试验 发电机在AVR调节器控制下运行，调节其电压给定从最小位置和最大位置，分别记 录对应的发电机电压（应为90%-110%额定电压），并注意观察在整个调节范围内调 节的平滑性和运行的稳定性 3.2.4.9 保护功能检查(1) 过励限制功能：(2) 强励限制功能：(3) 脉冲检查：(4) PT断线和脉冲
29、丢失切换试验(5) 欠励限制试验3.2.4.10 有关励磁系统性能指标的检查试验(1) 10阶跃试验(2) 逆变灭磁试验3.2.4.11 调节器甩负荷试验 发电机带额定负荷运行，突然跳开发电机开关，甩去负荷，记录发电机励磁电压、 励磁电流、机端电压等波形，记录甩负荷前后稳定电量数值。3.2.4.12 连续700h额定运行试验 发电机并网带额定负荷连续运行700小时期间，观察励磁调节器及励磁系统运行的 稳定性，调节是否平滑，有无异常信号，系统各部件温升是否正常，运行期间应定 时做好记录。4.调试质量检验标准4.1 静态试验标准4.1.1 一次系统设备试验要符合设计。4.1.2 励磁调节器及整流器
30、的控制、保护和监视系统试验正常。4.1.3 开环模拟试验正常。4.2 动态试验标准4.2.1 励磁变电压相序正确。4.2.2 调节器稳压电源及同步电压测试符合设计要求。4.2.3 可控硅检查符合设计要求。4.2.4 自动通道升压及电压调节稳定范围达到80110。4.2.5 手动通道升压及电压调节稳定范围达到20110。4.2.6 手动通道与自动通道的切换试验稳定、可靠。4.2.7 两自动通道间的切换试验稳定、可靠。4.2.8 稳定开环放大倍数测试符合标准要求。4.2.9 10阶跃响应符合标准要求。4.2.10 励磁系统频率符合标准要求。4.2.11 手动零起升压符合标准要求。4.2.12 自动
31、零起升压符合标准要求。5.防止事故措施 (1)电气设备的名称、编号、标志牌应清晰准确，室内外高压设备的门窗、栅栏等均应关闭好，并应挂上相应的警告标示牌且加锁。 (2)保护试验中应防止设备损坏事故的发生。对设备隐患和存在的问题及时发现，及时处理，严禁机组带缺陷运行；励磁系统试验过程中如发生意外情况应立即灭磁。 (3)进入现场时，注意警戒标志，对不符合规定的走道和明显危及人身安全的工作场所，禁止进入，照明不良的场所不得进入和工作。 (4)励磁装置检查结束后，应严格按照电厂提供的定值单整定好定值，防止由于定值输入错误发生误动及拒动。 (5)检查可控硅输出波形正确，各整流屏输出波形一致；防止过电压发生
32、 (6)现场加强检查、安监的工作，防止意外的发生。 (7)安全措施不尽事项，按电厂运行规程和事故处理规程执行。第四篇 同期系统调试方案1.设备及系统概述恒力石化热（大连）有限公司260MW热电工程，采用的自动准同期装置是南京南瑞继保电气设备有限责任公司生产的RCS-9659型同期装置，该装置专用于各种发电机并网、线路的同期检同期合闸操作。装置配置了手动准同期、自动准同期并列、检无压并列等功能。可对发电机进行调频、调压控制，检同期条件满足时，发出同期合闸命令。装置采用CPU+DSP硬件配置,配以14位高分辨率A/D转换器，CPU+DSP各子都了的进行数据采集、频率电压计算、同期条件判别，CPU
33、和DSP判别同期条件都满足时才进行合闸，安全性高，具有并网可靠、快速、稳定的优点。同时在并网过程中，对于系统电压过高或过低、系统频率过高或过低、机组电压过高或过低、机组频率过高或过低的情况，装置具有保护功能，拒绝同期。2.调试目的及项目2.1调试项目2.1.1 外观及接线检查。2.1.2 绝缘检验。2.1.3 通电检查。2.1.4 模拟量采集精度检查。2.1.5 同期性能检查。3.调试应具备的条件及调试过程3.1 试验前应具备的条件3.1.1自动准同期装置全部安装和单体调试完毕。3.1.2涉及到同期系统所有达到二次回路安装完毕。3.1.3与同期回路有关的同步检查继电器及中间继电器全部校验完毕。
34、3.1.4与同期有关的图纸、资料齐全。3.1.5发变组出口开关合闸回路时间测量完毕。3.1.6准同期装置有可靠的工作电源。3.2 试验过程3.2.1检查同期系统，包括同期电压、同步检查继电器、自动准同期及回路应正确无误。3.2.2进行同期装置上电及同期系统ECS控制部分检查。3.2.3 进行自动准同期定值的审核及整定工作检查。3.2.4 进行自动准同期装置调频、调压性能检查。3.2.5在同期装置上进行发变组开关合闸试验.3.2.6进行自动同期系统闭锁功能检查。2.2.7主变倒受电时对同期系统的电压回路进行核相检查，并记录系统电压幅值，从而对定值中的压差作适当的修正。3.2.8进行假同期并网试验
35、3.2.9在假同期并网试验成功的基础上进行机组并网。3.3 调试质量检验标准3.3.3同期系统绝缘检查符合要求。3.3.2同期装置上电检查正常。3.3.3同期装置各项功能检查正常。3.3.4调速、调压、合闸输出回路正常。3.3.5发变组自动假同期试验中，自动调压和自动调速方向与同期表、同期灯指示相符。3.3.6发变组自动并网中，同期装置与同步表、同步灯指示相一致。3.4 调试项目记录内容及使用表计3.4.1调试项目记录内容3.4.2同期装置模拟量采样精度。3.4.3同步检查继电器及中间继电器校验数据。3.4.4主变倒受电时同期系统的电压回路中电压幅值和相序。3.5使用表计3.5.1数字式万用
36、表3.5.2 500V兆欧表3.5.3继保之星P40综合测试仪3.6 同期装置调试3.6.1输入UG=100V，Us=95V调整系统电压值当UG Us时，电压表指正 当UG Us时，电压表指负 投入自动同期装置液晶屏显示正确3.6.2从母线二次引入一路100V交流电，在继保仪输入100V交流电49.5Hz手动同期表频率表显示正确自动同期装置液晶屏显示正确3.6.3手动同期合闸试验无压合闸结果正确有压合闸加双侧电压和频率，调整电压和频率，满足条件合闸正确自动合闸试验，检无压合闸结果正确同期合闸结果正确3.6.4增磁、减磁、增速、减速动作结果正确4.防止事故措施(1)电气设备的名称、编号、标志牌应
37、清晰准确，室内外高压设备的门窗、栅栏等均应关闭好，并应挂上相应的警告标示牌且加锁。(2)保护试验中应防止设备损坏事故的发生。对设备隐患和存在的问题及时发现，及时处理，严禁机组带缺陷运行。(3)进入现场时，注意警戒标志，对不符合规定的走道和明显危及人身安全的工作场所，禁止进入，照明不良的场所不得进入和工作。(4)同期装置检查结束后，应严格按照电厂提供的定值单整定好定值，防止由于定值输入错误发生误动及拒动。(5)检查同期装置合闸时的压差、频差、相角符合要求。(6)防止非同期合闸。第五篇 #1主变倒充电系统受电方案1.设备及系统概述恒力石化热（大连）有限公司260MW热电工程,#1主变为SZ11-7
38、5000/69型三相有载调压油浸式电力变压器，额定容量为75MW，额定电压比 6981.25%/10.5kV,额定电流627.6A/4123.9A，联接组标号YNd11,空载损耗44kW，空载电流0.3%，负载损耗300kW，短路阻抗12.5%，总损耗344kW，以及配备R1200Y-72.5/C-10193W型配有载调压，都是由江苏华鹏变压器有限公司生产。#1励磁变压器型号ZSCB10-1000 ，额定容 量1000kVA，额定电压比10.5/0.48kV，高压厂用母线采用单母线接线，每台机组配备2台高压厂用工作电抗器，厂用电系统有8段10kV母线等组成。2.受电目的及范围2.1 受电目的2
39、1.1检查检查#1发变组系统（除发电机本体外），一次设备在额定电压工况下的工作性能。2.1.2检查受电系统二次电流回路、电压回路的正确性2.1.3检查受电设备继电保护装置的可靠性及正确性2.1.4检查受电范围内电流、电压二次回路、幅值、相序及相关表计指示的正确性。2.1.5核查10KV厂用电系统的PT二次侧电压值、相序检查一、次核相。2.1.6检查厂电电源的切换试验的正确性及可靠性。2.1.7检查#1发变组同期系统。2.2受电范围2.2.1 #1主变6915断路器至#1主变、#1励磁变、电压互感器113、经母线桥至#1发电机出口断路器1011开关及发电机出口电压互感器112。（#1发电机本体
40、除外，将发电机出线端断口处软连接处拆除）2.2.2 10kV#1电抗器和#3电抗器及#1接地变和#3接地变.2.2.3 10kV厂用1A、1B、2A、2B、3A、3B、4A、4B段2.2.3 低压厂用系统送电。2.3 组织与分工2.3.1 受电领导小组2.3.1.1受电领导小组：组 长：副组长： 成 员： 职 责：审定和批准厂用电受电技术措施；检查送电条件，协调各方面工作；研究解决 送电期间发生的问题，安排送电步骤。2.3.1.2 送电领导小组下设六个专业组：2.3.2现场指挥组指挥负责人：成 员： 职 责：执行领导小组决定；根据各职能组在送电前的检查、操作和调试的准备情况，安 排受电过程；指
41、挥并协调各职能组现场工作。2.3.1.3 设备验收组负责人：成 员： 职 责：审核受电有关设备的调试报告；审定有关设备的运行条件；监督受电设备的运 行性能和调试的工作质量。2.3.1.4 运行操作组负责人： 成 员： 职 责：执行送电操作并监视设备运行状态。2.3.1.5 调试组负责人： 成 员： 职 责：受电前的调试准备和送电期间的试验工作；分析研究调试中的技术问题。2.3.1.6 检修组：负责人： 成 员：职 责：维护检查受电设备以保证设备具备受电条件；抢修送电期间可能发生的设备故障和缺陷。2.3.1.7 消防、安全保卫组负责人：成 员：职 责：负责审查受电范围内的安全措施，检查消防设施应
42、符合有关规定的要求，一旦发生火情，立即组织采取有效的抢救措施；做好现场的安全保卫工作。3. 试验前应具备的条件及试验程序3.1#1主变充电前应具备的条件1）#1主变、#1励磁变及10kV厂用母线、工作电源进线开关、避雷器高低压电缆、接地网、非电量等单元件（单体）按交接规程进行试验合格； 2）#1主变、#1励磁变冷却系统试运良好，相关的消防设施完备投入，事故排油坑畅通， 测温装置经验收合格，变压器本体围栏齐全、场地平整、照明充足。3）#1主变、#1励磁变元件保护定值校验完毕，经验收合格,保护传动试验动作可靠正确。报警信号回路应准确无误。4）受电系统内的控制回路、信号回路调试完毕，经整组传动试验检
43、查，就地及远方信号指示正确；备用电源自动投入装置调试完毕；同期装置及系统调试完毕。5）受电系统内的测量回路调试完毕，CT和PT二次加模拟量试验检查，仪表显示正确。6）一次系统通流检查所有CT二次电流幅值及相位，结果应与预期值相符合。7）所有受电设备应标志齐全、编号正确、电气设备接地连接正确及接触良好，凡是受电 部分均应挂“有电危险”警告牌。8）发电机端部出线软连接断开，发电机定子线圈三相短路接地，挂“高压危险”警示牌。9）断开发电机中性点到发电机机端高压电缆。10）所有受电设备的绝缘试验及特性试验（主变、励磁变、高压电缆、封闭母线）应合格， 并经确认。11）发变组故障录波器应调试完毕具备投入运
44、行条件。12）网络监控、DCS、远动及遥测装置能正常运行。13）充电前由监理组织对受电系统进行一次全面验收检查。14）受电前需取变压器油样做色谱分析。（受电后24小时内需重复变压器油样色谱分析， 做比对分析）15）相关变压器的瓦斯继电器已经校验合格，安装检查无漏油，无掉漆，无损坏，带着保 护传动正确完毕。2 试验程序2.1 系统运行方式2.2.1 #01高备变运行、#1发电机出口断路器在断开位置 2.2.2 确认发电机出口断路器断开，并已加装一组短路线。2.2.3 确认66kV #1主变进线断路器6915开关及69151和69152隔离刀在分位。2.2.4 确认低压侧10.5kV高压厂用母线、工作电源进线开关在分闸状态且拉至试验位置。 确认励磁变低压侧刀闸（整流柜交流输入刀闸
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