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
报告名称： 陕西神木汇能化工有限公司发电工程1×30MW+1×
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
目 录
1. 概述„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„3
2. 分系统调试„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„3
3. 开机前及升速时的测试„„„„„„„„„„„„„„„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
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:3 U0定子接地10V 准确发信, 转子一点接地 8KΩ, 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/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
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。
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、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。
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-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±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。
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，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”
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。
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。
2.5.2作1—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
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、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 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
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
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 Ω）
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）
4.2 短路特性试验（标准表接于同期测量屏，互感器变比为3000/5） 上升时
下降时
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
5.2升发电机一次电压10KV ，检查各屏电压（V ）、相序及角差
5.3空载特性试验
5.4 在10.5KV 下测量开口三角电压
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
分析结论：在电压U N 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 5.6.1灭磁时间测量
5.6.2测量灭磁后发电机残压及相序
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/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
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
5.8.1自励零起升压试验（利用起励按钮）
5.8.2 1＃、2＃装置切换试验：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 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）
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
动作合闸 5.9.2自动准同期试验
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(°)
6.2在负荷6％下，测量同名相电流相角差(°)
6.3差动回路差流及开口电压测量
6.4 轴电压测量
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：
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Δf （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。
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
报告名称： 陕西神木汇能化工有限公司发电工程1×30MW+1×
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
目 录
1. 概述„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„3
2. 分系统调试„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„3
3. 开机前及升速时的测试„„„„„„„„„„„„„„„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
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:3 U0定子接地10V 准确发信, 转子一点接地 8KΩ, 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/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
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。
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、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。
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-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±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。
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，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”
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。
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。
2.5.2作1—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
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、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 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
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
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 Ω）
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）
4.2 短路特性试验（标准表接于同期测量屏，互感器变比为3000/5） 上升时
下降时
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
5.2升发电机一次电压10KV ，检查各屏电压（V ）、相序及角差
5.3空载特性试验
5.4 在10.5KV 下测量开口三角电压
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
分析结论：在电压U N 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 5.6.1灭磁时间测量
5.6.2测量灭磁后发电机残压及相序
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/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
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
5.8.1自励零起升压试验（利用起励按钮）
5.8.2 1＃、2＃装置切换试验：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 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）
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
动作合闸 5.9.2自动准同期试验
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(°)
6.2在负荷6％下，测量同名相电流相角差(°)
6.3差动回路差流及开口电压测量
6.4 轴电压测量
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：
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Δf （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。