船舶电站调试程序与步骤

船舶电站调试程序与步骤

一、发电机（配电板）调试前的准备工作

1、为了保证在发电机主配电板调试期间，配电板上用户继续供电，将发电机上的汇流排与配电屏上的汇流排拆开，把妨碍主开关工作的连锁电路暂时中断。如果船上其他负载不需要供电，这项工作可免，440V绝缘表最好把保险丝拿掉或关断。并对照图纸检查配电板接线是否正确。

2、安排好发电机的负荷设备，（通常用水电阻和电抗器分别做纯电阻和感性负载）并使其工作正常。并用临时电缆将负荷设备与发电机屏上的汇流排连接起来。

3、为了调试方便在发电机与汇流排之间接进一只三相隔离开关和一只电压表。（小型配电板可以这样）

4、检查发电机调压器部分的冷态绝缘电阻，都应在2MΩ以上。现在还有一个配电板清洁。

二、调试程序与步骤

发电机组、主配电板的一般程序为：

1、首先进行电站安全系统的调试（电站安装完毕进行调试之前，首先应对安全系统进行调试，以确保调试过程的安全，一般包括：超速保护，滑油低压，冷却水高温和低压等停车和报警，配电板上或其他处所的紧急停车装置是否可靠。以上这些试验多由轮机人员负责调节电气人员配合，完全有了保证之后，可着手进行电气设备试验。一般只有才发电机安全系统和开关保护提交给船东船检以后，才可以保验

别的项目。）

2其次让发电机可靠起励、核对各绕组的极性，进行静态电压调整率预调。

3、配合轮机进行调速器调整。

4、再次调整静态电压调整率并使之符合要求。（±2.5%）

5、动负荷实验。

6、单机提交。

7、各种保护装置调整并提交。

8、并联运行实验并提交

具体调试步骤：

1、建立电压。

2、建压后的辅助调整工作。

建压后，在运行前必须做好以下几项调整工作：

1、相序检查，建压后首先应当检查相序是否正确，可用相序表或相序指示器核对。

2、电压表核对，用主配电板的转换开关分别测量三相线电压，检查其读数是否与外接电压表一致，三相是否平衡。

3、频率表与伺服电动机转向检查，检查主配电板上的频率表指示读数与实际的原动机转速是否一致，扳动伺服电动机开关其指示方向与实际方向一致。

4主开关工作可靠性检查，操纵主开关，让起接通断开，不能让任何合不上，断不开现象产生（主开关应有服务商调试完成）

只有在上述辅助调查工作结束以后，才能进行负荷运行试验。

纯电阻负荷实验，配合轮机进行调速器调整。

在接通负荷之前，通过对讲机联系让负荷设备确保处于零位，先接通开关，再接通负载桶的主接触器，然后在逐渐增加负荷。首先是加纯电阻负荷，在纯电阻负荷运行时进行检查并核对：

1、核对电流表，用交流钳形表直接测量三相电流，依次与配电板上的交流电流表进行核对，只有在电流核对无误以后，方才用配电板上的电流表检测。

2、三相电流平衡，负载桶的三相电流尽可能平衡，其误差不要超过10%，否则要引起测量仪表误差。

3、功率固数表核对（cosΦ=1）

4、功率表检查，功率表读数应根据公式计算而得的数据和符合P=3 IU,P是三相功率W

I是线电流A U 是线电压V。

5、静态电压调整率？（cosΦ=1）试验逐渐加上表从0—100%—0记录若干点电流、电压、频率等数值作一般电压变化不能超过5—10%V，如果超出此范围，应当适当调节一下次级绕组。如果电压急剧下降，如经调整后仍无法加以制止，说明内部有故障存在，需要检查和排除。硅整流器非永久性击穿，相位接错，励磁变压器内部匝间绝缘不好等都会造成空载电压勉强正常，但一加上负荷，电压大幅度下降的故障现象。

6、原动机调速器调整，突加突卸从0—100%-0原动机转速变化不应

大于 2.5Hz—3Hz，为了以后并联运行时功率能够均匀分配，转速值最好调整在1.5—2.5Hz以下，加减负载时，要适当作一些记录，并将此数据提供给轮机作为调整调速器的依据。

7、电阻—电感负荷试验，静态电压调整率调整。（cosΦ0.8）

①电流绕组表极性

②功率读数表核对，再次核对功率表P=√3 IU cosΦ。

单机提交：（单机发热试验提交）

1、冷热态绝缘电阻。

2、冷热态的静态电压调整率（cosΦ=0.8）。

3、冷热态的动态特性。

4、温升曲线（进出风口的风温）

各种保护装置调整并提交：

1、失压保护运作值，70%以下应瞬时运作，一般70—80%（延时1—3s）（参照主开关的技术指标有关的试验大纲进行核对，如不符和，需稍加调整，用于避免发电机不发电时闭合断路器时应瞬时动作。）

2、过载保护运作值核对125—135时Ie，长延时延时15—20秒使主开关跳开。如不动作稍加调整，不同类型开关有不同调整方法，但无论何种方法开关对于过载保护都要确保在110%Ie时不能动作，自动卸载（优先脱扣，以发电机额定电流为基准。优先脱扣状态通常为发电机额定电流的95—105%）断路器的短路延时脱扣器建议为发电机额定电流的200-250%延时0.2-0.4s，逆功率保护运作值核对。（一般8%—15%延时3—10s）3台及以上发电机并联连接的情况下,还应设有