机电气整套启动调试措施.docx
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机电气整套启动调试措施
上海大屯能源股份有限公司2×60MW热电技改工程
#2机组电气整套启动调试措施
编写:
审核:
审定:
批准:
2008年6月30日
目录
1编制依据2
2试验目的2
3试验对象和范围2
4调试的质量目标3
5调试流程3
6整组启动前应具备的条件和准备工作3
7试验步骤4
8调试验评标准10
9环境、职业健康安全风险因素控制措施15
10.各单位分工16
附录1:
#2机组电气一次接线图17
附录2:
#2发电机励磁系统图18
1编制依据
《电业安全工作规程》(发电厂和变电所电气部分)DL408-1991
《质量管理体系》GB/T19001-2000
《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》电建〔1996〕159号
《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T14285—2006
《电力系统远方保护设备技术要求及试验方法》GB/T15149—2002
《电力系统安全自动装置设计技术规定》GB/T15147-2001
《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》DL/T650-1998
《微机型发电机变压器组动态记录装置技术条件》DL/T873-2004
《电力系统继电器、保护及自动装置通用技术条件》JB/T9568-2000
《自动准同期装置》JB/T3950-1999
《继电保护及电网安全自动装置检验条例》
《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》
《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》
《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》(试行)
厂家技术说明书和设计院的设计图纸
2试验目的
通过整组启动电气试验,对安装的电气一次、二次设备进行全面检查,对发电机励磁系统、发变组保护、高厂变保护、同期装置、厂用电快切等设备进行考验,确保机组安全、可靠地投运。
3试验对象和范围
3.1发电机
型号
QF-60-2
容量
75MVA
额定功率
60MW
功率因数
0.85
额定电压
10.5kV
额定电流
4124A
空载励磁电流
298A
空载励磁电压
58V
满载励磁电流
798A
满载励磁电压
208V
接线
YY
制造厂
上海汽轮发电机有限公司
3.2主变
型号
SF10-75000/110
额定容量
75MVA
额定电压
121±2×2.5%/10.5KV
额定电流:
357.9/4124A
接线
Yn-d11
制造厂
常州西电变压器有限公司
3.3厂变
厂
变
型号
SF10-15000/20
额定容量
15MVA
额定电压
10.5/6.3KV
额定电流
824.8/1374.6A
接线
D-d0
制造厂
常州西电变压器有限公司
3.4励磁变
型号:
ZLSCB9-800/10.5Y-d11容量:
800KVA
额定电压:
10.5/0.35KV额定电流:
44/1321A
3.5励磁调节器
型号:
FJL-5GAI-PADE28(EXC9000)
输入电压频率:
50HZ调压精度:
<±0.5%
电压调整范围:
(1-130)%额定电压制造厂:
广州擎天电气控制实业有限公司
3.6保护
南京南瑞RCS—985发电机保护装置;
南京南瑞RCS—985TS变压器保护装置;
南京南瑞RCS—9661C非电量保护装置。
3.7试验范围
包括#2发电机变压器组系统、#2机励磁系统、厂用6kV系统的一、二次设备。
详见图
(1)#2机电气一次系统图、图
(2)#2机励磁系统图。
4调试的质量目标
#2发变组系统的一次设备及其二次回路符合有关检验规程及设计要求,满足《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》继电保护专业重点实施的要求,验评标准达到优良。
5调试流程
5.1升速过程中的检查试验;
5.2发电机带主变压器K1点三相短路试验;
5.3发电机带高厂变出口K2点短路试验;
5.4发电机带主变、高厂变空载试验;
5.5发电机带110kV母母线空载试验并检查同期电压回路;
5.6发电机空载下调节器试验;
5.7假同期试验;
5.8发电机同期并网试验;
5.9发电机带负荷试验;
5.10校核厂用电源相位;
5.11厂用电切换试
6整组启动前应具备的条件和准备工作
6.1启动前发变组应具备的条件
6.1.1#2发变组电气部分的一次、二次设备已全部安装、调试完毕,符合设计及启动规程要求,按国家标准验收签证合格。
6.1.2安装、调试、分部试运的验收技术资料、试验报告齐全,并经四方签证验收认可、质检部门审查通过。
6.1.3所有电气设备名称编号清楚、正确,带电部分设有警告标志。
6.1.4并网方式已经调度批准。
6.1.5机、炉、电联动试验完毕,机炉方面可满足电气试验要求,经指挥部批准后方可进行试验。
6.1.6发电机冷却系统可投入运行。
6.1.7主变和高厂变油位正常,瓦斯继电器已排气,温度指示正确,冷却系统运行可靠,油循环阀门已打开,风扇已能正常投入运行,分接头置额定档。
6.1.8所有一次设备接地引下线符合要求,电流互感器的末屏接地可靠。
6.1.9有关一次设备包括厂用各系统的操作、控制、音响信号、联锁、DCS顺控及所有保护的传动试验已完成,保护定值核对正确。
6.1.10除已受电的运行设备,其他一次系统所有开关,刀闸(除小车开关和接地刀闸)均在分闸位置,小车开关在试验位置,接地刀闸均在合闸状态。
6.1.11各部位的交直流熔丝配备齐全,容量合适。
6.1.12已制定落实厂用电运行方式及安全保障措施。
6.1.13所有启动运行设备附近整齐清洁,道路通畅,照明良好,门锁完好,配有消防设施。
6.2启动试验前的准备工作
6.2.1预先制作好三相短路接线,以备短路试验时使用。
6.2.1.1短路线设置地点见图
(1)。
6.2.1.2短路线配置:
K1—利用母线侧接地刀闸接地短路
K2--高厂变低压侧,短路点最大短路电流约1000安。
6.2.2准备好有关外接仪表及试验设备,在本次试验的有关回路中预先接好标准表,标准表必须预先经过校验并在有效期之内。
6.2.3在主变重瓦斯回路上并接临时事故跳闸刀闸,供现场监护人发现异常时紧急跳开灭磁开关用。
6.2.4拆除#2励磁变高压引接线,并保持足够的绝缘距离,接入一路临时6kV电源至励磁变高压侧作为#2机启动试验励磁电源(具体见图2),6kV临时电源开关保护定值按设备部提供的定值整定。
临时电源的接入点应在励磁变CT的上端,以便对励磁变的电流回路进行检查。
临时电源电缆容量应能长时间承受150A电流。
6.2.5试验前,检查励磁变回路绝缘良好后,对励磁变受电。
检查励磁变低压侧电压、相序,一切正常后,带一模拟负载,对AVR进行检查,检查AVR工作正常。
7试验步骤
7.1启动前相关设备状况
7.1.16KVII段母线由#2机6kV备用段供电。
7.1.2拆除1DL(Q01)断路器至DEH的并网信号的合闸位置接点。
7.1.3发电机灭磁开关FMK处于断开位置,断开起励直流电源,送上励磁试验电源,并检查励磁柜交流侧电源正常,检查励磁调节器正常。
7.1.4置高厂变低压侧开关2DL为检修状态;置高厂变低压侧三台压变小车为运行状态。
7.1.5置主变110KV侧开关1DL(Q01)为冷备用状态。
(即1DL、1G、2G、3G、031G、Q40、Q61、Q70均在断开位置)
7.1.6置发电机压变TV1、TV2小车为运行状态。
7.1.7置主变中心点刀闸G在合位。
7.1.8发电机、主变、高厂变、励磁变绝缘检查合格,冷却系统运行正常。
7.1.9整定发变组保护临时定值(见电厂临时定值通知单)。
7.2升速过程中的试验
7.2.1在励磁回路的合适位置,断开励磁回路;或者拔出全部的励磁炭刷。
7.2.2在发电机转速为0转/分、超速前3000转/分、超速后的3000转/分和汽机定速暖机时测量发电机转子交流阻抗和转子功率损耗。
7.2.3测量做交流阻抗前后的转子绝缘电阻。
7.3发电机带主变压器三相短路试验(K1点短路试验)
7.3.1发变组保护按表一投入,出口跳闸压板仅投跳灭磁开关。
表一
保护名称
投入否
保护名称
投入否
发电机差动保护
不投
发电机负序过流保护
不投
发电机定子接地3U0保护
投
发电机定子接地3ω保护
投
发电机程跳逆功率保护
不投
发电机失磁保护
不投
发电机过电压保护
投(1.1PU)
发电机对称过负荷(定时限)保护
不投
发电机复压过流保护
不投
发电机对称过负荷(反时限)保护
不投
转子接地保护
投
发变组差动保护
不投
主变高压侧中性点零序保护
投
主变间隙零序保护
不投
110kV断路器失灵保护
不投
主变压力释放
投
主变启动通风
投
主变重瓦斯
投
主变冷却器全停
投
热工保护
投
高厂变电流速断
不投
高厂变复合电压过流
不投
高厂变低压6kV侧过流
不投
高厂变压力释放
投
高厂变重瓦斯
投
励磁变过流保护
不投
励磁变绕组过负荷(定、反时限)
不投
励磁变速断保护
投
7.3.2解除发变组保护关闭主汽门和跳MFT的压板,检查#2发变组去110kV母差柜的CT已短接并与母差装置断开。
7.3.3检查发电机压变TV1、TV2在运行位置。
7.3.4检查K1短路点短接良好,容量足够,试验过程中应派人监视,如发现异常要马上向执行指挥报告。
7.3.5汽机稳定在3000转/分运行,检查1DL开关至DEH接线在拆除位置。
7.3.6送上励磁变临时电源,检查励磁变低压侧电压正常。
7.3.7检查励磁调节柜正常,合上#2发电机灭磁开关FMK。
7.3.8用手动励磁缓慢升流,在发电机一次电流为100A(发电机二次电流约为0.1A)时,检查发电机侧的CT回路(包括励磁变的CT回路),确认CT没有开路后;继续升流至1000A(发电机二次电流约为1.0A),检查110kV侧所有CT二次回路,确认CT没有开路后;继续升流至2000A(发电机二次电流约为2.0A)确认接线正确性,并记录各CT回路二次电流值和保护装置采样值。
(含110kV升压站相关保护回路)
7.3.9检查电流型保护、测绘发电机差动、发变组差动保护六角图、检查差流的不平衡输出等。
确认发电机和发变组差动保护的接线正确后,投入发电机和发变组的差动保护。
7.3.10检查完毕,先降电流为零,再手动增加励磁,使电流从0安到额定4124安,再回到0安,每变化1000安稍停,读取发电机定子电流If、励磁电压UL和励磁电流IL,从而获得发电机短路特性曲线If=f(IL),读出额定电流时发电机PT电压。
7.3.11上述试验完成后,降下电流为0A,拉开#2机灭磁开关FMK,退出励磁调节器;拆除K1点三相短路点。
7.4发电机带高厂变K2点短路试验
7.4.1检查K2点短路线已经接好,容量足够,试验过程中应派人监视,如发现异常要马上向执行指挥报告。
7.4.2检查励磁调节柜正常,合上#2发电机灭磁开关FMK。
7.4.3用手动励磁缓慢升流,在一次电流为100A时,检查所有的CT回路,确认高厂变部分的CT没有开路后,继续升流至1000A,检查所有CT二次回路,检查发电机差动、发变组差动保护,测绘六角矢量图,确认接线正确性并记录。
同时检查其它电流型保护。
7.4.4试验完毕,将电流降至零,拉开#2发电机灭磁开关FMK,拆除K2短接线。
7.5发电机带主变、高厂变空载试验
7.5.1按下表二投入发变组保护,跳闸方式均只跳灭磁开关。
表二
保护名称
投入否
保护名称
投入否
发电机差动保护
投
发电机负序过流保护
投
发电机定子接地3U0保护
投
发电机定子接地3ω保护
投
发电机程跳逆功率保护
不投
发电机失磁保护
不投
发电机过电压保护
投(1.1PU)
发电机对称过负荷(定时限)保护
投
发电机复压过流保护
投
发电机对称过负荷(反时限)保护
投
转子接地保护
投
发变组差动保护
投
主变高压侧中性点零序保护
投
主变间隙零序保护
不投
110kV断路器失灵保护
不投
主变压力释放
投
主变启动通风
投
主变重瓦斯
投
主变冷却器全停
投
热工保护
投
高厂变电流速断
不投
高厂变复合电压过流
投
高厂变低压6kV侧过流保护
投
高厂变压力释放
投
高厂变重瓦斯
投
励磁变过流保护
投
励磁变绕组过负荷(定、反时限)
投
励磁变速断保护
投
7.5.2检查K1、K2点短路线已经拆除,检查1DL、1G、2G、3G、031G、Q40、Q61、Q70均在断开位置;
7.5.3检查高厂变低压侧2DL开关在检修位置。
检查高厂变低压侧PT、发电机PT在运行位置。
在发电机、主变、高厂变就地应派人值守,如发现异常要马上向执行指挥报告或合上主变就地的紧急事故刀闸,跳开灭磁开关。
7.5.4合上#2发电机灭磁开关FMK。
7.5.5手动增加励磁,升机端电压至2100V(二次20V)左右,检查所有PT二次回路电压应正常,检查发电机、主变和高厂变一次无异常,缓慢升压至额定值,检查发电机、高厂变、主变所有PT二次回路,测量相序、幅值和相位,并相互之间进行核相定相。
7.5.6发电机-主变-高厂变空载特性试验:
先做下降特性曲线,然后做上升特性曲线,上升时电压升至发电机空载额定值的105%(11.0kV)。
7.5.7发电机转子轴电压测量:
在发电机空载额定电压下,测量发电机转子轴电压并记录。
7.5.8发电机定子绕组残压测量:
降发电机电压至最小,拉开#2发电机灭磁开关,做好安全措施,测量发电机一次残压及相序。
7.6发电机带主变、高厂变、110KVI母线空载试验并同期电压回路检查
7.6.1按下表三投入发变组保护,出口仅投跳1DL和灭磁开关,检查1DL开关至DEH接线在拆除位置。
表三
保护名称
投入否
保护名称
投入否
发电机差动保护
投
发电机负序过流保护
投
发电机定子接地3U0保护
投
发电机定子接地3ω保护
投
发电机程跳逆功率保护
不投
发电机失磁保护
不投
发电机过电压保护
投
发电机对称过负荷(定时限)保护
投
发电机复压过流保护
投
发电机对称过负荷(反时限)保护
投
转子接地保护
投
发变组差动保护
投
主变高压侧中性点零序保护
投
主变间隙零序保护
不投
110kV断路器失灵保护
不投
主变压力释放
投
主变启动通风
投
主变重瓦斯
投
主变冷却器全停
投
热工保护
投
高厂变电流速断
不投
高厂变复合电压过流
投
高厂变低压6kV侧过流保护
投
高厂变压力释放
投
高厂变重瓦斯
投
励磁变过流保护
投
励磁变绕组过负荷(定、反时限)
投
励磁变速断保护
投
7.6.2检查110kVI母母线已空出,检查2G隔离开关已断开,合上1G、3G隔离开关和1DL断路器;断开Q61、Q31、Q40接地刀闸。
7.6.3合上#2发电机灭磁开关FMK,缓慢升发电机电压为2100V左右,检查110kVI母母线PT二次回路电压应正常,检查发电机、主变、厂高变和110kVI母母线一次无异常,升压至额定值,检查110kVI母母线PT二次回路,测量幅值和相位,并与待并侧PT进行核相。
7.6.4投入1DL开关同期,检查1DL开关同期电压回路,并确认其正确。
7.6.5检查DCS上显示数据和状态正常。
7.6.6试验完毕后将发电机电压降至0V,拉开发电机灭磁开关FMK,退出励磁调节柜,拉开1DL开关和3G刀闸。
7.6.7拆除主变就地的紧急事故按钮。
7.7发电机空载下调节器试验
7.7.1拉开临时励磁电源开关,做好安全措施(应打开发电机PT后盖,加装接地线),拆除励磁变临时电源,恢复正常接线。
7.7.2自动调节器A通道的操作控制回路检查试验
7.7.3自动调节器A通道零起升压即起励试验并录波;
7.7.4自动调节器A通道升压、降压检查、调压范围试验;
7.7.5自动调节器A通道±10%阶跃试验和转子电流阶跃试验并录波;
7.7.6自动调节器A通道保护试验检查;
7.7.7自动调节器A通道与手动通道的切换试验;
7.7.8用自动调节器B重复上述第2至第6项试验;
7.7.9自动调节器A与B互相切换试验及双柜协调试验。
7.7.10发电机空载灭磁试验和灭磁时间常数测定(录波);
7.7.11发电机励磁系统建模试验;(具体方案另附)
7.7.12试验结束,拉开发电机灭磁开关FMK。
7.8发电机假同期试验和并网试验
7.8.1.向调度申请用1DL开关进行假同期并网试验。
7.8.1.1假同期并列前,确认110KVI母已充电,3G隔离开关在断开位置。
7.8.1.2确认发变组保护按7.6.1条方式投入。
7.8.1.3确认汽机在额定转速后,合上发电机灭磁开关FMK,启励并逐渐升压至发电机额定电压。
7.8.1.4投入同期屏的直流电源KK,在DCS上发投入1DL开关自动准同期,确认直流及交流电压接入自动准同期装置;检查自动准同期装置准备就绪、DEH允许自动同期后,在DCS上发启动自动准同期装置命令。
7.8.1.5监视检查自动准同期装置应正常,调低发电机频率,观察自动准同期装置是否发出加速脉冲,调高发电机频率观察装置是否发出减速脉冲,并观察汽机实际加、减速情况,据此修改调频脉冲至合适值。
7.8.1.6检查自动准同期装置自动调压功能,调低发电机电压,观察自动准同期装置是否发出升压脉冲,调高发电机电压观察装置是否发出降压脉冲,并观察调节器实际升压、降压情况,据此修改调压脉宽至合适值。
检查各信号应正确。
7.8.1.7调整发电机电压及频率接近于系统电压和频率,在DCS上启动自动准同期装置,并启动录波,检查录波图同期点是否合适,若不合适,调整同期参数,重新进行假同期试验,直至满足要求为止。
7.8.1.8切除自动准同期装置等设备,拉开1DL开关。
7.8.2并网试验
7.8.2.1向调度申请1DL断路器并网试验
7.8.2.2将发变组保护临时定值恢复为原整定值;合上1G和3G刀闸。
7.8.2.3按下表四投入发变组保护,出口投跳1DL断路器、FMK开关、关主汽门、跳MFT
表四
保护名称
投入否
保护名称
投入否
发电机差动保护
投
发电机负序过流保护
投
发电机定子接地3U0保护
投
发电机定子接地3ω保护
投
发电机程跳逆功率保护
不投
发电机失磁保护
不投
发电机过电压保护
投
发电机对称过负荷(定时限)保护
投
发电机复压过流保护
投
发电机对称过负荷(反时限)保护
投
转子接地保护
投
发变组差动保护
投
主变高压侧中性点零序保护
投
主变间隙零序保护
不投
110kV断路器失灵保护
不投
主变压力释放
投
主变启动通风
投
主变重瓦斯
投
主变冷却器全停
投
热工保护
投
高厂变电流速断
不投
高厂变复合电压过流
投
高厂变低压6kV侧过流保护
投
高厂变压力释放
投
高厂变重瓦斯
投
励磁变过流保护
投
励磁变绕组过负荷(定、反时限)
投
励磁变速断保护
投
7.8.2.4拆除#2机发变组去母差的CT的短接线并将其接入母差保护装置。
7.8.2.5用自动准同期装置对1DL断路器进行并网,并网成功后逐步带负荷。
7.9发电机带负荷试验。
7.9.1检查发电机负序过流保护负序值。
7.9.2测量PT、CT二次的相位关系,检查发电机失磁、逆功率保护接线的正确性,检查正确后,投入相应的保护;在额定负荷下测量发电机差动、发变组差动保护差流的不平衡输出和六角矢量图,检查功率方向的极性。
7.9.3由西北电力建设一公司检查功率测量、电能表等是否正确。
7.9.4励磁系统调节器试验。
(1)校验发电机有功、无功测量变送器
(2)电流闭环试验
(3)过励、欠励限制试验
(4)校验P、Q测量及投入调差试验
(5)励磁系统PSS参数整定试验(方案另附)
7.9.5发电机各种负荷下轴电压测量。
7.9.6进行定子接地(三次谐波)保护现场检查试验。
7.10校核厂用电源相位和厂用电切换试验
7.10.1由西北电力建设一公司进行6KVII段高厂变低压工作段与#1#2机备用段一次核相。
7.10.2核相正确后,检查发变组保护均正常投入,投入发变组保护柜出口跳2DL开关、启动和闭锁6kVII段快切的压板。
7.10.3通知机务运行人员做好厂用电失电的事故预想,将2DL开关推至工作位置。
7.10.4进行6KV厂用电双向快速切换试验。
(详细见《#2机组厂用电快切调试措施》)
8调试验评标准
性质:
主要分项名称:
发电机空载励磁系统调试标准表号:
试5-4-1
序号
检验项目
性
质
单
位
质量标准
检查方法
检查结果
验评
结果
合格
优良
1
升速过程中
转子线圈绝缘电阻
主要
M
0.5
用500V兆欧表测试
2
转子交流阻抗及功率损耗
符合设计要求
测试
3
励磁变电压相序
正确
测量
4
额定转速下发电机空载
调节器同步电压测试
符合设计要求
测量
5
自动通道升压及电压调节稳定范围
主要
%
90-110
试验
6
手控通道升压及电压调节范围
%
20-110
试验
7
手控通道与自动通道的切换试验
稳定、可靠
试验
8
PT断线试验
主要
稳定、可靠
试验
9
V/F限制
稳定、可靠
试验
10
两自动通道间的切换试验
稳定、可靠
试验
11
10%阶跃响应
主要
符合设计要求
试验
12
手控零起升压
符合设计要求
试验
13
自动零起升压
主要
符合设计要求
试验
性质:
主要分项名称:
发电机带主变三相短路试验标准表号:
试5-4-2
序号
检验项目
性
质
单
位
质量标准
检查方法
检查结果
验评
结果
合格
优良
1
励磁调节器试验通道
正常
试验
2
发电机二次电流回路初查
主要
不开路
试验
3
检查发电机CT二次回路电流幅值、相位值和保护装置采样值
主要
正确
测量
4
发电机短路特性
正常
试验
5
发电机检查
(额定电流下)
主要
符合设计要求
试验
6
发电机差动保护接线
主要
正确
试验
7
发电机差动回路不平衡电流
主要
正确
试验
8
调节器定子电流采集及励磁电流采集
正常
试验
9
主变二次电流回路初查(小电流)
主要
不开路
试验
10
检查主变CT二次回路电流幅值、相位值和保护装置采样值
主
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