机组电气专业168小时试运总结.doc

海量资料 超值下载机组电气专业168小时试运总结1、 中低压电气设备试运总结（1值）华能海门机组为装机容量1000 MW的超超临界燃煤机组，全厂厂用电源采用中压6.3kV与低压380V/220V二种电压等级，其中6.3kV为中性点电阻接地系统，380/220V为中性点直接接地系统。6kV工作A、B、C、D四段开关采用镇江伊顿真空断路器和F-C真空接触器两种类别，主厂房380V PC和MCC段开关设备采用的是汕头正超公司的产品，介绍一下投运过程中出现的一些问题。（1）主厂房6kV真空断路器及F-C接触器开关在试验及运行工程中暴露出大量的因设备本身设计和制造工艺等问题造成的开关机构上的许多问题：诸如机构卡涩造成闭锁失灵，真空开关后盖板与开关地刀位置之间无闭锁，开关操作平台小车卡位不牢，地刀操作A按钮回不到位，开关柜门易开难关，开关柜后观察窗口过高，开关刀板回位卡涩的情况，一些设备本身设计原因造成的缺陷现场无法改进，对以后设备的运行会造成影响。（2）循环水泵A开关在设备投运的时候出现合闸后F1控制电源空开跳闸，导致开关无法进行正常的分合。检查其内部回路无短路接地等异常现象。后经拆除其内部合闸回路后发现开关内部的继电器接点接触不可靠，导致合闸瞬间电流过大，从而引起控制电源开关跳闸。经厂家更换继电器后可以正常运行。（3）闭冷水泵A、B开关在设备投运的时候出现“就地/远方”切换开关接点松动，形同控制回路断线，导致开关无法进行正常分合。经施工单位紧固切换开关接点后可以正常操作。（4） 循环水泵C开关在设备投运过程中发现DCS侧电流无法正常显示，经检查保护装置上的A相采样电流为C 相采样电流的十分之一，因此可以判断出CT二次回路无开路，并且A相CT 二次侧电流出现了分流所导致。经停电检查发现过电压保护器接点A相导通，并且不能复归。后经厂家更换过电压保护器后可以正常显示电流。（5）主厂房380V 电动机保护采用南瑞9691B系列，保护装置的升级较为频繁，在不同的保护装置版本中，所采用的计算值不同，即：1.24之前版本，Ie指的是开关CT的额定电流，1.25之后的版本的Ie指的是电动机的额定电流。此问题造成电动机误动，后经厂家将保护装置集体升级之后，统一为电动机额定电流。（6.）380V电动机在电机启动后，经常会出现电机反时限保护动作。经检查发现，造成保护动作的原因为：南瑞厂家所配备的保护装置以及CT存在电源相序的要求，而每台保护装置所要求的相序都不同，因此电机试转时可以检查状态显示中I1和I2 ，如果为I2 正值，则需要在保护装置中将电机CT相序变化更改为1，更改后不再出现保护误动现象。（7）保安段双路电源在做切换时来自锅炉PC段的空预器B主电机出现跳闸。而保安段上的空预器负荷为空预器B辅助电机。2台电机采用不同的主电源回路，控制电源采取双路切换供电。经检查空预器PLC程序发现，在空预器B辅助电机出现电源故障后，PLC不再判断主电机是否在正常运行，而是直接启动启动马达，同时连跳主电机。修改程序后，保安段切换不再有负荷跳闸现象出现。2、 500kV地刀、隔离刀闸 “分”“合” 就地判断方法（1值）（1） 500kV接地刀闸：面对地刀拐臂，地刀拐臂向左为合，向右为分（注意由于我厂500kV接地刀闸安装方向不一致，不能直接通过拐臂向固定端方向拐还是向扩展端方向拐而判断。判断时必须面对地刀拐臂。）（2） 500kV隔离刀闸：1） 刀闸拐臂向固定端退为“合”状态，向扩展端进为“分”状态。2） 从后边看（人面向扩展端方向），拐臂小于90度者为“合”状态，拐臂大于90度者为“分”状态（由于在后边看能比较方便地看到刀闸拐臂，故我以为这方法较实用）3、 汽动给水泵的启动（1值）确定系统所有检修已完成。确定凝结水，闭冷水已正常投运。确定小机润滑油已投运，且润滑油压、调节油压正常。确定除氧器水位、压力、水温正常。确定发电机功率150MW左右。按汽泵启动前检查卡确认就地各手动门状态正确，注意汽泵中间抽头开启。投入汽泵轴承密封水，回水温度投入自动，设定40。全开再循环调门。开前置泵进口门，就地打开汽泵前后腔室排气门，有水出来即关闭。启动汽泵前置泵。投小机盘车，就地确认小机确实在转动，润滑油系统正常。确认凝汽器真空正常，辅汽联箱压力在1MPa左右。对小机轴封进行暖管，暖管完投入小机轴封系统。打开小机汽封漏气至凝汽器电磁阀。打开小机排气疏水手动门，等小机排气压力与凝汽器真空相差小于20KPa时，可开启小机排气电动阀。注意整个过程要密切监视凝汽器真空。打开四抽至汽泵管道疏水阀，微开辅汽至汽泵调试用汽电动门进行暖管，逐渐开大到全开。到小机MEH画面，对小机进行复位挂闸。设定目标转速800RPM，升速率300RPM/MIN，暖机半小时。监视小机轴向位移，各轴承温度、振动正常，可对小机进行升速，到2850RPM时投入遥控。同时对冷再至小机供汽管道进行暖管备用。升高小机转速，到汽泵出口压力接近于电泵出口压力时，开汽泵出口电动门。继续升速，注意电泵进口流量逐渐减小，逐渐开启电泵再循环门，关闭汽泵再循环调门，等电泵进口流量到350左右时，可关闭电泵出口电动门。待小机投入正常将小机汽封漏气切至小机排汽室。由汽泵控制给水流量。4、 柴油发电机启停操作及注意事项（2值）1）柴油机启动前检查 柴油发电机组设备完好，燃油供应系统、润滑油系统、冷却水系统正常无泄漏； 柴油发电机本体操作面板上模式控制开关切至“AUTO”（自动）； 柴油发电机并网柜P1屏上控制开关HK1切在“AUTO”（自动）位置，控制开关HK2切在“REMOTE”（远方）位置。P2和P3屏上控制开关HK均切在“AUTO”（自动）位置； 柴油发电机出口开关41EM（42EM）处于热备用状态； 柴油发电机蓄电池浮充电装置运行正常，直流电压24V； 柴油发电机加热器投运正常状态； 室内温度正常，不大于45，各照明、消防设施完好。2）柴油发电机启停操作 柴油发电机的手动启动方式 DCS远方启动（柴油机本体“自动”，并网柜“远程”且“自动”或“试验”） 柴油发电机本体操作面板模式控制开关切至“MANUAL”（手动），按下“MANUAL RUN/STOP”按钮，就地手动启动。（并网柜？） 就地并网柜启动，柴油机本体“自动”，并网柜P1屏控制方式开关打“就地”，选择开关再切“试验” 单元机组操作台上按“柴油机紧急启动”按钮启动 柴油发电机的手动停机方式 DCS远方手动停机（发出指令延时5min才停运）； 并网柜P1屏控制方式开关打“就地”，选择开关再切“手动”或“关”； 按下并网柜P1屏“紧急停运”按钮 柴油机本体操作面板模式控制开关切至“MANUAL”（手动），按下“MANUAL RUN/STOP”按钮，就地手动停运； 柴油机本体“紧急停运”按钮； 柴油机本体控制开关切至“0”立即停。3）注意事项 柴油发电机启停前后都要派人到柴油机房和控制室检查，不符合相关条件则不能启动或者马上停运柴油机； 柴油机本体、并网柜、集控室DCS系统上若有故障报警信号应该及时查明原因并消除，否则无法启动柴油机，特别是柴油发电机本体上的故障，要用专用钥匙到本体操作面板复位才行；（柴油机本体操作面板模式控制开关切至“0”（就地），按下复位键“Fault Acknowledge Button”按钮） 若为手动启动柴油发电机，还须待柴油机出口电压正常后手动合上并网柜K0开关，再根据两段保安段的情况决定是否手动合上对应的出口开关。5、 发电机并网操作及注意事项（2值） 检查发电机、励磁系统已经转为热备用状态； 查发电机出口开关801为分闸，合上相关控制电源；合上发电机出口刀闸，相关控制电源合上。 查1号汽轮发电机转速已达3000转/分。 确认1号发电机保护、励磁系统无报警信号（DCS上）。 点击进入1号机励磁系统3805画面。点击“励磁控制”按键，弹出窗口，按下“AVR自动”按钮，到1号机励磁小室就地复位励磁系统报警。然后在DCS上投入励磁系统。 查1号机励磁系统启励正常，1号发电机定子电压、转子电压和电流正常，转子无接地报警。 同期方式选择开关置于“就地自准”位置，投入同期屏控制电源，在同期控制面板中选择同期对象“断路器801同期投入”指令，再由发出同期电压投入指令，同期装置投入工作。在向发出同期请求，在得到同期许可的前提下适时发出启动同期合闸指令，801开关同期合闸，号发变组并入500千伏系统，带初负荷运行。 通过励磁系统适当调节有功、无功，注意电压在允许范围内。 检查发电机各项参数正常。 断开同期装置控制电源 检查指示及其他盘表指示应正常，检查继电保护装置运行应无异常，检查励磁系统运行应正常。6、 厂用电失去的操作要点及注意事项（2值） 若400V柴油发电机自动启动，应立即检查400V两段保安段工作、备用进线开关已断开，柴油发电机进线开关已经合上，保安段电压正常，并派人对柴油发电机进行检查监视。 若柴油发电机未启动，应在集控室手动启动一次，若启动成功，则在确认400V两段保安段工作、备用进线开关已断开的情况下，合上柴油机出口开关和400V两段保安段的柴油机进线开关。 远方启动不成功，则应就地检查柴油机是何保护动作，是否能够复位保护信号，若无明显故障，保护信号能复位，则就地启动柴油机一次。启动不成功应迅速检查原因并通知检修人员处理。 检查主变、厂高变、高备变动作情况，若有保护动作，应立刻检查原因并通知检修人员处理。 若主变、厂高变无保护动作，500KV系统电压正常，应主变、厂高变系统进行全面检查，无异常后断开发电机出口开关、厂高变低压侧开关，对主变、厂高变进行充电一次，充电正常后恢复厂用电系统。若充电后跳闸，禁止再合闸，应立刻检查原因并通知检修人员处理。 若主变、厂高变系统无法恢复，高备变无保护动作，110KV系统电压正常，应对高备变系统进行全面检查，无异常后断开高备变低压侧开关，对高备变进行充电一次，充电正常后恢复厂用电系统。若充电后跳闸，禁止再合闸，应立即检查原因并通知检修人员处理。 厂用电恢复过程中，发现某一个开关合后跳闸或者越级跳闸，应隔离该开关，恢复其他系统电源。检查开罐跳闸及拒动原因并通知检修人员处理。 在厂用电恢复之前，应严密监视柴油发电机、直流系统、UPS的运行情况。 厂用电恢复后应：i. 检查6KV系统是否正常；ii. 恢复400V各系统正常运行方式；iii. 检查正常系统浮充装置已恢复正常运行；iv. 检查UPS系统是否自动切换至正常运行方式。 双电源母线并列切换时注意是否在同一电源，防止非同期并列。 高备变不作为启动电源，启动前须切至厂高变供电。7、 500KV系统的保护配置、运行方式的特点（2值）1）500KV系统的保护配置：500KV每条母线配置两套深圳南瑞生产的BP-2B型500KV母线保护装置，共4套母线保护：母线保护配置：母线差动保护；断路器失灵保护；母线失电保护。500KV线路保护采用南京南瑞的两套超高压线路成套保护装置RCS-922A，数字式过电压保护及故障启动装置RCS925A和断路器失灵保护及重合闸RCS-921A。短引线保护装置可兼做线路的充电保护，采用电流比率差动方式，线路充电保护由两段和电流过流保护构成。线路保护配置：分相电流差动保护；零序电流差动保护；三段式距离保护；一个延时段零序方向过流保护；一个零序反时限方向过流保护；单相一次重合闸方式；短引线保护。2）500KV系统的运行方式：1. 正常运行方式：两组母线同时运行，所有断路器和隔离开关均合上。2. 线路停电、断路器合环的运行方式：线路停电，检修线路的隔离开关拉开，考虑到供电的可靠性，将检修线路的断路器合环。3. 断路器检修时的运行方式：任何一台断路器检修，两侧刀闸拉开，开关两侧地刀合上。4. 母线检修时的运行方式：检修母线侧断路器及两侧刀闸断开，检修母线地刀合上。（这种方式运行可靠性较低，所以要尽量地缩短检修时间。）8、 励磁系统操作注意事项（2值）a) 励磁系统控制电源未送电前须将发电机保护关主汽门压板退出，待控制电源送上后正常再投压板；b) 投入励磁时要复位励磁系