电气调试措施.doc

准大期2300MW直接空冷机组220kV升压站系统启动措施 XT-ZD0101C-2006内蒙古能源发电投资有限公司电力工程技术研究院 第17页 共56 页技 术 文 件 编号：XT-ZD0103C-2006准大期直接空冷机组工程#1机组主变、高厂变反充电调试措施项目负责：靳立敏 试验人员：刘景远 雷永强 措施编写：刘景远 雷永强措施校阅：靳立敏措施打印：雷永强措施初审：措施审核：措施批准：批准日期： 年 月 日内蒙古能源发电投资有限公司电力工程技术研究院1. 试验目的1.1.检查1主变、高厂变、励磁变在全电压冲击合闸情况下的运行状况。1.2.检查1主变、高厂变、励磁变无载调压分接头位置正确性。1.3.检查差动保护躲励磁涌流性能。1.4.检查1发电机出口PT、厂用工作1A段、1B段工作进线PT、220KV母线PT二次电压及相序并核相，进行定相试验。1.5.检查#1机同期系统。1.6.1发电机出口PT与厂用工作1A段、1B段母线PT、备用电源进线PT定相。1.7.进行厂用电源快切试验。1.8.自动励磁调节器静态试验。1.9.检查1主变、高厂变及检查励磁变差动向量；检查201开关至220KV的I、II母两套母差保护差动向量。2. 倒充电前应具备的条件2.1.准备好有关图纸及厂家资料。准备好下列表计：万用表、相序表、相位表、兆欧表2.2.倒充电范围内一、二次设备应安装调试全部完毕，设备编号、标志齐全、准确。所有接地应安全可靠。2.3.检查母线相间距离、对地距离应符合要求。2.4.检查母线对地、相间绝缘应良好。2.5.检查二次回路绝缘，用1000摇表测量，应大于。2.6.检查、新投入系统的场地及瓷瓶彻底打扫干净。2.7.1主变、1高厂变通向油枕及散热器的阀门打开，瓦斯继电器内气体排尽。主变、高厂变分接头位置按调度部门给定位置整定完毕，并经高压试验检查接触电阻合格，插销紧固。2.8.检查1主变、高厂变所有油开关、套管内的油位、油质应合格。2.9.1主变、高厂变、励磁变所有保护整定完毕，控制、信号回路经传动试验正确，保护回路及测量回路整组通电检查正确。2.10.检查所有无开路、无短路，不用的应在端子排上短封接地。2.11. 有关1主变、励磁变及高厂变的测量仪表、变送器、指示灯光、事故音响等应全部调试完毕，可投入使用。2.12. 与1主变、励磁变及高厂变有关的高压试验报告应齐全。2.13. 1主变、高厂变、励磁变消防试验完毕，并经过验收确认。2.14. 指挥部提前安排倒送电测量1主变、高厂变及220KV I、I母差动向量所需负荷(启动几台大容量电机)。2.15. 本措施根据工期进度,汽机冲车前五天实施。2.16. 电厂应在倒送电前十天将本措施上报中调。3. 安全措施3.1.倒充电范围内的一、二次设备处，必须配备充足的消防器材、可靠的通讯设备和足够的照明设备。3.2.倒充电范围内所有脚手架应拆除，运行设备挂警示牌，刀闸加锁，无围栏处应加临时围栏。3.3.解开发电机的伸缩节， 在断开处加装绝缘隔离板，断开点应有足够的安全距离，将发电机定子三相短路并可靠接地。3.4.主变、励磁变及高厂变本体、工作电源进线处、封闭母线断开处应设专人看守。3.5.发电机保护盘三米范围内禁止使用对讲机（发射状态 ）。3.6.主变压器中性点刀闸210投入， 并检查接触可靠。3.7.将变压器轻瓦斯保护临时改为跳闸。3.8.倒充电前再次进行轻、重瓦斯保护跳闸试验。3.9.主变及高厂变高压侧过流保护、中性点零序保护及母联开关保护充电前改为临时定值，并请有关单位（调度或电厂）给出合适定值。3.10.投入1主变、高厂变及励磁变所有保护。3.11.做厂用电源定相、合环及快切试验时，工作1A、1B段母线需短时停电，希望有关单位提前做好准备工作。4. 倒充电试验程序4.1.空出220kV I、II母的一条母线，申请退出I、II母的母差保护，通过母联开关212串带发变组出口开关201向#1主变、高厂变、励磁变进行反充电。4.1.1. 检查接地刀20117、20167在合闸位置，隔离刀2011、2012、断路器201在分闸位置，将1A1、1B1开关拉出间隔。4.1.2.断开201开关的控制电源开关。4.1.3.用2500摇表检查一次系统绝缘应良好。 4.1.4.检查所有的一、二次保险完好；将发电机出口1-3PT推入工作位置，合PT二次开关，3PT开口三角接入90欧姆消谐电阻；投入工作电源进线。4.1.5.投入#1主变、高厂变风冷系统。4.1.6.断开20167、20117接地刀闸。4.1.7.合#1主变中性点接地刀闸210。4.1.8.合2011(或2012)刀闸。4.1.9.给上201开关的控制电源开关。4.1.10.检查#1主变、高厂变、励磁变及厂用分支的所有保护应全部投入。4.1.11.合201开关，用212母联开关进行主变首次冲击合闸试验，并用故障录波器录取电流波形以观察涌流变化。检查主变、高厂变、励磁变带电情况，如有异常立即拉开。保持合闸状态1分钟。4.1.12. 检查二次回路电压幅值、相序、同期系统， 4.1.13. 共对变压器进行5次冲击试验，每次间隔5分钟。4.2. 做工作1A段母线充电定相合环试验。4.2.1.做好工作1A段停电准备(负荷倒至6KV工作1B段)。4.2.2.断开1A2开关。将1A2小车开关拉到试验位置，断开1A2开关的控制电源开关。4.2.3.将1A1小车开关推入工作位置。4.2.4.给上1A1开关的控制电源开关。4.2.5.合1A1开关。4.2.6.先测量6KV工作1A段母线和6KV 1A段工作电源进线的二次电压压差及相序，再测量6KV工作1A段母线与6KV工作1A段备用电源进线的二次电压压差及相序，若差压较大应查明原因。4.2.7.确认正确后，将1A2小车开关推入工作位置，给上1A2开关的控制电源开关。4.2.8.合1A2开关，进行合环试验并观察环流大小。有异常情况立即拉开1A2开关。4.2.9. 确认正常后，拉开1A2开关。4.3.做工作1段母线充电定相合环试验。4.3.1. 做好工作1B段停电准备(负荷倒至工作1A段)。4.3.2. 断开1B2开关。将1B2小车开关拉到试验位置，断开1B2开关的控制电源开关。4.3.3.将1B1小车开关推入工作位置。4.3.4.给上1B1开关的控制电源开关。4.3.5.合1B1开关。4.3.6.先测量工作1B段母线和工作1B段工作电源进线的二次电压压差及相序，再测量工作1B段母线与工作1B段备用电源进线的二次电压压差及相序，如差压较大应查明原因。4.3.7.确认正确后，将1B2小车开关推入工作位置，给上1B2开关的控制电源开关。4.3.8.合602开关，进行合环试验并观察环流大小。有异常情况立即拉开1B2开关。4.3.9. 确认正常后，拉开1B2开关。4.4.做工作1A段快切试验 通知其它专业人员，作好快切试验失败，厂用电消失的事故预想。4.4.1.给上1A2开关的控制电源开关。 4.4.2.检查1A2开关应置于工作位置。4.4.3.投入高压厂用6KV1A段快切装置及其出口压板，检查6KV1B段快切装置及其出口压板退出。4.4.4.做1A段快切装置正常切换试验:并联自动方式手动启动，由工作到备用,再由备用到工作。4.4.5.短接发变组保护屏启动A分支接点做1A段事故切换试验。4.5. 工作1B段快切试验 通知其它专业人员，作好快切试验失败，厂用电消失的事故预想。4.5.1.给上1B2开关的控制电源开关。4.5.2.检查1B2开关应置于工作位置。4.5.3.投入高压厂用6KV1B段快切装置及其出口压板，检查6KV1B段快切装置及其出口压板退出。4.5.4. 做1B段快切装置正常切换试验:并联自动方式手动启动，由工作到备用,再由备用到工作。4.5.5. 短接发变组保护屏启动B分支接点做1B段事故切换试验。5. 差动相量检查由指挥部安排在6KV快切试验成功后，由#1高厂变带工作1A、1B段，并在足够负荷下(启动给水泵或几台大容量电机)检查高厂变差动相量、主变差动相量，励磁变带假负载，测其差动向量，然后分析其接线正确性。6. 倒送电结束之后的工作6.1. 倒送电所有工作结束后，厂用电源恢复为由高启变供电。断开201开关。恢复220KV母差保护。6.2.将6KV工作进线1A1、1B1开关拉出间隔，断开2011（2012）刀闸，合20117、20167接地刀闸，并加锁。6.3.系统恢复试验前运行方式（按调度要求）。 6.4.恢复发电机伸缩节处联接，恢复所有保护定值，将轻瓦斯保护改回原接线。7. 组织措施7.1.倒充电时间由指挥部统一安排，值长统一调度，参加倒充电试验所有人员由指挥部组织安排，全体人员必须做到听从指挥，相互配合，坚守岗位。7.2.依照试验措施的项目进行试验、操作。7.3.试验中，安装及运行人员应加强巡视，发现问题及时汇报。7.4.测量及操作人员要指定专人进行工作，其它非指定人员，除因有危及人身及设备安全的情况，依安规进行处理外，不得进行操作。7.5.内蒙古能源发电投资有限公司电力工程技术研究院负责指挥、监护、测量。7.6.安装负责设备维护、修理。7.7.运行人员负责操作、监控。内蒙古能源发电投资有限公司电力工程技术研究院 第 7 页 共 40页准大期2300MW直接空冷机组工程#1机组整套启动试验措施 XT-ZD0104C-2006技 术 文 件 编号：XT-ZD0104C-2006准大期直接空冷机组工程#1机组反事故措施项目负责：靳立敏 试验人员：刘景远 雷永强 措施编写：刘景远 雷永强措施校阅：靳立敏措施打印：雷永强措施初审：措施审核：措施批准：批准日期： 年 月 日内蒙古能源发电投资有限公司电力工程技术研究院1. 概述:为防止电气误操作事故、继电保护事故、全厂停电事故的发生，制定以下反事故措施。2. 反事故措施:2.1.严格执行操作票、工作票制度，并使两票制度标准化，管理规范化。2.2.严格执行调度命令，操作时不允许改变操作顺序，当操作发生疑问时应立即停止操作，并报告调度部门，不允许随意修改操作票，不允许解除闭锁装置。2.3.应结合实际制定防误装置的运行规程及检修规程，加强防误闭锁装置的运行、维护管理，确保已装设的防误闭锁装置正常运行。2.4.建立完善的万能钥匙使用和保护制度。防误闭锁装置不能随意退出运行 ，停用防误闭锁装置时，要经本单位总工程师批准；短时间退出防误闭锁装置时，应经值长批准，并应按程序尽快投入运行。2.5.采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具有电气闭锁功能。2.6.断路器或隔离开关回路不能用重动继电器，应直接用断路器或隔离开关的辅助接点；操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。2.7.对已投产尚未装设防误闭锁装置的设备，要制定切实可行的制度，并尽快完成装设工作。2.8.防误闭锁装置应与主设备同时投运。2.9.成套高压开关柜五防功能应齐全，性能应良好。2.10.配备充足的经过国家或省、部级质检机构检测合格的安全工作器具。为防止误登室外带电设备，应采用全封闭的工作临时围栏。2.11.强化岗位培训，提高人员的技术素质，要求持证上岗。2.12.高度重视继电保护工作，充实配备技术力量，加强继电保护工作人员专业技能和职业素质的培训，保持继电保护队伍的稳定。2.13.要认真贯彻各项规章制度及反事故措施，严格执行各项安全措施，防止继电保护“三误”事故的发生。2.14.各级调度应根据电网结构的变化，贯彻执行继电保护装置整定运行规程，制定电网继电保护整定方案和调度运行说明。适应现代电网的发展需要，积极稳妥采用继电保护新技术新设备，组织编写新装置的检验规程。进一步加强电网继电保护运行管理工作，合理安排电网运行方式，充分发挥继电保护效能，提高电网安全稳定运行水平，防止由于保护拒动、误动引起系统稳定破坏和电网瓦解、大面积停电事故的发生。2.15.网、省公司调度部门继电保护机构要进一步发挥专业管理的职能作用，强化继电保护技术监督力度，指导、协助发、供电单位加强继电保护工作，提高全网继电保护工作水平。2.16.确保大型发电机、变压器的安全运行，重视发电机、变压器保护的配置和整定计算，包括与相关线路保护的整定配合。2.17.对于220KV主变压器的微机保护必须双重化。2.18.保证继电保护操作电源的可靠性，防止出现二次寄生回路，提高继电保护装置抗干扰能力。2.19.加强110KV及以下电网和厂用系统的继电保护工作，降低发生继电保护事故的机率。2.20.针对电网运行工况，加强备用电源自动投入装置的管理。2.21.加强蓄电池和直流系统（含逆变电源）及保安电源的维修，确保主机交直流润滑泵和主要辅机小油泵供电可靠。2.22.带直配线负荷的电厂应设置低频率、低电压解列的装置，确保在系统事故时 ，解列1台或部分机组能单独带厂用电和直配线负荷运行。2.23.加强继电保护工作，主保护装置应完好并正常投入，后备保护可靠并有选择性的动作，投入开关失灵保护，严防开关拒动、误动扩大事故。2.24.辅机控制器或相应电源故障时，可切至后备手动运行并迅速处理系统故障，若条件不允许则应将该辅机退出运行。2.25.在满足接线方式和短路容量的前提下，应尽量用简单的母差保护。.2.26.开关设备的失灵保护均必须投入运行，并要做好相关工作，确保保护正确地动作。2.27.根据继电保护和安全自动装置技术规程（GB14285-93）的规定，完善主变压器零序电流电压保护，以用于跳开各侧断路器，在事故时能保证部分机组运行。2.28.厂房内重要辅机（如送风机、引风机、给水泵、循环水泵等）电动机事故按钮要加装保护罩，以防止误碰造成停机事故。2.29.对400V重要动力电缆应选用阻燃型电缆，已采用非阻燃型的塑料电缆，应复查电缆在敷设中是否已采用分层阻燃措施，否则应尽快采取补救措施或及时更换电缆，以防电缆过热着火时引发全厂停电事故。2.30.母线侧隔离开关和硬母线支柱绝缘子，应选用高强度支柱绝缘子。以防运行或操作时断裂，造成接地或短路。2.31.变压器的本体、有载开关的重瓦斯保护应投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，应预先制定安全措施，并经总工程师批准，并限期恢复。2.32.防止励磁系统故障引发发电机损坏。2.33.自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂给定的范围内，并定期校验。2.34.励磁调节器的自动通道发生故障时应及时修复并投入运行。严禁发电机在手动励磁调节下长期运行。在手动励磁调节运行期间，在调节发电机的有功负荷时，必须先适当调节发电机的无功负荷，以防止发电机失去静态稳定性。2.35.在电源电压偏差为+10%15%、频率偏差为+46%时，励磁控制系统及其继电器、开关等操作系统均能正常工作。2.36.在机组起动、停机和其他试验过程中，应有机组低转速时切断发电机励磁的措施。2.37.直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量，其各级熔断器应合理配置，防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。2.38.交流润滑油泵电源的接触器，应采用低电压延时释放措施，同时要保证自投装置动作可靠。内蒙古能源发电投资有限公司电力工程技术研究院 第 21 页 共 40 页技 术 文 件 编号：XT-ZD0105C-2006准大期直接空冷机组工程#1机组整套启动试验措施项目负责：靳立敏 试验人员：刘景远 雷永强 措施编写：刘景远 雷永强措施校阅：靳立敏措施打印：雷永强措施初审：措施审核：措施批准：批准日期： 年 月 日内蒙古能源发电投资有限公司电力工程技术研究所1. 概 述： 准大工程#1发电机组是准大工程2*300MW机组的第一台，其保护配置为许继生产的GWFB-830微机型发电机变压器成套保护装置，为了#1机组电气整套启动试验及168小时试运的顺利进行，根据国家电力部最新颁布的有关规程编写了本次启动试验措施。 2. 发电机组整套启动一次系统说明:2.1. 发电机组整套启动一次系统见附图。2.2. 机组启动时，6KV高压厂用系统由高压厂用启动/备用变压器供电。2.3. 机组启动时，380V各PC段母线由各自低压变压器供电,380V事故保安段由锅炉工作段供电。2.4. 机组启动时，柴油机的启动要可靠，作为380V事故保安段的备用电源，以保证厂用电消失时，机组能够安全停机。2.5. 直流电源由整流屏及其所带的蓄电池组供电。 2.6. 交流不停电电源由供电。2.7. 380V照明段由照明变供电，照明段失电时由直流室事故照明屏提供事故照明。3. 发电机整套启动前必须具备的条件3.1. 发电机组有关的一、二次设备安装工作全部结束，并经验收合格。3.2. 发电机、主变压器、高压厂用变压器、励磁变等一次设备及相应二次设备的各项常规试验已完成，主要项目如下：3.2.1. 发电机定子交、直流耐压试验。 3.2.2. 发电机氢冷却系统检漏试验。3.2.3. 发电机断水保护试验。3.2.4. 发电机励磁调节器静态调试。3.2.5. 发电机端盖轴承绝缘监测检查。3.2.6. 发变器组保护、控制、信号、指示仪表、计量装置及故障录波装置调试和校验，及其通电和传动试验。3.2.7. 发电机自动准同期装置静态调试及其与汽机调速、自动励磁调节器的相应动作试验。3.2.8. 发变组及高厂变所有、特性试验完成，电缆绝缘检查合格。3.2.9. 封闭母线耐压试验及封闭母线微正压系统检漏试验。 3.3. 发电机冷却水系统（包括测温元件），氢冷系统，置换系统检查合格。3.4. 发电机轴承，密封油系统冲洗合格，定子冷却水系统经冲洗合格。3.5. 发电机定子冷却水水质、发电机、主变压器、高压厂用变压器测温装置等，在启动前应全部进行核对。3.6. 主变压器、高压厂用变压器冷却通风系统，应保证处于良好状态，可随时启用。3.7. 电气与机炉、热工之间的联锁、保护联动、联络信号应正确可靠。3.8. 高低压备用电源，不停电电源，保安电源的自动投入装置经严格试验应处于完好状态，确保可靠。事故保安电源应实际模拟失电，做自投试验；低压备用电源自投装置经实际模拟试验，确保可靠。3.9. 交、直流润滑油泵，交、直流密封油泵，顶轴油泵，冷却水泵，盘车装置等经分部试运应保证在各种状态下正确可靠地起停。3.10. 直流系统绝缘良好，运行可靠，电流、电压调节及蓄电池容量符合技术要求，蓄电池充放电试验及带大负荷运行良好。3.11. 主变及高厂变分接头按电厂及中调令整定完毕，做高压试验并检查接触可靠。3.12. 装设以下各短路点的短路线：见附图（K1、K2）3.13. 对于短路试验时发电机出口短路点的三相短路板、发变组220kV侧短路线应仔细检查，保证接触良好，容量正确。3.14. 对于化学水处理系统、水源地、除灰系统、循环水处理系统、输煤系统的变压器及相应的配电装置应仔细检查，消除分部试运中发现的所有缺陷。3.15. 将有关信号接入发电机BJL-1型电力监测录波仪，并按变比将参数设置好。包括发电机三相电压（Uab、Ubc、Uca）、电流（Ia、Ib、Ic），励磁电压(Ulf)、电流(Ilf)。4. 整套启动前的准备工作4.1 集控室的准备工作在集控室备一套有关的电气原理接线图，一份保护定值单，以便查阅。4.2 电子设备间的准备工作4.2.1在发变组保护屏检查过激磁保护的定值应按定值单设定好，短路试验前将发电机过电压保护定值临时改为0.3Ue, 0秒；空载试验前改为1.15Ue,0秒直跳励磁开关，以防试验期间过电压。并网前恢复正式定值。4.2.2解除发电机联跳汽轮机的联锁。4.2.3解除热工自动“发电机并网带初负荷信号”4.3 发电机出线层的准备工作4.3.1 在发电机出口PT处备两只一次保险及足量的二次保险。4.3.2 在发电机出口PT处备足临时照明。4.3.3 断开励磁变高压侧与发电机出口封母连接,接上来自6KV工作1A段备用间隔的临时试验电源电缆。4.4 6KV开关室的准备工作4.4.1 将6KV母线1A、1B段工作电源进线开关1A1、1B1拉出。4.4.2 在6KV工作1A段备用间隔接好临时试验电源电缆，做好励磁变20KV侧临时试验电源开关的保护整定及整组传动工作。4.5 发电机励磁小间的准备工作4.5.1 在AVR柜旁设置“BJL-1型电力监测录波仪”一台。用于电气试验测量、录波、打印和记录。其接线见下图。4.5.2 将一只05A的电流表，一只0150V的电压表接入电流电压测量回路，以观其值。见下图。4.5.3 在集控室控制台装一部直通励磁小间的临时电话，以便通讯联系。4.5.4退出起励电源4.5.5 试验接线图: 监 测 记 录 仪 IL+ IL- UL+ UL- IA IB IC UA UB UC 励磁调节器柜 励磁调节器柜4.6 励磁变将励磁变高压侧与发电机的软连接解开,从6KV开关室备用柜引一次电缆至励磁变高压侧,做试验电源用。（采用3*120mm铜芯电缆）。（备用柜位置暂未定。）整定备用柜的保护，并进行有关的实验。4.7 220KV升压站的准备工作4.7.1 在201端子箱将至、母的两套母差保护的电流端子短接牢固后封好,断开至两套母差保护屏电缆。4.7.2 空出母线以备#1机总启动试验及并网时使用。4.7.3 在201开关与20117接地刀闸之间装设一组1000A的短路线。4.7.4 继保小间的准备工作 解除220KV 母线保护的所有跳闸压板。 将1#机201开关14LH,15LH进母差保护的电流输入端子短接牢固后封好。 (201开关就地端子箱已做措施。)4.8 电厂应在总启动试验10天前将方案上报中调，办理审批手续。5. 发电机整套启动前的安全措施5.1. 各投入运行设备场地清洁、道路通畅、瓷瓶清扫、电缆沟盖板盖好、孔洞堵死，通讯及消防设施完善、齐备。5.2. 照明完好、工作照明与事故照明切换良好。5.3. 所有电气设备的名称、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。5.4. 发电机附近的消防水系统及其它消防器材应严格检查，保证随时使用，主变及高压厂用变压器事故排油，应能经过事故排油坑畅通排出。5.5. 发电机保护盘三米范围内严禁使用对讲机。5.6. 发电机整套启动试验前申请退出220kV I、II母的母差保护，将#1机201开关端子箱至两套母差保护自封接地。5.7. 发电机整套启动试验前仔细检查一次系统绝缘。5.8. 发电机整套启动试验前检查下列开关及刀闸在断位(相应的操作开关在分闸后位置)：201开关、2011、2012刀闸、20117、20167接地刀闸、1A1及1B1开关，检查励磁回路各自动空气开关及刀闸在断位:起励接触器,磁场断路器-Q02相应的操作开关在分闸位置)。5.9. 将发变组保护的所有出口跳闸压板退出。5.10. 短路试验前将发电机过电压保护定值临时改为0.3Ue, 空载试验前改为1.15Ue,并网前恢复为1.3Ue,0.5秒。5.11短路试验前将热工DEH“发电机并网带初负荷”信号强制为解列位置,防止K2点短路试验及假同期试验时汽机超速;机组并网前恢复。5.12.发电机短路试验及空载试验时,起励电源开关合,起励电源不送电。发电机空载时励磁调节器试验时, 起励电源送电。6. 发电机整套启动试验：通知汽机，电气做试验所需配合工作。6.1. 机组升速过程中的电气试验：机组升速过程中，测量发电机转子绕组交流阻抗及绝缘电阻，升速过程中转速每增加500转/分测一次，超速试验后再测交流阻抗及绝缘电阻，判断发电机转子绕组在升速过程中有无不稳定匝间短路现象。转速(r/min)50010001500200025003000电压(V)电流(A)阻抗()频率(HZ)5050505050506.2. 机组定速后(3000转/分)的电气试验6.2.1 发电机出口三相稳态短路试验（1点短路） 试验过程中密切监视发电机定子温度。6.2.1.1投入发电机出口1YH-3YH及中性点YH，投入发电机下列保护压板：定子接地（投信号）、断水保护、热工保护、转子一点及两点接地保护、励磁过负荷保护、发电机过压保护、发电机过激磁保护、6.2.1.2 要求将失灵保护压板退出。6.2.1.3 合磁场断路器MK，逐步增大励磁电流,升发电机定子电流至约20%In。6.2.1.4 检查发电机1LH-8LH二次回路电流幅值、相位及中性线上电流。6.2.1.5 检查发电机差动保护，并作差动相量图，分析其接线正确性。6.2.1.6 录取发电机三相稳态短路特性曲线(0-1.05In)，同时记录其它参数，并与出厂数据比较。6.2.1.7 核对发电机下列保护定值： 发电机差动 对称过负荷 不对称过负荷 6.2.1.8 将发电机电流降到零，跳磁场断路器MK，在短路点处挂好临时接地线，拆除短路板，恢复封闭母线。6.2.2 发电机变压器组短路试验（2点短路）6.2.2.1 2点短路时，给上201开关的控制电源，合上201开关，将开关机械锁死。6.2.2.2 核对1主变、高工变分接头实际位置。6.2.2.3 将1主变、高工变风冷系统投入。6.2.2.4 投入发电机、变压器下列保护压板： 发电机对称过负荷(信号)、发电机不对称过负荷(信号)、 主变零序保护、主变瓦斯保护 6.2.2.5 检查临时过压保护在临时定值(0.3Ue，0秒跳灭磁开关)。6.2.2.6 合磁场断路器MK，逐步增大励磁电流,升发电机定子电流至20%In。6.2.2.7 检查主变高压套管11LH及220KV侧(12LH-17LH)二次电流幅值及相位。6.2.2.8 检查发变组差动、主变差动保护，并作出差动向量图，分析接线正确性。6.2.2.9 核对发变组下列保护定值 主变差动 发变组差动 主变通风过流 6.2.2.10 将发电机电流降到零，跳磁场断路器MK，跳开201开关，在短路点处挂好临时接地线，拆除短路板，恢复系统。6.2.3 过压保护定值改为1.15Ue,0秒跳灭磁开关。6.2.4 发电机空载试验6.2.4.1.投入发电机出口三组PT(1YH-3YH)、220KV I、II母PT及发电机中性点PT，投入发电机、主变、高厂变全部保护(至机炉联锁压板不投)。6.2.4.2.试验前再次检查发电机、主变、高厂变本体及高压一次回路的情况。6.2.4.3.派人到准备升压的各处监视。6.2.4.4.检查发变组出口201开关在断位，2011及2012刀闸在断位，20167及20117接地刀闸在断位。6.2.4.5. 合磁场断路器MK，逐步增大励磁电流,升发电机定子电压至n， 检查发电机及其出口、中性点、主变、高厂变带电情况有无异常。6.2.4.6. 继续升电压至n， 检查各组二次电压、相序及主变无载调压分接头正确性。6.2.4.7. 电压至n时,测量开口三角电压0、 发电机中性点电压。6.2.4.8. 检查保护屏、电度表屏、故障录波屏、变送器屏、励磁屏、试验录波器等处的电压幅值、相位和相序；检查操作员站及工程师站的电压幅值。6.2.4.9. 核对保护定值(负序用倒相序的方法)。 励磁调节器手动通道如能从零缓慢升压则将定子A相接地检查定子接地保护，若只能从10%Ue开始缓慢升压则不做此项试验。6.2.4.10.录取发电机空载特性曲线，并与出厂数据比较。录制空载特性曲线时，最高电压加到1.05n。6.2.4.11.过电压,过激磁保护投信号,升定子电压至1.05n,测量PT开口三角电压0、 发电机中性点电压。6.2.4.12.做发电机空载额定电压下灭磁时间常数试验.录取波形或用电毫秒计测量电压下降至0.368Un时的时间。6.2.4.13. 灭磁后测量发电机定子残余电压和相序。（测量前应先通过TV 二次电压判断一次电压值）。6.2.4.14. 检查灭磁开关在断位,断开其操作电源。6.2.4.15. 断开励磁变高压侧6KV临时电源开关及其操作电源，将开关拉出柜外，合接地刀闸。6.2.4.16. 在励磁变高压侧挂临时接地线，拆除6KV临时电缆，恢复软连接及封母。拆除6KV开关柜临时电缆。6.2.4.17. 拆除励磁变高压侧所挂临时接地线，拉开6KV开关柜接地刀闸。6.2.5 励磁系统试验6.2.5.1 检查励磁变高压侧封母恢复完好，所有临时措施拆除。6.2.5.2 投入起励电源。6.2.5.3 做发电机空载时励磁系统各项试验。6.2.5.4 试验项目见励磁系统整套启动试验方案。6.2.6 假同期并列试验6.2.6.1 通过220KV的母做假同期试验。母带电，负荷带到母。 检查220KV侧开关刀闸(201、2011、2012、20117、20167)在断位。 在发变组保护C柜短接9X-1与9X-5，断开9X-6电缆，模拟2011刀闸合位；合201开关的操作电源开关；合自动准同期电源开关。合磁场断路器-Q02，合起励接触器，用励磁调节器自动通道升发电机电压为额定值。检查同期装置指示情况。手动升、降电压或自动准同期升、降电压检查励磁调节器。与汽机配合，检查自动准同期装置升、降速度信号。 用自动准同期做假同期并列。 试验后恢复保护C柜接线。6.2.6.2 通过220KV的母做假同期试验。1 检查220KV 母的开关刀闸(201、2011、2012、20117、20167)在断位。2 在发变组保护C柜短接9X-1与9X-7，断开9X-8电缆，模拟2012刀闸合位；合201开关操作电源开关；合自动准同期电源开关。合磁场断路器-Q02，合起励接触器，用励磁调节器自动通道升发电机电压为额定值。检查同期装置指示情况。手动升、降电压或自动准同期升、降电压检查励磁调节器。与汽机配合，检查自动准同期装置升、降速度信号。用自动准同期做假同期并列。试验后恢复保护C柜接线。6.2.7 发电机过电压保护恢复正式定值。6.2.8 恢复热工DEH“发电机并网带初负荷”信号。6.2.9 恢复发电机联跳汽轮机的联锁。7. 同期并网7.1. 通知有关人员作好并网准备，联系值长、申请中调，发电机已具备并网条件，准备与系统并列。7.2. 通过母并网，将220母腾空，退出母差保护，准备1机组与系统并列。7.3. 所有继电保护装置按调度和运行要求投入。7.4. 一、二次设备的投入与倒闸操作按运行操作规程执行。7.5. 自动准同期并网。7.6. 检查各表计指示情况。7.7. 打开201开关至220KV 、母的母差自封线，检查两套220kV母差相量。测量正确后汇报中调，恢复母差保护。7.8. 发电机轴电压的测量。8. 厂用负荷切换试验 60负荷时，锅炉汽机调节稳定后，进行高压厂用电源切换试验，由高备变倒换至高厂变带厂用负荷，切换前备分支和工作分支再次核相。9. 机组试运试验9.1. 检查发电机、主变、高厂变各部位温度是否正常。9.2. 记录发电机在额定工况下的以下参数。 有功功率、无功功率、定子电流、转子电压、转子电流、功率因数、励磁电压、励磁电流及定子温度、转子温度、氢压、氢温、水压、水温、室温。9.3. 在0负荷及负荷时，进行励磁调节器各项试验。 9.4. 检查发电机逆功率保护、程序逆功率保护、失磁保护、失步保护、变压器阻抗保护、发电机定子接地保护的保护装置采样是否正确。10. 组织措施10.1. 整套启动时间由指挥部统一安排, 值长统一调度，参加整套启动试验人员由指挥部组织安排,全体人员必须做到听从指挥,相互配合,坚守岗位。10.2. 依照试验措施的项目进行试验、操作。10.3. 试验中，安装及运行人员应加强巡视，发现问题及时汇报。10.4. 测量及操作人员要指定专人进行工作。其它非指定人员，除因有危及人身及设备安全的情况，依安规进行处理外，不得进行操作。10.5. 内蒙古能源发电投资有限公司电力工程技术研究所负责指挥、监护、测量。10.6. 安装负责短路板的加装及拆除、设备维护、修理。10.7. 运行人员负责操作、监控。准大期2300MW直接空冷机组工程#1机组柴油发电机保安段切换措施 XT-ZD0107C-2006技 术 文 件 编号：XT-ZD0106C-2006准大期直接空冷机组工程#1机组励磁系统试验措施项目负责：靳立敏 试验人员：刘景远 雷永强 措施编写：刘景远 雷永强 措施校阅：靳立敏 措施打印：雷永强措施初审：措施审核：措施批准：批准日期： 年 月 日内蒙古能源发电投资有限公司电力工程技术研究院1.概述: 准大电厂#1发电机组的励磁系统采用机端变自并励静止励磁系统，其励磁电源取自发电机端，励磁调节器采用UITROL 5000微机励磁调节器。为确保励磁系统顺利投入运行，制定#1机励磁系统整套启动试验方案，对励磁系统进行全面检查和试验。2.励磁系统整套启动试验前应具备的条件:2.1 励磁系统一次、二次设备的安装及接线工作全部结束，经检查正确完善。2.2 所有设备、元件外观检查良好。2.3 所有二次回路的可动部件和操作元件，必须保证动作灵活，触点接触可靠。2.4 原理图、配线图、装配图、有关装置的说明书及资料、出厂试验报告及调试大纲等齐备。2.5 核对励磁装置及励磁系统回路与设计院及厂家图纸一致。盘内、盘间及盘与外部设备联络电缆的规格符合设计要求，接线准确、并经操作试验良好。2.6 励磁系统一次、二次设备及回路绝缘良好。2.7 励磁系统一次设备高压试验结束。2.8 整套启动前励磁系统静态试验全部结束。2.9 准备好以下仪器:双通道示波器、相位表、数字万用表、录波器。3.整套启动前的安全措施:3.1 检查励磁系统一次、二次设备周围道路畅通，电缆沟盖板盖好、孔洞堵死，照明、通讯及消防设施完善、齐备。3.2 所有设备的名称、编号、标示牌清晰准确。3.3 调节器盘三米范围内严禁使用对讲机。3.4 启动前检查励磁系统绝缘应与厂家（内蒙古能源发电投资有限公司电力工程技术研究院）配合，拔下相关回路插头，短接相关回路可控硅、仪表、二极管和电容器的各极，拔下继电器。主回路用1000V摇表，控制回路用500V摇表，阻值大于2M。3.5 发电机整套启动试验前检查下列开关及刀闸在断位(相应的操作开关在跳后位置)：201开关，2011、2012刀闸，20167、20117接地刀闸，1A1、1B1开关，检查励磁回路磁场开关Q02及起励开关Q03在断位。3.6 发电机短路试验及空载试验时,起励电源开关合,起励电源不送电。发电机空载时励磁调节器试验时, 起励电源送电。4.发电机空载时调节器试验:合整流器柜Q11、Q12、Q21、Q22、Q31、Q32开关；合灭磁开关柜Q15、Q25、Q90、Q91、Q96开关；检查各柜直流24V电源Q05、Q51及起励电源Q03电源断路器在合位并正常。4.1 零起升压试验:4.1.1调节器选择恒励磁电流方式（手动方式）运行，投灭磁开关Q02，投励磁，在控制室用DCS励磁调节器增/减磁开关手动升压至额定电压，记录磁场电流和机端电压的变化曲线。待电压稳定后调节器切恒电压调节方式，利用触摸屏的动态试验功能进行灭磁试验。录取起励和灭磁过程磁场电流和机端电压的变化曲线。4.1.2在恒电压方式下起励至50%-100%额定电压，录取起励和灭磁过程磁场电流和机端电压的变化曲线4.2 调节器自动方式、手动方式空载调压范围试验：分别在自动方式、手动方式下测定其空载调压范围，结果应符合设定参数。4.3 调节器自动方式、手动方式切换试验：发电机在空载额定工况下，进行“自动”、“手动”方式的相互切换，并记录切换过程中磁场电流和机端电压的变化曲线，应无明显波动。4.4通道的切换试验4.4.1 发电机在空载额定工况下,励磁调节器在通道1自动方式下运行,用动态试验菜单中的主从机切换功能切换至通道2, 并记录切换过程中磁场电流和机端电压的变化曲线，应无明显波动。4.4.2按上述方法进行通道2至通道1的切换试验。4.5 AVR控制方式下发电机的频率特性：在发电机空载额定工况稳定运行状态下，改变同步发电机转速，使频率变化正负3HZ，测量机端电压的变化值并计算端电压对频率的变化率。（升降转速试验根据汽机情况决定是否做）。4.6 发电机空载阶跃响应试验：发电机在空载额定工况下运行，调节器在自动方式下运行，进行正负、正负10阶跃响应试验。同时，记录磁场电流和机端电压的阶跃响应曲线。4.7 V/HZ限制试验：4.7.1 发电机在空载额定工况下，调节器在自动方式下运行。4.7.2 降低同步发电机转速，当频率低于45.5HZ后，V/HZ限制应动作。恢复发电机到空载额定工况。升高机端电压，V/HZ限制应动作。（降转速试验根据汽机情况决定是否做）4.8 模拟机端PT断线,检查励磁调节器运行情况。 在自动方式下分别模拟通道1，通道2 PT断线进行切换4.9 发电机空载灭磁试验： 发电机在空载额定工况下，跳灭磁开关,做发电机空载灭磁试验。4.9.1 正常停机逆变灭磁：发电机在空载额定工况下，按正常停机程序逆变灭磁，录取灭磁过程的磁场电压、磁场电流和机端电压曲线。5.发电机负载时调节器试验：5.1 自动与手动的切换试验(通道1与通道2都做)发电机在25%及50%额定负载时，进行“自动”、“手动”方式的相互切换，并记录切换过程中磁场电流和机端电压的变化曲线，应无明显波动。5.2 恒电压、恒无功和恒功率因数切换及整定范围试验：（本试验应在被试机组及电力系统条件允许的工况下进行）。5.3 在恒电压运行方式下，发电机电压调差率的测定：发电机并网运行后，应根据机组及电网的要求选择调差极性和调差率。在有功功率约为零的工况下发电机带一定无功功率，记录发电机此时的端电压。然后断开发变组出口开关，记录发电机空载电压值，并计算调差率。5.4 欠励限制试验: 分别在发电机有功功率为0%、25%、50%、75%、100%额定有功功率时,手动减磁至欠励限制动作。试验时监视220KV母线电压、及380V厂用电压及发电机定子温升。5.5 发电机甩负荷及测定静差率试验：5.5.1 发电机并网运行后,在50%额定有功、50%