夏港电厂#6机电气整套启动方案

GC-FA-2005-0287江阴苏龙发电有限公司2330MW六号机组电气整套启动调试措施编制单位：江苏省电力试验研究院 （江苏方天电力工程有限公司）会审单位：江阴苏龙发电有限公司 山东省电力建设第二工程公司 江苏兴源电力建设监理有限公司编制时间： 2005 年 4 月 版次：第1版精品资料，值得下载！ 本方案于 2005 年 4 月 12 日经江阴苏龙发电有限公司、山东省电力建设第二工程公司、江苏兴源电力建设监理有限公司、江苏省电力试验研究院四方讨论通过。编 写: 初 审: 审 核: 批 准: 精品资料，值得下载！ 目 录1.编制依据.12.调试目的. . .13.调试对象(设备参数). .14.调试范围. .25.调试流程.26.发变组整套启动前的准备条件.27.整套起动试验步骤及试验内容.38.试验组织分工及职责. . 79. 环境、职业健康安全风险因素控制措施. . 710.附录. . 7精品资料，值得下载！1.编制依据1.1 电力建设施工验收技术规范。1.2 电机厂编制的产品说明书。1.3 GB50150-91电气装置安装工程电气设备交接试验标准。1.4 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程。2.调试目的 通过整套启动电气试验，对投入的电气一次、二次设备进行全面检查，对发电机、励磁系统、发变组保护、线路保护等设备进行考核，确保机组安全、可靠地投运。3.调试对象(设备参数)3.1 发电机（双水内冷汽轮发电机）型号：QFS2-330-2-20额定功率：330MW容量：388MVA额定电压：20kV额定电流：11207A功率因数：0.85接线：2Y空载励磁电流：716A空载励磁电压：141V满载励磁电流：1945A满载励磁电压：447V制造厂：上海电机厂3.2励磁变型号：ZSCB9-3000/20,yd11容量：3000KVA阻抗电压：Ud=8.0变比：20/0.9kV3.3 主变型号：SFP10/220容量：kVA额定电压：24222.5% /20kV接线组别：YN，d11阻抗电压：Ud=13.89% 制造厂：保定天威保变电气股份有限公司3.4 高厂变型号：SFF10-40000/20容量：40000kVA额定电压：2022.5% /6.3kV接线组别：Dyn1-yn1阻抗电压：Ud=6.98制造厂：保定天威保变电气股份有限公司3.5 保护设备3.5.1 发电机保护发电机差动、负序过流保护、发电机定子接地（3，3U0）、发电机定子匝间保护、对称/不对称过负荷（定时限）、失磁保护、转子一点接地保护、转子两点接地保护、励磁绕组过负荷、阻抗保护、发电机失步保护、发电机逆功率保护、程跳逆功率保护、发电机断水保护、主汽门关闭等。3.5.2 主变保护发变组差动、主变差动、主变通风故障保护、主变启动通风、主变绕组温度保护、主变油位、主变油温、主变压力释放、启动失灵保护、主变重瓦斯、主变轻瓦斯、主变零序、主变间隙零序电压电流等。3.5.3 高厂变保护高厂变差动、高厂变复合电压过流保护、高厂变A/B分支复合电压过流保护、高厂变A分支限时速断、高厂变B分限时速断、高厂变A分支零序过流、高厂变B分支零序过流、高厂变启动通风、高厂变重瓦斯、高厂变轻瓦斯、高厂变油位、高厂变温度、高厂变压力释放、高厂变冷却器故障等。3.5.4 励磁变保护励磁变过负荷、励磁变过流、励磁变速断。4.调试范围详见附录：江阴苏龙发电有限公司#6机整组启动一次接线示意图和发电机励磁系统图（图1）。5.调试流程5.1.升速过程中的试验；5.2.发电机带主变压器三相短路试验；5.3.发电机带高厂变出口短路试验；5.4.发电机带主变及高厂变空载试验；5.5.发电机空载下调节器试验；5.6.发电机假同期试验；5.7.发电机准同期并网；5.8 发电机带负荷试验；5.9 厂用电切换试验。6. 发变组整套启动前的准备条件 6.1 启动前发变组应具备的条件6.1.1 六号机组安装调试工作已完成，机炉已分部试运完毕，验收合格。6.1.2 六号发变组电气部分的一次、二次设备安装调试完毕，符合设计及启动规程要求， 按国家标准验收签证合格。6.1.3 安装、调试、分部试运验收的技术资料和试验报告齐全，并经三方签证验收认可，质检部门审查通过。6.1.4 所有电气设备名称编号清楚、正确，带电部分设有警告标志。6.1.5 并网方式已经调度批准。6.1.6 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。6.1.7 发电机水冷系统可投入运行。6.1.8 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，油泵风扇已能正常运行。6.1.9 所有一次设备接地引下线符合要求，电容型套管以及电流互感器的末屏接地可靠。6.1.10 有关一、二次设备包括厂用各系统的操作、控制、音响信号、联锁及所有保护的传动试验已完成,保护定值正确。 6.1.11 除已受电的运行设备，其他一次系统所有开关刀闸均在分闸位置，小车开关在试验位置，接地刀闸均在合闸状态。6.1.12 各部位的交直流熔丝配备齐全，容量符合要求。6.1.13 已制定厂用电运行方式及安全保障措施。6.1.14 #6发变组用于220kV母差保护的CT绕组应可靠短接并退出母差保护。6.1.15 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，配备消防设施。6.1.16 所有一次、二次设备的标志齐全、准确。 6.1.17 准备好有关外接仪表及试验设备：发电机定子回路电气参数：标准电流表、电压表。发电机转子回路电气参数：直流电压表和高内阻毫伏表。测量灭磁时间常数仪器：数字记忆示波器。测量转子交流阻抗仪器：10KVA调压器、电流表、电压表和功率表。其他测量仪器: 万用表、绝缘摇表。6.1.18 短路线设置(设置地点见附图)：K1-主变 220kV侧，最大电流约1000安。K2-高厂变低压侧，电流约1500安。K3-高厂变低压侧，电流约1500安。6.1.19 试验前，将励磁变高压侧引出线断开，并保持足够的绝缘距离。由6kV开关室引一6kV电缆接至励磁变高压侧（6kV开关临时加一过流保护，一次定值120A，1S；和一速断保护，一次定值720A，0S）。此项工作请电建公司准备好。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。加装发电机灭磁开关FMK紧急分闸按钮。7. 整套起动试验步骤及试验内容7.1. 升速过程中的试验7.1.1 测量不同转速下发电机转子的交流阻抗和功率损耗，不同转速定为0、1500转/分、3000转/分、超速后3000转/分。7.1.2.在转子绕组负极集电环处测量不同转速下发电机转子线圈的绝缘电阻(500伏摇表) ，测出的绝缘电阻应大于0.5兆欧。7.2 发电机带主变压器三相短路试验 7.2.1 检查K1短路线连接良好, 检查高厂变低压侧开关626A和626B处于分断状态。检查主变高压侧开关2506及刀闸25061、25062均在断开位置。 7.2.2 核对主变中性点刀闸25096处于合闸位置, 主变分接开关按调度要求设定，主变风扇投入运行。 7.2.3 拉开主变高压侧接地刀闸25064-2。 7.2.4 检查各部温度指示正常, 发电机定子水冷却温度符合运行规程要求。 7.2.5 发电机出口PT投入运行，合上发电机中性点PT刀闸。 7.2.6 汽机稳定在3000转/分运行。 7.2.7 派人监视发电机、励磁变本体、主变和K1短路点。试验过程中，如发现异常要马上向指挥报告。 7.2.8 发电机定子断水保护、转子一点接地保护、主变冷却器保护投信号，其他发电机、变压器保护均退出。解除主汽门和发电机开关的联锁。 7.2.9 检查灭磁开关在断开位置，临时电源已送至励磁变，强起整流柜风机，检查励磁方式为“手动”、其参数为输出最小励磁电流，“远方”控制。 7.2.10合上灭磁开关FMK和整流柜输入输出开关QS1、QS2。 7.2.11手动增加励磁，先使发电机定子电流升至300安(二次0.1安，CT变比为15000/5A)， 检查各部分应正常， 各CT二次无开路现象。再使发电机电流升至1500安(二次电流约0.5安)， 220kV侧约130A， 检查各CT回路应正常, 记录并核对DCS计量显示。 7.2.12 继续增加励磁, 使发电机电流升至6000安(二次电流约2安)，220kV侧为550安,必要时使发电机电流升至11207A。记录各CT回路二次电流值和保护装置采样值以及六角向量图。 7.2.13 检查发电机差动、发变组差动保护差流的不平衡输出, 其他负序、零序电流保护电流回路的负序分量、零序分量的不平衡输出。 7.2.14 降下电流为0安，拉开灭磁开关，临时短接发电机差动（A柜1X:5、6、7）、发变组差动（B柜1X:1、2、3）保护的一侧CT，临时调换负序保护CT的AB相（B柜1X:9、10），再次增加电流直到这些保护动作，检查动作值应符合定值。试验完毕后降下电流为0安并恢复原CT接线。 7.2.15 手动增加励磁，使电流从0安到额定11207安再回到0安，每变化500安稍停，分别读取发电机定子电流If、励磁电压ULL和励磁电流ILL，作出发电机变压器组短路特性IF=f（ILL）上升、下降曲线。调节电流时要注意单方向调整。读出额定电流时发电机PT电压。 7.2.16 上述试验完成后，手动减励磁至零，拉开各部开关。 7.2.17 合上主变高压侧接地刀闸250642，拆除K1短接线。然后在K2、K3点接三相短路线,接线时做好安全措施。接好后拉开25064-2接地刀闸。7.3. 发电机带高厂变出口短路试验7.3.1.检查K2、K3短路线连接良好, 启动高厂变风扇。7.3.2.检查主变高压侧开关2506和刀闸25061、25062、接地刀闸25064-1、25064-2均在断开位置, 检查主变中性点刀闸25096在合闸位置，将6kV厂用电源开关626A、626B拉出仓外。7.3.3. 合上灭磁开关FMK和整流柜输入输出开关QS1、QS2。7.3.4. 手动增加励磁,使发电机电流逐渐升至900安(发电机CT二次电流约0.3安， 高厂变高压侧CT二次电流约3安)， 检查高厂变低压侧各分支电流均应为0.528601430安左右(二次值约2.4A)， 检查各回路应正常， 记录并核对DCS上的显示数据应正常。7.3.5. 检查并记录各CT二次回路电流值和保护装置采样值以及六角向量图, 测量并记录高厂变短路特性参数。7.3.6. 检查高厂变差动保护的差流不平衡输出,检查其他负序、零序电流保护电流回路的负序分量、零序分量的不平衡输出。7.3.7. 试验完毕, 将电流降至零, 拉开各部开关和刀闸, 拆除K2、K3短接线。7.4 发电机带主变、高厂变及正母空载试验7.4.1 投入发电机差动保护、高厂变差动保护、发变组差动保护、其它电流型保护以及主变、高厂变的瓦斯保护、变压器温度、变压器油位、变压器压力释放、变压器冷却器故障、临时过电压保护，定子接地保护等与电压有关的保护及其它保护投信号。7.4.2 检查高厂变低压侧开关626A和626B在分位； 检查主变高压侧开关2506和刀闸25061、25062、接地刀闸25064-1、25064-2均在断开位置,主变中性点刀闸25096于合闸状态；检查母联开关2530和刀闸25301、25302均在断开位置。7.4.3 220kV空出正母加入试验系统一起试验, 检查接于该正母上的所有刀闸包括接地刀闸均在分闸状态。解除2506开关至DEH的三付合位接点。7.4.4 拉开正母CVT高压侧接地刀闸,合上其母线刀闸；合上正母CVT的二次开关、熔丝；检查25064-1接地刀闸在断开位置，检查25062刀闸在断开位置，合上25061刀闸, 拉开25064-2接地刀闸，合2506开关。7.4.5 合上灭磁开关FMK和整流柜输入输出开关QS1、QS2。7.4.6 手动调节励磁对主变、高厂变进行零起升压, 在升压过程中检查主变及高厂变应正常，PT二次电压正常。220kV母线电压最终升至1.05242254.1kV (在额定分接头下),检查主变等设备在额定电压和最高工作电压下空载运行情况应正常。停留在额定电压下检查发电机PT电压的幅值与相序并进行各PT间的二次核相应正确。7.4.7 核对发电机PT的二次电压及相序,对发电机PT和220kV正母CVT进行二次核相及同期回路检查。 7.4.8 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%(21000V)，此时注意过电压定值应大于105%。测录发电机空载灭磁时间常数。7.4.9 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。7.4.10 各部分正常后, 逐步降低励磁至发电机电压为最小。7.4.11 发电机定子绕组残压测量励磁回路中调节器的所有开关拉开后，做好安全措施，测量发电机残压及相序。7.4.12试验结束, 拉开各部开关。拉开临时6KV励磁变高压侧开关，做好安全措施，拆除临时试验电源电缆，恢复励磁变原接线和拆除励磁柜部分临时线。并向调度部门汇报此项试验结束。7.5 发电机空载下自动励磁调节器试验7.5.1 自动励磁调节器A套同步回路调整。7.5.2 自动励磁调节器A套空载升压、降压试验。7.5.3 自动励磁调节器A套调压范围检查。7.5.4 10阶跃响应试验和转子电流阶跃试验(录波)，观察调节性能，整定PID参数。7.5.5 发电机用自动励磁调节器A套零起升压即置位试验(录波)。7.5.6 用自动励磁调节器B套重复上述第1至第5项试验。7.5.7 运行方式切换试验：分别在“电压闭环”、“电流闭环”及在不同方式下做自动励磁调节器A/B套互相切换试验(录波)，切换过程中机端电压无扰动。7.5.8 空载PT断线试验。7.5.9 发电机空载灭磁和逆变灭磁时间常数测定(录波)。7.5.10 试验结束，恢复临时过电压保护定值。解除FMK紧急分闸按钮。7.6. 假同期试验和准同期并车7.6.1. 向调度申请进行假同期并网试验。7.6.2. 假同期并列前, 投入发电机和主变所有保护压板。解除主汽门和发电机开关的联锁。7.6.3. 人为的预先启动25061闸刀的辅助接点为合闸状态。7.6.4. 确认发电机机端PT刀闸及中性点PT刀闸已合闸。7.6.5 外接电压表监视发电机电压与线路电压间的压差。7.6.6. 检查2506开关处于断开位置，25061、25062刀闸、25064-1、25064-2接地刀闸处于分闸位置，220kV正母CVT刀闸已合闸。合上母联25301、25302刀闸和2530开关，系统电源充电至220kV正母线。7.6.7. 合上灭磁开关FMK和整流柜输入输出开关QS1、QS2,自动建压至90Ufn，再手动调节增加励磁逐渐升压至发电机额定电压。7.6.8 投入同期屏的直流电源，在DCS上启动自动准同期装置的直流，确认直流接入后在DCS上启动接入自动准同期装置交流电压。7.6.9 在DCS上启动自动准同期与允许调频。7.6.10 监视在自动准同期装置指示“同步位置”时外接电压表的压差最小，检查同步检查继电器TJJ动作正确。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。检查自动准同期装置自动调压功能正确。7.6.11 调整发电机电压及频率接近于系统电压和频率, 在DCS上启动自动准同期允许合闸。待同期条件满足后, 自动准同期装置将发出导前时间的合闸脉冲,将2506开关合上，合闸过程录波。7.6.12 采用程控方式进行假同期并网试验，合闸过程录波，则自动假同期并网完成。7.6.13 切除自动准同期装置等设备, 拉开2506开关。恢复主汽门和发电机开关的联锁。恢复25061闸刀的辅助接点至正常状态。恢复2506开关至DEH的三付接点。7.6.14 向调度申请并网, 得到同意后即可用自动准同期装置进行首次并网, 并网成功后逐步带负荷。7.7 发电机带负荷试验。7.7.1 测量PT、CT二次的相位关系, 检查发电机失磁等保护接线的正确性, 检查正确后投入保护。7.7.2 向调度申请停用 220kV母差保护，当发电机带10%负荷时，进行#6机接入母差的电流回路极性校核，并测量#6机分别接于两条母线时的母线差流(运行方式由省调安排)，确认该保护正确后将#6机母差CT回路接入母差保护，恢复母差保护，正常投运。7.7.3 在发电机带10%负荷时，分别退出发变组保护A、B柜的所有出口压板，分别检查发电机定子匝间保护P2 接线的正确性。7.7.4 发电机带负荷下轴电压测量。7.7.5 在适当负荷下，进行自动励磁调节器的低励限制试验以及A/B套切换试验，校验P、Q测量及投入调差试验。7.7.6 在额定负荷下测量发电机、发变组和高厂变差动保护差流的不平衡输出，检查功率方向的极性。7.7.7 进行定子接地（三次谐波）保护试验。7.7.8 对#5高厂变6kV VIA段母线和6kV VIB段母线进行一次核相，校核相序。校核时做好相应