112号机组整套启动调试措施.docx

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112号机组整套启动调试措施

河北大唐王滩发电厂一期工程

#2机组电气整套启动调试措施

编号：

王滩一期工程/XT-措施-011-2005

编制：

审核：

批准：

华北电力科学研究院有限责任公司

二○○五年八月

华北电力科学研究院有限责任公司科技档案审批单

报告名称：

河北大唐王滩发电厂一期工程#2机组电气整套启动调试措施

报告编号：

王滩一期工程/XT-措施-011-2005出报告日期：

2005年8月

保管年限：

长期密级：

一般

试验负责人：

赵根社试验地点：

河北大唐王滩发电厂

参加试验人员：

谢致进、王雷、孙迅、丁伟等

参加试验单位：

华北电力科学研究院有限责任公司、北京电建、天津电建、河北大唐王滩发电厂等

试验日期：

2005年10月打印份数：

拟稿：

谢致进校阅：

赵根社

审核：

陈冀平生产技术部：

周小明

批准：

姚刚

1.设备系统概述

2.编制依据

3.调试范围

4.调试前应具备的条件

5.调试项目和程序

6.调试质量检验标准

7.组织机构与分工

8.启动实验中的安全注意事项

9.受电所需仪器、仪表

10.工作危险源分析及安全措施

11.调试项目的记录内容

12.附录：

电气整套启动系统图

1．设备系统概述

1.1系统简介

王滩发电厂#2机组设计为600MW汽轮发电机组，采用发电机变压器组4/3接线。

主变压器采用常州东芝变压器有限公司生产的三相式变压器，接线方式为Yn，d11。

发电机励磁方式采用GE公司的静态自并励励磁系统。

高压厂用变压器采用西门子变压器有限公司生产的变压器，设置两段6Kv厂用工作段。

机组备用电源接至本厂内220Kv配电装置，厂用备用变压器采用常州东芝变压器有限公司生产的三相分裂绕组的有载调压分裂变压器。

发变组保护为国电南京自动化股份有限公司生产的GDGT801型数字式发变组保护装置及南京南瑞继保电气有限公司生产的RCS985A型变压器成套保护装置构成双套保护。

发变组系统内的所有开关控制回路、同期回路、厂用电源快切回路、测量回路、励磁回路均通过热工DCS分散控制系统进行控制。

500Kv升压站内隔离刀闸，接地刀闸及主断路器均通过NCS控制系统进行控制。

1.2设备规范

1.2.1发电机

型号：

QFSN-600-2YHG额定功率：

600MW

额定电压：

20Kv额定电流：

19245A

额定功率因数：

0.9额定频率：

50Hz

额定转速：

3000r/min额定励磁电压：

421.8V

额定励磁电流：

4128A空载励磁电流：

1400A

短路额定时励磁电流：

2550A冷却方式：

水氢氢

额定氢压：

0.4±0.02MPa额定效率：

98.9%

短路比：

0.52绕组连接方式：

直轴超瞬变电抗Xd”：

20.383/22.156%直轴瞬变电抗Xd'：

26.710/30.353%

交轴同步电抗Xd：

220.928%负序电抗X2：

20.112/21.861%

零序电抗X0：

9.568/10.072%Rf（75°C）=0.097444Ohms

短路时直轴超瞬变时间常数Td”0.035S短路时直轴瞬变时间常数Td'1.027s

1.2.2主变压器

型号：

SFP-720000/500额定容量：

720/720MVA

额定电压：

525±2×2.5％/20Kv接线组别：

YN,d11

冷却方式：

ODAF

1.2.3高压厂用变压器

型号：

SFF-63MVA/20Kv额定容量：

63/35-35MVA

额定电压：

20±2×2.5%/6.3-6.3Kv接线组别：

Dyn0yn0

短路阻抗：

21.37%冷却方式：

ONAN/ONAF

1.2.4励磁变压器

型号:

ZLS09-6300/20额定容量：

6300KVA

额定电压：

20000+5%/890V接线组别：

yD11

1.2.5高压厂用公用变压器

型号：

SF9-31500/20Kv额定容量：

31500KVA

额定电压：

20±2×2.5%/6.3Kv接线组别：

Dyn11

短路阻抗：

9.74%冷却方式：

ONAN/ONAF

1.2.5励磁调节器（美国GE公司的EX2100系统）

1.2.6GDGT801型微机发变组保护装置A1，A2柜。

序号

保护名称

序号

保护名称

发电机纵差动保护

高厂变高压侧复合电压闭锁过流保护

发变组差动保护

高厂变低压侧分支过流保护

发电机定子接地保护

高厂变低压侧零序过流保护

发电机阻抗保护

高厂变通风启动保护

发电机过电压保护

高公变差动保护

发电机对称过负荷保护

高公变高压侧复合电压闭锁过流保护

发电机不对称过负荷保护

高公变低压侧零序过流保护

发电机励磁绕组过负荷保护

高厂变通风启动保护

发电机失磁保护

励磁变差动保护

发电机过激磁保护

励磁变过流保护

发电机逆功率保护

励磁变过负荷保护

发电机程序逆功率保护

主变差动保护

发电机频率异常保护

主变高压侧复合电压过流保护

发电机失步保护

主变高压侧零序过流保护

发电机起停机保护

主变过激磁保护

发电机突加电压保护

主变通风启动保护

断路器断口闪络保护

主变过负荷保护

高厂变差动保护

1.2.7RCS-985型微机发变组保护装置B柜。

序号

保护名称

序号

保护名称

发电机纵差动保护

高厂变高压侧复合电压闭锁过流保护

发变组差动保护

高厂变低压侧分支过流保护

发电机定子接地保护

高厂变低压侧零序过流保护

发电机阻抗保护

高厂变通风启动保护

发电机过电压保护

高公变差动保护

发电机对称过负荷保护

高公变高压侧复合电压闭锁过流保护

发电机不对称过负荷保护

高公变低压侧零序过流保护

发电机励磁绕组过负荷保护

高厂变通风启动保护

发电机失磁保护

励磁变差动保护

发电机过激磁保护

励磁变过流保护

发电机逆功率保护

励磁变过负荷保护

发电机程序逆功率保护

主变差动保护

发电机频率异常保护

主变高压侧复合电压过流保护

发电机失步保护

主变高压侧零序过流保护

发电机起停机保护

主变过激磁保护

发电机突加电压保护

主变通风启动保护

断路器断口闪络保护

主变过负荷保护

高厂变差动保护

1.2.8RCS-974型微机发变组保护装置C柜（非电量保护）。

主变压器

序号

保护名称

序号

保护名称

冷却器全停

压力释放

重瓦斯

温度

轻瓦斯

油位保护

厂用高压变压器

序号

保护名称

序号

保护名称

通风故障

压力释放

重瓦斯

温度

轻瓦斯

油位保护

高压公用变压器

序号

保护名称

序号

保护名称

通风故障

压力释放

重瓦斯

温度

轻瓦斯

油位保护

励磁变压器

温度

其他保护

发电机断水

1.2.8自动准同期装置选用深圳智能设备开发有限公司生产的SID-2CM型微机同期装置及SID-2X型多同期点共用同期装置自动选线器。

1.2.9厂用电切换装置选用国电南京自动化股份有限公司生产的WBKQ-01B型微机备用电源快速切换装置。

1.2.10故障录波器（ZH2型发电机-变压器组故障录波分析装置）

2．编制依据

2.1《电力工业技术管理法规》。

2.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1998版）》。

2.3《火电工程启动调试工作规定》。

2.4《火电工程调整安装试运质量检验及评定标准》。

2.5《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》。

2.6《电力建设安全工作规程》。

2.7《火电机组启动验收性能试验导则》。

2.8《国家电力公司火电优质工程评选办法（2000年版）》。

2.9《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》。

2.10《火电机组达标投产考核标准（2004年版）》。

2.11制造厂家设备资料；设计院设计图纸资料、说明。

3．调试范围

3.1#2发电机、#2主变压器、#2高压厂用变压器、#2高压厂用公用变压器。

3.2500Kv升压站#2主变高压侧断路器及相应刀闸。

3.3#2机组单元控制室内发变组保护屏、同期屏、快切屏、故障录波屏等。

3.4#2发电机励磁系统，#2励磁变压器，发电机出口PT、CT。

4．调试前应具备的条件

系统整套启动调试工作正式开始以前，调试人员应对本系统调试应具备的条件进行全面检查，并做好纪录。

4.1机务应具备的条件

4.1.1机务各备用辅机处于备用状态。

4.1.2机组作好甩负荷及停机停炉准备。

4.1.3汽机投入超速保护。

4.1.4机炉所有联锁保护均应投入。

4.1.5锅炉安全门整定结束，动作正确。

4.1.6汽机旁路系统正常投入，保护投入，发电机冷却系统投入。

4.2电气、热控应具备的条件

4.2.1发电机-变压器系统一、二次设备的回路安装、调试工作已全部结束,符合规程、规范要求且具备启动条件。

4.2.2检查发电机定子和转子，变压器组，封闭母线，高压开关刀闸、CT、PT、避雷器等一次设备的交接试验完毕，符合规程要求，具备带电试验条件。

4.2.3各带电设备外观整洁，接地可靠，设备编号标志明显醒目、正确无误；带电的设备应设遮拦，并悬挂相应的指示牌，变电站和各配电段门上加锁，钥匙由专人监管。

4.2.4为防止误送电、误升压,发电机和变压器一、二次开关及刀闸均应在断开位置，没有得到操作命令，任何人不得进行操作。

4.2.5测量发-变组一次系统的绝缘电阻及吸收比，应符合要求。

4.2.6#2主变、#2高厂变已按调度通知单放在整定档,且已测量整定档的直流电阻,结果合格。

瓦斯继电器已经校验合格并放过气。

主变、高厂变、高公变散热器、油枕的截门应打开，油位正常，无渗漏现象。

主变高压侧中性点应可靠接地。

4.2.7投入发电机PT合适的一次保险，并检查其完好性

4.2.8检查发电机出口避雷器已投入。

发电机中性点接地变压器应连接可靠。

4.2.9发电机转子滑环碳刷已调整并研磨，且接触良好。

4.2.10确认主变高压侧断路器5011、5012在断开位置；隔离开关5011－1、5011－2、5011－6、5012－1、5012－2在断开位置及5011－617、5011－67、5011－27、5011－17、5012－27、5012－17接地刀闸在断开位置。

4.2.11电气与热机的大联锁经过试验，正确无误。

4.2.12厂用紧急备用电源应可靠。

厂用电快切装置与连锁回路传动应正确。

4.2.13主变压器高压侧断路器、灭磁开关以及励磁系统各开关传动和联动应正确，事故音响及光字信号指示应正确无误。

冷却器经调试传动正确，可投入运行。

4.2.14发变组保护、主变高压侧断路器保护、励磁调节器及自动同期装置调试完毕，且已按保护整定计算书的要求整定完毕，并经带开关传动正确无误，可以投入运行。

检查自动准同期装置增压、减压的正确性，选线器选择是否正确。

4.2.15检查发-变组所有保护回路、核对所有保护定值、控制回路电源开关均应完好，规格符合设计要求。

4.2.16确认二次电流回路无开路，备用CT及暂时不用的CT应可靠短路接地。

二次电压回路无短路。

中性点应可靠接地；其高低压保险齐全、容量符合要求。

4.2.17电气和热控DCS系统之间的联络应经过传动试验。

热工DCS控制系统试验完毕，操作正确，输入输出信号准确。

网控NCS控制系统试验完毕，操作正确，输入输出信号准确。

4.2.18明确各短路点位置，具体见附录（电气整套启动系统图）且做好合乎要求的短路措施。

各短路点的短路电流按如下考虑：

K1、K2短路点：

800A

具体安装位置：

K1点用#2主变高压侧5011开关外侧5011－17接地刀闸代替；K2点用#2主变高压侧5012开关外侧5012－27接地刀闸代替。

K3短路点：

3000A

具体安装位置：

K3点安装于#2高公变低压侧6Kv工作电源进线开关柜内，使用短路小车。

K4、K5短路点：

3000A

具体安装位置：

K4、K5点安装于#2高厂变低压侧6Kv工作电源进线开关柜内，使用短路小车。

K6短路点：

25000A

具体安装位置：

K6点安装于#2发电机机端侧母线处，使用厂家提供的专用短路母排。

4.2.19准备好短路接地线及核相棒等所有安全用具，核相棒等设备安全检定合格。

4.2.20准备好本次启动试验所需表计及录拨仪,接至相应回路。

主要测试项目：

发电机定子三相电流；发电机定子三相电压；发电机励磁电流；发电机励磁电压；500Kv侧电压。

4.2.21临时解除发-变组保护“关闭主汽门”出口压板，临时解除5011及5012开关进DEH的接线。

在机组并列前注意恢复此接线。

4.2.22在短路试验开始前将母差保护用CT短接，打开端子连接片，与母差保护脱离。

并网前提前向调度申请退出,在带一定负荷时对母差保护进行检查,确认正确后向调度申请恢复投入。

4.2.23试验前打开励磁变压器高压侧的软连接，并作好安全隔离措施，并在励磁变压器高压侧接入6Kv临时励磁电源（可从6Kv工作段备用间隔引取,该电源应通过断路器可靠控制，断路器应设有保护功能且应操作方便，因为考虑机组投产后检修需要，所以此电源可按长期需要设计）且能满足发电机短路、空载特性试验的容量要求，试验电源开关保护定值应整定好并投入运行。

4.2.24在发电机保护室与励磁盘及主控室内各装一部电话，并准备其它的通讯设备，以便于启动试验时各方联络。

在启动试验过程中，保护室内及励磁盘前禁止使用对讲机

4.2.25此次启动试验所有带电区域无人工作，无工作票。

4.2.26调试人员应准备好记录表格，图纸及厂家的有关资料，以便起动试验时使用。

4.2.27调试人员应在启动实验前向生产运行人员进行技术交底。

参加启动试验工作的全体人员，在启动前应认真阅读本措施，明确职责，并对措施的不解之处提出质疑。

4.3土建应具备的条件

4.3.1带电区域及设备周围应清理干净，整洁无杂物；电缆孔封堵完毕；各人行通道、消防通道畅通无阻；消防设备完好。

4.3.2照明设备良好，事故照明可靠。

4.4其它应具备的条件

4.4.1配备足够的检修人员（包括电气、热工人员）和经过培训合格上岗的运行人员。

4.4.2准备必要的检修工具和材料。

4.4.3准备好运行用的工具和记录表格。

4.4.4准备好有关测试仪表和工具。

4.4.5现场应备有足够的消防器材。

4.5短路试验应投入的保护

4.5.1K6短路点试验时应投入的保护（保护A、B、C柜）:

发电机复压过流;发电机基波定子接地保护；起停机;突加电压;对称过负荷;不对称过负荷;过电压；励磁变后备;励磁系统故障;机组紧急跳闸;热工保护;断水保护。

4.5.2K3短路点试验时应投入的保护（保护A、B、C柜）:

发电机复压过流;发电机基波定子接地保护；起停机;突加电压;对称过负荷;不对称过负荷;过电压；励磁变后备;励磁系统故障;机组紧急跳闸;热工保护;断水保护；高公变高压侧复压过流;高公变A分支过流;高公变B分支过流;高公变A分支零序过流；高公变B分支零序过流；高公变重瓦斯;高公变温度高跳闸;高公变压力释放。

4.5.3K4、K5短路点试验时应投入的保护（保护A、B、C柜）:

发电机复压过流;发电机基波定子接地保护；起停机;突加电压;对称过负荷;不对称过负荷;过电压；励磁变后备;励磁系统故障;机组紧急跳闸;热工保护;断水保护；高厂变高压侧复压过流;高厂变A分支过流;高厂变B分支过流;高厂变A分支零序过流；高厂变B分支零序过流；高厂变重瓦斯;高厂变温度高跳闸;高厂变压力释放。

4.5.4K1、K2短路点试验时应投入的保护（保护A、B、C柜）:

发电机复压过流;发电机基波定子接地保护；起停机;突加电压;对称过负荷;不对称过负荷;过电压；主变高压侧零序;励磁变后备;励磁系统故障;机组紧急跳闸;热工保护;断水保护；主变重瓦斯;主变温度高跳闸;主变压力释放。

4.5.5空载试验时应投入的保护（保护A、B、C柜）:

投入发变组全部保护。

将关主汽门及启动失灵压板退出。

4.5.6在保护A、B、C柜只投入跳灭磁开关压板，其余保护跳闸压板均不投。

待发电机并网正式运行后应按保护整定单投入各跳闸压板。

4.5.7将发电机过电压保护定值临时整定为115V。

5．调试项目及程序

5.1机组冲转前的检查及发电机转子交流阻抗、功耗测量：

5.1.1测试发电机及相关一次设备的绝缘电阻并作记录。

5.1.2检查发电机转子碳刷与滑环是否接触良好，温度是否正常，有无环火。

5.1.3在发电机转速约为0,1000,2000,3000r/min时及超速试验后测量发电机转子交流阻抗和功率损耗及其绝缘电阻值。

（具体转速根据暖机情况而定）。

5.2发变组短路试验

5.2.1发电机K6点短路试验

5.2.1.1试验条件

5.2.1.1.1确认K6短路点安装良好。

5.2.1.1.2将发电机中性点接地刀闸合上。

5.2.1.1.3派专人在发电机、发变组保护屏等就地监视观察，用对讲机随时保持联系。

5.2.1.2K6点短路试验

5.2.1.2.1合上6Kv试验电源开关，投入励磁，手动调节励磁调节器，缓慢升发电机定子电流为2000A（二次电流0.4A）。

检查TA01-TA08、TA20-TA21及TA09-TA13各组CT二次电流值及相量，检查盘表显示。

5.2.1.2.2检查A1保护柜、B保护柜发电机差动、主变差动、发变组差动差流及相位的显示。

5.2.1.2.3上述检查完成后，将发电机定子电流降到零。

5.2.1.2.4做发电机短路特性试验。

试验时缓慢升发电机定子电流，并同时监视发电机定子温度，发电机、变压器、励磁装置及短路点有无异常现象。

5.2.1.2.5将发电机定子电流由零升至额定值19245A（二次电流3.85A），共取10个测试点（约每2000A一点）记录发电机定子电流、发电机转子电压及发电机转子电流值。

5.2.1.2.6在发电机定子电流额定值时,检查DCS等定子电流的指示值是否准确。

5.2.1.2.7将发电机定子电流由额定降至零，共取10个测试点（约每2000A一点）记录发电机定子电流、发电机转子电压及发电机转子电流值。

5.2.1.2.8录取发电机短路特性曲线。

录波文件名:

_____________________

5.2.1.2.9测量发电机短路灭磁时间常数

在发电机定子电流额定时，跳开发电机灭磁开关，启动录波。

测量发电机短路灭磁时间常数。

在试验完成后，检查转子过压装置是否正常。

灭磁开关是否正常。

录波文件名:

___________________灭磁时间常数______________

5.2.1.2.10上述工作完成后，退出励磁调节器，做好安全接地措施后，拆除K6点短路线。

5.2.2高厂变分支K4、K5点短路试验

5.2.2.1试验条件

5.2.2.1.1确认K4、K5点短路点安装良好。

5.2.2.1.2将厂高变冷却系统投入运行。

5.2.2.1.3派专人在发电机、厂高变本体、发变组保护屏等就地监视观察，用对讲机随时保持联系。

5.2.2.2K4、K5点短路试验

5.2.2.2.1投入励磁，手动调节励磁调节器，缓慢升发电机定子电流为900A。

检查TA22-TA35各组CT电流值及相量，检查盘表显示。

5.2.2.2.2检查A1保护柜、B保护柜高厂变差动及主变差动、发变组差动差流及相位的显示。

5.2.2.2.3上述检查完成后，将发电机定子电流降至零。

5.2.2.2.4跳开灭磁开关，做好安全措施后，拉出K4、K5点短路小车。

5.2.3高公变分支K3点短路试验

5.2.3.1试验条件

5.2.3.1.1确认K3短路点安装良好。

5.2.3.1.2将高公变冷却系统投入运行。

5.2.3.1.3派专人在发电机、高公变本体、发变组保护屏等就地监视观察，用对讲机随时保持联系。

5.2.3.2K3点短路试验

5.2.3.2.1投入励磁，手动调节励磁调节器，缓慢升发电机定子电流为400A。

检查TA40-TA49各组CT电流值及相量，检查盘表显示。

5.2.3.2.2检查A1保护柜、B保护柜高公变差动及主变差动、发变组差动差流及相位的显示。

5.2.3.2.3上述检查完成后，将发电机定子电流降至零。

5.2.3.2.4跳开灭磁开关，做好安全措施后，拉出K3点短路小车。

5.2.4发电机－变压器组K1、K2点短路试验

5.2.4.1试验条件

5.2.4.1.1确认5011－1、5012－2隔离刀闸在断开位置。

5.2.4.1.2确认5011－617、5011－67、5011－27、5012－17接地刀闸在断开位置。

5.2.4.1.3检查母差保护用的4组CT已短接并将连接片划开，与母差保护保护隔离。

5.2.4.1.4检查5011-17（K1短路点）接地刀、5012-27（K2短路点）接地刀已合闸。

5.2.4.1.5操作并确认5011－6、5011－2、5012－1隔离开关均在合闸位置。

5.2.4.1.6再次确认5011、5012开关进DEH的接点线已经打开。

5.2.4.1.7合5011、5012开关。

断开5011、5012开关控制电源，防止在短路试验过程中偷跳。

5.2.4.1.8投入主变压器冷却系统。

5.2.4.1.9派专人在发电机、主变压器、厂高变、高公变本体、发变组保护屏等就地监视观察，用对讲机随时保持联系。

5.2.4.2K1、K2点短路试验

5.2.4.2.1投入励磁，手动操作励磁调节器，缓慢升发电机定子电流为5000A（低压侧CT二次电流1A，高压侧CT二次电流约为0.16A和0.08A）。

检查发电机TA01-TA08、TA14-TA21、2TA01-2TA07、4TA01-4TA07各组CT电流值、相量及DCS显示。

5.2.4.2.2检查A1保护柜、B保护柜发电机差动、主变差动、发变组差动差流及相位的显示。

5.2.4.2.3上述检查完成后，将发电机定子电流降到零。

5.2.4.2.4跳开灭磁开关；将主变高压侧断路器5011、5012的控制电源合上，跳开5011、5012开关，拉开5011－6、5011－2、5012－1隔离开关。

拉开5011-27、5012-17接地刀闸。

5.3发电机－变压器组空载试验

5.3.1断开5011-6隔离开关，断开5011-617接地刀。

5.3.2确认#2发电机出口PT一次保险合适、完好，将#2发电机出口PT推入工作位置，合上PT二次空气开

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