2号机C修电气专业整套启动方案1.docx
《2号机C修电气专业整套启动方案1.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《2号机C修电气专业整套启动方案1.docx（32页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
2号机C修电气专业整套启动方案1
.
内蒙古京隆发电有限责任公司
2号发电机变压器组整套启动试验方案
批准：
审核：
初审：
编制：
殷丽梅石运兴董星亚
内蒙古京隆发电有限责任公司
2013年2月
2号发变组系统C级检修电气开机试验组织措施
为确保2号机组C级检修后电气专业启动试验工作顺利进行，并安全可靠投入并网，应在启动试验组统一领导下，各有关单位、专业根据所负责的工作范围，分工负责，恪尽职守，完成好自己的工作。
1试验指挥组
总指挥：
王六虎
指挥组成员：
戴新付喜亮刘吉王彥刚
试验负责人：
陈瑞君
成员：
郭耀殷丽梅袭奂毅肖勇
启动试验组下设三个专业小组：
1.1电气专业小组
组长：
肖勇
成员：
杨志刚宗显金周滨郭强
1.2继电保护专业小组
组长：
袭奂毅
成员：
石运兴董星亚
1.3热控专业小组
组长：
王广龙
成员：
孙云贵孙培鑫
2启动试验组职责：
2.1由试验总指挥负责组织、协调落实各方面的工作。
2.2发电部当值值长负责所有调度命令的执行及与调度方面的工作联系。
2.3试验中操作命令，由试验负责人统一下达。
2.4所有带电设备的操作均由发电部当值运行人员负责（包括挂拆接地线），并由试验人员监护和复查。
发变组短路空载试验时的励磁操作由设备部继电保护人员负责。
所有操作应严格按照运行规定执行。
2.5有关短路线、断开点的拆装由检修承包单位负责。
2.6有关带电设备的试验工作、保护检查、测量及录波等均由设备部继保人员负责。
2.7神头维护人员、检修承包单位及发电部当值人员应加强各带电设备的巡视，并监视有无异常情况。
2.8遇到与系统有关的操作时，必须征得调度的批准后，方可执行。
2.9启动试验带电前应组织有关各方对带电区域进行联合大检查。
2.10发电部运行人员根据本措施提前填好操作票。
1前言
1.1目的
在完成了2号发电机的C级检修工作和分部试运行工作后，为了检查电气一次部分元件性能，电气二次部分的测量、控制、励磁调节器、保护、信号装置及其回路的正确性，根据本次C修项目，特编制此方案。
1.2试验依据和标准
●设计院提供的图纸和有关设备厂家资料
●电气设备A修及C修试验标准
●继电保护校验规程
●励磁系统有关技术要求
●京能国际火力发电厂A/B/C级检修管理标准
●#2机竣工投产调试报告
2系统概述
2.1系统简介
内蒙古京隆发电有限责任公司#2机组设计为两台亚临界600MW燃煤直接空冷汽轮发电机组，锅炉由上海锅炉厂有限公司供货，汽轮机由上海汽轮厂供货，发电机由上海电机股份有限公司供货，通过一回500kV输电线路77.3里（丰镇-大同）向华北电网送电。
两台机组均采用发电机变压器组单元接线，发电机经主变压器送至500kV系统。
500kV配电装置采用3/2单元接线。
主变压器采用保定天威宝变电气股份有限公司生产的单相、户外、油浸式电力变压器。
发电机励磁方式采用美国GE公司的静态自并励励磁系统。
高压厂用变压器采用上海阿尔斯通变压器有限公司生产的三相三绕组油浸风冷户外式无载调压电力变压器，厂用电系统设置两台高压厂用工作变压器，其高压侧电源从发电机出口T接，设置两段10.5kV母线和两段3.15kV母线，每台高厂变供一段10.5kV母线和一段3.15kV母线。
380V厂用电系统采用动力中心（PC）和电动机控制中心（MCC）两级供电方式。
发电机起动/备用电源接至厂外十三泉变电站220kV系统供电，起动/备用变压器采用上海阿尔斯通变压器有限公司生产的两台三相三绕组油浸风冷户外式有载调压电力变压器。
发变组保护为美国GE公司生产的微机型综合保护。
发变组系统内的所有开关控制回路、同期回路、自投回路、测量回路、励磁回路、机组保护出口信号均通过热工DCS分散控制系统进行控制。
3启动试验范围
3.12号发电机及附属设备、2号主变及附属设备、2号高厂变及附属设备、2号发变组及附属设备、励磁变及附属设备、发电机励磁系统及附属设备。
3.2500KVII母线、5022、5023断路器及两侧相应刀闸，2号主变高压侧CVT。
3.32号发电机励磁盘柜；发电机出口PT、CT；主变高压侧CVT、CT；高厂变CT；励磁变CT；高厂变分支PT、CT。
3.42号电子间2号发变组保护屏、同期屏、厂用电快切屏、电测系统所属各屏、故障录波器屏；500KV网络继电器室5011、5012断路器接口屏及保护屏。
3.52号机组10kV、3kV高压厂用段及其380V低压段。
4启动试验项目。
4.1发变组短路试验
4.1.1发电机转子交流阻抗、功耗及绝缘电阻值试验；
4.1.2发电机差动保护、发变组差动、主变差动保护定值检查；
4.1.3发电机、主变、励磁变CT幅值、相位检查；
4.1.4发电机短路特性曲线测试
4.1.5记录启动前及电流额定时发电机各测点温度。
4.2发电机变压器组空载试验。
4.2．1发电机定子接地保护定值校核。
4.2.2发电机出口及主变高压侧PT幅值及相位测试
4.2.3发电机空载特性试验
4.2.4励磁系统闭环试验。
4.3发电机带负荷测试
4.4厂用电切换
5启动前应具备的条件
5.1现场环境
5.1.1启动范围内工作场地通道畅通（包括道路）。
5.1.2启动范围内照明、通风、消防、通讯（包括励磁小室）系统能满足启动要求。
5.1.3启动范围内的电缆孔必须封堵完毕。
5.1.4启动前系统、设备经公司检修验收组冷态验收合格。
5.1.5启动范围内各种运行标示牌已准备就绪，一次设备挂有明显安全标识牌。
5.2现场设备
5.2.1主变、高厂变散热器、油枕的截门应打开，油位正常，无渗漏现象。
分接头位置应符合运行要求。
主变分接头在位置，高厂变分接头在位置，并接触良好。
主变高压侧中性点应可靠接地。
冷却器经调试传动正确，可投入运行。
5.2.2发变组保护及自动装置调试完毕，整定值应与定值单的数据相符，经带开关传动，正确无误，可以投入运行。
5.2.3测量CT二次阻值合理，无开路现象。
备用CT及暂时不用的CT应可靠短路接地。
5.2.4测量PT二次阻值合理，无短路现象。
中性点应可靠接地。
其高低压保险齐全、容量合适。
5.2.5所有开关操作电源、保护电源、PT一、二次保险应齐全完好，接触可靠，并准备必要的备品备件。
5.2.6发变组主开关、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。
5.2.7检查自动准同期装置增压、减压的正确性。
5.2.8厂用紧急备用电源应可靠。
厂用电自投装置与连锁回路传动应正确。
5.2.9与汽机、热工配合检查发电机调速系统和紧急跳闸应符合要求，机电炉大联锁应动作正确。
5.2.10励磁系统调节器、可控硅及控制系统静态试验完毕。
检查励磁调节器自动调节及手动调节应符合要求。
5.2.11励磁变压器及励磁整流柜附近具有必要的消防设备。
5.2.12检查全部二次回路，各端子排的螺丝应完整、紧固、清洁。
5.2.13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。
5.2.14试验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。
5.2.15发电机射频监测仪投运。
5.2.16柴油发电机调试完毕，自投切换试验合格。
5.2.17UPS、直流系统已投运。
5.2.18发变组保护带开关传动验收合格。
5.2.19机、电、炉大联锁及紧急停机按钮试验验收合格。
5.2.20发电机转子滑环碳刷已调整并研磨，且接触良好。
5.2.21向相关参加试验人员进行技术交底。
5.2.22向电网主管部门申请启动，并且得到许可。
6试验前准备工作
6.1准备启动所需的仪器、仪表、图纸、资料。
6.2在励磁调节器室加装短路试验电源开关急停按钮。
6.3断开励磁系统至保护的跳闸信号。
6.4将启动范围内测量仪表及信号系统投入运行。
6.5放好启动范围内电压互感器高压、低压熔丝，并且有足够的备品。
6.6放好启动范围内设备的直流熔丝（空开），并且有足够的备品。
6.7核对继电保护定值，各自动装置定值。
6.8做好启动范围内设备与外界的安全隔离工作，并且有明显标志，以保证人身安全。
6.9检查发电机出口三组PT、发电机出口避雷器应投入，发电机中性点接地刀闸在合位、接地变压器应连接可靠。
7启机试验
7.1发变组短路试验：
7.1.1启动试验前的准备工作
7.1.1.1调试人员应接好启动试验用仪器仪表。
7.1.1.2断开励磁变高压侧与20kV封闭母线的连接，并作好隔离安全措施。
励磁变电源由10kV工作段母线通过10kV短路试验电源开关和10kV电缆接至励磁变高压侧，10kV短路试验电源开关保护定值应整定好并投入运行。
（10kV电缆截面积按额定电流200A考虑）
7.1.1.3准备好短路接地线及验电杆等所有安全用具，验电杆等设备安全检定合格。
7.1.1.4按附图所示，在K1点装好短路线，截面积按1200A短路电流考虑。
7.1.1.5断开发变组保护跳汽机回路。
断开500kV断路器合闸位置启动热工DEH调速回路接线。
退出机组并网汽机带初始负荷功能，临时解除发电机出口断路器合闸辅接点送至AVR的接线。
7.1.1.6为在短路试验时检查发电机差动保护、主变差动、发电机变压器组差动保护定值，在发变组保护A屏、C屏将一组发电机差动CT二次回路短接一组，并将其功能压板退出。
7.1.1.7将一次系统倒为启动试验方式：
500kV侧：
拉开5023-6、5023-617刀闸。
20kV侧：
查发电机出口三组PT应在工作位置，查发电机出口避雷器应投入。
发电机中性点接地变压器应连接可靠。
10kV侧：
查高厂变10kV进线开关20BBA03、20BBB03在拉出位置。
两组10kV进线20BBA03-8（TV07）、20BBB03-8（TV09）在工作位置。
3kV侧：
查高厂变3kV进线开关20BBC03、20BBD03在拉出位置。
两组3kV进线PT20BBC03-8（TV08）、20BBD03-8（TV10）在工作位置。
7.1.2发电机变压器组K1点短路试验
7.1.2.1查发电机碳刷是否放好在滑环上，接触应良好，保持汽机转速为3000转/分。
7.1.2.2发电机氢水冷却系统投入正常运行，氢水压正常（氢压应达到0.414MPa），水质合格，定子测温装置应投入运行。
7.1.2.310kV厂用工作进线开关20BBA03、20BBB03应拉出，3kV厂用工作进线开关20BBC03、20BBD03应拉出。
7.1.2.4查下列刀闸应在断开位置：
5023-6、5023-617。
7.1.2.5投入主变冷却系统。
7.1.2.6检查短路点有无异常现象。
7.1.2.7将可控硅整流柜冷却系统投入运行。
7.1.2.8查发电机出口封闭母线与主变连接有无异常。
7.1.2.9投发电机断水保护、热工保护、发变组紧急停机、励磁变、高厂变所有电气量保护、发电机对称过负荷定时限与反时限保护、发电机不对称过负荷定时限与反时限保护、发电机过电压保护功能压板；投主变、高厂变、励磁变非电量保护功能压板；其它发变组保护功能压板一律断开。
2号发变组各保护屏内出口压板只投跳灭磁开关压板，其它所有出口压板在断开位置。
7.1.2.10在励磁调节器盘上将励磁方式选择为手动方式，检查手动励磁在最小位置。
7.1.2.11合上供励磁变电源的10kV备用开关（投入前检查该开关保护定值正确并投入运行）。
7.1.2.12检查确认#2机10kVIIA段“短路试验电源（20BBA22）”开关合上后，整流柜交流母线三相电压值及相序正确。
7.1.2.13利用CONTROLSYSTEMTOOLBOX软件，合上灭磁开关起励后，缓慢调节励磁电流。
7.1.2.14在发电机短路电流达到额定时，记录发电机各项参数，以便在励磁系统闭环试验时整定励磁调节器的参数。
7.1.2.15缓慢调节发电机定子电流为2500A（二次约为0.5A）时，检查发电机出口8组CT、主变侧四组CT有无开路，检查励磁变保护定值及CT有无开路。
检查发电机、主变、励磁变、短路点有无异常。
7.1.2.16检查保护定值：
发电机差动（一次值5000A、二次值1.00A），主变差动保护动作值（一次值7500A，二次值1.5A），发变组差动（一次值7500A，二次值1.5A）。
检查后将励磁降至最低，跳开灭磁开关，将发电机差动CT二次恢复正常接线。
然后合灭磁开关，将发电机定子电流缓慢升至额定（一次值19245A，二次值3.85A），检查发电机、变压器差动保护差流。
检查发电机、变压器CT二次电流幅值及相位，并记录到表一，记录发电机定子电流、电压、励磁电流、电压参数、可控硅控制角，以便在励磁系统闭环试验时整定励磁调节器的参数。
各项数据检查正确后投入发电机差动保护压板。
7.1.2.17在发电机短路电流达到额定时，跳灭磁开关，录取发电机短路灭磁时间常数Tde。
7.1.2.18录制发电机变压器组三相短路特性曲线，上升、下降各读取8点，最大定子电流为额定值19245时，读取发电机转子电压、转子电流值。
在升流过程中，不要太快，防止发电机温升过快，相关单位要有人监视发电机、励磁装置、短路点有无异常。
记录表格四
7.1.2.19当值运行人员监视发电机转子线圈温度不得超过110℃，定子铁芯温度不得超过120℃，定子线圈出口水温度不得超过85℃，定子线圈温度不得超过90℃。
并记录启动前及电流额定时上述各测点的温度值并打印清册。
7.1.2.20上述工作结束后，调节励磁为最小，跳开灭磁开关。
跳开供励磁变电源的10kV备用开关。
合5023-617接地刀,拆除K1点短路线。
短路线拆除后，拉开5023-617接地刀。
7.2发电机变压器组空载试验
7.2.1检查发电机出口三组PT应在工作位置，避雷器应投入
7.2.2检查5023-6刀闸、5023-617接地刀闸应拉开，主变高压侧中性点接地良好，主变、高厂变冷却器工作正常。
7.2.3查高厂变3kV进线开关20BBC03、20BBD03D在拉出位置。
查高厂变10kV进线开关20BBA03、20BBB03在拉出位置.两组3KV、10KV进线PT在工作位置。
500kV#2发变组进线20BAT01GT101V应正常。
7.2.4发电机、主变及励磁变保护除发电机失磁保护、发电机失步保护、发电机逆功率、发电机程序逆功率、突加电压保护、启动失灵保护、三次谐波定子保护退出跳闸外，其它保护功能压板均投入。
2号发变组各保护屏内出口压板只投跳灭磁开关压板，其它所有出口压板在断开位置。
7.2.5通知汽机将发电机转速维持在额定值3000转/分。
7.2.6在发电机出线A相（机端PT处）接一根50mm2接地线，模拟定子接地，合上10kV短路试验电源开关，合上灭磁开关，手动调节励磁零起升压检验定子接地保护情况。
试验完成后将发电机电压降到零，跳开灭磁开关，跳开10kV短路试验电源开关。
拆除该处接地线。
7.2.7合上10kV短路试验开关，合上灭磁开关，手动调节励磁将发电机电压缓慢升至50%额定电压，检查发电机出口三相PT、两组3kV、10kV进线PT及#2进线CVT二次电压正常。
7.2.8将发电机电压升至额定，检查上述PT二次电压正常，相序应正确，检查开口三角电压值，核对盘表及DCS测量数值，并记入表二。
7.2.9发电机电压额定时测量发电机的轴电压（测试时可能发转子一点接地）。
记录表四
7.2.10将励磁电流降至最低，跳开灭磁开关。
7.2.11检查主变、高厂变、发电机等一次设备无异常后，合上灭磁开关，调节励磁电流，开始录制发电机变压器组空载特性曲线，上升、下降各取8点，在额定电压20kV这点必须读取。
在发电机电压超过额定值后，退过激磁保护出口压板。
注意：
定子电压最高不得超过1.05倍额定电压。
读取数值时，发电机电压不得来回调整。
记入表六
7.2.12当发电机电压升至空载额定时及1.05倍额定时，记录定子电压、转子电压、转子电流、控制角度值。
7.2.13发电机空载试验结束，将发电机电压降到零，跳开灭磁开关，跳开10kV短路试验电源开关。
7.2.14合入5023-617接地刀闸，并在#2发电机三相出口避雷器柜内挂一组接地线。
恢复励磁变高压侧与20kV封闭母线的连接。
7.2.15励磁变高压侧与20kV封闭母线的连接工作完成后，拆除#2发电机三相出口避雷器柜内接地线，并拉开5023-617接地刀闸。
7.2.16励磁调节器选择手动方式运行。
7.2.17闭合启励回路电源开关，按启励按钮，录制手动启励过程。
7.2.18FVR手动零起升压试验
选择手动，启励至稳定值。
确定手动方式下的零起升压的稳定值，录波检查。
两套调节器分别进行。
7.2.19AVR自动零起升压试验
整定好自动启励的控制参数，在AVR自动方式下启励，观察自动启励程序完成过程，此时发电机电压应能稳定在1PU，整个启励过程时间约为20秒，录波检查。
两套调节器分别进行。
7.2.20自动-手动切换试验
在发电机电压为0.95PU空载额定时，做励磁调节器自动-手动、手动-自动切换及两套调节器之间的切换试验，观察在切换过程中，发电机电压有无扰动，录波检查。
两套调节器分别进行。
7.2.21逆变灭磁试验
在发电机电压为空载额定时，按灭磁按钮，录波检查励磁调节器的逆变灭磁功能是否正常。
两套调节器分别进行。
7.2.22自动和手动调节范围测定
设置调节器通道、自动或手动方式、起励后进行增、减给定值操作，至达到要求的调节范围的上下限。
记录发电机电压、转子电压、转子电流和给定值，同时观察运行稳定情况。
7.2.23检查发变组保护屏所有保护功能及出口压板，恢复试验前的位置。
8发电机并网
拉开5023、5022开关解环运行后，恢复500kV断路器合闸位置启动热工DEH调速回路接线。
恢复机组并网汽机带初始负荷功能，恢复发电机出口断路器合闸辅接点送至AVR的接线。
8.1.投入5022、5023断路器失灵保护。
8.2.合5023-2、5023-1隔离刀闸。
8.3.在征得总调批准后,用自动准同期方式，自动励磁调节器方式,用5023开关进行发电机并网,同时启动录波器。
8.4.并网后,按指挥部的要求带适当负荷。
8.5.征得总调批准后，合5022开关，即第二串成串运行。
8.6.检查2号发电机20BAT01GT101VCVT与II母00ABA01GT101VCVTPT二次电压相量。
8.7.检查主变差动、发变组差动保护差流。
8.8.用高压核相器在10kV、3kV进线开关20BBA03、20BBA03、20BBC03、20BBD03两侧做一次定相检查,并进行高厂变分支PT二次与IIA、IIB、IIC、IID段母线PT二次定相检查，并记录其压差值。
9发电机并网后相关试验
9.1发电机带负荷试验
9.1.1当发电机带一定数量（50以上）的有功及无功负荷且负荷稳定时,检查程序逆功率保护的相量,有功300MW及600MW时，分别检查三次谐波定子接地保护的相量,测量发电机三次谐波电压值,并整定该保护，整定后投入信号。
检查发电机、主变、高厂变、励磁变CT二次电流、中性线电流及差流，并记入表三。
9.1.2在50及100额定负荷下,测发电机轴电压。
记录表四
9.2厂用电切换
9.2.1#2机并网后，维持发电机有功负荷为50PN以上。
9.2.2将10kV、3kV工作进线20BBA03、20BBA03、20BBC03、20BBD03开关推入工作位置。
9.2.3将厂用电A分支自动切换装置投入并联快切方式。
用DCS进行3kV厂用电A段备用进线开关向工作进线开关并联自动切换。
此时，工作进线开关20BBC03应先合上，备进开关20BBC01应后跳开。
9.2.4将厂用电A分支自动切换装置投入并联快切方式。
用DCS进行10kV厂用电A段备进开关向工作进线开关串联自动切换。
此时，工作进线开关20BBA03应先合上，备进开关20BBA01应后跳开。
9.2.5将厂用电B分支自动切换装置投入并联快切方式。
用DCS进行3kV厂用电B段备进开关向工作进线开关并联自动切换。
此时，工作进线开关工作进线开关20BBD03应先合上，备进开关20BBD01应后跳开。
9.2.6将厂用电B分支自动切换装置投入并联快切方式。
用DCS进行10kV厂用电B段备进开关向工作进线开关串联自动切换。
此时，工作进线开关工作进线开关20BBB03应先合上，备进开关20BBB01应后跳开。
10危险点预控
危险因素或环境因素描述
控制措施
人身触电及伤害
所有受电区域应加挂“止步、高压危险”告示牌，加装安全隔离措施，并有专人巡视以免走错间隔
开关带电操作时，应用远方操作，不得在就地操作
严禁在对现场与图纸不熟悉的情况下进行工作
查验电有专人监护，采用合格、适用的器具
设备损坏及误动
受电设备受电前检查绝缘合格
禁止在继保室保护屏、DCS控制柜周围使用对讲机
保护投运时保证保护定值、二次回路正确无误
二次电压电流量检查时仪器设置正确、不得端子错位、严禁拉拔端子接线，有专人监护
专人监护受电设备，有异常立刻停止试验
严禁在对现场与图纸不熟悉的情况下进行工作
影响运行安全
试验必须服从统一指挥，试验人员不得随意改变作业程序，如须更改，应与指挥人员联系，获得同意后由指挥人员发令才能操作。
临时闭锁措施应有记录并在工作完成后及时恢复
配备必要通迅工具，各点监护人员应保持联络通畅
表一：
发变组短路试验表格
1、保护定值校验：
A屏：
发电机差动保护定值=5000A（一次值）,1A（二次值）
主变差动保护定值=7500A（一次值）,1.5A（二次值）
A相
B相
C相
发电机差动保护
3750A
3750A
3750A
主变差动保护
7500A
7500A
7500A
C屏：
发电机差动保护定值=5000A（一次值）,1A（二次值）
主变差动保护定值=7500A（一次值）,1.5A（二次值）
A相
B相
C相
发电机差动保护
3750A
3750A
3750A
主变差动保护
7500A
7500A
7500A
B、D屏：
发变组差动保护定值=7500A（一次值），1.5A（二次值）
A相
B相
C相
B发变组差动保护
3750A
3750A
3750A
D发变组差动保护
7500A
7500A
7500A
定子一次电流19250A（二次3.85A）
发电机额定电流时CT幅值及相量测试（电压以发电机出口PT，A屏AB为基准,AB=14.00v,BC=14.00v,CA=14.00v）
CT编号
A
Φ°
B
Φ°
C
Φ°
N
备注
4011
A屏
4012
B屏
4021
C屏
4022
D屏
4031
故录
4041
变送器A屏
4042
机组NCS
4051
升级会员 