电气启动调试及并网方案.docx

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电气启动调试及并网方案

新会双水发电厂2×150MW技改工程

#5机组电气启动调试及并网方案

一、工程概述

新会双水发电厂#5机容量为150MW，空气冷却方式，由济南发电设备厂生产。

该机组的励磁为自并励静止励磁方式，采用擎天电气控制有限公司研制生产的FJL—5型自并励励磁系统。

发变组保护装置采用南瑞自动化研究所生产的RCS—900系列微机型保护装置。

电气启动调试由广东火电工程总公司承担。

试验工作由广东火电工程总公司调试所统一指挥，各参建单位密切合作，确保启动试验能够安全顺利进行。

双水电厂的一次主接线如附图所示。

二、启动组织机构

1.启动委员会名单见附表。

2.成立受令于启动委员会的试运指挥组负责本次启动调试工作。

3.整体启动调试由广东火电工程总公司调试所负责。

4.由电厂运行人员根据本方案编写操作票，经审定后执行，安装单位和调试单位派人监护。

5.试验中所需的短路线及其装、拆工作等临时性施工由安装单位负责完成。

6.所有操作与试验工作都必须严格按照《电业安全工作规程》执行，当发生危及运行中系统安全的事故时，由有关运行人员按《电气运行规程》紧急处理。

三、试验目的

通过启动试验考核该发电机及电气系统一、二次设备的性能及质量，及时发现并排除缺陷，使机组能够安全顺利地投入运行。

通过试验掌握发电机励磁系统等有关设备的技术资料，为以后发电机组的运行和维护提供必需的条件。

四、试验依据

1.《火力发电厂基本建设建设启动及竣工验收规程（1996年版）》；

2.《火电工程启动调试工作规定》1996.5；

3.《电力建设工程调试定额》2002；

4.《火电工程调整试运质量检验及评定标准》1996年版；

5.《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）。

五、计划启动日期

本启动调试日期由启委会定，并另行公布。

六、启动调试设备范围

6.#5发电机、#5主变、#5厂高变及励磁变。

7.#5发电机805及8050刀闸。

8.#5主变变中105开关及1051、1052、1054刀闸。

9.#5发电机PT：

1PT、2PT、3PT和中性点PT。

10.#5厂高变低压侧671A和671B两开关。

11.与上述设备有关的二次电气设备，包括测量、保护、控制、信号系统、发电机励磁系统以及有关的辅助设备。

七、启动前的准备工作

1.待启动调试的设备均已按《启规》要求完成全部分部试运项目并已通过验收签证。

2.#5发电机、变压器等主要设备的出厂试验报告及特性曲线、设计院的图纸资料、电厂的运行规程、启动试验表格准备齐全。

3.待投运试验的一、二次设备已按调度命名正确编号，测量仪表、控制开关、转换开关、保护装置、自动装置、信号标志，连片等标志正确。

4.本次受电设备所有的操作票已编写、审核完毕并下达到各班组学习、熟悉。

5.调试现场通讯设施完备，集控室与升压站、厂用电室等主设备安装地点的通讯已开通，远动信号传递至省调、地调。

6.一、二次设备各安装现场已全部清理完毕，待投运设备已设置遮拦。

门、窗、间隔上锁、悬挂相应的警示牌，厂用电室及灭磁小室等地方的门应设置挡鼠板。

7.待投运设备的工作照明、事故照明及消防设施完好。

8.检查并紧固所有二次回路端子接线螺丝，严防CT回路开路，PT回路短路，带电设备的外壳接地应完善可靠。

9.本次启动调试设备的继电保护装置已调试好并按调度部门提供的整定值完成整定工作。

10.#5发电机的空气冷却系统投运正常。

11.检查启动试验所需的有关设备、仪器、仪表均已接好试验接线。

12.按系统图所示位置安装K1、K2短接线，各短接线容量约为：

K1：

7000A；K2：

1000A。

13.励磁系统中解开励磁变高压侧与发电机出线封闭母线的三相连接母排，使之与待受电设备之间保持足够的安全距离；另外从厂用电6千伏电源引三相电缆至励磁变高压侧的进线端，通流容量为100－150A，作为励磁的临时电源，供#5发电机作短路和空载试验，检查所引电缆的相序正确。

14.运行单位在试验前应该对#5发电机定子回路、转子回路、主变、厂高变及高低压回路的绝缘电阻和吸收比进行例行安全检查，测量结果比较应该符合有关规程。

15.检查#5发电机电压互感器1PT、2PT、3PT和中性点PT的高低压熔断器符合要求，安装、接触良好，各电压互感器均处于“断开”位置。

16.检查#5发电机励磁系统：

JK、MK均处于分闸状态。

17.检查#5发变组各控制开关、转换开关位置正确，信号回路显示正确。

18.检查#5发变组保护A、B、C柜的各保护压板投切位置的正确性。

19.检查#5主变及厂高变的冷却系统运转正常，保安电源处于热备用状态，直流系统运行正常。

20.确认#5发电机定子及转子回路、#5主变、厂高变及高低压回路的绝缘电阻和吸收比符合要求。

21.#5发电机冷却系统运行正常。

22.检查#5发电机转子炭刷已按规定安装、研磨、接触良好。

23.对#5发电机励磁系统：

MK开关进行“合闸”、“分闸”的传动试验及相互联动试验应正常。

对各励磁通道进行“增磁”、“减磁”传动试验应正常。

试验结束后，应检查并确认JK、MK均处于“分闸”位置。

24.对#5发电机805、#5主变变中105开关和小车开关671A、671B进行“合闸”、“分闸”及保护的传动试验正常。

25.6千伏厂用电进行联锁投切试验正常。

26.以上试验结束后，应检查并确认各开关均处于“分闸”位置。

27.检查K1、K2两个短路点三相接地的可靠性。

28.启动当天，负责设备操作任务的人员为电厂值班人员，操作第一监护人为工程安装单位人员，操作第二监护人为电厂值班人员。

29.以上各项检查符合要求后，由各小组负责人向启动验收小组汇报，经启动验收小组批准方可进行启动。

八、#5发电机启动调试前有关设备的运行方式

1.#5主变压器在冷备用状态：

变中侧105开关切开，1051、1052、1054刀闸、105B0、105C0接地刀闸拉开；发电机出口805开关切开。

8050刀闸、80510、80520接地刀闸拉开；6千伏侧小车开关671A、671B均处于分闸状态并在试验位置。

2.#5主变中压侧中性点接地刀闸15000处于合闸状态。

3.#5发电机出口电压互感器1PT、2PT、3PT和中性点PT刀闸均在拉开状态。

九、#5发变组电气启动调试顺序纲要

1.#5发电机冲转升速。

2.#5发电机转子绕组的绝缘电阻和交流阻抗测量。

3.#5发电机短路试验。

4.#5发变组空载试验。

5.#5发电机空载额定电压下励磁系统整体试验。

6.#5发电机并网试验。

7.#5发电机168小时试运。

十、电气启动调试试验项目及步骤

（一）在#5发电机冲转过程中对发电机组本体检查

在#5发电机冲转升速过程中，检查发电机组各机械部分无摩擦、碰撞，各滑环碳刷无卡涩、跳动现象，各轴承振动不超过规定值。

（二）不同转速下发电机转子绕组的绝缘电阻和交流阻抗测量

1.测量绝缘电阻时应断开励磁回路，采用500V兆欧表，绝缘电阻不低于0.5MΩ。

2.测量不同转速下发电机转子绕组的绝缘电阻、交流阻抗和功率损耗，试验电压不超过280/

V，（即198V）。

注意超速试验前、后的值与静态时的测量值以及出厂试验值相比较，其结果应相差不大。

3.#5发变组系统短路试验准备工作。

◆检查#5发电机805、#5主变变中105开关在切开位置，#5发电机8050及#5主变变中1051、1052、1054刀闸在拉开位置。

取出805、105开关和1051、1052、1054刀闸操作电源熔断器。

◆检查小车开关671A、671B在分闸及试验位置，取出671A、671B开关操作电源熔断器。

◆检查K1、K2两个短路点三相接地线接触牢固。

短路线安装完毕，现场已清理。

◆启动#5主变、#5厂高变冷却器，投入主变瓦斯保护、厂高变瓦斯保护。

◆合上#5发电机1PT、2PT、3PT和中性点PT隔离刀，并检查一、二次熔断器安装良好。

◆投入下列发变组保护及相应的出口压板

励磁变过负荷保护。

励磁变过流保护。

发电机差动保护投入，但出口压板暂时不投。

变压器差动保护投入，但出口压板暂时不投。

3U0定子接地保护。

发电机对称过负荷保护。

发电机转子一点接地保护。

发电机复合电压过流保护。

转子过励磁保护。

主变间隙零序电压电流保护。

主变通风保护。

主变冷却器故障保护。

主变压力释放保护。

主变瓦斯保护。

主变零序过流保护。

灭磁开关联跳保护。

◆退出下列保护

解开发电机失磁保护。

转子两点接地保护。

匝间保护。

定子接地3ω保护。

110千伏母线失灵保护。

发变组保护关主汽门回路压板。

解开DEH并网自动加负荷回路，解开#5主变接入110KV失灵保护启动回路，并作好标记。

（三）#5发电机短路试验

1.保持发电机转速为3000r/min,合上励磁变的6千伏临时电源开关，合上JK、MK，励磁调节器上电工作，利用励磁调节器手动通道进行发电机短路试验。

2.升发电机短路电流至1600A，二次电流为1A，检查1LH～4LH各CT回路数值应正确。

3.逐步增加短路电流，每隔10％左右，进行一次测量，直至发电机额定电流6468.9A短路特性上升曲线，然后逐步减少短路电流，作下降曲线，并与出厂试验值比较，应基本一致。

4.将短路电流降至最小值，切开JK、MK；分励磁变的6千伏临时电源开关。

5.在K1接好临时接地线，作好拆除短接线的安全措施后，拆除K1点试验短路线，工作完成后，拆除三相临时接地线。

（四）发变组系统短路试验

1.运行单位负责做好防止110千伏母差保护误动的措施。

2.合上#5主变变中1054刀闸和105B0地刀；给上发电机出口开关805的控制回路二次熔断器，合上#5发电机805开关和8050刀闸；给上#5主变变中105开关控制回路二次熔断器，合上#5主变变中105开关，取下#5发电机805、#5主变变中105开关的控制回路二次熔断器；合上JK、MK；合上励磁变的6千伏临时电源开关。

升主变中压侧短路电流为200A（二次侧0.2A），检查5LH～13LH、各CT回路应正常，有关表计指示应正确，测量发电机、主变（即发电机侧与主变变中侧）的差动保护六角图或相位，检查差流或差压正确后，投入发电机差动保护。

3.继续升高短路电流，每隔10％左右，进行一次测量，测录发变组短路试验上升曲线，最高电流升至发电机额电流6468.9A,此时主变中压侧最高短路电流约为1009A。

然后逐步减少

4.短路电流，作下降曲线，并与出厂试验值比较，应基本一致。

5.试验完毕，将短路电流降至最小值，分JK、MK，切开励磁变6千伏临时电源开关。

6.切开#5发电机805、#5主变变中105开关和1054刀闸，取下#5发电机805、#5主变变中105开关控制回路二次熔断器。

作好拆除短路线的安全措施后，拆除K2点试验短接线，工作完成后，拉开#5主变变中105B0地刀。

（五）厂变短路试验（K3、K4点）

1．分别将6kV工作ⅦA、ⅦB段工作电源进线671A、671B开关小车拉到检修位置。

2．分别将短路小车推入6kV工作ⅦA、ⅦB段工作电源进线671A、671B开关的工作位置，形成短路点K3、K4，短接线容量均为1500A。

3．合上励磁变的6千伏临时电源开关，合上励磁系统JK、MK开关，升流至6kV侧CT二次电流约为0.5A。

4．测量主变差动保护（即发电机侧与高厂变分支侧）的差流和相位，正确后，投入该保护。

5．测量高压厂变差动保护的差流和相位，正确后，投入该保护。

6．测量各有关的二次电流回路的电流值和相序，并检查CRT上的相应显示值是否与之对应。

7.试验结束后，将励磁调节装置输出降到最低位置，跳开励磁MK开关，分开JK开关，跳开6kV励磁变高压侧临时开关。

8.分别将短路小车退出6kV工作ⅦA、ⅦB段工作电源进线671A、671B开关柜至检修位置。

9.分别将6kV工作ⅦA、ⅦB段工作电源进线671A、671B开关小车推入试验位置。

（六）发变组空载试验

1.将110千伏负荷全部倒至110千伏1M母线运行，110千伏2M母线由110千伏母联100开关充电空载运行。

2.110千伏母线差动保护出口压板只投跳110千伏母联100和#5主变变中105开关。

110千伏母联100开关充电保护整定为一次值相电流A，零序电流A，0秒。

3.（上述两项操作由省调或地调下令，电厂值班人员负责。

）

4.确认#5发电机805、#5主变变中105开关在切开位置，#5发电机8050及#5主变变中1051、1052刀闸在拉开位置。

5.保持发电机转速为3000r/min，加强试验时对发电机、主变的监视。

6.合上1PT、2PT、3PT和中性点PT刀闸。

7.合上励磁变高压侧临时开关，合上JK、MK，励磁调节器上电工作，准备利用励磁调节器手动通道进行发变组空载试验。

8.合上#5发电机8050刀闸。

9.合上#5发电机805开关。

开始发变组空载试验。

10.升发电机定子电压至6千伏，检查发变组系统各PT回路应正确，电压、相位、相序应正确，有关表计指示应正确，各继电保护回路、励磁系统控制回路的电压回路应正确。

11.升发电机电压至15.75千伏，重复上一项步骤检查有关回路，检查105开关同期回路，测录发变组空载特性及工作励磁机负载特性。

最高试验电压为发电机定子额定电压的105％（即16.54千伏）并在最高电压处工作持续5分钟匝间耐压实验。

12.逐步降低发电机电压到最低,在过程中测录发变组空载电压下降特性曲线。

13.在发变组空载额定电压下，测量发电机轴电压。

14.在发变组空载额定电压下，切开发电机灭磁开关MK，测录发变组空载灭磁时间常数和发电机定子残压。

15.降发电机端电压为最低，分开JK、MK，励磁调节器断电退出运行。

16.切开励磁变6千伏临时电源开关，在6千伏临时电源联接处安装三相短路临时接地线后，解开厂用电6千伏电源所引电缆，恢复励磁变高压侧原电缆接线。

17.拆除上述三相短路临时接地线。

（七）在发电机空载额定电压下的励磁系统整体试验

此项试验具体方案另编。

详见《新会双水发电厂#5机励磁系统调试方案》。

#5机励磁系统整体试验工作完成后，发电机处于空载额定电压下，自动励磁调节器投入运行。

（八）#5发变组并网试验

1.#5发变组假同期试验

（1）断开DEH并网自动加负荷回路。

（2）确认#5主变变中1051、1052刀闸及105B0地刀在拉开位置，送上#5主变变中105开关控制保险，检查油压是否正常。

（3）维持#5发电机转速3000转/分，合上#5发电机8050刀闸。

将发电机电压升至额定值。

合上#5发电机805开关，检查同期回路，分别用“手动”、“自动”准同期方式作105开关假同期合闸试验，试验完毕，跳开#5主变变中105开关。

2.#5发变组并列试验

（1）5号发电机组运转正常，机、炉均具备并网条件。

（2）报告省调（或地调），请其批准#5机并网要求。

（3）送上#5主变变中1052刀闸动力保险，合上#5主变变中1052刀闸。

（4）分别用“手动”、“自动”准同期方式作#5主变变中105开关并网试验。

（5）#5发变组并网后，暂时不加负荷，维持发电机有功无功输出为零。

3.#5发电机假同期试验

（1）切开#5发电机805开关。

（2）拉开#5发电机8050刀闸。

（3）维持#5发电机转速3000转/分和#5发电机机端电压（额定值），检查同期回路，分别用“手动”、“自动”准同期方式作#5发电机805开关假同期合闸试验。

试验完毕，切开#5发电机805开关。

4.#5发电机同期并网试验

（1）复DEH并网自动加负荷回路，恢复发变组保护关主汽门回路。

#5主变变中105开关CT接入110KV母线差动保护回路中。

（2）#5发电机组运转正常，机、炉均具备带负荷条件。

（3）合上#5发电机8050刀闸。

（4）分别用“手动”、“自动”准同期方式作#5发电机805开关并网试验。

（5）根据机、炉带负荷能力，慢慢增加发电机有功功率，调节发电机无功功率，使发电机功率因素保持在0.85左右（以110千伏母线电压不超过125千伏为宜）。

5.#5发电机带负荷试验

（1）发电机带30％负荷时，测量发电机差动保护、主变差动保护六角图，以确定差动保护接线正确性。

（2）带负荷测试110千伏1M、2M母差动保护六角图，结果确认正确后投入110千伏1M、2M母线差动保护，退出110千伏母联100开关充电保护，按继保定值通知单要求恢复其正常运行状态与定值，解除SHJ接点临时短接线。

（3）检查发电机失磁保护电流、电压方向正确后，将其投入运行。

（4）整定投入转子两点接地保护、匝间保护、定子接地3ω保护。

（5）按继保定值通知单要求选择投入主变中性点接地刀闸。

6.#5机组励磁系统带负荷试验

具体方案另编。

详见《新会双水发电机厂#5机励磁系统调试方案》。

7.#5机组厂用电转换试验

当#5发电机带30％～50％负荷时，进行由启备变至厂高变的厂用转换试验。

投入备用电源自动联锁装置，启备变在热备用状态。

检查高压厂变差动保护的极性应正确。

8.#5发电机甩负荷试验

当#5发电机带上一定负荷后，（具体负荷由启动委员会定），手切#5发电机805开关，测录甩负荷前后发电机与自动励磁调节器有关的电气量（Uf、UL）的变化、超调量、振荡次数及稳定时间等。

9.#5发电机组168小时试运行

（1）#5发电机满负荷试运行168小时，检查各设备性能、指标应达到厂家设计要求。

（2）#5发电机组按系统要求调整负荷或解列消缺。

10.发电机进相运行试验

（1）进相运行试验需具备的条件

a发电机各项保护、自动装置及辅机工作正常；

b发电机及辅机运行工况均能达到额定值；

c发电机甩负荷试验已完成，性能合格；

d机组应有能监测发电机对系统等值机功角的装置或手段。

（2）发电机进线运行试验内容

a在收集机组及运行材料的基础上，对发电机变压器组及一、二次设备的配置、参数设置和运行参数进行调研，提出进相运行试验前发电机应该进行的技术改进措施。

b进行在不同运行方式下发电机进相运行的系统稳定计算。

c发电机组在各种工况下进相运行的静态稳定极限的试验。

d检验发电机组在各种工况下进相运行的热稳定极限的试验。

e检验发电机保护及自动装置对各种工况下进相运行的适应性的试验。

f检验各母线电压波动范围及主变、高备变、厂高变抽头位置对各种工况下进相运行的适应性试验。

g检验厂用电及其辅机对各种工况下进相运行的适应性的试验。

h检验发电机组在各种工况下进相运行对电网调相调压能力的试验。

i检验发电机组轴系振动幅度对各种工况下进相运行的适应性的试验。

j分析各项试验数据，确认发电机进相运行能力是否满足有关标准的规定。

k根据试验结果，提出发电机进相运行改进意见及安全进相运行实施方案。

11.发电机PSS计算与试验

（1）收资调研：

收集有关发电机和包括PSS在内的励磁系统的图纸、最终整定参数、模型、工作方式、扰动量的加入点和加入方式、可测量点及其位置、可调节点（量）及其位置、调节刻度、调节范围等；实地了解现场和设备；

（2）根据收资调研结果建立包括PSS在内的励磁系统数学模型，对照图纸检查模型的正确性，并进行计算用模型的转型工作；

（3）根据经典机组的频率响应特性设计PSS及其所需参数；

（4）收集和建立2003－2004年度丰大、丰小、枯大和枯小4种典型方式下的电网数据和计算模型，并以此为基础，进行PSS频域计算，优化各环节的有关参数；

（5）以2003－2004年度丰大、丰小、枯大和枯小4钟典型方式下的电网数据和计算模型为基础，进行PSS时域验证计算，推荐试验用参数，提交计算报告供广电集团审查用（通常为广东省中调所、电力试验研究所、广电集团运行部等）；（这是保证所设计的PSS满足在整个低频振荡0.2～2.5Hz频率段上均能提供良好的正阻尼，同时还不能对广东省电网内的其它振荡模式和运行方式产生副作用的唯一方法和必须步骤，需要提交报告以供将来验收之用）；

（6）编写PSS现场试验方案，并通过电厂、中调所等有关单位汇省合格；

（7）实施PSS现场试验（A通道）；

a测量A通道AVR投入时的励磁系统有补偿频率响应特性（包括幅频特性与相频特性）；

b如果有必要的话，对部分AVR环节和PSS环节进行参数辨识测量试验，以保证正确整定；

c在满载工况下，根据频率响应测量和计算结果整定PSS各环节的参数，进行有和无PSS时的扰动试验，对滤波、隔直、各级超前－滞后等环节的参数进行优化试验，直到确定符合要求的最优参数组合；

d在满载工况下，做增益极限和优化试验；

e在满载工况下，做反调试验、投切试验。

（8）在轻载情况下重复（7）中的试验。

（9）对B通道重复（7）中的试验。

（10）撰写PSS计算与现场投运报告，并经过广东省中调所、电力试验研究所、广电集团运行部等有关部门汇审合格后，下达整定单，正式发文移交运行部门。

（九）结束。