2湖南创元电厂#1机组发变组保护调试方案.docx
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2湖南创元电厂#1机组发变组保护调试方案
甲级调试证书单位（证书号：
第1012号）
通过GB/T19001质量体系认证（证书号：
00505Q10478R1M）
调试方案
日期2006-12-25XTS/F30
（1）TG-XT-02
湖南创元电厂#1机组
项目名称
发变组保护调试方案
湖南省电力建设调整试验所投诉电话：
5542836
编写刘伟良
初审陈宏
复审庄洪波
技术部谭建群
批准赵永生
湖南创元电厂#1机组
发变组保护调试方案
1调试目的
按湖南创元电厂工程调试合同的要求，通过试验对发变组保护装置以及其二次回路进行全面的检查，确保发变组保护装置安全、可靠投入运行。
2调试对象的原理、构成、系统概况
发电机、变压器保护采用许继的WFB-800系列微机型发变组保护装置，WFB-801装置集成了发电机和励磁变的全部电气量保护，WFB-802装置集成了主变压器和高厂变的全部电气量保护，WFB-804装置集成了发电机、主变及高厂变的全部非电量类保护。
可满足大型发—变组双套主保护、双套后备保护、非电量类保护完全独立的配置要求。
采用32位高性能DSP处理器、32位逻辑处理器和16位高速AD；强弱电彻底分离，具有高度自检功能，保证硬件的高可靠性；三个CPU并行智能处理技术，避免元器件损坏引起误动；双主双后的配置避免元器件损坏引起拒动；高性能的硬件平台，完善的自检及互检功能，调试和维护人性化，运行可靠安全。
分3面屏布置，A、B屏是电气量保护双重化配置，C屏为非电量保护。
3技术标准和规程规范
1）《火电机组达标投产考核标准（2004年版）》；
2）《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91；
3）《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-1993；
4）《电力建设安全工作规程》DL5009.2-2004；
5）《继电保护及安全自动装置调试作业指导书》Q/702-205.126/2006；
6）《电力建设安全工作规程第1部分：
火力发电厂》DL5009.1-2002；
7）《<国家电网公司十八项电网重大反事故措施>（试行）继电保护专业重点实施要求》的实施细则湖南省电力公司2006.6；
8）《静态继电保护及安全自动装置通用技术条件》DL/T478-2001；
9）设计及厂家图纸资料；
4调试应具备的条件
1）发变组保护装置应安装就位，二次回路接线完毕；
2）发变组保护图纸资料齐全；
3）装置直流已经受电。
5调试方法、步骤、流程
1）外观及机械部分检查（通电前检查）；
2）绝缘检查；
3）逆变电源检查；
4）开入开出检查；
5）电流电压线性度检查；
6）保护功能检查；
7）装置整组传动试验检查；
8）带负荷检查。
注：
具体的试验内容见附表1、2。
6调试中使用的仪器设备
仪器名称
仪器型号
仪器编号
绝缘电阻测试仪
万用表
继电保护测试装置
钳型相位表
7质量控制点
1）保护装置功能及整组试验检查正确；
2）二次回路检查正确；
3）保护装置带负荷检查正确。
8组织措施
负责人：
刘伟良；
试验人员：
刘伟良、刘海峰、肖向、李忠等。
9危险点预防预控措施
1）拆动二次接线，有可能造成二次交、直流电压回路短路、接地，跳闸回路误跳运行设备，拆动二次线时要用绝缘胶带包好；
2）带电插拔插件，易造成集成块损坏，频繁插拔插件，易造成插件接插头松动，防止带电和频繁插拔插件。
3）保护传动配合不当，易造成人员受伤及设备事故，传动时应协调一致，就地有专人监护。
4）电流回路开路或失去接地点，易引起人员伤亡及设备损坏，必须在带电运行前做通流试验，通过测量回路电阻进一步确保电流回路不开路。
5）表计量程选择不当或用低内阻电压表测量跳闸回路，易造成误跳运行设备，测量时防止量程选择不当。
10安全措施
1）工作时应认真核对回路接线，查清跳闸回路电缆接线，如需拆头，需用绝缘胶布包好，并做好记录；
2）插拔插件前应将直流电源断开，发现问题应查找原因，不要频繁插拔插件；
3）应防止C.T二次侧开路。
短路C.T二次绕组，必须使用短路片或短路线，严紧用导线缠绕；
4）严格防止P.T二次侧短路或接地，接临时负载，必须装专用的刀闸和可熔保险器；
5）二次回路通电试验前，应检查回路上确无人工作后，方可试验；
6）电压互感器的二次回路试验时，为防止由二次侧向一次侧反充电，除应二次回路断开外，还应取下一次保险或断开刀闸；
7）进入工作现场，必须正确使用劳动保护用品。
附件1：
发变组保护A（B）屏
1装置铭牌参数
屏柜号
产品型号
制造厂家
出厂编号
屏柜号
产品型号
2现场开箱检查
3装置外观及结构检查
4绝缘及耐压检查
4.1绝缘电阻
项目
试验结果（MΩ）
要求
屏内交、直流电源端子对地绝缘
1000V摇表，＞10MΩ
屏内电流回路端子对地绝缘
1000V摇表，＞10MΩ
屏内电压回路端子对地绝缘
1000V摇表，＞10MΩ
屏内直流电源端子对地绝缘
1000V摇表，＞10MΩ
屏内信号告警端子对地绝缘
1000V摇表，＞10MΩ
出口回路对地绝缘
1000V摇表，＞10MΩ
弱电回路对地绝缘
500V摇表，＞10MΩ
屏内交、直流回路之间绝缘
1000V摇表，＞10MΩ
各回路之间
1000V摇表，＞10MΩ
4.2耐压试验
用2500V摇表对各回路摇测一分钟,用2500V摇表对各回路摇测一分钟,试验结果：
5逆变电源检查
1）合上保护装置电源开关，试验直流电压由零缓慢升至倍额定电压值，此时装置能正常上电，显示屏正常显示，面板状态指示灯正确指示。
2）在80%额定直流电压下，快速断开、合上电源开关三次以上，试验结果：
3）在直流电源电压为80%、100%、110%倍额定电压下观察保护装置的工作情况，试验结果：
6外围设备检查
检查内容
检查结果
打印机
后台机（含键盘、显示器）
7开入开出检查
7.1开入量检查
1）保护压板开入（全部正确打√）：
2）WFB801外部强电开入：
开入量名称
保护板状态（正确打√）
管理板状态（正确打√）
励磁开关
GCB辅助触点
主汽门
变压器保护联跳开入
保护动作接点开入
转子一点接地高定值
转子一点接地低定值
3）WFB802外部强电开入：
开入量名称
保护板状态（正确打√）
管理板状态（正确打√）
GCB辅助触点
GCB失灵保护联跳开入
7.2开出接点检查
7.2.1保护动作信号接点检查
中央信号（正确打√）
远方信号（正确打√）
事件记录（正确打√）
7.2.2跳闸输出接点检查
名称
检查结果（正确打√）
跳发电机出口断路器1
跳发电机出口断路器2
关主汽门
跳灭磁开关1
跳灭磁开关2
减出力至给定值
减出力至保护返回
闭锁热工
保护总出口
减励磁
跳高压侧1
跳高压侧2
跳高厂变A分支
跳高厂变B分支
启动A分支切换
启动B分支切换
闭锁A分支切换
闭锁B分支切换
保护总出口
启动失灵
启动主变通风
启动高厂变通风
8交直流采样线性度检查
8.1装置电气量零漂检查
电流互感器二次额定电流为5A时，零漂值均在+0.02之内；电流互感器二次额定电流为1A时，零漂值均在+0.01之内，电压零漂值均在+0.05之内。
检查结果：
8.2电流线性度检查
发电机机端（发电机保护）：
A相（A）
B相（A）
C相（A）
5A
25A
50A
发电机中性点：
A相（A）
B相（A）
C相（A）
5A
25A
50A
励磁变高压侧：
A相（A）
B相（A）
C相（A）
5A
25A
50A
励磁变低压侧
A相（A）
B相（A）
C相（A）
5A
25A
50A
主变高压侧
输入电流值（A）
A相（A）
B相（A）
C相（A）
1A
5A
10A
发电机机端（主变差动）
A相（A）
B相（A）
C相（A）
5A
25A
50A
厂变高压侧
A相（A）
B相（A）
C相（A）
5A
25A
50A
厂变A分支
A相（A）
B相（A）
C相（A）
5A
25A
50A
厂变B分支
A相（A）
B相（A）
C相（A）
5A
25A
50A
主变接地零序
零序电流（A）
1A
5A
10A
主变间隙零序
零序电流（A）
1A
5A
10A
分支零序通道
厂变A1分支（A）
厂变B1分支（A）
5A
25A
50A
8.3电压线性度检查
主变高压侧电压：
A相（V）
B相（V）
C相（V）
零序（V）
5V
30V
70V
发电机TV1：
A相（V）
B相（V）
C相（V）
基波零序（V）
零序三次谐波（V）
5V
30V
70V
发电机TV2：
A相（V）
B相（V）
C相（V）
基波零序（V）
零序三次谐波（V）
5V
30V
70V
发电机中性点零序电压：
基波（V）
三次谐波（V）
5V
60V
120V
转子电压：
失磁保护用（V）
转子接地保护用（V）
50
100
200
高厂变A分支电压：
A相（V）
B相（V）
C相（V）
零序（V）
5V
30V
70V
高厂变B分支电压：
A相（V）
B相（V）
C相（V）
零序（V）
5V
30V
70V
9保护功能检查
9.1解循环闭锁发电机差动保护
9.1.1启动值试验
整定值：
额定电流Ie=A，启动定值：
Ie，2倍动作电流测试时间。
A相（A）
B相（A）
C相（A）
动作时间（mS）
机端I动作值
中性点I动作值
9.1.2比率差动试验
整定值：
斜率：
0.5，记录三相中误差最大相实测值。
机端I（A）
5
7
10
15
20
中性点I理论值（A）
中性点I动作值（A）
差动动作方程如下：
式中：
Iop为差动电流，为机端和中性点电流向量和，Iop.0为差动最小动作电流整定值，Ires为制动电流，为机端和中性点电流向量差除2，Ires.0为最小制动电流整定值，S为比率制动特性的斜率。
各侧电流的方向都以指向发电机为正方向，
9.1.3差动速断试验
整定值：
Ie=A，1.5倍动作电流测试时间。
A相（A）
B相（A）
C相（A）
动作时间（mS）
机端动作值
中性点动作值
9.1.4TA断线闭锁比率差动
“TA断线闭锁比率差动”均置1。
两侧三相均加上额定电流，使其差流平衡，断开任意一相电流，装置发“发电机差动TA断线”信号并闭锁发电机比率差动，但不闭锁差动速断。
“TA断线闭锁比率差动”置0。
两侧三相均加上额定电流，使其差流平衡，断开任意一相电流，发电机比率差动动作并发“发电机差动TA断线”信号。
试验结果：
9.2发电机复合电压过流
过流I段电流（A）
负序电压（V）
低电压（V）
延时（S）
整定值
动作值
9.3定子接地
9.3.1基波零序电压
中性点基波零序电压（V）
机端基波零序闭锁电压（V）
延时（S）
整定值
动作值
注：
灵敏段机端闭锁电压按机端开口三角PT和中性点PT的变比计算。
9.3.2三次谐波电压
整定值：
三次谐波电压比率定值1.3。
中性点所加三次谐波电压（V）
机端三次谐波电压动作值（V）
10
20
30
9.3.3发电机定子接地相关TV断线判别
投入定子接地保护，TV1、TV2加入三相对称电压。
试验时，TV1某一相电压减为0，同时TV1开口三角电压加入电压，保护装置延时发TV一次断线报警信号，并闭锁三次谐波电压差动定子接地保护。
试验结果：
9.4转子一点接地
信号段动作电阻（kΩ）
定值段动作电阻（kΩ）
延时（S）
整定值
动作值
9.5定子过负荷
9.5.1定时限
定时限过负荷动作电流（A）
延时（S）
整定值
动作值
9.5.2反时限（启动电流定值A，上限时间定值S；定子绕组热容量；散热效应系数。
）
输入电流（A）
5
10
15
20
27
计算时间（S）
实测值（S）
9.6定子负序过负荷
9.6.1定时限
定时限过负荷动作电流（A）
延时（S）
整定值
实测值
9.6.2反时限（启动负序电流整定值A，上限时间整定值S；转子表层热容量Ａ值；长期允许负序电流A。
）
输入负序电流（A）
1
2
3
5
6
8
计算时间（S）
124
29.4
12.9
4.6
3.4
3.4
实测值（S）
131.1
30.3
12.7
4.73
3.42
3.2
9.7失磁保护
9.7.1定子阻抗判据（失磁保护阻抗Za（上端）定值Ω，失磁保护阻抗Zb（下端）整定值Ω。
）
计算整定值（Ω）
∠00
∠900
∠1800
∠-900
动作值（Ω）
9.7.2定子过电流判据（整定值A）
定子过电流判据
动作值（A）
9.7.3转子电压判据（转子低电压整定值V）
转子低电压动作值
动作值（V）
9.7.4变励磁电压判据（转子低电压判据系数定值。
）
输入有功标幺值（以额定有功为基值）
25%
50%
100%
转子电压计算值（V）
实测值（V）
注：
Ufd（P）判据的动作方程为：
Ufd≤Kset（P-Pt）
P为以额定有功为基值的标幺值。
9.7.5母线低电压判据（低电压定值V。
）
母线低电压动作值（V）
9.7.6动作逻辑（II段延时S，III段延时S）
判据组合
出口
延时（S）
I段
系统电压+定子阻抗+定子过电流
发信
IV段
系统电压+定子阻抗+定子过电流
减出力或切换励磁
II段
定子阻抗+定子过电流+转子电压
程跳
9.8失步保护
定子阻抗判据（阻抗定值ZAΩ，阻抗定值ZBΩ，电抗线阻抗定值Ω，灵敏角定值º，透镜内角定值º，区外时滑极定值次，区内时滑极定值次，跳闸允许电流定值A。
）
跳闸允许电流（A）
区外时滑极次数（次）
区内时滑极次数（次）
动作值
9.9发电机电压保护
电压（V）
延时（S）
整定值
130
0.5
实测值
129.7
0.512
9.10发电机过励磁保护
9.10.1定时限
过励磁I段倍数动作值
I段延时（S）
过励磁II段倍数动作值（%）
II段延时（S）
整定值
动作值
9.10.2反时限
过励磁I段倍数
1.1
1.15
1.2
1.25
1.3
1.35
1.4
1.45
延时整定值（S）
动作值（S）
9.11发电机逆功率保护
逆功率动作值（%）
逆功率延时（S）
程序逆功率动作值（%）
程序逆功率延时（S）
定值
动作值
9.12发电机低频保护
I段
II段
III段
IV段
定值（HZ）
延时定值（S）
动作值（HZ）
延时（S）
9.13突加电压保护
机端过流（A）
低阻抗（Ω）
低电阻（Ω）
延时（S）
整定值
动作值
9.14断路器闪络
负序电流（V）
延时（S）
整定值
动作值
9.15启停机保护
定子接地零序电压（V）
整定值
动作值
9.16励磁绕组过负荷
9.16.1定时限
动作电流（A）
延时（S）
整定值
动作值
9.16.2反时限（反时限启动电流定值A，反时限上限时间定值S，励磁绕组热容量，过负荷基准电流A。
）
输入电流（A）
延时计算值（S）
动作值
9.17励磁变过流保护
过流I段动作电流（A）
过流I段延时（S）
整定值
动作值
9.18GCB失灵
灵序电流（A）
负序电流（A）
延时定值（S）
整定值
动作值
9.19主变差动保护
9.19.1启动值试验（整定值：
Ie）
A相（A）
B相（A）
C相（A）
动作时间（mS）
高压侧动作值
发电机机端动作值
厂变高压侧动作值
9.19.2比率差动试验（起始斜率：
，最大斜率：
。
）
记录三相中误差最大相的电流
高压侧I（A）
0.2
0.5
1
3
5
发电机机端I理论值（A）
发电机机端I动作值（A）
高压侧I（A）
0.2
0.5
1
3
5
厂变高压侧I理论值（A）
厂变高压侧I动作值（A）
差动动作方程如下：
式中：
Iop为差动电流，为机端和中性点电流向量和，Iop.0为差动最小动作电流整定值，Ires为制动电流，为机端和中性点电流向量差除2，Ires.0为最小制动电流整定值，S为比率制动特性的斜率。
9.19.3差动速断试验：
（定值：
Ie。
）
A相（A）
B相（A）
C相（A）
动作时间（mS）
高压侧实测值
发电机机端动作值
厂变高压侧动作值
9.1.4二次谐波制动试验（定值：
倍基波。
）
加入基波电流（A）
二次谐波计算值（A）
A相（A）
B相（A）
C相（A）
高压侧动作值
发电机机端动作值
厂变高压侧动作值
9.19.5TA断线闭锁比率差动
“TA断线闭锁比率差动”均置1。
两侧三相均加上额定电流，使其差流平衡，断开任意一相电流，装置发“发电机差动TA断线”信号并闭锁发电机比率差动，但不闭锁差动速断。
“TA断线闭锁比率差动”置0。
两侧三相均加上额定电流，使其差流平衡，断开任意一相电流，比率差动动作并发“差动TA断线”信号。
试验结果：
9.20高厂变差动保护
9.20.1启动值试验（额定电流Ie=A，启动定值：
Ie）
A相（A）
B相（A）
C相（A）
动作时间（mS）
高压侧动作值
低压侧动作值
9.20.2比率差动试验（起始斜率：
，最大斜率：
。
）
记录三相中误差最大相的电流
高压侧I（A）
0.2
0.5
1
3
5
高压侧I理论值（A）
低压侧I动作值（A）
差动动作方程如下：
式中：
Iop为差动电流，为机端和中性点电流向量和，Iop.0为差动最小动作电流整定值，Ires为制动电流，为机端和中性点电流向量差除2，Ires.0为最小制动电流整定值，S为比率制动特性的斜率。
9.20.3差动速断试验：
（定值：
Ie。
）
A相（A）
B相（A）
C相（A）
动作时间（mS）
高压侧动作值
低压侧动作值
9.20.4二次谐波制动试验（定值：
倍基波。
）
加入基波电流（A）
二次谐波计算值（A）
A相（A）
B相（A）
C相（A）
高压侧动作值
低压侧动作值
9.20.5TA断线闭锁比率差动
“TA断线闭锁比率差动”均置1。
两侧三相均加上额定电流，使其差流平衡，断开任意一相电流，装置发“发电机差动TA断线”信号并闭锁发电机比率差动，但不闭锁差动速断。
“TA断线闭锁比率差动”置0。
两侧三相均加上额定电流，使其差流平衡，断开任意一相电流，比率差动动作并发“差动TA断线”信号。
试验结果：
9.21主变零序过流
零序过流I段（A）
零序过流I
升级会员 