苏州工业园区华能太仓电厂四号机组电气整套启动调试措施讨论稿.docx
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苏州工业园区华能太仓电厂四号机组电气整套启动调试措施讨论稿
合同编号：
TPRI/T8-CA-003-2005A
措施编号：
TPRI/T8-MA-E-006-2005
苏州工业园区华能太仓电厂四号机组
电气整套启动调试措施（讨论稿）
西安热工研究院
电站启动调试技术研究中心
二○○五年六月
1编制目的
电气整套启动调试是电气设备投运前对设备性能及接线的一次全面检查，为使工作顺利进行，防止遗漏试验项目，使调试工作有序、有计划、有目的地进行，同时也为了提前做好各项准备工作，保证系统安全顺利投入运行，特编制此措施。
2编制依据
2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》电力部电建[1996]159号
2.2《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质[1996]40号
2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力部建设协调司建质[1996]111号
2.4《火电施工质量检验及评定标准》（电气专业篇）
2.5《火电机组达标投产考核标准（2001年版）》电力工业部
2.6《电力建设安全工作规程》DL5009.96（火力发电厂部分）
2.7《电力安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）
2.8《电力建设施工与验收技术规范》（电气部分）
2.9《火电、送变电工程重点项目质量监督检查典型大纲》
2.10《电力建设基本工程整套满负荷试运质量监督检查典型大纲》
2.11《电气装置安装工程·电力设备交接试验标准GB50150》
2.12《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（2000年版）》
2.13《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》
2.14设计院设计图纸及有关设计变更
2.15相关厂家产品说明书
3调试质量目标
符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，在机组的整个整套启动试运过程中不发生任何一起恶性事故，确保4号机组安全、可靠投运。
4系统及主要设备技术规范
4.1电气部分配置
华能太仓电厂二期工程4号机组由西北电力设计院设计，江苏三建公司负责安装，西安热工研究院负责调试。
工程电气一次部分包括一台600MW燃煤发电机组，一台720MVA主变，一台50MVA厂用高压工作变，一台31.5MVA厂用高压公用变，发电机—变压器组以单元接线接入500KV系统。
500KV电气主接线为双母线接线方式，本期500KV出线有两回。
4.2主要设备
4.2.1发电机
型号：
QFSN-600-2YHG
额定功率因数
0.9
额定功率
600MW
频率
50Hz
额定电压
20kV
励磁方式
自并励
额定电流
19245A
冷却方式
水—氢—氢
额定励磁电压
421.8V
转速
3000r／min
额定励磁电流
4128A
定于绕组接线方式
YY
短路比
0.535
绝缘等级
F
4.2.2主变压器
型号
SFP—7200000/500
额定容量
720MVA
额定电压
515±2×2.5﹪∕20KV
结线方式
YN∕△—11
额定电流
短路阻抗
16﹪
4.2.3厂用高压工作变
型号
额定容量
50MVA
额定电压
20±2×2.5﹪∕6.3-6.3KV
结线方式
D/Yn-Yn－1
额定电流
短路阻抗
18﹪
4.2.4厂用高压公用变
型号
额定容量
31.5MVA
额定电压
20±2×2.5﹪∕6.3KV
结线方式
D/Yn－1
额定电流
短路阻抗
10.5﹪
4.2.5#4励磁变（干式变）
型号
额定容量
7200KVA
额定电压
20∕0.89KV
结线方式
Y∕△—11
额定电流
短路阻抗
8﹪
5调试范围
5.1发变组系统的控制、信号、保护的传动试验
5.2发变组短路特性试验及空载特性试验
5.3发电机空载时励磁系统的各项试验
5.4发变组系统同期系统定相、并网试验
5.5机组带负荷试验（励磁自动调节器试验、保护检查和调整、高压厂用电源带负荷切换试验）
6启动调试前应具备的条件
6.1机组整套启动前必须具备的条件
6.1.1发电机变压器组有关的一、二次设备安装工作全部结束，并经验收签证，所有工作票已收回。
6.1.2发电机、主变压器、高厂变、高公变、励磁变等一次设备及其有关的二次设备各项常规试验已经验收签证。
导电回路连接紧固，操作机构、断路器动作可靠，设备接地良好，充油设备油位正常，瓷件无破损，无渗油现象。
主变、厂用高压工作变和厂用高压公用变本体上瓦斯继电器中的残余气体已放净，事故排油系统已具备使用条件。
6.1.3与启动有关的发电机、变压器、励磁系统、同期系统、厂用快切等已按定值单整定完毕，静态调试工作结束，电气回路传动试验完毕，符合设计要求。
各回路静态通电试验已完成，各类表计指示正确，同期、励磁系统、保护回路的PT、CT极性组别正确，并确认无短路和开路现象。
6.1.4电气与热工的联锁、联动信号经试验确认无误。
6.1.5主变、厂用高压工作变和厂用高压公用变的分接头已按电网调度要求放在相应档位，且已测量整定档位的直流电阻。
6.1.6测量发变组一次系统的绝缘电阻及吸收比，应符合要求。
发电机氢、油、水系统经试运检查，各项指标应符合启动要求。
6.1.7所有电气设备名称、编号标志牌清晰准确，室内外高压设备的门、窗、栅栏均应关闭好。
挂上相应的标志警告牌并加锁。
6.1.8网络监控、DCS、远动及遥测系统正常运行。
6.1.9直流系统运行正常，绝缘良好，蓄电池带大负荷试验良好。
6.1.10柴油发电机组调试工作结束，具备使用条件。
整套启动期间柴油发电机处于热备用状态。
6.1.11试运现场清洁，道路畅通，照明充足，消防、通风设施已可靠投入运行，通讯设备齐全。
6.1.12四号机组整套启动调试方案已经启动小组及调度审批完毕，运行部门已按试验方案写好操作票。
6.2整套启动调试前的准备工作
6.2.1断开励磁变和发电机端的连接且做好隔离措施，由6KV4A段一备用断路器柜引一路6KV电源接在励磁变高压侧作为临时励磁电源（电流容量按150A考虑并整定有关保护定值），以满足4号机组短路和空载试验的要求。
6.2.2组织有关人员学习本措施文件，并明确各自职责。
6.2.3备齐有关的厂家资料、技术数据、保护定值通知单及试验记录，以备查用。
6.2.4确认发变组所有断路器、隔离开关均在分断状态，接地刀闸在接地位，控制电源已断开，并在相应设备上悬挂“有人工作，禁止合闸”标示牌，没有得到操作命令，任何人严禁操作。
6.2.5检查并确认功率柜中的交流侧和直流侧的刀闸（或开关）在断开位置，灭磁开关在断开位置。
6.2.6依附图（发变组系统图）所示位置准备好合乎要求的短路线，各短路点的短路电流按如下考虑：
K1短路点：
20000A
K2短路点：
1200A，可利用接地刀闸2GD代替，并加装一组短路接地线。
K3、K4、K5短路点：
2000A
6.2.7准备好与电气试验有关的试验设备和接线，设定试验设备的有关参数，保证设备工作正常可靠。
6.2.8从灭磁开关柜内打开灭磁开关到非线性电阻柜的联络电缆，将测试交流阻抗用设备按试验要求接入发电机机头转子励磁炭刷处。
6.2.9发电机定子绕组各测点温度、主变及高厂变等温度在远方及就地表计均指示正常，试验前应记录初始值。
6.2.10按保护定值通知单复核发变组及其它系统的整定值，与调度核对定值。
6.2.11整套启动试验前，临时解除发电机变压器组保护“关闭主汽门”、“汽机甩负荷”接线，解除热工控制中并网后带5％初负荷的逻辑，在并列前恢复接线和逻辑。
6.2.12发变组保护柜退出除发电机断水保护、转子一点接地保护以外的所有发电机和励磁变保护压板。
注：
所有主变、厂高变和高公变的非电量保护均属投运保护，严禁进行任何操作和变更。
6.2.13检查发电机PT的一次保险配置齐全，规格符合设计要求，并备置足够的备品；检查发电机所有控制回路电源保险均应完好，规格符合设计要求，并备有足够备品。
6.2.14准备好6KV核相用设备和工具。
6.2.15准备好单元控制室与励磁小室、发变组保护柜、发电机、变压器等处的监视人员用通讯工具，随时保持联系畅通。
7调试工作程序
文件整理签署及归档
满负荷试验
机组带负荷后试验
发变组与系统并列
假同期并列试验
励磁系统空载试验
发变组空载特性试验
发变组短路试验
同期系统检查和定相试验
调试技术方案确认和交底
调试应满足条件的确认
发电机控制、保护的传动试验
8调试步骤
8.1发电机转子交流阻抗测量
8.1.1.1分别在不同转速下测量转子交流阻抗。
8.1.1.2试验时施加电压不应超过额定励磁电压，建议加入电压为200V。
8.1.1.3测量完成后恢复发电机灭磁开关柜的电缆接线。
8.2发变组短路试验
8.2.1发变组做K1点短路试验
8.2.1.1按附图所示在k1点接入短路试验母排，投入发电机转子一点接地、发电机对称过负荷和不对称过负荷保护。
8.2.1.2接启动指挥小组通知，汽机已定速3000r/min，交电气进行机组并列前的启动试验。
8.2.1.3合6kV临时电源开关，投入临时励磁电源，检查测量励磁变低压侧的电压值和相序并记录。
8.2.1.4整流柜中所有测量熔断器均投入，合上整流柜控制、信号及风机电源开关。
检查励磁调节器无任何故障报警信号。
8.2.1.5设置励磁调节装置为“手动”方式，确认励磁控制给定在最小位置。
8.2.1.6在集控室远方合灭磁开关，检查灭磁开关在合位。
注：
为保证首次起动时的安全，所有励磁操作最好在就地进行，集控室人员负责监控。
8.2.1.7通过操作励磁调节器柜“开机”按钮和“就地增磁”按钮，使发电机定子电流缓慢上升，（此时，各处应加强监视），发电机电流上升到一次侧5000A（二次1A），停止增磁。
8.2.1.8检查与短路试验有关电流回路的电流值和发电机差动保护差流值并记录，发电机差动保护应不动作。
检查各相应CT回路应无开路现象，对应表计指示应正确。
8.2.1.9检查整流柜输出电流均流情况应满足要求。
8.2.1.10检查发电机碳刷、滑环的运行情况。
8.2.1.11检查中如发现异常现象，应立即向试验指挥人汇报，跳开灭磁开关，查明原因消除缺陷后方可继续进行试验。
8.2.1.12检查无异常现象后，通过操作励磁调节器“就地减磁”按钮将发电机电流降至零。
8.2.1.13确认发电机定子电流、转子电流及转子电压已接入发电机特性测试仪，启动发电机特性测试仪准备录取发变组短路特性数据。
8.2.1.14通过操作励磁调节器“就地增磁”按钮和“就地减磁”按钮作发电机短路特性试验，最高升电流至发电机额定电流19245A，录取短路特性数据，绘制短路特性曲线。
8.2.1.15试验结束后降发电机定子电流至最小值，按下励磁调节器“停机”按钮，跳灭磁开关。
断开6kV临时电源开关，退出临时励磁电源。
8.2.1.16发电机短路试验结束，挂接地线，拆除K1点短路排。
8.2.2发变组K2点短路试验
8.2.2.1投入主变冷却器，再投入主变通风、主变零序和主变非电量保护压板。
8.2.2.2确认1G、2G隔离刀闸在断位，合2GD接地刀闸。
8.2.2.3合发变组出口断路器1DL，并断开其控制电源，临时退出母差保护。
8.2.2.4合6kV临时电源开关，投入临时励磁电源；设置励磁调节装置为“手动”方式，确认励磁控制给定在最小位置；合灭磁开关。
8.2.2.5通过操作励磁调节器柜“开机”按钮和“就地增磁”按钮，使发电机定子电流缓慢上升，（此时，各处应加强监视），发电机电流上升到一次侧3000A（二次1A），停止增磁。
8.2.2.6检查与短路试验有关电流回路的电流值和主变差动保护差流值并记录，主变差动不动作。
检查各相应CT回路应无开路现象，对应表计指示应正确。
8.2.2.7检查整流柜输出电流均流情况应满足要求。
8.2.2.8检查发电机碳刷、滑环的运行情况。
8.2.2.9检查中如发现异常现象，应立即向试验指挥人汇报，跳开灭磁开关，查明原因消除缺陷后方可继续进行试验。
8.2.2.10检查无异常现象后，通过操作励磁调节器“就地减磁”按钮将发电机励磁降至零。
8.2.2.11试验结束，按下励磁调节器“停机”按钮，跳灭磁开关，断开6kV临时电源开关，退出临时励磁电源。
8.2.2.12恢复发变组出口断路器1DL控制电源，并跳开1DL。
8.2.2.13通知电气安装人员拆除K2点临时短路接地线，断开2GD接地刀闸。
8.2.2.14工作完毕后，人员撤离现场，报告启动试验指挥人拆除工作已完成，经核实无误后，通知值长，K2点短路试验完毕。
8.2.3K3、K4、K5点短路试验
8.2.3.1依附图在K3、K4、K5所示位置可靠推短路小车至工作位置；投入厂高变和高公变通风及非电量保护，确认冷却器已投入。
8.2.3.2检查励磁调节器无故障报警信号。
8.2.3.3设置励磁调节装置为“手动”方式，确认励磁控制给定在最小位置。
8.2.3.4合6kV临时电源开关，投入临时励磁电源。
8.2.3.5投入灭磁开关操作电源，合灭磁开关，检查灭磁开关在合位。
8.2.3.6通过操作励磁调节器柜“开机”按钮和“就地增磁”按钮，使发电机定子电流缓慢上升（此时，各处应加强监视），发电机电流上升到一次侧400A，停止增磁。
通知各处监护人员加强监视、注意测量。
8.2.3.7检查与短路试验有关电流回路的电流值和差动保护差流值并记录，检查各相应CT回路应无开路现象，对应表计指示应正确。
8.2.3.8试验结束降发电机励磁电流至零，按下励磁调节器“停机”按钮，跳灭磁开关，断开6kV临时电源开关，退出临时励磁电源。
8.2.3.9通知电气安装人员拉出短路小车。
工作完毕后，人员撤离现场，报告启动试验指挥人拆除工作已完成，经核实无误后，通知值长，K3、K4、K5点短路试验完毕。
注：
如果短路小车不够或其它原因导致K3、K4与K5点短路试验不能同时做时，可分两次完成。
8.3发变组空载特性试验
8.3.1检查并确认1DL、3GD在断开位置。
8.3.2检查并确认厂高变分支6kVA、B开关在分断状态；检查并确认高公变6kV开关在分断状态。
8.3.3检查确认1YH、2YH、3YH的一次保险完好并推至运行位置，合PT二次开关。
8.3.4派专人在主变、厂高变、励磁变附近监视运行情况，保证与试验指挥人的通讯联络，发现异常，立即汇报。
8.3.5通知值长准备进行发变组空载试验。
8.3.6在发变组保护柜投入下列保护及对应出口压板。
序号
保护名称
压板
序号
保护名称
压板
1
发变组差动保护
8
厂高变差动保护
2
主变差动保护
9
高公变差动保护
3
发电机差动保护
10
启停机保护
4
定子过负荷保护
11
过电压保护
5
负序过负荷保护
12
断水保护
6
转子一点接地保护
13
励磁变过流保护
7
过激磁保护
14
励磁变过负荷保护
8.3.7检查发电机氢冷、.水冷装置工作正常，#4主变及厂高变冷却器正常投入运行。
8.3.8设置励磁调节装置为“手动”方式，确认励磁控制给定在最小位置，合6kV临时电源开关，投入临时励磁电源。
8.3.9通过DCS远方合灭磁开关。
8.3.10确认发电机定子电压、励磁电压和励磁电流已接入发电机特性测试仪，启动发电机特性测试仪，准备录取发变组空载上升及下降特性数据。
8.3.11由DCS发出“开机令”，操作励磁调节器“就地增磁”按钮缓慢升压，发电机电压上升到一次侧10KV（二次侧50V）时，停止增磁。
检查主变、厂高变和励磁变的运行情况，测量运行温度。
8.3.12检查测量发电机端PT二次电压值、相序及开口三角侧电压值。
检查相应的电压指示和读数正确。
8.3.13升发电机电压至额定值20KV，检查保护无异常信号。
8.3.14测量发电机纵向零序电压和并网前的零序电压三次谐波比率值，核对发电机匝间保护和定子接地有关定值。
8.3.15操作励磁调节器“就地减磁”按钮，使发电机电压匀速下降至最小值，录取发变组空载下降特性曲线。
8.3.16试验按下调节器“停机”按钮，结束跳开灭磁开关，跳开6kV临时电源开关，退出临时励磁电源。
8.3.17在发电机PT二次侧测量发电机残压，折算到一次电压小于500v时，在一次侧测量发电机空载灭磁后定子残压和相序，并记录。
注：
测量时，测试人员应穿绝缘鞋，戴绝缘手套，在发电机PT高压熔断器下端头测量。
8.3.18通知值长，发变组空载特性试验结束。
8.3.19励磁电源回路恢复正式接线
8.3.19.1把6kV临时电源开关拉至试验位置，合上接地刀，断开控制电源，拔下二次插头，在临时电源开关处悬挂“有人工作，禁止合闸”标示牌。
8.3.19.2在励磁变低压侧、发电机端口侧装设临时接地线。
8.3.19.3拆除励磁临时电源电缆。
8.3.19.4恢复励磁电源正式电缆。
8.3.19.5工作完毕后，拆除临时接地线，人员撤离现场，报告启动试验指挥人工作已完成，经核实无误后，方可进行下步工作。
8.4发变组空载时的励磁系统试验
8.4.1发变组空载时的励磁系统试验应在拆除临时电源，恢复励磁变一次与发电机出口母线连接后进行，即恢复正常的运行方式。
8.4.2空载时进行的励磁系统试验包括手动和自动建压试验（零起升压试验）、±5%阶跃响应试验、切换试验、PT故障检测试验、逆变灭磁试验、跳灭磁开关灭磁试验等，具体可参考《励磁系统调试措施》中的具体内容。
8.4.3试验结束后按下调节器“停机”按钮，跳开灭磁开关。
向值长报告试验结束。
8.5同期系统回路检查和定相试验
8.5.1向网调申请空出500KV升压站Ⅰ（或Ⅱ）母，对应母线上负荷已转移。
8.5.2确认500KV升压站Ⅰ母（或Ⅱ母）PT在工作状态，确认500KV升压站Ⅰ母（或Ⅱ母）已无电压。
8.5.3断开2GD接地刀闸。
8.5.4合1G（或2G）隔离开关。
8.5.5确认#4发电机组稳定在3000r∕min运行。
8.5.6检查确认1YH、2YH、3YH的一次、二次保险完好并推至运行位置。
8.5.7将发变组出口断路器1DL控制方式选择开关置“远控”位置，并储能，再由DCS合1DL，准备带空母线升压。
8.5.8投入励磁调节器初励电源，通过DCS合灭磁开关。
8.5.9置励磁调节器（M1或M2）为“自动”方式.，由DCS发出“开机令”，发电机机端电压自动升至额定，通过主变将电带至500KV升压站Ⅰ母（或Ⅱ母）。
8.5.10测量发电机机端PT、500KV升压站Ⅰ母（或Ⅱ母）PT二次电压值、相序、相位及开口三角侧电压值并记录；发电机机端PT与500KV升压站Ⅰ母（或Ⅱ母）PT二次电压相位考虑主变产生相角偏移的情形下应一致。
8.5.11在同期屏对取自发电机机端PT的同期电压AC和取自500KVⅠ（或Ⅱ）母PT开口三角的同期电压SA720、L720进行二次核相，应该为同相位。
8.5.12通过DCS发出同期装置投入指令，同期直流控制电源均应顺利接入同期装置。
观察同期装置压差和频差指示应在允许范围内，整步表应指示在同步位置。
检查完毕，退出同期装置。
8.5.13试验结束，调节励磁使发电机电压降至最小，断开灭磁开关，按下励磁调节器“停机”按钮。
8.5.14由DCS跳开1DL。
8.5.15向网调申请恢复500KV系统，断开1G（或2G）隔离开关。
8.6假同期并列试验
8.6.1向值长汇报，准备做假同期并网试验。
8.6.2确认1G（或2G）隔离开关处于分断位置，并退出1G（或2G）隔离开关的控制电源保险，悬挂“有人工作，禁止合闸”标示牌。
8.6.3确认2GD接地刀闸在分断位置。
8.6.4励磁调节器置“自动”方式，由DCS操作合灭磁开关，再由DCS发出“开机令”升发电机电压至额定。
8.6.5由DCS发出同期系统投入指令，同期装置投入工作。
观察同期装置的工作情况，自动准同期装置发出“减速”或“增速”脉冲以及“升压”或“降压”脉冲时，发电机转速和机端电压应相应改变，并在频差和压差范围内于同步点发合闸脉冲。
8.6.6检查完毕后，由DCS发退出同期装置指令。
8.6.7确认断路器1DL选择开关在“远控”位，启动数字录波器。
8.6.8先由DCS发出同期系统投入指令，断路器1DL应在整步表指在同步点时合闸，记录合闸时的电气参数，退出同期装置。
8.6.9由DCS跳开断路器1DL。
8.6.10由DCS跳开灭磁开关，发出“停机”指令，使机组灭磁。
8.6.11拆除所有试验接线，恢复发变组保护“关闭主汽门”、“汽机甩负荷”接线及“并列自动加负荷”接线，检查系统，准备机组并列。
8.7发变组与系统并列
8.7.1恢复DEH柜并网带初负荷信号线及调节功能，恢复发变组保护“关闭主汽门”、“汽机甩负荷”接线。
8.7.2合1G（或2G）隔离开关，确认2GD接地刀闸在断位，1DL在“远控”位。
8.7.3向值长汇报，发变组并列前试验结束，一切正常，可申请并网。
8.7.4提请机炉运行人员注意，发变组准备进行并网操作。
8.7.5按要求将发变组保护所有压板可靠投入（发电机定子接地保护暂时不投）。
8.7.6检查下列系统工作正常
8.7.6.1#1、#2、#3整流柜投运且冷却风机运行正常，励磁系统无报警信号。
8.7.6.2#4主变、＃4厂高变、高公变冷却系统正常投入运行。
8.7.6.3#4机组保安段电压正常，#4柴油发电机组处于热备用。
8.7.6.4#4机组相关的机、炉各配电变运行正常。
8.7.7接值长令，可以用发变组出口断路器1DL与系统并列。
8.7.8励磁调节器置“自动”方式，由DCS操作合灭磁开关，再由DCS发出“开机令”升发电机电压至额定。
8.7.9由DCS发出同期系统投入指令并选择同期装置的运行方法（首次并网时可选择自动准备方式），断路器1DL在同步表指示同步点时合闸，发电机并入系统。
8.7.10由DCS操作退出自动准同期装置，断开同期装置控制电源。
8.7.11检查DCS指示及其他盘表指示应正常，检查继电保护装置运行应无异常，检查励磁系统运行应正常。
8.7.12电厂运行人员上岗，按值长令带负荷。
8.8机组带负荷后试验
8.8.1保护检查
8.8.1.1在不同负荷下，检查主变差动、发电机差动、厂高变、高公变、发变组差动保护的差电流。
8.8.1.2测量并网后三次谐波比率，核对并修改发电机定子接地保护定值。
检查完毕且无异常后投入发电机定子接地保护。
8.8.1.3利用负荷电流检查逆功率保护、失磁保护、失步阻抗元件的接线正确性。
8.8.1.4不同负荷下，测量并录
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