兴义电厂#2机组B修后整套启动方案.docx

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兴义电厂#2机组B修后整套启动方案

贵州兴义电力发展有限公司

#2机组B修后电气整套启动方案

批准：

审核：

编写：

2013年8月19日

1.前言

兴义电厂2号机组于2011年7月15日至8月30日进行了投产后的第一次B级检修，为了保证机组在B级检修修后联合启动的顺利进行，特编写该试验启动措施。

目的是使参加机组整套启动的工作人员对试验内容心中有数，保证质量和安全，对试验过程清楚，分工职责明确，顺利完成#2机组B修后的有关发电机组设备的检查、试运工作。

2.启动调试范围

2.1如附图电气主接线图所示，本次启动试验范围内的一次设备包括:

2.1.1＃2发电机及其离相封闭母线；

2.1.2＃2发电机的机端PT柜、励磁变压器和中性点接地变压器柜；

2.3.3＃2主变压器（三相）；

2.4.4＃2机高压厂用变压器、#2脱硫及公用变以及各自的6kV封闭母线和中性点电阻柜、#2机励磁变；

2.5.5＃2主变500kV侧避雷器、电流互感器以及至500kV开关站的引线、5021断路器、50216隔离开关、502117接地刀闸。

2.2电气主设备主要技术参数:

2.2.1发电机主要技术参数

型号：

QFSN－600－2YHG

额定容量：

667MVA

额定功率：

600MW

额定无功：

510.8Mvar

额定频率：

50Hz

额定转速：

3000ｒ／ｍｉｎ

额定功率因素：

0.9

额定定子电压：

20000V

额定定子电流：

19245A

额定励磁电压：

421.8V

额定励磁电流：

4128A

绝缘等级：

F级（按B级温升使用）

冷却方式：

水-氢-氢

励磁方式：

机端变静止励磁

制造厂：

哈尔滨电机厂有限责任公司

2.2.2主变压器主要参数

型号：

DFP-240000/500（三台）

额定容量：

720MVA

额定电压：

550√3－2×2.5%/20kV

额定电流：

755.8＋2×2.5%/12000A

连接组别：

I1（Yn/Δ－11）

短路阻抗：

14.66％

负载损耗：

451.274kW

空载电流：

0.08%

空载损耗：

116.736kW

冷却方式：

ODAF

制造厂：

南通晓星变压器有限公司

2.2.3高压厂用变压器主要参数

型号：

SFF10-CY-50000/20

额定容量：

50000/27000-27000KVA

额定电压：

20±2×2.5%/6.3-6.3kV

额定电流：

1443.4/2744-2744A

联接组别：

Dyn1-yn1

短路阻抗：

11.26%

负载损耗：

217.65kW

空载电流:

0.06%

空载损耗：

22.37kW

冷却方式；ONAN/ONAF60/100％

制造厂：

特变衡阳变压器有限公司

2.2.4#2脱硫及公用变主要参数

型号：

SF10-CY-27000/20

额定容量：

27000KVA

额定电压：

20±2×2.5%/6.3kV

额定电流：

779.4/2474.4A

联接组别：

Dyn1

短路阻抗：

12.07%

负载损耗：

114.2kW

空载电流:

0.10%

空载损耗：

17.52kW

冷却方式；ONAN/ONAF60/100％

制造厂：

特变衡阳变压器有限公司

2.2.5#2机励磁变

型号：

2SCB9-6600/20

额定容量：

6600KVA

额定电压：

20±2×2.5%/0.89kV

额定电流：

191/4281A

联接组别：

Yd11

短路阻抗：

7.89%

冷却方式；AN/AF60/100％

制造厂：

广东顺特变压器有限公司

3.启动试验的项目、目的

3.1通过发变组空载条件下的励磁系统动态特性试验，检验励磁系统的动态调节性能指标，测录相关试验数据，为今后该机组的运行、检修提供原始数据。

4.启动组织指挥关系

4.1由兴义电厂安全生产和技术管理部、检修维护部、运行一部、运行二部等组成联合启动小组，由其协调和决定与整套启动有关的事宜。

4.2由于机组整套启动时已具备并网条件，所以厂站内的设备操作要经调度命令执行。

4.3当值值长负责电气整套启动试验中的指挥工作，并负责必要的监护工作。

4.4当值运行人员负责运行的操作工作，以及按运行规程及事故处理规程处理事故、障碍等。

4.5启动试验开始后，启动范围内设备属调度部门调度的设备必须经值班调度员许可后方可进行操作。

4.6启动试验完毕后，启动范围内的设备均视为运行设备，运行设备正常操作由运行部门负责。

4.7凡是已运行系统内施工、调试、检修的人员均应办理工作票，才能进行工作。

5.启动试验前应具备的条件

5.1启动前有关发电机、主变、高厂变、机端PT、励磁变、脱硫变、封闭母线等一次设备检修结束，高压试验工作结束，且全部合格，主变、高厂变套管末屏接地正常，铁心接地正常。

经过相关部门验收，具备整组启动条件。

5.2带电设备油、气化验合格，油位正常，相色正确，绝缘良好，报告齐全。

5.3发变组保护、励磁系统等二次设备试验工作完毕，且全部合格。

发变组保护、厂用快切装置、同期装置、发变组故障录波装置等已按电厂整定值正确整定并已经做了开关传动试验。

5.4测量发电机定子及转子绕组、励磁变压器高低压侧绕组、发电机出口母线及电压互感器的绝缘电阻均应合格。

发电机交、各PT一次回路熔断器检查正常。

5.5发电机交、直流耐压试验通过并合格。

5.6在发电机升速试验前将发电机转子正负滑环与励磁一次回路的连接处拆除，在拆除时要注意异物不能掉入励磁封闭母线内。

5.7发电机定子水内冷系统、主变及高厂变风冷系统均已运转正常,可以投入运行。

内冷水导电率要满足规程要求。

5.8机、炉、电大联锁试验合格。

5.9照明设施完善、通讯畅通（集控室与发电机小室，网控的通讯畅通）、场地整洁。

5.10防雷、接地设施完善，且符合要求。

消防设施齐全。

5.11启动试验中的各临时接线连接完成。

高压专业测量发电机转子交流阻抗的试验工作准备就绪。

二次专业需测录的发电机各电气量具体要求如下：

发电机定子电压、发电机定子电流、发电机励磁电流、发电机励磁电压，励磁变压器交流侧电流。

（该数据直接从DCS发变组画面获取）

5.12运行部门做好保证厂用电正常供电的措施，避免因＃2机组的启动调试影响其它设备的正常运行。

5.13本次检修所涉及回路改接的相关回路接线已经检查。

并保证从开关本体电流互感器端子到保护装置整个二次回路接线的正确性，防止出现保护死区。

5.14所有待启动（复电）设备的继电保护定值按正式定值通知单要求整定好并核对正确，压板投退符合要求。

5.15所有待启动（复电）设备的所有保护投入正常运行。

5.16.断开励磁变高压侧与发电机的连接线，从6kV工作ⅡB段6号柜临时电源开关上接6kV电缆至励磁变压器高压侧，电缆载面大于ZR-YJV22-6（3X120）以上。

电缆高压试验合格，6号柜内的保护装置投入运行，定值按照整定书要求输入。

5.17.检查6kVⅡA、6kVⅡB段上的工作电源进线开关621、623应在试验位置，#2脱硫及公用变低压转接开关605、6kV脱硫及公用B段工作电源进线开关606在试验位置。

6.启动前系统运行方式与设备状态

6.1500kV兴金甲线在运行状态；

6.2兴义电厂侧5201开关在冷备用状态；

6.3厂用电运行方式：

6kVⅡA段、6kVⅡB段、6kV脱硫及公用B段由#01启备变供电；622、624、607、608在合闸状态，621、623、605、606在试验位置。

7.继电保护临时措施：

7.1确认兴义电厂已按正式定值单投入所有待启动设备所有保护，投退好压板；

7.2各项试验过程中＃2发变组设备的其他保护措施由指挥组确定，保证故障时可靠跳闸，确保＃2发变组设备以及系统的安全。

8.并网的运行方式

8.1并网方式选择

#2发电机组用5021开关与500kV系统并网。

9.安全措施

9.1参加试验的工作人员必须熟悉设备规范，试验项目及要求各自职责明确，避免发生人身及设备的安全事故。

9.2试验时若发生异常情况，应立即停止试验，待分析处理完毕后方可继续进行试验。

9.3启动范围内的设备，均应悬挂警示牌，在发电机、6kV小室、发电机小室设专人看守，非试验人员不得入内。

9.4试验前必须对所有参加试运的设备逐一检查。

9.5试验前必须仔细检查CT、PT一次末屏接地情况，发电机中性点地刀、主变中性点地刀、PT、CT二次回路。

9.6在CT二次回路上带电工作时严防开路，在PT二次回路上带电工作时严防短路。

9.7试验引线的绝缘必须良好，严防短路。

9.8整个试验中机组水冷系统必须投入。

9.9空载试验时发变组保护投退情况见附件保护压板投退表，高压厂变、脱硫及公用变保护按正常方式投入。

9.10发电机组空载试验过程中，必须解除发变组保护关主汽门出口压板。

9.11运行人员对此次试验进行技术交底完毕。

试运过程中要加强设备的巡视、检查工作。

试运中要作好事故预想（特别是关于启动电源），以保证设备安全。

10.启动调试内容及步骤

10.1测量发电机转子绕组的绝缘电阻及交流阻抗。

10.1.1试验目的

检查发电机在升速过程中有无不稳定的匝间短路现象，并将转子绕组交流阻抗的测试数据与机组初次投运时测试原始数据进行比较。

10.1.2试验前系统运行方式

试验前确认5021开关、50216刀闸在分位，并断开其控制电源。

确认502117地刀在合位，并断开其控制电源。

10.1.3试验注意事项

1）试验电压的峰值不应超过额定励磁电压。

2）试验时励磁回路中的灭磁开关应断开。

3）试验时如发现转速升高后，交流阻抗突然减小很多，要查明原因，及时汇报。

10.1.4试验要求

试验时应在汽机启动曲线上要求稳定停留的转速下进行交流阻抗膛内试验，其中额定转速下交流阻抗的测取，应在超速试验前、后各作一次。

超速试验结束后，发电机停下，恢复发电机转子正负滑环与励磁一次回路的连接板，准备进行下一步试验。

10.2发电机—变压器组空载试验

10.2.1试验目的

检查一次设备的绝缘情况；检查电压回路，录制发变组空载特性。

10.2.2试验前系统运行方式

试验前确认5021开关、50216刀闸在分位，并断开其控制电源，所有临时接地线全部拆除。

确认502117地刀在分位并断开其控制电源。

10.2.3注意事项

1）发电机转速保持在（3000±5）r/min

2）试验采用发电机、主变压器和高压厂用变、脱硫变同时升压的方法进行，试验中要对发电机、主变压器、高压厂用变、脱硫变以及500kV开关站设专人监视。

一旦有异常立即停止升压。

3）发变组保护按空载方式投入。

检查并投入发电机端PT的一、二次保险或空开；高厂变、脱硫及公用变低压侧进线PT的一、二次保险或空开；500kV线路PT电压端子箱中的PT二次保险或空开。

4）升压前将发电机过压保护的整定值设为110V、0秒，升压过程中发电机机端电压不能超过22000V（1.1倍额定电压）、主变高压侧电压不能超过550kV。

5）在整个试验过程中，监盘人员必须严密监视盘表的变化，若有紧急情况，应立即灭磁，同时报告指挥人员。

10.2.4试验前准备工作

1）保护人员和励磁调节器厂家人员设置好励磁调节器做空载试验的参数。

2）将发电机出口PT：

TV1、TV2、TV3送至工作位置，合上发电机PT端子箱内的所有电压空开。

3）拆除#2机励磁变高压侧线缆，从6kV备用开关柜放一颗临时电缆至#2机励磁变高压侧并接好线缆；

4）按照新整定励磁变临时定值输入6kV备用开关综合保护装置，传动试验正常。

二次班将该备用开关分合闸按钮接至6kVII段进门处。

10.2.5试验步骤

1）运行人员合上6kV临时电源开关，在励磁小室就地合上FMK灭磁开关。

2）试验人员就地手动缓慢升压，录制发电机空载特性试验数据。

3）进行发变组空载特性上升和下降过程的测试，录取发电机端电压、励磁电流和励磁电压，监视标准表及其它监控系统上的读数。

发电机机端电压最高点为1.0倍额定电压，坚持5分钟。

4）空载特性试验完成后，进行发电机灭磁时间常数测试试验。

在空载额定电压下测录励磁回路的灭磁时间常数、以及自动灭磁开关分闸后发电机定子残压。

5）试验完毕后减磁至最低位置，断开FMK开关，断开6kV临时电源开关及其操作电源，作好相应的安全措施，恢复#2机励磁变高压侧连接电缆。

10.3发电机在空载时励磁调节器试验

10.3.1试验目的

由于自动励磁调节器为闭环控制系统，而其静态试验只能模拟开环情况，对于各项动态性能指标则无法确定，为此需要在发电机空载情况下，通过各种闭环方式下的试验判定装置全面性能的好坏，调整装置的各项设置参数，使其各项动态调节品质达到国标的要求；测录发电机定子开路的灭磁时间常数和自动灭磁开关分闸后发电机定子残压。

10.3.2试验前系统运行方式

试验前确认5021开关、50216刀闸在分位，并断开其控制电源，所有临时接地线全部拆除。

确认502117地刀在分位，并断开其控制电源。

10.3.3试验注意事项

1试验中励磁系统各部分（调节器、整流装置及集控室仪表盘）都必须有人密切监视，如有异常应立即汇报试验负责人并及时处理，必要时应立即中止试验，待查明原因后再进行。

2试验结束后拆除测量仪表及仪器应小心，不得造成误碰带电部位，二次线恢复必须正确无误。

3试验中严禁PT短路、CT开路，同时ＰＴ回路也不得开路，以免“断线检测”单元失灵导至发电机空载强励击穿绝缘。

4发电机过压保护定值已改为110V、0s跳闸。

10.3.4试验步骤

1）现场按照规程要求，由励磁厂家人员进行空载时励磁系统相关参数校核试验。

2）试验结束后，恢复发电机过电压保护定值。

10.45021开关假同期试验。

10.4.1试验前系统运行方式

试验前确认5021开关、50216刀闸、502117地刀在分位。

10.4.2试验时的注意事项

1）必须解除电气至DEH的并网信号，或在DEH中强置脱网信号，防止汽机超速。

10.4.3试验前的准备工作

1）热工专业工作人员在DCS上强置50216刀闸的合位信号。

2）运行人员在#2发变组测控装置上将“NCS控制/DCS控制”转换开关扭至“DCS控制”。

10.4.4试验内容

1）运行人员在DCS上用“单步”并网程序进行5021假并列合闸试验。

检查同期装置及同期合闸回路的正确性，试验结束汇报调度。

2）运行人员在DCS手动拉开5021开关。

3）试验结束热工专业工作人员解除DEH中强置的脱网信号，解除在DCS上强置的50216刀闸的合位信号。

10.5＃2发电机同期并网及带负荷检查主变高压侧CT极性。

10.5.1试验时的注意事项

1）发电机转速保持在（3000±5）r/min。

2）检查电气至DEH的并网信号已恢复。

3）发电机并网前控制发电机机端电压比系统电压略高、发电机频率比系统频率略高，保证机组并网后略带有功和无功。

10.5.2试验前的准备工作

1）检查除发变组保护C柜的“5021联跳发变组”保护之外的所有保护已投入，投入#2发变组保护A、B、C柜上所有出口压板。

“5021联跳发变组”保护在机组并网后再投入。

2）检查确认5021开关、50216刀闸、502117地刀在分位，621、623、605、606开关在试验位置，并在分位状态。

10.5.3试验内容

1）合上50216刀闸。

2）用同期装置将5021开关将#2机按照正常并网步骤并网。

3）根据现场发电机带负荷情况，缓慢升负荷，当主变高压侧负荷达到220MW时，稳定负荷，电气二次班人员对#2主变高压侧A相套管CT二次电流进行核相。

（此时二次电流约0.21A左右）

4）#2主变A相套管CT二次电流核相正常后，再往上升负荷。

附图1：

#2机电气主接线

注：

本次不做短路试验，附图中D1-D5短路点设置取消