升压站系统调试报告汇总.docx
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升压站系统调试报告汇总
兴仪启动
NqdVELECfF:
WERK
兴义市清水河工业园
2X350MW机组电气220kV升压站系统调试报告
编号：
兴义清水河/DQBG-01
编写：
审核：
批准：
西安兴仪启动发电试运有限公司
2015年4月
1设备及系统概述1
2调试过程介绍2
3调试结论3
4存在的问题及处理4
5生产维护建议5
6附录6
1.设备及系统概述
贵州兴义市清水河工业园热电联产工程设计为350MW超临界机组，电厂主接
线以发电机-变压器组单元方式接入厂内220kV户外GIS配电装置。
220kV配电装置为双母线带母联接线方式，双回路清电I线、II线接至对侧XX变电站。
220kV
升压站共设8个间隔：
220kV清电I线、220kV清电II线、#1主变、#2主变、母联、I母PT、II母PT、高压启动备用变。
220kV线路保护采用双重化设置，A套保护为南瑞继保生产的PCS-931N2型线路保护及重合闸装置，B套保护为PRS-753AM型光纤分相纵差成套保护装置。
220kV双母线配双套母差保护，A、B套均为PCS-915NA型母线保护装置。
母联保护为PCS-923N2M型失灵起动及辅助保护装置。
表1GIS设备共用参数
序号
名称
单位
数值
1
额定电压
kV
252
2
额定电流
出线
A
3150
进线
3150
主母线
3150
3
额定工频1min耐受电压（相对地）
kV
460
4
额定雷电冲击耐受电压（1.2/5OMs）峰值（相对地）
kV
1050
5
额定操作冲击耐受电压峰值（250/2500Ms）（相对地）
kV
/
6
额定短路开断电流
kA
50
7
额定短路关合电流
kA
125
8
额定短时耐受电流及持续时间
kA/s
50/3
9
额定峰值耐受电流
kA
125
10
辅助和控制回路短时工频耐受电压
kV
2.5
11
无线电干扰电压
卩V
<500
12
噪音水平
dB
<85/110（冲击噪音）
13
SF6气体压力（20C表压）
断路器室
Mpa
0.6
其他气室
0.5
14
每个气隔SF6气体漏气率
%/年
w0.3%
15
SF6气体湿
度
有电弧分解物气
室
交接验收值
ppm
150
长期运行允许值
300
无电弧分解物气
交接验收值
250
室
长期运行允许值
500
16
局部放电
试验电压
kV
1.1X252/V3
每个间隔
PC
10
每单个绝缘件
3
套管
10
电流互感器
5
电压互感器
5
17
供电电源
控制回路
V
DC110
辅助回路
V
AC220/380
18
自振频率
Hz
/
19
使用寿命
年
30
20
检修周期
年
20
21
设备重量
SF6气体重量
kg
300kg/间隔
总重量
kg
10000kg/间隔
最大运输重量
kg
13000
动何载向下
kg
50kN
动何载向上
kg
20kN
22
设备尺寸
设备的整体尺寸
m
见投标方案
设备的最大运输尺寸
m
7.5X2.45X3.3
23
结构布置
断路器
三相分箱
母线
主母线：
三相共箱分支母线：
三相分箱
24
GIS外形尺寸
相邻套管带电净距
m
>2.4
总长度
m
<30
总高度
m
套管顶部距地小于5.9
米
表2断路器参数
序号
名称
单位
数值
1
型式/型号
单断口
2
布置型式（立式
/卧式）
立式
3
断口数
1
4
额定电流
出线
A
3150
进线
3150
母联
3150
5
主回路电阻
Q
w100
6
温升
试验电流
A
1.1Ie
7
额定工频1min耐受电压
断口
kV
460+145
对地
460
额定雷电冲击耐受电压（1.2/
50Ms）峰值
断口
kV
1050+200
对地
1050
额定操作冲击耐受电压峰值
（250/25004s）
断口
kV
/
对地
/
8
交流分量有效值
kA
50
直流分量
%
时间常数T=60ms
额定短路开断电流
开断次数
次
20
首相开断系数
1.3
9
额定短路关合电流
kA
125
10
额定短时耐受电流及持续时间
kA/s
50/3
11
额定峰值耐受电流
kA
125
12
开断时间
ms
40
13
合分时间
ms
55±5
14
分闸时间
ms
19±3
15
合闸时间
ms
50±10
16
重合闸无电流间隙时间
ms
0.3秒及以上可调
17
分、合闸平均速度
分闸速度
m/s
10±1
合闸速度
4.6土0.5
18
分闸不冋期性
相间
ms
w3
同相断口间
一
19
合闸不冋期性
相间
ms
w5
同相断口间
一
20
合闸电阻
电阻值
Q
/
电阻值允许偏差
/
预投入时间
ms
/
热容量
/
21
机械稳定性
次
10000
22
额定操作顺序
O-0.3S-CO-80s8
23
开断空载变压器能力
空载变压器容量
MVA
180
空载励磁电流
kA
0.5A
试验电压
kV
252
操作顺序
10X0和10X（C-O）
次数
次
--
25
开合空载线路充电电流能力
试验电流
A
165
试验电压
kV
（1.3X252）/V3
过电压倍数
w2
操作顺序
（O-0.3s-C-O）X10
次数
次
--
27
近区故障条件下的开合能力
L90
kA
45
L75
kA
37.5
L60
kA
30（L75的最小燃弧时间大于L90的最小燃弧
时间5ms时）
操作顺序
O-0.3s-CO-180s-CO
28
失步关合和开断能力
开断电流
kA
12.5
工频恢复电压
kV
2.0X52/J3
恢复电压上升率
kV/
3S
1.67
操作顺序
方式1:
O-O-O方式2:
CO-O-O
29
合闸电阻
电阻值
Q
/
电阻值允许偏差
/
预投入时间
ms
/
热容量
/
30
断口均压用并联电容器
每节电容器的额定电
压
V
/
每个断口电容器的电
容量
pF
/
每个断口电容器的电容量允许偏差
/
每相电容器的电容量
pF
/
最大设计温度
C
/
耐受电压
kV
2倍相电压2h
局放
PC
v10
31
SF6气体压力（表压，20C）
最高
Mpa
0.65
额定
0.6
最低
0.5
32
报警压力
Mpa
0.52
33
闭锁压力
Mpa
0.5
表3电流互感器参数
序号
名称
单位
数值
1
型式/型号
2
布置型式（内置/外置）
内置
3
绕组1
额定电流比
400/1A1500/1A
额定负荷
30/30VA
准确级
0.2S
绕组2
额定电流比
400/1A
1500/1A
额定负荷
50VA
准确级
0.2
绕组3
额定电流比
400/1A
2*1500/1A
额定负荷
50VA
准确级
5P40
绕组4
额定电流比
400/1A2*1500/1A
额定负荷
50VA
准确级
5P40
绕组5
额定电流比
400/1A2*1500/1A
额定负荷
50VA
准确级
5P40
绕组6
额定电流比
400/1A
2*1500/1A
额定负荷
50VA
准确级
TPY
4
绕组7
额定电流比
400/1A
2*1500/1A
额定负荷
50VA
准确级
TPY
表4电压互感器参数
序号
名称
单位
数值
1
型式/型号
2
额定电压比
220/V3/0.1/V3/0.1/V
3/0.1/V3/0.1kV
3
准确级
0.2/0.5（3P）/3P/6P
4
接线负载
100/100/100/100
5
低压绕组1min工频耐压
kV
2.5
6
额定电压因数
在1.2U/J3下连续运
行
在1.5U/J3下时间：
30s
2.调试过程介绍
2.1.GIS开关刀闸传动传动
2.1.1.2015年1月10日~16日，完成GIS断路器、隔离刀闸、接地刀闸检查及传动。
传动范围包括：
清电I、II线间隔，1、2号发变组间隔，启备变间隔，母联间隔，母线PT间隔。
2.1.2.各间隔断路器合闸、分闸动作正确，并与就地指示牌指示一致，与NCS、ECMS指令和反馈一致；动作正确率100%;断路器汇控柜各电气反馈信号正确，NCS、ECMS画面显示正确。
2.1.3.各断路器母线、及线路刀闸和接地刀闸合闸、分闸动作正确，并与就地指示牌指示一致，与NCS、ECMS指令和反馈一致；动作正确率100%。
2.1.4.母线PT间隔电气信号反馈正确，NCS、ECMS画面显示正确。
2.1.5.各间隔断路器、隔离刀闸、接地刀闸硬回路闭锁逻辑正确，与五防原则及设计院设计原理一致。
2.2.母线及母联保护传动
2.2.1.2015年1月14日~18日，母线保护A、B柜及母联保护柜传动；
2.2.2.母线保护A、B柜保护各间隔刀闸位置信号反馈正确，各间隔断路器动作跳
闸正确，保护整组传动动作逻辑正确，保护柜动作信号反馈正确，NCS画面
显示正确；
2.2.3.母联保护柜整组传动动作逻辑正确，保护动作信号反馈正确，NCS画面显示
正确。
2.3.清电I、II线路保护传动
2.3.1.2013年9月20日，送风机A首次启动试运；
2.3.2.2013年9月20日，送风机A电机测绝缘送电；
2.3.3.9月20日22:
15，CRT上启动送风机A；
2.3.4.CRT反馈参数风机启动电流、运行电流正常；
2.3.5.就地检查风机振动等无异常，确认无误后，逐渐以5%增大送风机动叶开度，
保持送风机A运行；
2.3.6.试运8小时，检查风机运行电流、轴承温度、电机轴承温度及线圈温度、振动等正常；
2.3.7.9月21日05:
20,停止送风机A。
2.4.送风机B系统试运
2.4.1.2013年9月20日，送风机B首次启动；
2.4.2.2013年9月20日，送风机B电机测绝缘送电；
2.4.3.9月20日22:
20，CRT上启动送风机B；
2.4.4.CRT反馈参数风机启动电流、运行电流正常；
2.4.5.就地检查风机振动等无异常，确认无误后，逐渐以5%增大送风机动叶开度，
保持送风机A运行；
2.4.6.试运8小时，监视风机运行电流、轴承温度、电机轴承温度及线圈温度、振动等正常；
2.4.7.9月21日5:
30停止送风机B。
2.4.8.2013年9月21日~22日，启动送风机A\B进行锅炉冷态试验，冷态试验期间，送风机A考核超过8个小时，考核良好。
2.5.送风机A、B系统热态调试
2.5.1.2013年12月20日进入整套启动后，按照锅炉不同运行工况的要求，送风机及其系统在各种变工况下（手动、自动方式）进行了热态调整工作，满足风机出力要求，各项参数稳定。
2.5.2.2014年1月17日首次带满负荷，送风机进行满负荷热态试运，就地检查正
常，监视风机运行电流、轴承温度、电机轴承温度及线圈温度、振动等正常。
表格3调试过程介绍
调试日期
调试内容
2014年02月08日
传动A、B送风机轴承温度、电机轴承温度及轴承振动保护、报警等，
测点完整，保护动作正确
2014年03月14日
送风机液压油站油泵试转及油系统管路循环冲洗，检查并传动油站联
锁启、停试验
2014年03月15日
传动送风机系统烟风挡板（包括A、B送风机出口挡板、A、B空预器出口二次风挡板及送风机联络挡板），挡板能够开足关严，DCS
和就地指示一致
2014年03月20日
启动A、B送风机电机进行4小时试转
2014年03月30日
进仃送风机动叶检查及传动，内外指示一致，动作灵活可靠，确认动
叶最小叶片角、最大叶片角信号正确
2014年04月10日
启动A、B送风机进行8小时试转，空载电流35A，维持炉膛压力
500Pa左右，安排安装单位进行炉膛风压试验
2014年04月10日
启动A、B引送风机进行锅炉冷态通风试验，对于系统的热工信号及
测点进仃全面检查，对于无显示及显示不正确的测点及时通知安装单位进行处理
2014年08月17日
双侧风机运行锅炉带满负荷开始168h试运
3.调试结论
3.1.1号锅炉送风机及其系统经8小时系统试运合格，并顺利通过了机组空负荷、
带负荷及满负荷各阶段的考验，运行平稳可靠，电机轴承温度、电机线圈温度、风机轴承温度、振动等各项指标优良，风机出力能满足锅炉燃烧烟煤带最大连续蒸发量运行、单台风机能够带50%负荷即300MW风量需求，且电机电流不超额定电流；风机调节特性良好，能胜任机组调峰运行需要。
3.2.通过调试过程中对送风机启动、停止；联锁、保护逻辑及光字牌报警的修改与完善。
送风机现有逻辑安全、合理，从而有效地保证了送风机系统乃至整个机组的运行安全可靠。
33整个试验过程都严格执行《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》的要求，把好试验过程中工序各环节每一关，从每一个挡板到每一个热工信号以及联锁保护逻辑，都进行了仔细检查和传动，发现问题立即解决，单体试运缺陷决不带入系统试运。
根据《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》，金晖兆丰自备电厂一期工程2X350MW机组#1机组锅炉送风机及其系统各项结果真实、可靠，对指导以后的调试工作有一定的现实意义。
4.存在的问题及处理
4.1.送风机A电机润滑油油压过低，画面上报警，后经过调整回油阀开度能够恢复正常。
4.2.送风机B油站润滑油回油油质不佳，停风机后再次滤油，恢复正常。
4.3.送风机A油站常报流量低报警，联启备用油泵，流量低开关量变送器坏，无备件，已联系厂家送货。
5.生产维护建议
5.1.2台送风机并列运行后，及时关闭联络挡板。
5.2.
6.附录
5.1.附录1送风机及其系统试运安全技术交底；
5.2.附录2送风机机及其系统挡板传动记录；
5.3.附录3送风机及其系统联锁、保护逻辑传动记录;
5.4.附录4送风机及其分系统试运条件检查确认表
5.5.附录5送风机及其系统试运参数记录表
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