2号机启机试验方案2要点.docx
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2号机启机试验方案2要点
吉林江南热电有限公司
2号发电机变压器组大修后启机试验方案
生产副总经理：
运行副总工程师：
检修副总工程师：
生产技术部：
运行部：
维修部：
编制：
池吉东
维修部电气专业
2012年7月08日
1.主要设备规范
1.1发电机
型式：
QFSN-330-2额定功率：
330MW
功率因数：
0.85 相数：
3相
定子电压：
20kV 定子电流：
11207A
额定转子电压：
356V 额定转子电流：
2756A
额定转速：
3000r/min 额定频率：
50Hz
冷却方式：
水氢氢励磁方式：
自并励
生产厂家：
哈尔滨电机厂有限责任公司
1.2 主变
型式：
SFP10-400000/220额定容量：
400MVA
额定电压：
（242±2×2.5%）/20额定电流：
883/10681A
接线组别：
Yn，d11阻抗电压：
14%
相数：
3冷却方式：
ODAF（强迫油循环风冷）
额定频率：
50Hz
生产厂家：
特变电工沈阳变压器集团有限公司
1.3高厂变
型式：
SFF10-50000/20额定容量：
50/31.5-31.5MVA
额定电压：
20/6.3-6.3kV额定电流：
1443/2291-2291A
接线组别：
D，yn1－yn1阻抗电压：
18%
相数：
3 冷却方式：
ONAF（自然油循环风冷）
额定频率：
50Hz
生产厂家：
东北变压器（集团）有限责任公司
1.4 励磁变
型式：
ZSCB9-3500/20额定容量：
3500kVA
额定电压：
（20±2×2.5%）/0.76kV接线组别：
Y，d11
相数：
3冷却方式：
AN
额定频率：
50Hz
1.5高备变
型式：
SFFZ10-500000/220 额定容量：
50/31.5-31.5MVA
额定电压：
230±8×1.25%/6.3-6.3kV 额定电流：
125.5/2291-2291A
接线组别：
YN,yn0-yn0 相数：
3
冷却方式：
ONAN 阻抗电压：
18.5%（半穿越）
额定频率：
50Hz
生产厂家：
东北变压器（集团）有限责任公司
1.6 PT变比
220kV母线PT：
220/
/0.1/
/0.1/
/0.1/
/0.1kV
发电机出口PT：
20/
/0.1/
/0.1/
/0.1/3kV
6kV进线PT：
6/
/0.1/
0.1/
kV
6kV母线PT：
6/
/0.1/
/0.1/3kV
1.7 CT变比
发电机出口及中性点1LH-8LH:
15000/5A
主变高压侧10LH-16LH：
2×1250/5A
2×1250/1A（发变组差动）
主变高压侧升高座17LH-19LH:
2×1250/5A
主变高压侧中性点零序LLH1-LLH2：
500/5A
主变高压侧中性点间隙LLH3-LLH4：
500/5A
江城甲、乙线线路1LH-8LH：
2×1250/5A
高厂变高压侧升高座25LH-27LH：
2000/5A
28LH-29LH：
15000/5A
高厂变低压侧中性点LH5-LH8：
200/5A
高厂变低压侧进线31LH-34LH：
4000/5A
41LH-44LH：
4000/5A
2．试验仪器
仪器名称
数量
检定日期
检定周期
ML360三相钳形电力参数向量仪
1台
2012.4.20
1年
发电机特性试验记录仪
1台
2012.4.20
1年
继电保护测试仪
1台
2012.4.20
1年
波形记录分析仪
1台
2012.4.20
1年
2号发电机变压器组大修后启机试验方案
1.机组启动试验前的准备工作
1.12号发电机变压器组所有检修工作结束，保护传动试验良好，工作票全部收回，安全措施全部拆除。
1.2测量2号机变组一、二次绝缘符合规程要求，一、二次设备操作良好，具备送电条件。
1.3由运行人员检查2号主变3672开关及南、北刀闸，发电机3组电压互感器刀闸（1YH、2YH、3YH、YH），2号高厂变低压侧6102A开关、6102B开关，2号机灭磁开关及2号机励磁变临时电源开关、低压侧交、直流刀闸均在断开或检修位置；2号主变中性点刀闸在合闸位置，2号发电机中性点刀闸在合闸位置。
1.4厂用6KVⅡA、ⅡB段母线由高压启备变经6002A开关和6002B开关供电运行。
1.52号发电机氢、水、油系统均已通过试验，各项技术指标合格，表计指示正确，处于完好状态。
1.6应将2号发电机励磁变高压侧与封闭母线间软连接断开，在汽机房6.3米从6kVⅡB段母线室25号备用开关间隔引临时电缆接至励磁变高压侧，作为短路试验时的起励电源，短路试验结束后恢复为正式接线。
2号发电机励磁系统临时励磁电源均已接好，取自厂用6KVⅡB段25号备用开关间隔，定值已整定（定值见附页），装置调试完毕，传动试验良好，具备送电条件。
临时电源电缆规格为：
YJV223*95，电缆长约30米。
由于开关间隔门和励磁变门关不严，由检修人员解除接地刀闭锁装置，并采取临时措施，关闭母线室门，在间隔门上悬挂“止步，高压危险”牌。
设专人监护，防止人员触电。
1.7由维修部电气二次班组班开第二种启机试验工作票。
1.8由继电人员将发电机过电压整定值为1.2倍发电机额定电压（120V，0S），瞬时起动方式一全跳，发电机过电压保护投入。
（传动良好、过压保护压板投入）。
1.9由继电人员将2号主变母保用CT二次线在220KV变电所端子箱处断开，并可靠自身短路接地。
1.10由电气二次班组及江北厂电气试验人员分别在2号机灭磁开关柜、变送器屏接好做2号发电机变压器短路试验、空载试验的仪表仪器及试验结线。
1.11由热工人员拆除2号主变3672开关辅助接点去电调装置的并网信号线。
1.12由热工人员将电调装置的并网出力设定为0MW。
1.13由电气一次班组提一张一种工作票，汇同江北厂检修人员在2号主变3672开关与南北刀闸之间，装设发电机――主变短路试验用三相短路线，容量为1000A，工作结束后压票。
2.发电机升速过程中的试验
2.1利用机组暖机的机会，分别在机组盘车、500r/min、1200r/min、2500r/min、3000r/min及超速后的3000r/min时，测量发电机转子的交流阻抗。
2.2发电机转速达1500转/分时，由运行及检修人员共同检查发电机励磁系统滑环、碳刷振动情况有无异常等不良现象。
振动值不应超过规定范围0.05mm。
2.3在转速达到2500r/min后测试发电机瓦座绝缘。
3.发电机－主变压器三相短路试验
3.1发电机保持3000转/分。
3.2由运行人员投入发电机氢冷系统，并保证其运行正常，确认2号机励磁系统初励交、直电源在断开位置，合上2号机1、2、3号整流柜风机电源及交流空开。
3.3由运行人员拉开2号机变组保护A、B屏所有保护压板（仅投入发电机过电压保护及跳闸压板、联跳MK开关压板）。
合上2号机变组保护A、B、C屏保护直流空开。
合上2号机自动励磁调节装置交、直流空开。
3.4由运行人员检查2号发电机3组电压互感器（1、2、3YH）的一次熔断器完好并投入，将上述电压互感器小车送至工作位。
3.5由继电人员将励磁调节器设定为模拟通道手动电流调节（即FCR）方式。
注意：
绝对禁止调试人员误操作,将励磁方式由手动电流调节切换至电压闭环，否则将造成误强励。
3.6由运行人员检查励磁系统已按机组启动前的要求准备完毕，设置为手动电流调节（即FCR）方式、并将励磁调节器的“就地/远方”控制方式选择为“远方”“手动”操作方式，合上1、2、3整流柜交流、直流侧刀闸。
3.7由运行人员合上2号机励磁变6千伏ⅡA段励磁变临时电源开关（即：
厂用6千伏ⅡB段25号开关间隔），由继电人员检测励磁变低压侧相序应正确，调节器同步脉冲相序应正确。
3.8由运行人员操作将主变重瓦斯保护投跳闸，主变冷却器投入。
合上2号主变3672开关操作主直流熔断器，合上2号主变3672开关，拉开2号主变3672开关操作主直流熔断器。
3.9合上2号机灭磁MK开关动力直流、操作直流熔断器，合上MK，按“开机令”，注意观察ECS显示器和测量仪表中发电机定子电流、转子电流等参数的指示情况是否正常，否则运行人员立即手动灭磁。
3.10进行增磁操作，缓慢提升发电机定子电流，注意观察发电机定子电流、转子电流、转子电压等参数在测量仪器、DCS、NCS、ECMS指示值和保护装置显示值的正确性和一致性。
3.11提升发电机定子电流至1500A（二次0.5A），此时2号主变高压侧电流127A（二次0.5A）。
由继电人员在发电机电流端子箱测量发电机1LH-8LH,励磁变20LH-24LH二次电流幅值及相序，在主变本体端子箱、主变220kV端子箱（主变高压侧LH:
1250/5；二次0.5A）等处测量主变高压侧二次电流幅值及相序，观察DCS、NCS、ECS电流显示正确性，检测微机保护中发电机纵差保护、变压器纵差保护及高厂变纵差保护的差流（仅为不平衡差流），微机保护各通道数值应正确；检测整流柜的均流系数应合格。
同时检查发电机、主变、励磁变本体应无异常。
3.12运行人员缓慢提升发电机定子电流，继电人员检查主变通风的整定值正确后，运行人员提升发电机定子电流至10500A（二次3.5A）。
由继电人员在发电机电流端子箱复查发电机1LH-8LH,励磁变20LH-24LH二次电流幅值及相序，在主变本体端子箱、主变220kV端子箱（主变高压侧LH:
1250/5；二次3.6A）等处复查主变高压侧二次电流幅值及相序，观察DCS、NCS、ECMS电流显示正确性，复查发变组保护A、B屏检查保护（发电机差动、主变差动、高厂变差动、励磁变保护）差流及负序电流；在机组故障录波装置、励磁调节器、振荡解列装置、同步向量测量装置、发电机状态监测装置、发电机转子绕组匝间短路装置、ECS/NCS测控装置、计量装置处检查相应通道电流应正确。
检查励磁调节器无功功率方向应正确。
检测整流柜的均流系数应合格。
同时检查发电机本体及转子碳刷、主变、励磁变本体应无异常，然后减磁，将发电机定子电流降至0，此项试验结束，由高压专业进行试验。
3.13由运行人员配合高压试验人员录取发电机三相短路特性曲线。
试验结束后，将发电机定子电流降至0。
3.14拉开灭磁MK开关及厂用6千伏ⅡA段励磁变临时电源开关。
合上主变高压侧3672开关操作直流熔断器，拉开2号主变3672开关。
4.发电机－高厂变短路试验
4.1由运行人员检查短路排安装在高厂变侧，并将2台专用短路车分别推入6102A、6102B开关柜内至工作位置。
4.2由运行人员检查自动励磁调节器设置为模拟通道手动电流调节（即FCR）方式、并将励磁调节器的“就地/远方”控制方式选择为“就地”“手动”操作方式，合上1、2、3整流柜交流、直流侧刀闸。
4.3由运行人员将2号厂高变重瓦斯保护投跳闸，冷却器投入。
4.4由运行人员合上励磁变临时电源开关，合灭磁开关控制直流空开，合灭磁开关。
4.5缓慢提升发电机定子电流至1443A，高厂变高压侧电流至额定电流1443A（测量组二次3.6A），低压侧每分支为2290A（二次值2.86A）。
。
观察ECS、DCS显示情况。
在高厂变端子箱及6kV母线室检测高厂变高、低压侧各组LH二次电流及相序，检测微机保护中发电机纵差保护、高厂变差动纵差保护的差流（仅为不平衡差流），微机保护各通道数值应正确。
然后将发电机定子电流降至0，此项试验结束。
4.6由运行人员拉开灭磁开关MK，并将2台短路小车拉开至检修位，拉开励磁变临时电源小车开关至检修位置，同时，合上开关间隔的接地刀闸，在励磁变本体挂好接地线，由电气一次班组提一张一种工作票，拆除励磁变临时电源接线，恢复励磁系统正常运行方式，工作结束交票。
4.7由运行人员合上2号主变高压侧3672接地刀闸。
由电气检修人员拆除主变高压侧短路线，工作结束交票后。
运行人员拉开2号主变高压侧3672接地刀闸。
4.8由继电人员将发电机过电压整定值恢复原定值
5．发变组空载试验
5.1由继电人员将励磁调节器设定在计算机通道手动电流调节（即FCR）方式，此时励磁调节器应在电流闭环、远控、自并励方式，并使励磁调节器作好机组升压的准备。
5.2由运行人员按照运行规程投入发变组保护A、B、C屏所有保护压板。
5.3合上2号机励磁系统交、直流电源刀闸及灭磁开关，按起励按钮，注意观察测量仪器与ECS显示器指示的正确性和一致性，然后进行增磁操作，缓慢提升发电机定子电压。
5.4提升发电机定子电压至10kV（二次50V），升压过程电压应平滑变化，注意检查定子电压在测量仪器与DCS、NCS、ECS指示的正确性。
检查发电机本体应无异常，并在发电机端子箱处，检测发电机出口1YH～3YH的二次电压、相序及开口三角电压，并在保护A、B、同期、励磁屏装置内观察电压正确性
5.5检查发电机、主变、高厂变本体有无异常以及发电机转子碳刷是否有火花出现。
5.6平稳提升发电机机端电压至额定，整个升压过程电压平滑变化，无较大波动，重复以上检查项目。
5.7继电人员对定子100％接地保护进行整定。
查看2号机保护A、B屏并网前三次谐波电压比值，并检验整定值的正确性。
5.8检验完毕后切灭磁开关，录取发电机的空载灭磁时间常数。
将发电机电压降至最低，缓慢增加发电机电压至1.05倍额定电压，录取发变组空载特性上升、下降特性曲线。
断开灭磁开关、灭磁开关操作直流，检测发电机残压二次值，检测发电机残压一次值及相序，空载试验结束。
6．励磁调节器试验
6.1发电机零起升压试验：
将2号机励磁调节器置电压闭环、远控方式，合上2号机MK开关,按起励按钮，发电机零起升压至100％额定电压。
利用励磁调节器进行采样录波。
6.2励磁调节器通道切换试验：
（1）对励磁调节器1号工控机、2号工控机和独立模拟通道三个通道的电压闭环和电流闭环进行切换试验；
（2）对励磁调节器以上三个控制通道进行主从切换试验；切换过程中机端电压基本无波动，利用微机调节器对全部切换过程进行录波。
6.3PT断线试验：
1号工控机为主2号工控机为从：
（1）模拟1YH断线，励磁调节器1号工控机应该采集2YH电压量进行正常调节；
（2）模拟2YH断线，励磁调节器应自动切换至计算机通道FCR调节方式运行（3）恢复1YH和2YH电压回路接线，手动将励磁调节器恢复为AVR运行方式。
6.4通过手动减磁，调整发电机电压至90％额定电压，先做2％额定电压阶跃试验，确定励磁调节器阶跃试验的正负极性。
再做-5％额定电压阶跃试验和+5％额定电压阶跃试验，观察调节性能，确认参数是否设置合理，并利用励磁调节器对全过程进行录波。
6.5灭磁试验：
调整发电机电压至额定，按“手动停机”按钮，调节器自动逆变灭磁，观察并记录波形，最后将电压降低至0。
7.检验同期及假同期并列试验
7.1由运行人员倒闸操作空出220千伏南母线，断开母联开关7660开关及南北刀闸，取下开关动力和操作直流熔断器。
合上220千伏南母PT刀闸。
7.2由运行人员合上2号主变3672南刀闸，由运行人员合上灭磁MK开关、3672开关，发电机零起升压至100％额定电压。
7.3投入微机自动准同期装置，观察电压幅值、相位指示应正确；将发电机电压降至0，拉开2号主变3672开关，2号机灭磁MK开关，2号主变3672南刀闸，220千伏南母PT刀闸。
7.4由运行人员合上7660开关动力和操作直流熔断器，母联开关7660开关及南北刀闸。
220千伏南母空充良好后，合上220千伏南母PT刀闸。
7.5继电人员在2号机变组保护C屏短接同期回路用南刀闸辅助接点。
7.6运行人员合上2号机灭磁MK开关，按起励按钮，发电机零起升压至100％额定电压。
在同期控制屏检查系统侧和发电机侧电压相序是否正确。
7.7投入自动准同期装置，对2号主变3672开关进行假同期试验。
微机准同期并列试验，在并列过程要注意观察在微机准同期发合闸令的同时，3672开关应合闸良好。
完毕后将发电机定子电压降至0。
7.8拉开2号主变3672开关，2号机灭磁MK开关。
继电人员拆除2号机变3672南刀闸辅助接点短接线，恢复为正常接线方式。
7.9由热工人员恢复2号主变3672开关辅助接点去开电调装置线。
热工分场人员将电调装置的并网出力设定恢复原定值。
7.10由运行人员按规程操作投入2号机微机保护柜的保护压板，机组具备并网条件后，汇报值长。
8.机组并网试验
8.1由值长联系省调，按要求投入2号主变中性点接地保护，停用220千伏母保后，由继电人员测母保差流并记录。
8.2将2号主变高压侧母保用CT接入220千伏母差回路。
8.3按照调度要求和电厂的运行规程，投入发变组的有关保护。
8.4检查3672开关在分位、2号主变中性点地刀在合位，合3672II母刀闸，投入3672开关的控制直流。
合灭磁开关，励磁调节器采用“自动零起升压”方式进行起励，将发电机定子电压升至额定电压。
8.5按照运行规程中的“自准并网”操作步骤，用自动准同期方式，通过3672开关将2号发电机组并入系统，并列时要注意监视各参数的指示情况。
8.6使发电机带一定负荷，测220千伏母保差流及相位应合格并记录。
8.7联系省调投入220千伏母保，2号主变中性点地刀运行方式按调度要求执行。
8.8由继电人员对定子100％接地保护进行整定。
查看2号机保护A、B屏并网后三次谐波电压比值，并检验整定值的正确性并记录。
8.9检测微机保护中发电机纵差保护、发变组纵差保护的差流（仅为不平衡差流）差流应符合规程要求。
8.10厂用6千伏ⅡA、ⅡB段由备用电源切至工作电源后，继电人员检测微机保护中发变组纵差保护的差流、2号高厂变纵差保护（仅为不平衡差流）差流应符合规程要求并记录。
至此，2号机大修后启动试验全部结束
附：
2号机励磁变微机型变压器综合保护整定方案
2号机起机试验中，在作发电机短路试验时，2号励磁变高压侧需在厂用6KVⅡA段3号热网循环泵开关间隔引入6KV电源，需加装临时保护。
保护配置及原则：
速断保护，过流保护，高压接地保护，由于励磁变无低压侧零序CT，低压侧另序保护无法实现，因此过流保护按低压侧单相接地短路可靠动作整定，高压接地保护作用于开关跳闸。
励磁变参数：
Se=3500KVA；Ue=20/0.756KV；短路阻抗：
Uk=8%；接线：
ynd11；X=8%×100/3.5=2.3，备用间隔CT变比为：
300/5。
2号励磁变临时电源高压侧电压为6.3KV，低压侧电压为：
238V。
额定电压下的一次电流为101A，因此工作在6.3KV时的容量为S=1.732×101×6.3=1102KVA，X=8%×100/1.102=7.26
8、2号机厂用6千伏ⅡA段短路电流汇总：
最大运行方式为X=0.382；Idmax=1/0.382×9165=24007A；
最小运行方式为X=0.383；Idmin=1/0.383×9165=23908A；
1短路电流计算：
归算到励磁变高压侧母线
Idmax=1/（0.382+7.26）×100/（1.732×6.3）=1199A；
Idmin=1/（0.383+7.26）×100/（1.732×6.3）=1197A；
厂用6千伏ⅡA段母线：
Id
（2）min=23908×0.866=20704A
2最小运行方式下，低压母线单相接地短路电流
取变压器零序电抗近似为1.0；
X0=1.0×100/1.0=100
3I0=3/[2（0.383+7.26）+100]=0.026
3I0=0.026×100/1.732×0.238=6307A。
折算倒高压侧：
3I0=6307/（6.3/0.238）=238A。
1.高压侧二次额定电流：
In=101/（300/5）=1.68A≈1.7A
2.速断保护
整定原则一：
躲过变压器低压母线短路流过保护的最大短路电流。
Idz=Kk×Idmax=1.3×1199=1559A
整定原则二、躲过变压器空载合闸激磁涌流。
Idz=Kk×Ibe=1.3×5×101=656.5A
整定值：
一次：
Idz=1559A；
二次：
Idzj=1559/300/5=25.98=26A；
Idz=26×300/5=1560A；
时限：
t=0.1s；
灵敏度：
Klm=23908/1560=15>2；
3.过流保护
整定原则：
低压侧单相接地可靠动作（灵敏度为2）。
定值：
Idz=238/2=119A；
二次定值：
Idzj=119/300/5=1.98≈2A；
一次定值：
Idz=2.0×300/5=120A；
过流保护时限：
t=1.0s；
4.高压侧接地（零序）保护
根据经验公式取一次定值I=25A；
零序LH变比为：
150/5，计算出出二次电流值I=25/（150/5）=0.83A。
动作时限：
t=0.5s；跳闸。
附：
2号机励磁变微机型变压器综合保护表
控制字含义
KG1=0435
位
整定值
置0时的含义
置1时的含义
0
0
过热告警退出
过热告警投入
1
0
过热闭锁退出
过热闭锁投入
2
1
零序过流投告警
零序过流投跳闸
3
0
负序过流选定时限
负序过流选反时限
4
1
控回断线告警退出
控回断线告警投入
5
1
TV断线告警退出
TV断线告警投入
6
0
自起动判别退出
自起动判别投入
7
0
8X6开入不跳闸
8X6开入跳闸
9
0
自起动判别退出
自起动判别投入
10
1
电机启动不录波
电机启动录波
11
0
I2>=1.2I1不闭锁
I2>1.2I1闭锁负序
12
0
过负荷投告警
过负荷投跳闸
15
0
TA额定电流5A
TA额定电流1A
KG2=0000
位
整定值
置0时的含义
置1时的含义
0
0
FC过流闭锁退出
FC过流闭锁投入
1
0
非电量1退出
非电量1投入
2
0
非电量2退出
非电量2投入
3
0
非电量3退出
非电量3投入
4
0
速断方向闭锁退出
速断方向闭锁投入
7
0
级联方向退出
级联方向投入
8
0
级联发信退出
级联发信投入
15
0
马达起动判别投入
马达起动判别退出
2.3CSC237A电动机综合保护装置的软压板清单
序号
压板名称
投/退
对应功能
1
电流速断
投
电流速断保护功能投退
2
过流
投
过流保护功能投退
3
零序过流
投
零序过流保护功能投退
4
负序过流
投
负序过流保护功能投退
5
过热保护
退
过热保护保护功能投退
6
低电压
退
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