2湖南创元电厂#1机组发变组保护调试方案.docx

1、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 2006-12-25 XTS/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

2、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

3、。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DL 5009.1-2002；7）(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/T 47

4、8-2001；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

5、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

6、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

7、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（M）要求屏内交、直流电源端子对地绝缘1000V摇表，10M屏内电流回路端子对地绝缘1000V摇表，10M屏内电压回路端子对地绝缘1000V摇表，10M屏内直流电源端子对地绝缘1000V摇表，10M屏内信号告警端子对地绝缘1000V摇表，10M出口回路对地绝缘1000V摇表，10M弱电回路对地绝缘500V摇表，10M屏内交、直流回路之间绝缘1000V摇表，10M各回路之间1000V摇表，10M4.2 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

8、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

9、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

10、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)5A25A50A发电机中性点：A相(A)B相(A)C相(A)5A25A50A励磁变高压侧：A相(A)B相(A)C相(A)5A25A50A励磁变低压侧A相(A)B相(A)C相(A)5A25A50A主变高压侧输入电流值（A）A相(A)B相(A)C相(A)1A5A10A发电机机端（主变差动）A相(A)B相(A)C相(A)5A25A50A厂变高压侧A相(A)

11、B相(A)C相(A)5A25A50A厂变A分支A相(A)B相(A)C相(A)5A25A50A厂变B分支A相(A)B相(A)C相(A)5A25A50A主变接地零序零序电流(A)1A5A10A主变间隙零序零序电流(A)1A5A10A分支零序通道厂变A1分支(A)厂变B1分支(A)5A25A50A8.3 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）5V30V70V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) 5V30V70V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) 5V30V70V发电机中性点零序电压：基波

12、(V)三次谐波(V)5V60V120V转子电压：失磁保护用(V)转子接地保护用(V)50100200高厂变A分支电压：A相(V)B相(V)C相(V)零序（V）5V30V70V高厂变B分支电压：A相(V)B相(V)C相(V)零序（V）5V30V70V9 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）57101520中性点I理论值（A）中性点I动作值

13、（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9.1.4 TA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

14、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）1020309.3.3 发电机定子接地相关TV断线判别投入定子接地保

15、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（k）定值段动作电阻（k）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）510152027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（

16、启动负序电流整定值 A，上限时间整定值 S；转子表层热容量值 ；长期允许负序电流 A。）输入负序电流（A）123568计算时间（S）12429.412.94.63.43.4实测值（S）131.130.312.74.733.423.29.7 失磁保护9.7.1 定子阻抗判据（失磁保护阻抗Za（上端）定值 ，失磁保护阻抗Zb（下端）整定值 。）计算整定值（） 00 900 1800 -900动作值（）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

17、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：UfdKset(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ZA ，阻抗定值ZB ，电抗线阻抗定值 ，灵敏角定值 ，透镜内角定值 ，区外时滑极定值 次，区内时滑极定值 次

18、，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1300.5实测值129.70.5129.10 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1.11.151.21.251.31.351.41.45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

19、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（）低电阻（）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9.18 GCB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

20、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）0.20.5 135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）0.20.5 135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

21、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9.19.5 TA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

22、“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）0.20.5 135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

23、： 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9.20.5 TA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