G8保护开机试验.docx

1、G8保护开机试验G8电气开机试验计划及措施编写： 郭进钊 刘鹏举 徐刚 孙润勃 张淑敏 审核： 王建东 尚学成 批准： 王子强 陡河发电厂设备部 2013年2月（一）试验组织机构及试验前的准备：1、试验组长：王子强2、试验副组长：王建东、尚学成3、试验成员： 陡河发电厂设备部：张淑敏、沙建勇、郑永涛 陡河发电厂发电部：徐刚、亢文刚 陡河发电厂保护室：刘鹏举、保护一班、保护二班、仪远班 检修公司电气队：孙润勃、高压班、配电一班、配电二班 检修公司热工车间：王占明、保护班 国电南自公司：技术人员4、操作：由当值值长统一指挥当值运行人员操作，试验中设备出现异常情况下，运行人员有权按规程停止试验，试验

2、中属电气一次接线的措施及高压试验表记拆接线由电气队负责；属于电气二次拆接线的措施由继电保护室负责；DCS机柜处拆接线的措施由热工车间负责；所有试验措施在试验前由运行人员进行确认。5、要求：运行各值填好操作票，各试验组成员试验中始终在现场，做好协调工作。6、发电机励磁调节器由继电保护室人员操作。7、试验中必须使用合格期内的仪器、仪表。（二）开机试验安全组织措施为确保开机试验过程中不出现危及人身和设备安全的事故，特制定如下措施：所有工作人员，要严格遵守安规要求，严格遵守工作票制度，统一听从试验负责人的指挥，具体措施如下：1、 试验运行人员安全措施（1）试验前，检查相关工作票均已收回或押回，已押回的

3、工作票应询问工作负责人该设备具备运行条件，运行值班人员确认系统已恢复至试验状态。（2）试验前，运行值班人员必须认真学习G8电气开机试验计划及措施，掌握试验中的技术措施和组织措施，清楚整个试验过程。（3）试验过程中，听从值长、机组长统一的协调指挥。（4）试验过程中，确认试验人员必须持有工作票，收发工作票到现场，发出工作票时会同工作负责人检查安全措施，指明带电部位；收回工作票时询问工作负责人试验情况，确认试验措施全部恢复。（5）严格执行操作票制度，核对设备名称及编号，防止走错间隔，杜绝误操作的发生。2、检修人员的安全措施：（1）电气队人员的安全措施：a）做好励磁回路工作安全措施。b）接转子表带手套

4、，防止人为发生转子一点接地。查看表的极性时，两人操作，防止表线搭接一起造成短路，CT二次接表带手套，将CT短接后再接表。试验中变换表的量程，先将CT短接后再切换量程。c）PT二次接表带手套，防止PT短路。d）短路试验时，在短路点处专人负责监视测量温度变化，出现异常及时停止试验。e）全体试验人员保持精神集中，服从指挥。f) 试验结束后，将试验措施全部恢复。（2）继电保护试验人员安全措施a）严格执行工作票制度，所有工作必须有工作票。b）严格按照开机试验计划步骤进行试验，试验中如需调整项目需经领导逐级批准，不允许擅自改变计划项目。c）试验用仪器仪表需提前测试性能完好。d）所有试验工作不允许一人单独进

5、行，必须有监护人。e）严格执行继电保护工作现场保安规定。f）所有试验人员必须服从统一指挥，不能盲目进行。g）试验中遇到问题及时汇报。3、参加#8机开机试验外来人员安全措施：（1） 参加#8机开机试验的电科院、厂家人员，要严格执行安全规程的有关规定，班前严禁饮酒，戴好安全帽。（2） 不得超越工作范围，不准到到区域以外的地方休息及做其它工作。（3） 试验过程中，不得误动运行设备，所有操作需有电厂监护人监护。（三）试验项目一、不同转速下测发电机转子阻抗、绝缘电阻及副励磁机空载电压 高压二、发电机带主变、厂变短路试验 继一、仪表三、发电机空载试验 1、发电机空载电压曲线测试 高压2、保护电压向量核对试

6、验 继一、仪表3、保护开口角电压向量核对试验 继一、仪表 4、励磁调节器试验 继一5、2208主开关假并列试验 继一、仪表 四、220kV #2站母差保护CT测向量（第一次并网后试验） 继二（预计于第一次并网前四个工作日，向网调提工作申请，退出220kV #2站BP-2B母差保护；试验当天申请#8机组并网令同时申请退上述保护令）五、汽机超速解列前试验1、厂用电快切试验 继一 2、直流开关拉合试验 继一、热工3、逆功率保护跳闸试验 继一一、在不同转速下测发电机转子阻抗、绝缘电阻及副励磁机空载电压1、办理开机试验二种工作票。2、措施及准备：（1）确认发电机转子滑环碳刷已经上好；确认线性电阻一端接头

7、已人为拆开，或做好可靠的绝缘隔离措施；（2）断开励磁系统的直流电源；（3）确认励磁开关MK、1DK、2DK、DL3、DL4在断开位置；（4）取下发电机转子回路所有二次保险（电压表、变送器、转子接地保护）；（5）退出发电机转子一点接地保护（在保护A屏处打开转子接地压板）；（6）转子滑环处接好测量用表计；3、测量发电机在不同转数下转子阻抗、绝缘电阻及读取副励磁机空载电压及相序100V发电机转数（r.p.m）050010001500200025003000阻抗（）参考值7.467.046.906.786.676.626.58实测值损耗（W）参考值856900903904905907915实测值绝缘电

8、阻（M）参考值实测值付励静子电压V参考值017.334.65269.386.7103.9实测值备注1. 参考值为2009年5月大修后之值。4、1300转/分时，在1DK上口测量付励磁机的相序，确认副励磁机相序正确性。5、试验完毕后，拆除试验表计、仪器，由电气队恢复灭磁电阻接线，恢复上述所有措施。二、发电机带主变、厂变三相短路试验1、准备措施：（1）确认2208-4、-5刀闸在断开位置，拉开2208-4、-5刀闸动力电源。在主开关负荷侧接好三相短路线，短路线容量不小于700A；（2）分别在6801A、B开关柜间隔电源侧接好三相短路线（注意CT在短路线内侧），短路线额定电流不小于1000A，并检查

9、两开关在断路位置；（3）检查感应调压器在下限位置；投入厂变冷却系统并监视厂变温度；（4）投入主励过流保护、发电机过压保护、发电机断水保护，其它保护不投；（5）确认已退出2208启失灵、跳母联、失灵保护联跳、母差保护跳闸压板；（6）投入发电机、主变、主励冷却器系统，并在试验中注意监视各部温度。上好各保护柜掉MK、DL3、DL4压板；（7）热工人员断开DCS机柜处DEH主开关位置2对接点；2、发电机带主变、厂变短路试验：（1）合上2208主开关后。（2）拉开#1直流分电盘2208主开关控制直流开关，及#2直流分电盘2208主开关控制直流开关，用万用表测量保险下口应无电压。（3）在保护A屏分别打开2

10、208开关A、B、C相跳闸压板,并用万用表量133A、133B、113C压板及端子排接线无电。（4）在保护B屏分别打开2208开关A、B、C相跳闸压板,并用万用表量133A、133B、113C压板及端子排接线无电。（5）在保护C屏分别打开2208开关A、B、C相跳闸压板,并分别用万用表量141、141A、141B、133A、133B、133C压板及端子排跳闸线无电。（6）合励磁开关；（7）调整感应调压器，使电流缓慢增加，当发电机静子电流为1000A时，由保护人员检查各CT回路有无开路，电流是否平衡正常；（8）测发电机4LH CT电流及主励静子CT电流（继电保护）CT组别/相别A相B相C相N相发

11、电机4LH CT电流（A）主励静子CT电流(A)（9）稳定额定电流，记录主整流柜电流（继电保护）1SR2SR（10）调整感应调压器，使电流缓慢增加，观察厂变低压侧电流，当厂变低压侧电流约为700A时（电流值能满足测量灵敏度要求尽可能小），由保护人员检查各CT回路有无开路，电流是否平衡正常。（11）用感应调压器将发电机静子电流升到约4000A，注意监视后低压侧电流不超过700A，打印保护屏电流实时参数，并用钳线表测电流及相位，确定CT接线组别： 在保护屏、故录屏观察各组CT的电流与发电机线电压的实时参数，观察CRT显示、电度表屏、立屏表记有功数值是否正起，并判断CT接线是否正确（各保护角度是否正

12、确：差动、匝间、失磁、逆功率、失步），将结果填入下表：A4011A4021A4031A4041A40611A40621A4091A4101UAB（基准）参考值300300120120120120330330位置A屏B屏故录AVR屏A屏B屏A屏B屏A4021A4022A4031A4032A40711A40721A40911A40921UAB（基准）参考值300300300300120120120120位置A屏B屏A屏B屏A屏B屏A屏B屏A4051A4052A4053A4071A411A412UAB（基准）参考值120120120150120120位置1变送器电度表立屏1变送器变送器电度表A407

13、1A4011A4061A4081UAB（基准）参考值150120120120位置故录故录故录故录3、测CT电流、差动保护差流:维持厂变低压测电流不变，观察发电机静子电流值（约为4000A），测量以下电流并确认CRT画面电流指示正确，一次电流：发电机定子_A，主变高侧_A，厂变高侧_A，A分支_A，B分支_A，A相幅值/相位B相幅值/相位C相幅值/相位N线电流位置A4011B4011C4011N4011A屏A40611B40611C40611N4061A屏A4091B4091C4091N4091A屏A4021B4021C4021N4021B屏A40621B40621C40621N40621B屏A

14、4101B4101C4101N4101B屏A4031B4031C4031N4031故录屏A4071B4071C4071N4071故录屏A4041B4041C4041N4041AVR屏A4051B4051C4051N4051变送器A4081B4081C4081N4081变送器A4052B4052C4052N4051电度表A4021B4021C4021N4021A屏A4031B4031C4031N4031A屏A40711B40711C40711N40711A屏A40911B40911C40911N40911A屏A4022B4022C4022N4021B屏A4032B4032C4032N4031B屏

15、A40721B40721C40721N40721B屏A40921B40921C40921N40921B屏A4013B4013C4013N4013故录屏A4061B4061C4061N4061故录屏A4081B4081C4081N4071故录屏A411B411C411N411变送器A412B412C412N412电度表（2）差动保护测差流 维持发电机静子电流，测发电机、主变、厂变差动保护差流 测继电器差流：观察保护屏显示器数据并打印A相B相C 相发电机差动电流（A）主变差动电流（A）发变组差动电流（A）厂变差动电流（A）参考值小于0.1A4、短路试验完成后，将发电机电流降至最小，拉开MK、DL4

16、开关；5、合上2208主开关控制直流，拉开主开关；6、开工作票，拆除主开关的短路线及6801A、B短路线，恢复正常接线，做好安全措施，并设专人监护；投入发变组全部保护，恢复所有短路试验线措施。三、发电机空载试验准备措施：（1）高压班人员在#8机电度表盘处接0.5级0-150V电压表2块；（2）G8励磁盘3000A/75mV分流器上接75mV、0.5级毫伏表一块；（3）运行人员确认2208-4、-5刀闸在断开位置，拉开2208-4、-5刀闸动力电源。分别合上MK、DL3开关；1、发电机空载电压曲线测试手动缓慢升压，做发电机空载电压上升曲线，然后做下降曲线，试验时只能单方向调整，检查盘表指示正确。

17、同时记录发电机静子电流和发电机转速 。 空载上升曲 线Uf(V)参考值51006600946010390*12180138401508015700Uf(V)格数6888126.1138.581.292.3100.5104.7Uf(V)盘表UAB(V)格数UAB(V)UBC(V) 格数UBC(V)Uf (V)平均IL格数16.7021.6530.7033.5539.746.251.354.3IL参考值200.4259.8368.4402.6476.4554.4615.6651.6IL格数IL (A)空载下降曲 线Uf(V)参考值144801382012230*968086607390606054

18、00Uf(V)格数96.592.1381.5129.1115.598.580.872Uf(V)盘表UAB(V)格数UAB(V)UBC(V) 格数UBC(V)Uf (V)平均IL格数48.145.3539.3530.527.223.251916.7IL参考值577.2544.2472.2366326.4279228200.4IL格数IL (A)在灭磁开关断开前后测量发电机静子残压。电压（V）参考值实测值灭磁开关断开前5400灭磁开关断开后 90说明：基础数据参考值均为2009年5月修后的开机试验值。2、保护电压向量核对试验（1）在保护A、B屏，故录屏等处打印实时参数，确认发电机1YH、2YH电压

19、相序及向量（2）在保护A、B屏，电度表、变送器盘确认发电机1YH电压相序及向量保护B屏 A613B600C613A623B600C623保护A屏A613保护A屏B600保护A屏C613电度表盘A623电度表盘B600电度表盘C623变送器盘A623变送器盘B600变送器盘C623（3）保护AVR屏处测发电机1YH（A613、B600、C613）、2YH（A623、B600、C623）相序及向量 调节器保护A屏A623B600C623A613B600C613A613B600C6133、保护开口角电压向量核对试验（1）断开保护A屏，定子接地、起停机保护硬压板；断开保护B屏，定子接地、起停机保护硬压

20、板； （2）在5mPT端子箱处，将1YH开口角电压电缆L613与1YHa-da断开，再将电缆L613引至1YHb-da（3）在5mPT端子箱处，将2YH开口角电压电缆L623与2YHa-da断开，再将电缆L623引至2YHb-da（4）在保护A、B屏，电度表、变送器盘确认发电机机端开口角电压相序及向量A屏B屏故录变送器机端1YH零序电压机端2YH零序电压参考值33V 210（以1YH Uab基准）（5）恢复（2）、（3）中5mPT端子箱处1YH、2YH的接线后，测量各屏零序不平衡电压A屏B屏故录变送器机端1YH零序电压机端2YH零序电压中性点零序电压（6）确认各开口角电压正常，保护A、B屏定子

21、接地、起停机保护未动作发信后，恢复保护A、B屏定子接地、起停机保护硬压板（7）定子接地三次谐波电压检查：U3sU3nU3s/ U3nA屏B屏4、励磁调节器试验4.1 调压范围及空载调压稳定试验（1） 合DL3零起升压试验（2） 手动增磁按扭（间歇）至额定UG%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%110%UF%IL(A)()4.2 A、B套调节器切换试验：观察B套调节器电压给定值和触发角跟踪是否和A套一致。切换从A套至B套并录波看无功和机端电压是否变化。4.3 5%跃变试验：通过终端进行5%UFN阶跃响应试验并录下波形（可控硅控制角不大于30度）。要求：电压超调量不大于

22、30%；振荡次数不多于3-5次；调节时间不大于5秒。如参数不合适，调整到合适为止。4.4 自动调压范围试验机端电压标幺值（%）80859095100105110机端电压UG（kV）给定值Uref（pu）注：试验结束，拆除试验接线及表计，恢复原接线。5、2208主开关假并列试验准备措施：（1）发电机两组刀闸均在断开位置，在保护C柜端子排处短接-4刀闸接点。（2）总同期开关DTK分别放手动/自动，观察同期检定继电器TJJ，应在同步表过0时动作，确定同期闭锁回路工作正常。（3）热工人员在DCS系统解除95%电压闭锁并网条件；5.1手动方式并网一次，注意调压调频动作正确。5.2 自动方式并网一次，注意

23、TJJ闭锁角度。5.3 同期装置调频调压试验（1）维持发电机转速与系统频率相同，调整AVR，使发电机电压升到109V，同期装置降压灯亮，调节器调整电压，并列电压值 V；（2）维持发电机转速与系统频率相同，将DCS顺控发电机电压置1，将调整AVR，使发电机电压升到91V，同期装置升压灯亮，调节器调整电压，并列电压值 V；（3）维持发电机电压与系统电压相同，汽机手动调速，使发电机转速升到3020转，同期装置降速灯亮，手动降速调速，并列转速 转；（4）维持发电机电压与系统电压相同，汽机手动调速，使发电机转速降到2980转，同期装置升速灯亮，手动升速调速，并列转速 转。5.4 通知热工人员恢复到DEH

24、主开关位置接点线，恢复DCS的措施。四、220kV #2站母差保护CT测向量（第一次并网后试验） 确认#2站BP-2B母差保护已退出1、#2站第二套母差BP-2B保护测向量 （1）2208新接入CT（81LH）向量测量： 22082206A40811B40811C40811N40811A4081B4081C4081N4081 22082224A40811B40811C40811N40811A451B451C451N451（2）打印BP-2B微机保护母线保护间隔单元状态量，确认2208与2206，2208与2224对应相电流角度差值正确。（见打印记录）2. #2站第一套母差PMH-150保护测向量（1）-4乙母线差动元件差流测量：相别A相B相C相N相差流