5#发电机组110KV和10KV系统.docx
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5#发电机组110KV和10KV系统
5#发电机组110KV和10KV系统
受电方案
编制:
***
审核:
***
批准:
***
***公司能源动力中心
2010年11月15日
一、现状概述
5#机组110KVGIS、10KV高压开关柜,主变和高厂变已安装完毕、二次接线已接完并进行了校验、发电机出线小室网门已安装,并网小室高厂变和GIS已增加安全隔离网门,并向公司提相关设备的安装、绝保、综合自动化保护装置调试等验收报告和资料,发电机并网小室、出线小室和励磁小室等已全部作业完毕,现场已清理干净,控制室上位机系统已搭建完成。
去施家坪变电所的线路已形成并验收,具备送电条件。
为确保5#发电机组按期投运,特制定此110KV和10KV系统受电方案。
二、受电范围
本次发电站110KV系统和10KV系统受电是由变电所110KV系统充电到发电站GIS组合电器、5#主变、高厂变最后到发电机出口隔离刀闸(51)下端,发电机机端PT、励磁PT和励磁变隔离开关柜等设备。
三、受电方案
(一)受电前验收
1、发电机组、主变、高厂变本体、GIS组合电器及相关设备已安装完毕,二次线路及保护装置均全部验收及调试合格,相关资料已报公司、能动中心备案。
2、所有断路器、隔离手车、隔离刀闸和电缆等设备的预防性试验已全部完成,施工方将相关试验报告、调试记录已交钢钒制造、能源动力中心。
3、发电机本体保护、主变和高厂变定值调试完成,所有设备的保护调试报告已交钢钒制造、能源动力中心。
4、发电机出口网门、1#主变大门和高厂变网门已安装合格,相关标识清楚,设备名称、编号对应。
5、所有的安全措施可靠,岗位人员职责分工明确、具体,已落到实处。
(二)受电前准备工作
1、外观检查
1.1、检查励磁小室励磁PT隔离手车柜(951)清洁,柜内无施工工具、杂物、端子排整齐、无松动、标识清楚,柜面卫生及测控装置等完好,将隔离手车摇至“试验位置”,所有电源已断开。
1.2、检查励磁小室机端PT隔离手车柜(952)本体清洁,柜内无施工工具、杂物、端子排整齐、无松动、标识清楚,柜面卫生及测控装置等完好,将隔离手车摇至“试验位置”,所有电源已断开。
1.3、检查励磁小室励磁变隔离刀闸(953)本体清洁,无施工工具、杂物、设备编号与名称清楚,处在“断开位置”。
1.4、检查励磁装置所有柜内无施工工具、杂物、端子排整齐、无松动、标识清楚,柜面卫生及测量装置,可控硅装置、电缆接线紧固完好及灭磁开关完好,所有刀闸在“断开位置”,装置电源已断开。
1.5、检查出线小室隔离刀闸(51)本体清洁,现场无施工工具、杂物、设备编号与名称清楚,隔离刀闸在“工作位置”。
1.6、检查发电机出口母排到隔离刀闸(51)下端已有效拆开(在发电机机端出口处),并加装“临时网门”,采取了可靠的安全措施。
1.7检查出线小室断路器(0912)手车柜本体清洁,柜内无施工工具、杂物、端子排整齐、无松动、标识清楚,柜面卫生、就地/远方转换卡子好使,分、预分、合、预合转化卡子正常,信号指示灯、继电器完好,温度测控装置、高厂变保护装置、测控装置、带电指示装置、温湿度控制器和操作箱等完好,所有压板在“退出位置”,确认断路器手车在“试验位置”的“分闸状态”,所有电源已断开,设备名称编号清楚。
1.8、检查5#主变本体
1.8.1检查变压器本体、冷却风机及所有附件均完好。
1.8.2变压器两侧相序标识正确。
1.8.3设备本体接地可靠,接地电阻小于4欧。
1.8.4事故排油设施完好,油色、油位正常,消防设施齐全。
1.8.5主变电压切换档位置于110KV档。
1.8.6主变中性点接地刀闸完好,处于“工作位置”。
1.8.7间隙装置、温度测试仪表套管和瓷瓶等完好。
1.8.8防护网门已安装完好,场地清洁卫生无遗物,安全标识清楚。
1.9、检查GIS组合电器本体
1.9.1本体施工完毕,现场清洁卫生无施工遗物,与高厂变有足够的安全距离,并采取了可靠的安全措施。
1.9.2本体两端接地良好,接地电阻小于4欧。
1.9.3本体内断路器、所有接地刀和快速接地刀均在“断开位置”,指示正确,设备编号与名称对应。
1.9.4本体内断路器、所有接地刀和快速接地刀气室中气压满足要求,温度补偿气体密度继电器装置完好,显示正确。
1.9.5本体两端电缆终端筒完好,电缆接线紧固,相序标识正确,相间距离满足要求。
1.9.6现场GIS控制柜
控制柜本体及现场清洁,柜内无施工工具、杂物、端子排整齐、无松动、标识清楚,所有继电器完好,柜面卫生,电流表和电压表完好,操作计算器装置完好,报警显示装置完好,就地/远方操作卡子和电压切换卡子正常,联锁转换卡子正常,本体内断路器、所有接地刀和快速接地刀状态指示正常,柜内所有电源正常。
1.9.7检查GIS组合电器所有闭锁条件满足操作要求(在ABB公司的指导下根据“允许操作条件表”逐一进行试验)。
1.10、检查高厂变本体
1.10.1检查变压器本体、冷却风机、温度监控器及所有附件均完好。
1.10.2变压器两侧电缆接线紧固,清洁卫生无施工遗物,两侧相序标识正确。
1.10.3设备本体接地可靠,接地电阻小于4欧。
1.10.4主变电压切换档位置于10KV档。
1.10.5防护网门已安装完好,场地清洁卫生无遗物,安全标识清楚。
1.11、检查6KV侧一受电断路器手车柜(10602)本体清洁,柜内无施工工具、杂物、端子排整齐、无松动、标识清楚,柜面卫生及测控装置等完好,将断路器手车摇至“检修位置”,并采取可靠的安全措施,本体柜内所有电源已断开。
1.12、检查故障录波屏本体清洁,柜内无施工工具、杂物、端子排整齐、无松动、标识清楚,柜面、仪表及保护单元卫生等。
1.13、检查发电机保护屏
检查本体清洁,柜内无施工工具、杂物、端子排整齐、无松动、标识清楚,柜面、仪表及保护单元卫生,发变组保护装置(DGT-801C)、发电机综合测控装置(NAS-811D)、通讯管理机(NAS-968E)和打印机等设备完好,标识正确清楚,所有保护压板在“退出位置”。
1.14、检查计量屏
检查发电机出口电量、上网电量、高厂变入口电量和10605入口电量的计量装置完好,回路接线紧固完好,端子排整齐完好,标识正确,柜内清洁卫生无施工遗物,屏面本体卫生。
1.15、检查同期屏
检查发电机手动准同期及自动准同期装置(NAS-965)完好,所有继电器,电压表、频率表和同步表校验合格,指示正确完好,本体清洁,所有信号灯指示完好,柜内无施工工具、杂物、端子排整齐、无松动、标识清楚,柜面卫生等。
1.16、检查发电机控制屏
检查电压表和电流表,有功功率表和无功功率表,指示灯,按钮等接线完好紧固,端子排整齐完好,无施工遗物,标识正确,屏面卫生等。
1.17、检查线路差动保护屏
检查本屏接线完好紧固,端子排整齐完好,无施工遗物,标识正确,屏面卫生等。
1.18、检查微机励磁调节屏
检查A、B通道励磁调节装置,电压表和电流表,指示灯以及按钮等接线完好紧固,端子排整齐完好,标识正确,屏面卫生。
1.19、检查直流系统屏
检查直流系统已正常投运,相关的标识清楚,各仪表指示正确,安全措施和安全标识清楚可靠。
1.20、检查上位机系统已达建完成,满足生产需要,能正常运行。
2、继电保护调试及开关量试验
2.1、继电保护出口传动试验
发电机组、主变和高厂变所有保护根据定值单已经调试完毕,发变组的差动保护回路的三个电流互感极性正确,发电机本体差动保护回路的二个电流互感极性正确,高厂变本体差动保护回路的二个电流互感极性正确,由总包方、厂家、产权方共同确认后,对发电机组、#主变和高厂变逐一进行如下的保护出口传动试验。
2.1.1发变组差动保护出口传动试验
本保护通过DGT-801C装置出口跳GIS断路器(155)、高厂变断路器(0912)、并由高厂变联跳6KV侧断路器(10602)、跳灭磁开关(MK)和汽机车间自动主汽门,在控制室发电机保护屏上投入1XB(跳主变高压侧)、5XB(跳MK)、6XB(跳高厂变)、7XB(关主汽门)和软压板XP01(发变组差动),确认其余保护压板全部“退出”。
2.1.1.1投运GIS断路器(155)
2.1.1.1.1在并网小室中确认GIS中三把隔离刀闸,三把接地刀闸和二把快速接地刀闸在断开位置,闭锁回路允许操作。
2.1.1.1.2确认现场控制柜中的交、直流电源已合上。
2.1.1.1.3确认GIS断路器(155)气室气压满足合闸、切闸要求。
2.1.1.1.4确认就地/运方卡子置于“远方”。
2.1.1.1.5上位机合上断路器(155)。
2.1.1.1.6并网小室必须设置专人监护,并保证通讯畅通。
2.1.1.2投运高厂变110KV侧断路器(0912)
2.1.1.2.1在发电机出线小室中将断路器(0912)由“试验位置”摇至“工作位置”。
2.1.1.2.2确认控制柜中的交、直流电源已合上。
2.1.1.2.3投运断路器“本体合闸”压板。
2.1.1.2.4上位机合上断路器(0912)。
2.1.1.2.5出线小室必须设置专人监护,并保证通讯畅通。
2.1.1.3投运高厂变6KV侧断路器(10602)
2.1.1.3.1在6KV系统高压室中将断路器(10602)由“试验位置”摇至“工作位置”,安全标识和安全措施醒目、可靠。
2.1.1.3.2确认控制柜中的交、直流电源已合上。
2.1.1.3.3将6KV系统的BZT逻辑回路已有效断开,BZT装置电源已停下。
2.1.1.3.4上位机合上断路器(0912)。
2.1.1.3.56KV系统高压室必须设置专人监护,并保证通讯畅通。
2.1.1.5在发电机保护屏DGT-801C装置上点击“发变组差动保护”。
2.1.1.6确认断路器(155)、断路器(0912)和断路器(10602)均跳闸。
2.1.1.7确认汽机车间自动主汽门已关闭。
2.1.1.8复归信号,退出保护压板,并确认。
2.1.21#主变零序过流保护出口传动试验
2.1.2.1在控制室发电机保护屏上投入1XB(跳主变高压侧)、5XB(跳MK)、6XB(跳高厂变)、7XB(关主汽门)和软压板XP10(零序过流),确认其余保护压板全部“退出”。
2.1.2.2合上断路器(155)。
2.1.2.3合上断路器(0912)。
2.1.2.4合上断路器(10602)。
2.1.2.5联系汽机车间打开自动主汽门。
2.1.2.6在发电机保护屏DGT-801C装置上点击“主变零序过流保护”。
2.1.2.7确认断路器(155)、断路器(0912)和断路器(10602)均跳闸。
2.1.2.8确认汽机车间自动主汽门已关闭。
2.1.2.9复归信号,退出保护压板,并确认。
2.1.31#主变间隙过流保护出口传动试验
2.1.3.1在控制室发电机保护屏上投入1XB(跳主变高压侧)、5XB(跳MK)、6XB(跳高厂变)、7XB(关主汽门)和软压板XP11(间隙过流),确认其余保护压板全部“退出”。
2.1.3.2合上断路器(155)。
2.1.3.3合上断路器(0912)。
2.1.3.4合上断路器(10602)。
2.1.3.5联系汽机车间打开自动主汽门。
2.1.3.6在发电机保护屏DGT-801C装置上点击“主变间隙过流保护”。
2.1.3.7确认断路器(155)、断路器(0912)和断路器(10602)均跳闸。
2.1.3.8确认汽机车间自动主汽门已关闭。
2.1.3.9复归信号,退出保护压板,并确认。
2.1.5发变组中的非电量保护跳闸试验
发变组中的非电量保护包括:
重瓦斯、励磁故障联跳、汽机联跳、轻瓦斯、温度高、温度过高、冷却器故障、压力释放、油位低、油位过低。
2.1.5.1压力释放保护跳闸试验
2.1.5.1.1在控制室发电机保护屏上投入1XB(跳主变高压侧)、5XB(跳MK)、6XB(跳高厂变)、7XB(关主汽门)和软压板XP14(压力释放),确认其余保护压板全部“退出”。
2.1.5.1.2合上断路器(155)。
2.1.5.1.3合上断路器(0912)。
2.1.5.1.4合上断路器(10602)。
2.1.5.1.5联系汽机车间打开自动主汽门。
2.1.5.1.6在发电机保护屏上短接端子号“4X:
11和4x:
22”。
2.1.5.1.7确认断路器(155)、断路器(0912)和断路器(10602)均跳闸。
2.1.5.1.8确认汽机车间自动主汽门已关闭。
2.1.5.1.9复归信号,退出保护压板,并确认。
2.1.5.2温度过高保护跳闸试验
2.1.5.2.1在控制室发电机保护屏上投入1XB(跳主变高压侧)、5XB(跳MK)、6XB(跳高厂变)、7XB(关主汽门)和软压板XP15(温度过高),确认其余保护压板全部“退出”。
2.1.5.2.2合上断路器(155)。
2.1.5.2.3合上断路器(0912)。
2.1.5.2.4合上断路器(10602)。
2.1.5.2.5联系汽机车间打开自动主汽门。
2.1.5.2.6在发电机保护屏上短接端子号“4X:
11和4x:
20”。
2.1.5.2.7确认断路器(155)、断路器(0912)和断路器(10602)均跳闸。
2.1.5.2.8确认汽机车间自动主汽门已关闭。
2.1.5.2.9复归信号,退出保护压板,并确认。
2.1.5.3试验冷却器故障保护跳闸
2.1.5.3.1在发电机保护屏上短接端子号“4X:
11和4x:
21”。
2.1.5.3.2复归信号,并确认。
2.1.5.4油位过低保护跳闸试验
2.1.5.4.1在控制室发电机保护屏上投入1XB(跳主变高压侧)、5XB(跳MK)、6XB(跳高厂变)、7XB(关主汽门)和软压板XP17(油位过低),确认其余保护压板全部“退出”。
2.1.5.4.2合上断路器(155)。
2.1.5.4.3合上断路器(0912)。
2.1.5.4.4合上断路器(10602)。
2.1.5.4.5联系汽机车间打开自动主汽门。
2.1.5.4.6在发电机保护屏上短接端子号“4X:
11和4x:
24”。
2.1.5.4.7确认断路器(155)、断路器(0912)和断路器(10602)均跳闸。
2.1.5.4.8确认汽机车间自动主汽门已关闭。
2.1.5.4.9复归信号,退出保护压板,并确认。
2.1.5.5重瓦斯保护跳闸试验
2.1.5.5.1在控制室发电机保护屏上投入1XB(跳主变高压侧)、5XB(跳MK)、6XB(跳高厂变)、7XB(关主汽门)和软压板XP19(重瓦斯),确认其余保护压板全部“退出”。
2.1.5.5.2合上断路器(155)。
2.1.5.5.3合上断路器(0912)。
2.1.5.5.4合上断路器(10602)。
2.1.5.5.5联系汽机车间打开自动主汽门。
2.1.5.5.6在发电机保护屏上短接端子号“4X:
11和4x:
14”。
2.1.5.5.7确认断路器(155)、断路器(0912)和断路器(10602)均跳闸。
2.1.5.5.8确认汽机车间自动主汽门已关闭。
2.1.5.5.9复归信号,退出保护压板,并确认。
2.1.5.6励磁故障联跳保护跳闸试验
2.1.5.6.1在控制室发电机保护屏上投入1XB(跳主变高压侧)、5XB(跳MK)、6XB(跳高厂变)、7XB(关主汽门)和软压板XP20(励磁故障联跳),确认其余保护压板全部“退出”。
2.1.5.6.2合上断路器(155)。
2.1.5.6.3合上断路器(0912)。
2.1.5.6.4合上断路器(10602)。
2.1.5.6.5联系汽机车间打开自动主汽门。
2.1.5.6.6在发电机保护屏上短接端子号“4X:
11和4x:
14”。
2.1.5.6.7确认断路器(155)、断路器(0912)和断路器(10602)均跳闸。
2.1.5.6.8确认汽机车间自动主汽门已关闭。
2.1.5.6.9复归信号,退出保护压板,并确认。
2.1.5.7汽机联跳保护跳闸试验
2.1.5.7.1在控制室发电机保护屏上投入1XB(跳主变高压侧)、5XB(跳MK)、6XB(跳高厂变)、7XB(关主汽门)和软压板XP21(油位过低),确认其余保护压板全部“退出”。
2.1.5.7.2合上断路器(155)。
2.1.5.7.3合上断路器(0912)。
2.1.5.7.4合上断路器(10602)。
2.1.5.7.5联系汽机车间打开自动主汽门。
2.1.5.7.6在发电机保护屏上短接端子号“4X:
11和4x:
24”。
2.1.5.7.7确认断路器(155)、断路器(0912)和断路器(10602)均跳闸。
2.1.5.7.8确认汽机车间自动主汽门已关闭。
2.1.5.7.9复归信号,退出保护压板,并确认。
2.1.5.7试验轻瓦斯发信号
2.1.5.7.1在发电机保护屏上短接端子号“4X:
11和4x:
18”。
2.1.5.7.2复归信号,并确认。
2.1.5.8试验温度高发信号
2.1.5.8.1在发电机保护屏上短接端子号“4X:
11和4x:
19”。
2.1.5.8.2复归信号,并确认。
2.1.5.9试验油位低发信号
2.1.5.9.1在发电机保护屏上短接端子号“4X:
11和4x:
23”。
2.1.5.9.2复归信号,并确认。
2.1.5.10将断路器(155)由“工作位置”摇至“试验位置”,断开柜内所有电源,将断路器(0912)柜上保护压板断开。
2.1.5.11在6KV系统高压室将断路器(10602)由“工作位置”摇至“试验位置”,柜内所有电源已断开。
2.1.5.12在控制室保护装置上复归信号,退出保护压板。
2.1.6主变后备保护出口传动试验
对1#主变的后备保护进行复压过流保护,过负荷保护和主变通风保护(发信号)试验,通过DGT-801C保护装置动作出口跳GIS断路器(155)、跳高厂变(0912)、灭磁开关(MK)和自动主汽门。
2.1.6.11#主变复压过流保护出口传动试验
2.1.6.1.1在控制室发电机保护屏上投入1XB(跳主变高压侧)、5XB(跳MK)、6XB(跳高厂变)、7XB(关主汽门)和XP09压板(复压过流),其余压板全部退出。
2.1.6.1.2合上断路器(155)。
2.1.6.1.3合上断路器(0912)。
2.1.6.1.4合上断路器(10602)。
2.1.6.1.5联系汽机车间打开自动主汽门。
2.1.6.1.5在发电机保护屏DGT-801C装置上点击“主变复压过流保护”。
2.1.6.1.6确认断路器(155)、断路器(0912)和断路器(10602)均跳闸。
2.1.6.1.7确认汽机车间自动主汽门已关闭。
2.1.6.1.8复归信号,退出保护压板,并确认。
2.1.6.21#主变过负荷试验
2.1.6.2.1在发电机保护屏DGT-801C装置上点击“主变过负荷保护”。
2.1.6.2.2复归信号,并确认。
2.1.6.31#主变通风试验
2.1.6.3.1在控制室投入8XB压板(主变通风),其余压板全部退出。
2.1.6.3.2在发电机保护屏DGT-801C装置上点击“主变通风保护”。
2.1.6.3.3检查1#主变小室中通风机已启动。
2.1.6.3.4复归信号,退出保护压板,并确认。
2.1.7发电机本体差动保护出口传动试验
本试验将通过DGT-801C保护装置出口跳GIS断路器(155)、高厂变断路器(0912)、跳灭磁开关(MK)和汽机车间自动主汽门,在控制室发电机保护屏上投入1XB(跳主变高压侧)、5XB(跳MK)、6XB(跳高厂变)、7XB(关主汽门)和软压板XP02(发电机差动),确认其余保护压板全部退出。
2.1.7.1投运GIS断路器(155)
2.1.7.1.1在并网小室中确认GIS中三把隔离刀闸,三把接地刀闸和二把快速接地刀闸在断开位置,闭锁回路允许操作。
2.1.7.1.2确认现场控制柜中的交、直流电源已合上。
2.1.7.1.3确认GIS断路器(155)气室气压满足合闸、切闸要求。
2.1.7.1.4确认就地/运方卡子置于“远方”。
2.1.7.1.5上位机合上断路器(155)。
2.1.7.1.6并网小室必须设置专人监护,并保证通讯畅通。
2.1.7.2投运高厂变10KV侧断路器(0912)
2.1.7.2.1在发电机出线小室中将断路器(0912)由“试验位置”摇至“工作位置”。
2.1.7.2.2确认控制柜中的交、直流电源已合上。
2.1.7.2.3投运断路器“本体合闸”压板。
2.1.7.2.4上位机合上断路器(0912)。
2.1.7.2.5出线小室必须设置专人监护,并保证通讯畅通。
2.1.7.2.6在发电机保护屏DGT-801C装置上点击“发电机本体差动保护”。
2.1.7.2.7确认断路器(155)、断路器(0912)和灭磁开关(MK)均跳闸。
2.1.7.2.8确认汽机车间自动主汽门已关闭。
2.1.7.2.9复归信号,退出保护压板,并确认。
2.1.8发电机后备保护出口传动试验
本试验将对发电机的后备保护进行复压记忆过流保护,对称过负荷保护、负序过流保护和失磁保护试验,通过DGT-801C保护装置动作出口跳GIS断路器(155)、高厂变(0912)、灭磁开关(MK)和自动主汽门。
2.1.8.1发电机复压记忆过流保护出口传动试验
2.1.8.1.1在控制室发电机保护屏上投入1XB(跳主变高压侧)、5XB(跳MK)、6XB(跳高厂变)、7XB(关主汽门)和软压板XP04(复压记忆过流),确认其余保护压板全部“退出”。
2.1.8.1.2确认就地/运方卡子置于“就地”。
2.1.8.1.3在并网小室就地合上断路器(155)。
2.1.8.1.4合上出线小室断路器(0912)。
2.1.8.1.5合上灭磁小室的灭磁开关(MK)。
2.1.8.1.6汽机车间打开自动主汽门。
2.1.8.1.7在发电机保护屏DGT-801C装置上点击“发电机本体差动保护”。
2.1.8.1.8确认断路器(155)和断路器(0912)已跳闸,灭磁开关已跳闸。
2.1.8.1.9确认汽机车间自动主汽门已关闭。
2.1.8.1.10复归信号,退出保护压板,并确认。
2.1.8.2发电机负序过流保护出口传动试验
2.1.8.2.1在控制室发电机保护屏上投入1XB(跳主变高压侧)、5XB(跳MK)、6XB(跳高厂变)、7XB(关主汽门)和软压板XP03(负序过流),确认其余保护压板全部“退出”。
2.1.8.2.2确认就地/运方卡子置于“远方”。
2.1.8.2.3合上断路器(155)。
2.1.8.2.4合上断路器(0912)。
2.1.8.2.5合上灭磁开关(MK)。
2.1.8.2.6汽机车间打开自动主汽门。
2.1.8.2.7在发电机保护屏DGT-801C装置上点击“发电机本体差动保护”。
2.1.8.2.8确认断路器(155)、断路器(0912)和灭磁开关(MK)已跳闸。
2.1.8.2.9确认汽机车间自动主汽门已关闭。
2.1.8.2.10复归信号,退出保护压板,并确认。
2.1.8.3发电机对称过负荷出口传动试验
2.1.8.3.1在控制室发电机保护屏上投入1XB(跳主变高压侧)、5XB(跳MK)、6XB(跳高厂变)、7XB(关主汽门)和软压板XP07(负序过流),确认其余保护压板全部“退出”。
2.1.8.3.
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