2号机组电气启动试验方案确认版11要点.docx
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2号机组电气启动试验方案确认版11要点
2号机组大修后方案
(短路、开路、交流阻抗、假同期、励磁)
1、试验时间申请为12小时
2、发电部做好事故预想,专人检查
3、修改定值、改接线,记入措施卡
4、检修公司检查人员、项目落实专人
5、升压、合开关等操作由运行人员操作
批准:
审核:
设备部:
监理:
发电部:
检修公司:
编制:
段凯
二零一四年十一月
目录
一、试验目的-------------------------------------------------------------------2
二、试验依据------------------------------------------------------------------2
三、质量目标------------------------------------------------------------------2
四、组织机构------------------------------------------------------------------2
五、系统参数及短路点一览表---------------------------------------------3
六、试验前安全措施和准备工作------------------------------------------6
七、交流阻抗测量------------------------------------------------------------7
八、短路试验前检查---------------------------------------------------------7
九、短路试验----------------------------------------------------------------8
十、开路试验前检查--------------------------------------------------------9
十一、开路试验--------------------------------------------------------------9
十二、空载励磁特性试验--------------------------------------------------10
十三、假同期试验-----------------------------------------------------------12
十四、并网后试验-----------------------------------------------------------12
十五、带负荷试验-----------------------------------------------------------13
一、试验目的
1、确保2号机组大修后的发变组一次电气设备完好正常。
2、确保2号机组大修后发变组继电保护及自动装置设备及二次回路完好正常。
3、确保2号机组大修后电气仪表设备及二次回路完好正常。
4、确保大修机组安全、可靠安全并网。
二、试验依据
1《电力安全工作规程》
2《继电保护及安全自动装置检验规程》
3《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》
4《大、中型同步发电机励磁系统技术要求》
5《电气仪表检验规程》
6、预试规程
三、试验的质量目标
达到规程所要求的标准,符合大唐灞桥热电厂大修质量验收标准。
四、试验的组织机构
为了保证2号发变组大修后电气启动试验顺利进行,圆满完成电气启动试验的各项工作,对参加电气启动试验的人员,做如下安排:
组长:
林春化
副组长:
监理公司周云飖张毅何昭林曹睿冯振海苏文超当值值长
成员:
监理公司
设备部禹扬段凯
发电部孙晓东当值电气运行人员
安环部徐坚华
检修公司赵彦龙丁峰朱荣吴胜
继电班测控班配电班动力班成员
ABB励磁王振江雷伟
职责分工
监理公司:
确认试验项目,试验结果。
设备部:
负责编制试验方案,组织协调工作,进行试验安排。
检修公司:
负责具体试验人员安排、按照规定进行继电保护部分、电气仪表部分、发电机部分相关试验、记录数据、数据分析对比、短路线安装拆除、办理试验工作票、保证试验按期安全顺利完成。
大唐电研院:
负责励磁试验项目
发电部:
负责整个试验的相关操作、办理工作票、布置拆除安全措施、恢复系统,组织人员进行相关操作检查,并进行事故预想和事故紧急处理工作,联系汇报调度试验执行情况。
安环部:
按照安规要求监督试验过程
五、系统概述
5.1发电机
我厂2号发电机是东方电机股份有限公司生产的QFSN2-300-2-20B型汽轮发电机,本型汽轮发电机为三相二极同步发电机,由汽轮机直接拖动,它采用焊接的机座结构,轴承由焊接的端盖支撑。
发电机机壳两端各装有两只立式氢冷却器。
定子机座与铁芯间采用隔振装置。
汽轮发电机的冷却采用“水氢氢”方式,即定子线圈(包括定子引线,定子过渡引线和出线)采用水内冷,转子线圈采用氢内冷,定子铁心及端部结构件采用氢气表面冷却。
集电环采用空气冷却。
机座内部的氢气由装于转子两端的轴流式风扇驱动,在机内进行密闭循环。
励磁采用“机端变压器静止整流的自并励励磁系统”。
5.2发电机参数
机组型号
QFSN-300-2-20B
名称
额定允许工况
额定容量(MVA)
353
额定有功(MW)
300
功率因数
0.85
额定静子电流(A)
10189
额定电压(KV)
20
相数
3
频率(Hz)
50
转速(r/min)
3000
效率(%)
99.01
定子绕组绕线
双星形
制造厂商
东方电机
5.2主变压器参数
型号
SFP10-370000/330
额定容量(kVA)
370000
额定电压(kV)
363±2×2.5%/20kV
142.35
额定电流(A)
588/10672
121.00
接线组别
功率因数
YNd11
5.3厂高变参数
型号
SFF10-CY-40000/20未
额定容量(KVA)
25000
额定电压(kV)
20×(1±2×2.5%/6.3kV-6.3kV
142.35
额定电流(A)
1154/2291A-2291A
121.00
接线组别
功率因数
DYN-YN1
5.4励磁变参数
型号
LSC10-3200/20
额定容量(KVA)
3200kVA
额定电压(kV)
10.5/900
额定电流(A)
92
121.00
接线组别
功率因数
YNd11
2.5发变组一次带CT接线图及短路点示意图
六、试验前的安全措施和准备工作
1、发变组系统保护、仪表二次检修工作全部结束、发变组一、二次检修工作全部结束,并经检验合格,检查2号发电机、变压器及其附属设备现场清洁有无遗留物,瓷瓶是否完整干净,发电机定子、转子绝缘合格。
2、检查2号发电机、变压器有关孔口(如电缆孔)是否堵好。
发电机变压器测温装置完好正确。
发电机交流润滑、直流油泵、盘车等设备正常。
3、检查所有窥视孔玻璃是否完整,现场应有足够照明,发电机本体风压试验合格,氢气冷却器及干燥器已投入,本体已按额定氢压充氢完毕。
消防用具良好,通道畅通,门上锁,通信畅通。
现场照明及事故照明完好。
4、拆除2号发电机、变压器及其附属设备全部临时遮栏和标示牌,恢复永久遮拦。
5、应拆除2号发电机回路所有地线,并清点接地线数目与操作记录本、接地线登记本数目和编号应相符且无遗漏。
6、发变组及励磁、同期回路保护、仪表工作已经全部结束、保护动作正确信号完整,出口开关跳合正常,电源正常。
确认2号发电机、变压器、2号厂高变、2号励磁变二次电流回路无开路,二次电压回路无短路。
发电机大轴接地装置测试电流符合厂家技术说明书要求。
7、检查厂2号机励磁临时电源62L保护完好、定值正确、已经按照批准的定值单校验完毕。
操作电源保护电源完好,开关处于断开位置,电缆检查完好,绝缘符合要求
8、参加本试验的全体工作人员,在试验前应认真阅读本措施,明确职责,并对措施的不解之处提出质疑。
9、试验人员应准备好有关图纸、资料、记录表格以备查用。
提前检查测量表计、相序表完好、电量充足。
10、收回2号发电机、变压器回路上的一切与试验无关的工作票,并收回工作成员的借用钥匙。
办理试验开工手续、履行现场危险点分析及交底工作。
11、明确各短路点位置,且准备好符合要求的短路母线(以330267刀闸、接地小车代替,提前检查短路小车完好、正常)。
在升流过程中严格控制各短路点的短路电流不应超过如下规定:
D1短路点(2号主变高压侧):
100A(以330267刀闸代替)
D2短路点(2号厂高变A分支):
1000A(以接地小车代替)
D3短路点(2号厂高变B分支):
1000A(以接地小车代替)
12、断开2号励磁变高压侧CTA、B、C相一次至离相母线连接母排,将厂62L试验电源电缆头至2号励磁变高压侧电流互感器A、B、C相上侧用过渡电缆连接(注意试验电源电缆头应接在励磁变高压侧电流互感器上侧,短路试验结束后恢复正常接线)
七、转速增加过程中的发电机转子交流阻抗测量
1、检查灭磁开关在断开位置;
2、由于灭磁开关仅分断励磁正极母线,因此由电气检修人员在2号机励磁直流出现柜上部母线箱处打开负极励磁母线软连接并可靠隔离;
3、由继电保护人员打开转子保护至转子回路的连接线头(测量完毕后由继电保护恢复所打开的转子保护线头);
4、汽轮机组具备冲转条件;
5、在发电机转速增加过程中,当转速为0、750、1500、2250、3000r/min时,分别测量转子的交流阻抗。
6、将所测量的转子的交流阻抗与原始记录进行对照,应在规程允许的范围内。
7、通知继电保护恢复发电机转子交流阻抗测量时所打开的转子保护线头。
8、检查发电机转子交流阻抗测量时所打开的转子保护线头已恢复。
八、2号发变组、厂高变短路试验前检查
1、确认2号主变中性点刀闸320在合闸位置。
2、在2号厂高变A分支装有三相短路线一组(以接地小车代替)。
(注意6KV母线带电)
3、在2号厂高变B分支装有三相短路线一组(以接地小车代替)。
4、在3302开关母线侧装有三相短路线一组(以330267刀闸代替)。
5、检查发电机、变压器及厂高变系统无其它短路点。
6、确认6KV分支开关612A、612B在拉出位置。
7、退出发变组保护跳3300开关压板、退出启动失灵保护压板。
8、投入主变、高厂变轻、重主变重瓦斯保护分别至信号、跳闸位。
9、将主变冷却器故障、高厂变冷却器故障至于跳闸位置。
10、投入发电机转子接地保护置至跳闸位置。
11、将发电机过电压保护临时整定为0.3Ue,0.s跳MK(短路试验结束后恢复原定值)
12、确认2号发变组、厂高变、励磁变其他电量保护跳闸压板退出(做好记录,以便恢复)此时其他电量保护仅仅动作于信号。
13、确认直流系统运行正常,无接地报警,确认机组故障录波器投入正常
15、确认投入2号主变、2号厂高变冷却器、励磁变通风。
14、确认33021I母刀闸、33022II母刀闸在断开位置。
15、确认3302开关在断开位置。
九、短路试验:
目的:
发变组相关电流二次回路检查,保护CT极性检查确认,并录取发电机短路特性曲线。
1、检查2号机AVR柜、1、2、3号功率柜正常,将2号机AVR柜切至FCR手动方式,将FCR手动调整励磁下限为0;合2号机灭磁柜灭磁开关MK。
2、合上2号励磁变高压电源厂62L开关,,就地检查厂62L保护无异常,操作2号机增磁按钮,缓慢升流至发电机一次电流至1500A(注:
该电流值是以机组投运报告为参考),检查主变高压侧、厂用分支侧电流值,2号主变高压侧一次电流不应超过100A(二次电流50mA)、2号厂高变低压侧A分支和B分支一次电流不应超过1000A(二次电流1.587A)。
运行人员立即检查励磁柜、变压器、发电机、冷却器、短路线、短路小车无异常、无发热现象。
若有异常立即减磁并灭磁\打闸、放电接地后进行处理。
并派专人在发电机、6KV工作段、主变、厂高变、励磁变及励磁功率柜处、3302开关处检查,用对讲机加强与值长的联系。
3、继电班分别检查并记录(打印)2号发电机机微机保护电流采集量幅值、相位和相序。
检查2号机故障录波器电流采集量幅值、相位和相序,手动启动录波一次。
在中性点CT箱、主变压器CT端子箱、2号厂高变CT端子箱、励磁变CT端子箱、厂612A、B开关端子排、变送器屏、电度表屏分别测量仪表二次电流幅值和向量关系。
继电班测量以上CT中线电流。
分析差动保护相位关系正确,差流及中线电流在规程规定范围内。
4、检查三相短路电流基本平衡,若不平衡度超过5-10%误差,发现一次设备有超温等异常现象应立即灭磁、关闭主气门、在1PT柜处理接三厢短路接地线1组后方可开始进行检查工作。
5、继电保护记录保护柜发电机在额定转速下的横差保护不平衡电流。
6、分析有关继电器、保护装置、电气仪表的电流采集量幅值、相位和相序的正确性。
7、试验完毕,降励磁电流为零,断开2号机MK开关。
8、短路试验结束后,试验负责人通知电气运行拉掉厂62L试验电源,拉开330267刀闸。
9、通知电气运行拉出2号厂高变低压侧A分支和B分支短路小车。
10、核对厂62L试验电源拉掉后,通知电气运行先在2号发电机出口1PT柜处PT一次保险上侧装设三相短路接地线一组。
12、检查无误后,验明无电后,通知电气检修拆掉#11机试验电源电缆头至#1励磁变的连接,恢复#1励磁变至2号发电机封母之间的连接。
进行开路试验仪器仪表接线。
13、通知电气运行拆除发电机出口1PT柜处PT一次所三相短路接地线一组。
十、#11发变组开路试验操作前应检查:
1、确认3302开关、33021、33022母线刀闸、330227刀闸均在断开位置,检查2号发电机回路确无短路线、接地线。
2、2号主变中性点320应在合闸位置。
3、确认2号发变组、2号厂高变、2号励磁变所有保护均投入、出口矩阵正确,压板投入,确认过电压定值已经恢复。
4、检查2号发电机1YH-3YH均在投入位置,一、二次熔断器完好,备品充足完好。
5、确认试验接线、仪器仪表已经接线完毕。
十一、2号发变组开路试验
1、合2号机MK开关。
2、在FCR手动方式下操作2号机增磁按钮,缓慢升压至额定电压。
在升压过程中,记录上升时励磁电流与定子电压之间的空载特性曲线。
录制转子电流、发电机电压波形。
将所手绘及录制的曲线与原始曲线进行对照,误差应在规程允许的范围内。
3、保持发电机出口电压在额定电压。
继电班分别检查并记录(打印)2号发电机机微机保护电压采集量幅值、相位和相序。
检查2号机故障录波器电压采集量幅值、相位和相序,手动启动录波一次。
测控班在2号发电机出口及中性点PT就地端子箱、电度表屏、变送器屏等处测量各组PT二次电压幅值、相位及相序。
4、继电保护测量发电机在额定转速、额定电压下的定子接地保护三次谐波并网前的谐波比系数。
5、分析并报告有关继电器、保护装置、电气仪表的电压采集量幅值、相位和相序的正确性。
6、操作2号机减磁按钮,缓慢降低发电机定子电压,在降压过程中,测量录制下降时励磁电流与定子电压之间的空载特性曲线,将所录制的曲线与原始曲线进行对照,误差应在规程允许的范围内。
7、轴电压测量,按照预试规规程测试。
轴电流测试,符合厂家说明书要求。
8、将发电机定子电压降为零,断开灭磁开关MK。
十二、发电机空载时的励磁特性试验
1、起励试验。
试验接线完毕后分别测试手动、自动方式下给定启励定值下的励磁电压、励磁电流、机端电压、调节步长并记录。
2、调压范围试验(手动、自动试验),测试手动、自动方式下调压范围内的励磁电压、励磁电流、机端电压、调节步长并记录。
3、增减磁接点粘连试验
3.1将发电机出口电压调为90%ue,将励磁调整开关切至减磁不松手,观察发电机电压不应持续下降,记录停止下降时的励磁电压、励磁电流、机端电压。
3.2将发电机出口电压调为90%ue,将励磁调整开关切至增磁不松手,观察发电机电压不应持续上升,记录停止上升时的励磁电压、励磁电流、机端电压。
4、阶跃试验
在发电机定子电压为50%、100%额定值时,各做±10%(±5%)阶跃试验并录波。
突增及突减10%电压给定,记录机端电压变化的前后量。
要求超调量小于阶跃量的30%,调节时间不大于10S,其中超调量=〔(被控量的最大值-最终稳态值)/阶跃量〕×100%。
5、切换试验
5.1电压闭环方式下励磁通道I\II相互切换试验,分别记录切换前、切换后励磁电压、励磁电流、机端电压。
5.2电压闭环与电流闭环切换试验,分别记录切换前、后励磁电压电流、机端电压。
5.3电流闭环方式下励磁通道I\II相互切换试验,分别记录切换前、后电压电流。
5.4机端电流闭环与电压闭环切换试验,分别记录切换前、后励磁电压电流、机端电压。
以上切换应无扰动,电流电压平稳。
6、零启升压试验
励磁通道I、II给定均置100%各做一次并录波,分析波形。
起励时,调节器应保证发电机电压最大值不大于额定给定值的110%,振荡次数不超过3次,调节时间不大于10S。
记录升压后的机端电压、励磁电压、励磁电流、给定值及振荡次数、调节时间。
7、调节器调差率测定
发电机在功率因数等于零时,无功电流从零变化到额定值时,发电机端电压的变化率即为调差率,D(%)=(U。
-U)/U。
范围应不小于±10%。
8、功率整流装置输出尖峰电压测量,用录波仪测量并记录分析满足规程要求。
9、调节器工作电源模拟故障试验
调节器通道A、B均投入,运行方式置“自动”,升发电机电压为80%额定值(8.4KV),分别断开厂用交、直流电源,观察调节器的工作情况,应保持发电机工作状态不变,且不误发信号。
10、TV断线试验
发电机电压保持20.0KV,在调节器端子分别断开2组PT相应接线,模拟PT断线,观察调节器的工作情况,通道应无扰切换
11、励磁系统工作电源条件试验
12、抗干扰试验
机组空载额定电压运行,用大功率无线对讲机(两台同时)在调节器柜前后进行发射信号干扰,观察有无异常并用录波仪录波。
13、V/F限制试验
发电机电压保持20.0KV,降低转速使频率下降至47.5HZ(2850r/min)时,使伏/赫比值升高,V/F限制动作,维持V/F值不变,记录机端电压刚开始下降时的频率值,继续降低转速至45HZ(2700r/min)附近,V/F保护动作跳机,记录机端电压和频率。
14、灭磁试验
发电机空载电压升至额定20.0KV,灭磁。
记录灭磁前后的励磁电压、励磁电流、机端电压并录波,检查灭磁开关和灭磁电阻。
以上试验应在正常停机灭磁、保护动作灭磁、逆变灭磁三种情况下进行此试验,并进行灭磁时间常数测试。
十三、2号发变组假同期试验
1、发电机开路试验结束后,所合刀闸一律不动,并检查33021、33022刀闸应在拉开位置。
2、在2号发电机保护C柜9X端子排短接33022刀闸的位置辅助接点201(9X:
4)、A22(9X:
91),模拟33022刀闸闭合。
3、确认2号机AVR柜自动按照定值单整定恢复完毕。
4、合2号机MK开关,起励,操作2号机增磁按钮,升压至发电机额定值20.0KV。
5、用PSS660进行假同期并列。
3302开关合闸成功后,手动断开3302开关
6、全部试验结束,恢复在3302开关汇控柜CT04、CT05、CT06端子排处打开TA4-3(A、B、C相)、TA4-4(A、B、C相)接线;将2号发电机保护C柜9X端子排短接33022刀闸的位置辅助接点201(9X:
4)、A22(9X:
91),模拟33022刀闸闭合的短路线拆除,恢复原接线。
8、汇报值长,试验结果正确,2号机组可并网。
十四、#11发变组并网后试验
1、过励限制试验
降低过励限制动作值,然后增加励磁电流,直至过励限制动作。
过励限制动作后,励磁电流应平稳地过渡到限制值稳定运行,用录波仪记录。
2、低励限制试验
在发电机带有功为零、额定值的一半、额定值时,降低励磁电流使发电机进相运行,直至低励限制动作,用录波仪录波记录动作时的发电机有功和无功,画出欠励限制曲线,并与整定的曲线比较,必要时进行调整。
低励限制动作时,发电机无功应无明显摆动。
注意在进相到应该限制时,未见欠励限制器动作,则应停止减磁。
3、工作方式通道切换试验
机组带少量有功和无功,进行励磁通道A、B互切和自动、手动互切试验,切换时发电机无功和机端电压应无扰动并用录波仪录波。
记录切换前后的励磁电压、励磁电流、机端电压和定子电流。
4、均流系数检查
在功率柜输出为80~100%额定电流时,记录此时的励磁总电流和各功率柜的分支电流。
4.1励磁通道I投运,#1、2功率柜的输出电流表应基本相等(均流系数应大于0.85),否则应进行调整。
记录并计算。
4.2励磁通道II投运,#1、2功率柜的输出电流表应基本相等(均流系数应大于0.85),否则应进行调整。
记录并计算。
5、甩无功负荷试验
励磁通道I、II均投入,带少量有功,视系统电压情况酌情多带无功,突然断开发变组开关,进行甩无功试验。
用录波仪记录发电机励磁电压、励磁电流、机端电压等波形,记录甩负荷前后稳定的发电机励磁电压、励磁电流、机端电压数值,励磁系统应保证发电机甩额定无功功率时发电机电压最大值不大于额定值的115%(23.0KV),超调量≤15%,调节时间≤10S。
(讨论该项试验是否进行)
6、调节器电压静差率(调节精度)测定
发电机并网带额定无功运行,置调差率为零,保持电压给定不变,突然甩Q负荷,测量甩负荷前后发电机端电压,静差率ε(%)=〔(Ut0-Ut1)/Ut1〕×100,其中Ut1、Ut0为甩负荷前后的机端电压。
励磁系统应保证发电机电压静差率在±1%范围内。
(讨论该项试验是否进行)
7、试验结束、拆除试验设备,清理现场人员,办理工作票结束,汇报调度。
十五、带负荷测试
60%负荷以上进行继电保护及电测电流回路测相量和差动回路测差流、CT中线电流检查、实测
设备部
2014-11-16
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- 机组 电气 启动 试验 方案 确认 11 要点
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