RCS985UP0421号机组零功率切机保护A级检修作业指导书.docx
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RCS985UP0421号机组零功率切机保护A级检修作业指导书
1号机组零功率切机保护
A级检修作业指导书
修
改
记
录
版次
页码
日期
修改人
审核人
批准人
河北大唐国际丰润热电有限责任公司发布
Q/CDT
目次
简要作业流程图
1范围
本指导书适用于1号机零功率切机屏二次回路检修工作。
检修地点在保护电子间1号机零功率屏区域。
检修的项目为设备二次回路清扫、检查、校验、传动工作,对元件及回路进行检查、检修,并对已发现的问题进行处理。
2本指导书涉及的文件、技术资料和图纸
GB26860-2011《电业安全工作规程》
GB7261-2008《继电器及继电保护装置基本试验方法》
GB14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》
DL478-2011《静态继电保护及安全自动装置通用技术条件》
DL/T624-1997《继电保护微机型试验装置技术条件》
RCS-985UP型发电机零功率切机装置技术和使用说明书
图纸:
RCS-985UP型发电机零功率切机装置屏柜图
3安全提示
3.1准备工作中需要注意的事项
囗参加检修的人员进行安全教育和技术培训,达到上岗条件。
囗作业组成员的着装要符合规定、精神状态是否良好。
囗开工前作业组长要进行安全交底、技术交底,做好危险预想。
囗检查试验仪器的完好性及精确性。
囗检查使用工具的绝缘完好。
囗办理电气检修工作票及危险点分析票,确认工作票所载安全措施是否正确、完备的执行,查对检修设备与运行设备是否明确分开。
3.2施工过程中需要注意的事项
囗严格执行《电业安全工作规程》、《张家口热电厂两票管理规定》、《张家口热电厂人身安全管理和考核规定》。
囗每天检查工作班成员着装是否符合规定、精神状态是否良好。
囗每天工作前向工作班成员交代现场安全措施、带电部位及其它注意事项。
囗检修人员要熟悉作业环境,避免碰伤和滑倒。
囗接、拆试验电源必须在电源开关拉开的情况下进行。
囗试验仪器必须可靠接地。
囗严格按图纸施工,严禁凭记忆工作。
3.3验收过程中需要注意的事项
囗试验记录应完整、清楚。
囗整定值应与定值通知单相符。
囗CT变比、设备参数应与定值通知单及计算书相符。
3.4试运过程中需要注意的事项
囗检查安全措施是否完好,与运行设备是否明确分开。
囗观察保护装置及继电器无异常信号及状态。
囗观察保护及开关动作情况是否正确。
3.5修后交接需要注意的事项
囗检查所做措施全部恢复
囗检修现场卫生必须清理干净。
囗修后设备和运行人员交待工作完毕,填写运行记录本。
4备品备件准备
序号
备品备件
规格型号
单位
数量
1
电流端子
凤凰电流端子(可接6mm2线、8mm厚)
盒
10
2
电压端子
凤凰电压端子(可接4mm2线、8mm厚)
盒
10
3
电流端子连片
凤凰电流端子连片(适用于8mm厚的凤凰电流端子)
袋
2
4
电压端子连片
凤凰电压端子连片(适用于8mm厚的凤凰电压端子)
袋
2
5
电压端子堵头
凤凰电压端子堵头(与电压端子相配合)
盒
1
6
电流端子堵头
凤凰电流端子堵头(与电流端子相配合)
盒
1
7
隔片
凤凰电压端子隔片
袋
1
8
端板
电压端子端板
袋
1
9
端板
电流端子端板
袋
1
10
绝缘胶带
卷
5
11
自粘胶布
卷
5
5现场准备及工具
5.1现场准备
☐向所有工作人员详细交待作业任务、安全措施和安全注意事项、设备状态及人员分工。
☐全体工作人员应明确作业范围、进度要求等内容。
☐在检修作业现场地面铺好胶皮。
5.2专用工具
序号
名称
规格
单位
数量
备注
1
兆欧表
块
2
电烙铁
把
3
继电保护试验仪
套
4
标准电压表
块
5
试验线
根
6
焊锡
盒
7
吹风机
台
5.3办理相关工作票
办理工作票、危险点分析票。
6检修工序及质量标准
6.1检修前的工作
☐工作负责人对工作班成员及施工人员进行安全、技术交底,并明确分工。
☐确认工作票所载安全措施已正确、完备、符合实际要求,查对检修设备与运行设备已明确分开,并采取隔离措施。
6.2做安全措施
☐一人监护,另一人操作。
☐逐条执行安全措施。
□
□
6.3装置元件及回路检查和清扫(W1)
6.3.1清扫
☐控制柜的清扫要用鼓风机把灰尘吸干净。
☐端子排的清扫需用毛刷轻掸干净。
□
□
□
6.3.2回路检查
☐交直流回路绝缘测量:
交直流回路的电缆芯线无划破外露金属部分,接线处裸露金属部分不得与其它任何地方发生摩擦、接触,如有线芯破损,应用黑绝缘包布可靠包扎。
回路绝缘测量值不小于5MΩ(用1000V摇表),测量数据记入7.1表。
6.3.3螺丝紧固
☐检查柜(竖)端子螺丝是否上紧,端子熔丝是否完好。
☐检查空气开关等器件的螺丝是否上紧。
☐检查背板各模件是否插紧,并上紧螺丝。
☐检查背板各端子是否插牢,并上紧。
6.4装置检查(W2)
6.4.1装置内部所有螺丝紧固
6.4.2装置上电正常
□新保护装置上电前先检查控制电源小空开负荷侧是否短路,正确后上电。
□上电后观察液晶显示屏显示正确,保护装置硬件自检正常。
囗CT回路和PT回路分别在根部出线处用仪器通流、通压,观察保护装置采样值正确。
6.4.3装置调试
零功率切机保护原理:
当汽轮发电机组特别是大容量机组满载情况下发生正功率突降时,高压侧电压迅速升高、机组转速迅速上升,锅炉水位急剧波动;由于发电机没有灭磁、锅炉没有灭火,机组从超压、超频演变为低频过程,甚至可能出现频率摆动过程,对汽轮机叶片也有伤害。
因此,当发生发电机正功率突降时,如不及时采取锅炉熄火,关闭主汽门、灭磁等一系列措施,必将严重威胁机组安全,甚至损坏热力设备。
保护动作整定值测试:
☐零功率启动测试
当机组出力正常时,若发电机过频、发电机频率突变、发电机电压突变、主变高压侧电压突变四种情况满足其一,则零功率保护启动。
分别改变各量,至保护启动,测试记录记录下表:
当PG>Pset.1=40%时,
定值
95%动作
105%不动作
△Ut1=1.40V
△Uf1=0.85V
△f1=0.53Hz
f=51Hz
☐零功率保护动作测试
保护启动后,若发电机电压升高,电流及有功降低,主变高压侧电流突降,则保护动作。
分别改变各量,至保护动作,测试记录记录下表:
保护投入功率定值(%)
40%
动作值(%)
主变高压侧电压与发电机机端电压并接三相正序电压57.71V,改变发电机机端电流直至保护启动(电流临界值为1.36A(40%Ie=0.4*3.392=1.36)),则0.90倍时即I=1.22A时结果为(),1.05倍即I=1.428时结果为()。
主变高压侧正序电压突增定值(V)
1.40V
动作值(V)
由状态序列1(机端和主变高压侧加三相正序电压50V,机端和主变高压侧加三相正序电流0A)分别进入状态2(主变高压侧三相正序电压分别为51.33V和51.47V,机端高压侧电压为50V,机端三相正序电流和主变高压侧三相正序电流2A),测试保护是否启动。
则:
0.95倍1.33V即51.33V时()
1.05倍1.47V即51.47V时()
发电机正序电压突增定值(V)
0.85V
动作值(V)
由状态序列1(机端和主变高压侧加三相正序电压50V,机端和主变高压侧加三相正序电流0A)分别进入状态2(机端三相正序电压分别为50.8075V和50.8925V,主变高压侧电压为50V,机端三相正序电流和主变高压侧三相正序电流分别为2A),测试保护是否启动。
则:
0.95倍0.85V即50.8075V时()
1.05倍0.85V即50.8925V时()
发电机频率突增定值(Hz)
0.53Hz
动作值(Hz)
发电机频率由50Hz突增0.95倍为0.5Hz和1.05倍为1.56Hz时,测试保护是否启动。
则测试结果为()
发电机频率定值(HZ)
51Hz
动作值(Hz)
发电机频率由48.45Hz(51*0.95)变化为53.55Hz(51*1.05)时,测试保护是否启动。
则试验结果()
发电机低功率定值(%)
18%
动作值(%)
由状态序列1(机端和主变高压侧加三相正序电压57.71V,机端和主变高压侧分别加三相正序电流1.5A(40%Ie=3.392*40%=1.36,取1.5A)和0.3A,时间控制为1S)分别进入状态2(机端和主变高压侧三相正序电压分别为60V,机端和主变高压侧分别加三相正序电流1.5A和0.3A,时间控制1S),再分别进入状态3(机端和主变高压侧三相正序电压分别为60V,机端高压侧加三相正序电流分别为0.54A和0.64A,主变高压侧加三相正序电流为0A,),测试保护是否动作。
则:
0.95倍0.55789A即0.54A时()
1.05倍0.6166A即0.64A时()
主变高压侧正序电流突降定值(A)
0.14A
动作值(A)
由状态序列1(机端和主变高压侧加三相正序电压57.71V,机端和主变高压侧分别加三相正序电流1.5A(40%Ie=3.392*40%=1.36,取1.5A)和0.3A,时间控制为1S)分别进入状态2(机端和主变高压侧三相正序电压分别为60V,机端和主变高压侧分别加三相正序电流1.5A和0.3A,时间控制1S),再分别进入状态3(机端和主变高压侧三相正序电压分别为60V,主变高压侧加三相正序电流分别为0.17A和0.153A,机端高压侧加三相正序电流为0.5A,),测试保护是否动作。
则:
0.95倍0.133A即0.17A时()
1.05倍0.147A即0.153A时()
发电机机端低电流定值(A)
0.68A
动作值(A)
由状态序列1(机端和主变高压侧加三相正序电压57.71V,机端和主变高压侧分别加三相正序电流1.5A(40%Ie=3.392*40%=1.36,取1.5A)和0.3A,时间控制为1S)分别进入状态2(机端和主变高压侧三相正序电压分别为50V,机端和主变高压侧分别加三相正序电流1.5A和0.3A,时间控制1S),再分别进入状态3(机端和主变高压侧三相正序电压分别为50V,机端高压侧加三相正序电流分别为0.64A和0.71A,主变高压侧加三相正序电流为0.153A(满足1.05倍动作)),测试保护是否动作。
则:
0.95倍0.646A即0.64A时()
1.05倍0.714A即0.71A时()
负序电压闭锁定值(V)
3.5V
动作值(V)
由状态序列1(机端和主变高压侧加三相正序电压57.71V,机端和主变高压侧分别加三相正序电流1.5A(40%Ie=3.392*40%=1.36,取1.5A)和0.3A,时间控制为1S)分别进入状态2(机端和主变高压侧三相正序电压分别为50V,机端和主变高压侧分别加三相正序电流1.5A和0.3A,时间控制1S),再分别进入状态3(机端高压侧三相正序电压分别加48V和50V,主变高压侧三相正序电压分别加48V和50V,机端高压侧加三相正序电流为0.5A,主变高压侧加三相正序电流为0.153A(满足1.05倍动作)),测试保护是否动作。
则:
机端和主变高压侧电压为48V时()
机端和主变高压侧电压为50V时()
机端正序电压闭锁定值(V)
49V
动作值(V)
由状态序列1(机端和主变高压侧加三相正序电压57.71V,机端和主变高压侧分别加三相正序电流1.5A(40%Ie=3.392*40%=1.36,取1.5A)和0.3A,时间控制为1S)分别进入状态2(机端和主变高压侧三相正序电压分别为50V,机端和主变高压侧分别加三相正序电流1.5A和0.3A,时间控制1S),再分别进入状态3(机端高压侧三相正序电压A、B、C三相分别加50V、50V和61V/60V,主变高压侧三相正序电压A、B、C三相分别为50V、50V和61V/60V,机端高压侧加三相正序电流为0.5A,主变高压侧加三相正序电流为0.153A(满足1.05倍动作)),测试保护是否动作。
则:
机端和主变高压侧C相电压为60V时()
机端和主变高压侧C相电压为61V时()
零功率1时限延时定值(S)
0.1S
动作值(S)
由状态序列1(机端和主变高压侧加三相正序电压57.71V,机端和主变高压侧加三相正序电流2A)进入状态2(机端和主变高压侧加三相正序电压57.71V,机端和主变高压侧加三相正序电流0A),测试时间是否正确。
则:
动作延时()
☐TA断线报警试验
□电流回路TA断线报警
□动作判据:
3I0>0.04In+0.25XImax
□式中,In:
TA二次额定电流,1A或5A,3I0:
零序电流,Imax:
最大电流,满足条件,延时10S后发相应TA异常报警信号,异常消失,延时10S自动返回。
TA名称
测试结果
主变高压侧TA
发电机机端TA
☐TV断线报警试验
判据1
负序电压3U2(8V)
判据2
正序电压(18V)
电流(0.04In)
主变高压侧TV
发电机机端TV
6.5装置传动(W3)
囗投入零功率切机保护压板,在端子排通入电压电流,保护动作正确,至发变组保护C柜开入正确,DCS信号正确,光子牌报警正确,故障录波器启动正确。
囗投入零功率切机保护压板,在端子排通入电压电流,保护动作正确,至发变组保护C柜开入正确。
6.6CT、PT二次回路直阻检查(W4)
囗测试CT二次回路
囗每相对N线及相之间直流电阻,测量数据记入表中
囗CT直阻测量完毕后恢复CT二次线
6.7定值复查及现场清理
□
□
□
6.8定值复查
囗核对保护装置定值与定值单一致
囗检查软件版本及控制字
6.9恢复安全措施
囗根据安全措施票逐项恢复安全措施
6.10现场清理
囗收拾工具。
囗检查现场是否已清理干净,所有临时短接线已拆除,所有临时拆开的二次线已根据安全措施票恢复
6.11工作终结
囗终结工作票及危险点措施票。
囗在运行交待记录本填写检修内容及设备健康水平,交运行人员恢复设备正常运行方式。
7检修记录
7.1交流回路绝缘检查记录(1000V摇表单位:
MΩ)
主变高压侧套管电流:
A4111
B4111
C4111
N4111
地
A4111
-----
B4111
-----
-----
C4111
-----
-----
-----
N4111
-----
-----
-----
-----
发电机机端电流:
A4031
B4031
C4031
N4031
地
A4031
-----
B4031
-----
-----
C4031
-----
-----
-----
N4031
-----
-----
-----
-----
主变高压侧电压:
A720II
B720II
C720II
N720II
地
A720II
-----
B720II
-----
-----
C720II
-----
-----
-----
N720II
-----
-----
-----
-----
发电机机端PT:
A613
B613
C613
N613
地
A613
-----
B613
-----
-----
C613
-----
-----
-----
N613
-----
-----
-----
-----
保护出口回路
绝缘测试
测试阻值
绝缘测试
测试阻值
绝缘测试
测试阻值
1QD1(303)-地
1QD9(304)-地
304-304
------
1CD1(407)-地
1KD1(408)-地
407-408
------
1CD3(409)-地
1KD3(410)-地
409-410
------
1CD5(411)-地
1KD5(412)-地
411-412
------
1CD7(413)-地
1KD7(414)-地
413-414
------
1CD9(415)-地
1KD9(416)-地
415-416
------
1CD11(417)-地
1KD11(418)-地
417-418
------
中央信号回路
绝缘测试
测试阻值
绝缘测试
测试阻值
绝缘测试
测试阻值
1XD1(401)-地
1XD3(402)-地
40
1XD4(403)-地
1XD5(404)-地
1XD7(501)-地
40
1XD9(502)-地
1XD10(503)-地
1XD11(504)-地
40
1XD13(529)-地
1XD14(530)-地
7.2交直流回路直阻测试(单位:
Ω)
CT电缆侧直阻测试
CT编号
RAN
RBN
RCN
RLN
4111
-----
4031
-----
CT装置侧直阻测试
CT编号
RAN
RBN
RCN
RLN
4111
-----
4031
-----
7.3模拟量回路采样值试验结果
名称
输入值
装置显示值
A
B
C
相位
发电机机端电流
5A
主变高压侧电流
1A
发电机机端电压
57.7V
主变高压侧电压
57.7V
7.4保护装置开入检查结果
序号
信号名称
结果
1
投发电机零功率切机保护
2
检修状态
3
信号复归
7.5保护装置信号及跳闸信号开出接点检查结果
序号
信号名称
中央信号(DCS)
远方信号(故录)
1
装置闭锁
2
装置报警
3
零功率保护跳闸
4
装置失电
7.6保护装置跳闸出口接点检查结果
序号
跳闸出口名称
屏柜端子号
结果
1
关主汽门I
1CD:
1、1KD:
1
2
关主汽门II
1CD:
5、1KD:
5
3
关主汽门III
1CD:
9、1KD:
9
8完工报告单
项目名称
检验级别
工作负责人
检修单位
一、计划检修时间
实际检修时间
二、检修中进行的主要工作
三、检修中发现并消除的主要缺陷
无。
四、尚未消除的缺陷及未消缺的原因
无。
五、技术记录情况
六、设备变更或改进情况,异动报告和图纸修改情况
七、质量监督点执行情况
本项目设置H点个,W点个;检验合格的H点个,W点个;
八、设备和人身安全情况
未发生设备和人身安全事故。
九、主要备品配件、材料消耗记录
名称
规格型号
实耗量
备注
一十、检查与检验意见
专业主管
签名:
日期:
10、质量签证单
序
号
工作内容
验
证
点
工作负责人自检
检修单位验证
监理验证
专业负责人验证
签字
日期
签字
日期
签字
日期
签字
日期
1
RCS-985UP零功率切机保护装置及其二次回路绝缘检查
W1
2
RCS-985UP零功率切机保护装置校验
H1
3
不符合项通知单
H2
4
完工报告单
H3
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- RCS985UP0421 机组 功率 保护 检修 作业 指导书