电厂发电机励磁系统调试全套.docx

电厂发电机励磁系统调试全套1.工程设备概况本工程位于宁夏回族自治区银J11市马家滩镇北部区域，属于国华宁东发电厂二期扩建工程2×660MW超超临界空冷燃煤发电机组，预留在扩建2×660MW机组条件。发电厂燃煤全部采用输送带运输进厂。国华宁东电厂以750kV电压等级接入系统，75OkV出线2回，1回至灵州750kV换流站，线路长度约36km,另一回经方家庄电厂至灵州750kV换流站，线路长度约22kmo本期新建750kV配电装置，机组以发电机一变压器组方式接入厂内75OkV配电装置电气主接线为3/2断路器接线。发电机出口不设出口断路器。厂内750kV配电装置母线上装设一组370MVar(容量暂定)的750kV并联电抗器。励磁装置安装于主厂房15米发电机励磁间，励磁型式采用高起始响应的自并励静态励磁系统。强励电压倍数部小于2.25,具备电力系统稳定(PSS)功能。AVR选用数字式自动电压调节器，具有双手动和双自动通道，通道之间互相独立，可随时停运任一通道进行检修。各备用通道可自动跟踪,保证无忧切换。AVR具有与DCS、ECMSxPMU、AVCx故障录波器的硬接口和技术协议和冗余的数字通信接口，实现控制室、远方调度对AVR的远方控制。2 .编写依据2.1 火力发电建设工程启动试运及验收规程DL/T5437-20092.2 继电保护及电网安全自动装置检验规程DL/T995-20062.3 火力发电建设工程机组调试质量验收与评价规程DL/T5295-20132.4 火电工程达标投产验收规程DL/T5277-20122.5 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-20062.6 大、中型同步发电机励磁系统技术要求GB/T7409.3-20072.7 大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件DL/T650-19982.8 继电保护及安全自动装置技术规程GB14285-20062.9 电力系统继电保护柜、屏通用技术条件DL/T720-20002.10 网、省电力公司颁发的继电保护反措要点实施细则2.11 750kV电力系统继电保护技术导则DL/T886-20122.12 电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分GB26860-20112.13 电力建设安全工作规程第一部分：火力发电DL5009.1-20142.14 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国电发2000589号2.15 河北省电力勘测设计研究院院图纸、技术协议、电气系统设计说明、设备制造厂家有关技术说明和调试大纲。3 .调试目的通过对励磁系统硬件、交直流回路、模拟及数字量回路、通道切换、主备切换、开环试验及整组特性进行全面测试，验证励磁系统稳定性和可靠性。确保其安全、可靠投入运行。4 .调试应具备的条件4.1.1 励磁系统装置及其附属设备所有的安装工作已完成，有完整的安装记录，并经验收签证。4.1.2 励磁系统装置相关的电气安装工作已完成，具备上电工作条件，各种信号能正常接入，显示正常。4.1.3 励磁系统装置屏柜内外的垃圾及杂物已清理干净，地沟盖板盖好,附近无易燃易爆物品。4.1.4 调试现场应有充足的照明，备有必要的通讯设施等，应急通道畅通。4.1.5 发电机励磁间内报警装置已投用，电气火灾消防器材、设备准备充足。5 .调试项目及调试工艺5.1 一般检查5.2 励磁调节器检查；5.3 大功率整流柜检查；5.4 励磁装置静态试验5.5 发电机的空载、短路试验5.6 发电机空载工况下的励磁调节器试验。5.7 发电机并网后的励磁调节器试验5.8 一般性检查5.8.1 外观检查柜体应无明显划痕及变形，柜内插件和零部件应无缺漏，铭牌标志完整且与设计要求相符。5.8.2 操作机构检查各操作机构应灵活、可靠、接触良好。5.8.3 检查交、直流母线固定可靠并测母线绝缘。5.8.4 检查设备所有外部接线正确，符合设计要求。并用500V摇表分别检测线间及线对地绝缘合格。5.9 励磁调节器检查5.9.1 交流电源回路检查送交流工作电源，测量稳压电源输出应符合要求。冷却风扇转动正常。5.9.2 直流电源回路检查送直流电源，停交流电源，测量以上各电源的输出应正常。5.9.3 调节器送入工作电源，用调试软件调看有关参数并按要求设置。5.9.4 开关量输入输出检查a.从就地模拟主开关接点、增减磁令、开停机令、功率柜故障、功率柜停风，用调试软件检查调节器内部接收的信号应正确。b.用调试软件模拟输出的方法，检查调节器开关量输出正确。5.9.5 检查自动通道的起励控制和停机控制。5.9.6 手自动（电压）通道给定值控制分别从就地、DCS进行增减磁操作。检查自动（电压）通道、手动通道（电流闭环）给定值的变化范围及调整速度。并检查同期来的增减命令。5.9.7 通道选择及切换就地面板上进行通道选择及手自动切换操作，应可靠动作。5.9.8 模拟量检查解开PTxCT回路与外部的连接，做好安全措施后，用三相保护试验仪给调节器输入额定工况下的PT二次电压、CT二次电流调整并检测U、I、f、p、Q等测量量的幅值和极性。模拟加入励磁机输出二次CT电流及励磁电压信号，检查If、Ufo模拟加入同步电压，调节器检查测量的幅值相序。具体数据可从信息窗调看。5.9.9 调节器限制保护检查从工控机的参数窗调用并按要求修改各限制的参数（V/F限制、强励限制、过励限制、低励限制）。并实际加入模拟信号进行核实。加入两组PT电压，模拟PT断线，检查PT断线闭锁功能。521ODCS操作、信号检查从DCS对励磁进行操作，检查调节器信号接收正确，反馈信号及报警信号正确。5.9.11 报警检查模拟各报警并从报警窗及远方报警指示、光字牌检查是否对应。5.10 功率整流柜5.10.1 入220V交流工作电源，检查各灯光指示正确。5.10.2 机逻辑试验。5.10.3 入模拟负载后,进行小电流整组试验,检查移相触发功能正确。在整流桥加入220V三相交流电压，直流输出侧加一大电阻。利用调试软件改变移相角度，使整流桥输出改变，用示波器观察脉冲移相及整流后输出波形应正确。并记录输出电压和移相角的对应关系。5.11 电机的空载、短路试验5.11.1 验应具备的条件a.分步试运各项工作已完成，并通过签证验收。b发电机维持3000转。C,试验接线及测试仪器准备就绪。d.励磁调节器置手动方式5.11.2 验步骤a.测量整流交流侧电压幅值及相序。b按发电机短路试验的要求，用手动方式进行增减磁操作。C.按发电机空载试验的要求，用手动方式进行增减磁操作。d.空载和短路试验过程中分别在励磁调节装置的相应端子检查PT、CT二次回路接线的正确性。e.空载和短路试验过程中分别对励磁调节装置的发电机电压、电流，励磁电压、电流进行定标并与标准表对照。5.12 电机空载工况下的励磁调节器试验汽机3000转运行，励磁电源已恢复至由发电机机端供电时进行励磁试验。5.12.1 动通道的零起升压试验及调压范围检查a.检查调节器方式在“手动“位，各工作电源已送入，装置无报警。b.合上灭磁开关，投入励磁。c.检查发电机建压正常，录取发电机电压及励磁电压、电流波形。d.检查发电机电压升到额定值的调节过程中，超调量不大于15%,调节时间不大于10秒，电压摆动次数小于3次。e.用调压按钮升、降压，其值应能在30-110%Ue范围内连续可调，发电机电压及励磁电流平稳变化，无跳跃现象。f.手动将电压调到低限位，断开灭磁开关5.12.2 动通道的阶跃试验手动运行时稳定发电机电压在额定值，利用突然改变给定的方法进行土5%阶跃试验，录取发电机电压及励磁电压、电流波形。其动态特性应满足国标要求，超调量小于15%,调整时间小于5秒，摆动次数小于3次。5.12.3 动通道的零起升压试验及调压范围检查a.检查调节器方式开关在“自动“位b合上灭磁开关，按下投入励磁按钮C.检查发电机起励电压正常并录取发电机电压及励磁电压、电流波形。d.检查发电机电压升到额定值的调节过程中，超调量不大于15%,调节时间不大于10秒，电压摆动次数小于3次。e.用调压按钮升、降压，其值应能在85%110%Ue范围内连续可调，发电机电压及励磁电流平稳变化，无跳跃现象。f.将自动给定调到低限位，断开灭磁开关。5.12.4 动通道的阶跃试验自动运行时稳定发电机电压在额定值，利用突然改变给定的方法进行±5%阶跃试验，录取发电机电压及励磁电压、电流波形。其动态特性应满足国标要求，超调量小于30%,调整时间小于5秒，摆动次数小于3次。5.12.5 动、自动通道之间的跟踪及切换试验a.自动通道电压稳定在额定值。b检查两给定电压差值不大，。C,起动录波后，投手动通道，此过程发电机电压应平稳无波动。CM寺电压稳定，跟踪满足切换要求后，再进行切换试验，将手动切到自动。5.12.6 电机的灭磁试验发电机电压为额定时，分别利用跳灭磁开关、励磁退出方式使发电机灭磁，录取发电机电压及励磁电压、电流波形。测量开关灭磁及逆变灭磁方式下的灭磁时间常数。5.13 电机并网后的励磁调节器试验5.13.1 功调差试验发电机带一定的无功负荷，用投切调差法检验调差极性正确。5.13.2 励限制试验a.发电机有功为初负荷，运行人员操作减磁，至低励限制动作时为止,此时的无功值应符合整定要求。b发电机有功为额定，运行人员操作减磁，至低励限制动作时为止，此时的无功值应符合整定要求。注意：如试验中发电机出现不稳定现象时应停止试验。5.13.3 载下的励磁切换试验发电机带一定负荷时，做运行操作中可能出现的各种励磁切换方式的试验（通道互切及手自动切换），此过程中发电机无功应平稳无波动。6 .质量标准6.10 试验数据应符合设计要求和技术标准的规定。6.11 励磁系统盘柜各种端子紧固必须可靠，无遗漏。6.12 励磁系统装置运行正常。6.13 励磁系统装置动作无异常，无拒动现象。6.14 各电气元件、电缆，无过热过载现象。6.15 系统应满足各种设计工况下的技术要求。7 .危险点分析和预控措施通过对单体调试和分系统调试过程中存在的危险源进行风险评价，确定了以下几个重要的危险点，并提出相应的预防措施进行风险控制：调试安全风险控制计划、编码：编：201610月15日、工程项目:：#3、施工项目:控责 制任单 位/ 人 确 认危险点拟采取安全技风描述术措施险等级方法时机班组部n项目部责任人1二次回L使用兆欧XSP路检查表测二次回路测绝缘，绝缘,应有两防止人人担任。身触电2.测量用的措施导线应绝缘良好,端部应有绝缘套。3 .测量绝缘时,应验明回路确无电压，并无人工作。4 .工作人员、兆欧表的位置要合适,导线长度适宜,并与带电保护屏,保持安全距离。2装置试1.接引电源GAT验,防止时，试验电人身触源的容量及电电措施压等级要符合要求。2.验设备与电源之间要有空气开关隔离，熔断容量要合适,不要选择过大。3.电源线要绝缘良好，端部接有插头；接引电源时，要带绝缘手套；使用的工具要有绝缘套。4.二次回路通电试验前，应第二人检查无误,回路上确无人工作后，方可试验。3防止调1.保护要严SAP试误整格执行定值通定措施知单整定。2 .试验台切换开关的位置及仪表的档位要准确。3 .要按试验规程调试，复试定值不准确时，要首先检查方法是否正确。4 .要做好试验记录；试验用仪器仪表要定期检验合格。4调试仪器,防止仪表损坏措施1 .试验电源的电压等级要符合试验仪器的要求。2 .试验仪器仪表的档位要准确；给电前检查调压器是否零位。3 .试验接线应经第二人检查，保证其正确无误。YAP5防止试验时所加电压由电压互感器二次侧向一次侧反充电措施试验需加电压时,为防止由电压互感器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。YAP6防止引起其他运行设备保护误动措试验时，与其他保护如母差、失灵等保护的连接线需解开，并用绝GST施缘胶布分别包好。7防止误接线或遗漏接线措施1 .试验时，如需解线或拆开CT端子连片，应做好记录，试验结束恢复时应根据记录恢复接线，并经第二人检查确认。2 .坚决杜绝CT开路,PT短路现象的发生。GSP注：1.风险等级：J极度，G高度，X显著，Y一般,S稍有。2.控制方法：W见证，H停工待检,S连续监护，A提醒。3.控制时机：P作业前，D每天一次，W每周一次,T每次作业前。8 .调试仪器仪表序号仪器、仪表名称型号/规格测量范围准确度1微机继电保护测试仪北京博电PW466AE出厂编号108160601-2数字万用表FLUKE175C0.5级3Kyoritsu数字式钳形交、直流电流表2010型0-20A0.5级4数字相位表ETCR43000-360°0.5级5兆欧表FLUKE1555010kV05级6相序表FLUKE9040-9 .调试组织分工9.10 生产单位职责9.10.1 负责系统、设备试验、启动和运行的操作；9.10.2 负责系统、设备巡查，和相关参数的记录工作。9.11 安装单位职责9.11.1 负责系统调试过程中系统设备的检查、维护、消缺工作;9.11.2 负责现场安全保卫、消防救护和对隔离区的监管看护工作;9.11.3 参加分系统调试前后检查、验收工作。9.12 调试单位职责9.12.1 负责分系统调试工作的指挥；9.12.2 参加分系统调试前后检查、验收工作；9.12.3 负责分系统调试工作的总结和调试报告的编写。9.13 总承包单位（EPC）9.13.1 负责分系统调试期间相应的协调工作；9.13.2 联系设备厂家提供技术指导。10 .质量控制点10.10 熟悉有关图纸和资料。10.11 编写调试措施,并按有关规定进行审核。10.12 对系统调试技术文件包进行确认。10.13 实验过程中检测模拟量和开关量等采样正确，输入输出正确，并满足运行设计要求。10.14 对测控装置进行技术评价，编写调试报告，并按有关规定进行审核。附录1调试现象记录工程项目名称：神华国华宁东发电厂二期2X660MW扩建工程试验项目：励磁系统调试试验序号：机组名称：#3机组设备名称：励磁装置试验项目及工况：试验过程中出现的现象及处理情况：记录人员：负责人：日期：年月日附录2励磁装置调试检查表序号检查项目检查结果备注1 励磁装置外观检查2 回路绝缘检查3 上电检查4 零漂检查5 采样值检查6 启动值检查7 二次回路正确性检查8 互感器极性检查9 数字量通道检查10 模拟量通道检查