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1、 黑龍江東升水電站機電設備安裝工程4號水輪發電機組啟動試驗方案批準： 審核： 編制： 東升水電站4#機組啟動試運行指揮部2014 年 8月一、 微機型發變組保護試驗方案1、 試驗目的目前微機型發變組保護在我國的大型機組中得到了廣泛的應用。針對微機型發變組保護，在現場調試和投運過程中，為了更好的保證保護動作的準確性、可靠性特做如下試驗來驗證。2、裝置的設置2.1檢查出口矩陣：現場調試時需根據工程實際情況，進行出口矩陣的整定。2.2檢查定值和軟壓板：一般有多個定值區，可存儲多套定值。調試和投運時，一定要核對當前定值區和定值項。2.3與后臺監控通信時，檢查保護管理機子站地址設置是否正確，是否與其它子2、系統號碼重復，與監控系統通信是否正常。2.4傳動試驗。屏上有關壓板投入，做傳動試驗，對應短路器應能正確跳開。配有操作箱的，合斷開關時指示應正確。2.5發電機保護、變壓器保護、母線保護配備保護清單。發電機保護：發電機差動保護、匝間保護、定子過負荷、負序過負荷、轉子一點接地、轉子過負荷、勵磁變過負荷、勵磁變后備、定子接地、轉子失磁保護變壓器保護：變壓器差動保護、低壓過流、高壓過流、非電量保護（本體重瓦斯、本體輕瓦斯、油面溫度高、繞組溫度高、調壓壓力釋放）母差保護：差動保護3、 短路升流試驗3.1 試驗前準備 測試發電機定子、轉子對地絕緣電阻和吸收比，滿足啟動條件后恢復裝設集電環上的碳刷。 設置短路3、點K1、K23.1.3 短路點K1，拆除2T主變低壓側軟連接，在主變低壓側利用100mm寬x5mm厚銅排（定子額定電流550A)將三相短接（見附圖：1）3.1.4 短路點K2，在線路隔離刀閘3511乙處的電流互感器P2側利用3x185型號電纜（主變高壓側額定電流為167.3A）將三相短接（見附圖：1）3.1.5 搖出10.5KV二段所有電壓互感器小車，主變低壓側1002在合位，4#發電機出口斷路器在合位。 勵磁變壓器與封閉母線斷開，在10kV廠用電12T高壓側開關接一路10kV電纜到勵磁變壓器，作為臨時勵磁電源。按升流升壓要求容量調整備用開關保護整定值。 投入機組水力機械保護，退出發電機差動保4、護、失磁保護、失步保護等影響短路升流工作的保護出口壓板。 勵磁調節器A/B通道調節器設為“手動調節”方式。 滅磁開關處于斷開位置，合上10kV廠用電備用開關對勵磁變壓器沖擊帶電，監視勵磁變壓器的運行情況，檢查勵磁變壓器低壓側電壓輸出是否正常。3.2 試驗原理及檢查部位3.2.1 機組升流試驗差動保護試驗主要檢查的項目有：各組保護用TA變比的檢查，各組TA二次三相電流相序的檢查，各差動保護的CT極性、平衡系數的檢查，差動保護動作電流的校驗。3.2.2實時參數檢查：在發電機開始升流時通過保護裝置查看實參。當發電機電流升至0.2Ie時，確認短路范圍內的所有電流通道都有電流。否則，表明回路有開路，應立5、即降發電機電流為零，在進行檢查和處理。當發電機電流升至0.5Ie時，通過觀察實參核算TA變比，如相差過大應查明原因并處理。3.2.3差流檢查：當發電機電流升至額定時，可打印各組TA二次電流值，分析相序是否正確，檢查各差動保護的各相差流顯示值。要求各相差流近似等于零。差動保護差流應小于3In。若測得差流很大，有可能是TA二次極性接錯，也可能是各側間的平衡系數整定有誤，可根據實時參數進行分析并進行處理。3.2.4差動保護動作值的檢查 ：極性檢查完后，還可以進行差動保護動作值的檢查，就是將差動用的一組TA從屏后端子短接，使升流時差動保護產生不平衡電流，在差動保護動作時，記錄動作值并進行比較。 短路試6、驗結束后，差動保護、失磁保護以及相關短路保護可以投入。3.2.5發電機差動原理簡圖：3.2.5變壓器差動原理簡圖：3.3 試驗操作步驟在機旁手動開機至額定轉速, 機組各部位運轉應正常。利用發電機殘壓產生的電流，利用相位表檢查短路范圍內的所有CT二次電流回路的完整性。3.3.2手動合滅磁開關, 通過勵磁裝置手動升流至額定電流的510%, 檢查發電機各電流回路的正確性和對稱性。3.3.3 利用相位表和繼電保護采集裝置檢查發電機繼電保護電流回路的數據采集的準確性、極性和相位。升流檢查繼電保護裝置保護動作整定值和測量表計動作的正確性。同時監視定子繞組及定子鐵芯的溫度值。3.3.4加大勵磁使發電機電流平7、穩上升，在此過程中當定子電流達到額定的50%左右時應再利用相位表檢查所有CT二次側電流的大小、方向，機組LCU數據采集的準確性。校核發電機差動保護的動作情況，其誤差應在廠家規定范圍內。3.3.5 繪制發電機三相短路特性曲線（定子電流和轉子電流的關系曲線），每隔10%定子額定電流記錄定子電流與轉子電流。在額定電流下測量機組的振動和擺度。在額定電流下測量發電機軸電壓。檢查碳刷及集電環工作情況。3.3.6 在發電機額定電流下, 跳開滅磁開關檢驗滅磁和消弧情況是否正常, 錄制發電機在額定電流時滅磁過程的示波圖。機組段升流試驗完成3.3.7 機組段升流試驗合格后模擬事故停機, 并解除2T主變低壓側短路點8、K13.3.8 合上主變高壓側斷路器3502、主變高壓側隔離刀3502甲、母線側斷路器3511母線側隔離刀3511甲，斷開母線PT及避雷器開關3509 在機旁手動開機至額定轉速, 機組各部位正常后，進行第二次連同升壓站升流試驗，方法同機組段升流。3.3.9用 2500V 兆歐表測定定子繞組對地絕緣電阻和吸收比, 應滿足阻值或吸收比的規定, 否則應進行短路干燥處理。3.4 機組短路干燥3.4.1 短路試驗完成后，絕緣不符合要求則進行發電機的短路干燥，干燥的方法同發電機升流試驗，定子電流控制在額定值的25%50%。3.4.2 干燥時每小時溫升控制在58C以下，定子最高溫度不超過80C；停止干燥降溫9、時以每小時10C的速率進行，當溫度降至40C時可以停機。3.4.3 拆除發電機首尾兩端與外部的連接線，測溫電阻、轉子繞組等部位臨時接地。3.4.4 測試發電機絕緣電阻和吸收比，計算公式如下： （1）Rt=R1.6(100-t)/10 ，t為測試時定子線圈溫度；（2）R=Un/（1000+Sn/100）；3.4.5 根據以上兩公式，絕緣電阻值和吸收比符合要求后，并解除短路點。3.4.6升流試驗合格后模擬事故停機, 并解除發電機短路點K2。4、 空載升壓試驗4.1 試驗目的及檢查部位 空載升壓主要檢查的項目有：各組TV二次回路的檢查，開口三角不平衡電壓、中性點零序電壓、以及勵磁電壓的測量，三次諧波10、定子接地的整定。 4.1. 2 電壓實時參數檢查：在發電機電壓升至某一值時（如10%），檢查保護裝置個電壓通道采樣值。如果某通道沒有電壓顯示時，說明TV二次回路有斷線，大多原因是二次保險熔斷或回路接觸不良。檢查電壓的相序是否正確。 不平衡電壓檢查：升至額定電壓值時，可打印各電壓回路采樣值，檢查機端開口三角不平衡電壓、中性點零序電壓、以及勵磁電壓。如果不平衡電壓較大需相應調整基波定子接地保護動作值。測量勵磁電壓和理論空載勵磁電壓比較。4.1.4 三次諧波定子接地保護的整定：對于不同類型的發電機，其三次諧波電勢機端與中性點之比以及其變化規律均不相同。即使容量相同、型號相同的發電機，發電機電壓系統的11、狀況不同，兩者的比值大小和相對相位亦不同；且與理論計算值也有差距，因此，為提高三次諧波定子接地保護動作色可靠性，需在空載升壓色過程中根據實測值來整定。須在并網前空載升壓和帶負荷后分別根據實測值來整定。由現場記錄機組在升壓過程中以及不同負荷下機端和中性點三次諧波電壓的大小，做為整定的依據。為做好此項整定工作，需現場在升壓過程中做好配合，可以按10%的步長升壓，中間間隔5分鐘。 過電壓保護的檢查：將過電壓保護跳閘出口退出，并將過電壓定值適當改低，升高電壓至保護動作，記錄并與實測值相比較。如果升高至保護定值后保護未動作，應先將電壓降下后再查原因。4.2 操作步驟及方法4.2.1 在中控室上位機自動開12、機至額定轉速后機組各部運行應正常。在發電機出口測量發電機電壓互感器二次側殘壓,并利用相位表檢查其對稱性。4.2.2 手動升壓至 25% 額定電壓值, 并檢查下列各項：1) 發電機及其引出線、斷路器、勵磁變等帶電設備是否正常。2) 機組運行中各部振動及擺度是否正常。3) 電壓回路二次側相序、相位和電壓值是否正確。4.2.3合上出口斷路器1040合上主變高壓側斷路器3502、主變高壓側隔離刀3502甲、母線側斷路器3511母線側隔離刀3511甲，合上母線PT及避雷器開關3509. 斷開線路側刀閘3511甲及線路側開關35114.2.4 繼續按50、75、100Ue分階段升壓，升壓至發電機額定電壓值13、時,檢查 9.2.2 規定的各項。4.2.5 在升壓過程中, 檢查低電壓繼電器和過電壓繼電器工作情況, 在額定電壓下測量發電機軸電壓。4.2.6 零起升壓, 每隔 10% 額定電壓記錄定子電壓、轉子電流與機組頻率, 繪制發電機空載特性的上升曲線。4.2.7 繼續升壓, 當發電機勵磁電流升至額定值時, 測量發電機定子最高電壓。4.2.8 改變發電機過壓保護定值， 在最高電壓下應持續5 min試驗時, 定子電壓以不超過 1.1倍額定電壓為限(經現場討論確定)。4.2.9 由額定電壓開始降壓，每隔 10% 額定電壓記錄定子電壓、轉子電流與機組頻率, 錄制發電機空載特性的下降曲線。4.2.10 分別在14、 50%、100% 額定電壓下, 跳開滅磁開關檢查滅磁及消弧情況, 錄制示波圖。4.2.11在測溫自動屏改變溫度設定值模擬水力機械事故, 檢查事故停機回路及流程的正確性和可靠性。二、 空載下勵磁調節器的調整和試驗 1、起勵和逆變試驗1.1拆除勵磁變壓器臨時電源，恢復永久接線。1.2 勵磁調節器切現地自動控制、電壓閉環方式下運行。1.3 在中控室計算機上發開機令，機組在額定轉速下運行。1.4投直流分電屏上的勵磁起勵電源開關。按下調節器上的手動起勵按鈕，進行啟動試驗，并錄制起勵波形，要求電壓超調量不大于10，振蕩次數不超過23次，調節時間不大于5S。1.5 當發電機在空載運行狀態時，按下調節器上的15、手動逆變按鈕，進行逆變試驗，調節裝置應可靠逆變滅磁。1.6 檢查自動勵磁調節系統的電壓調節范圍，自動勵磁調節器應能在發電機空載額定電壓的70110范圍內平穩調節。1.7 檢查手動單元的調節范圍：下限不得高于發電機空載勵磁電壓的20，上限不得低于發電機額定勵磁電壓的110。2、 運行方式切換試驗勵磁調節器分別在“電壓閉環”、“電流閉環”運行方式下運行，調節應正常。3、 頻率特性試驗勵磁單元改變電壓-頻率限制設定值的情況下，改變發電機轉速45Hz55Hz，每隔1Hz讀取發電機電壓值，錄制發電機電壓頻率特性曲線。要求頻率每變化1，發電機電壓變化值不大于額定值的0.25。4 、10階躍響應試驗4.1 16、發電機在90額定電壓、額定轉速下運行，突然施加發電機額定電壓-10的階躍，錄制施加階躍信號后的發電機電壓、勵磁電壓、勵磁電流示波圖，再突然施加發電機額定電壓+10的階躍，同樣錄制施加階躍信號后的示波圖，4.2 在發電機100%額定電壓、額定轉速下加-10階躍，錄制示波圖；再加發電機額定電壓+10的階躍，同樣錄制施加階躍信號后的示波圖。4.3 依據試驗結果，觀察調節性能，校驗和整定PID參數。5 、 升降壓及逆變器滅磁特性試驗發電機為空載額定轉速，進行手動升壓、手動降壓、自動升壓、自動降壓以及起勵和逆變滅磁特性的錄波。6 、電壓額定測試整定值范圍及變化速度測試在發電機空載額定轉速下，勵磁調節器處17、于“自動”通道時，將其整定電位器從最小調至最大時，其變化范圍應滿足在70%110%g，n范圍內。處于“手動”或“備用”通道控制時，其變化范圍，下限應不高于發電機空載勵磁電壓的20%，上限不得低于額定勵磁電壓的110%。整定電壓變化速度均應滿足每秒不大于額定電壓的1%、不小于額定電壓的0.3%的要求。7、勵磁系統整流功率柜的均流試驗及溫升試驗7.1 在發電機空載額定電壓下，用示波器或電壓表測量每個整流元件上的電壓，并計算均壓系數。7.2 在額定勵磁電流下，測量每個整流橋臂的支路電流，并計算均流系數。8、 保護裝置的調整試驗進行低勵磁、過勵磁、PT斷線、過電壓等各種限制器和保護的調整及摸擬試驗，其18、動作應正確。整個試驗結束后，在機旁模擬發電機差動保護動作進行事故停機。三、 發電機組并網及負荷試驗1、 機組帶勵磁自動開機及4號發電機假同期試驗1.1 發電機LCU屏選擇開關置遠方，4號發電機出口斷路器1040為分位，小車搖至試驗位置。斷路器同期裝置切自動。假同期并列時，按調度要求投入發電機保護壓板。1.2 10.5Kv二段母線PT手車1029搖至工作位置，4號發電機PT手車04甲、04乙搖至工作位置。1.3 66kV系統按調度要求運行，66kV母線PT已投運，66kV母線帶電運行。1.4 空載下勵磁調節器的調整試驗完成后，檢查勵磁調節操作方式為遠方自動。調速器操作方式為遠方自動。1.5 在機19、組LCU發空載令，機組自動開機，密切監視機組的起勵建壓情況是否正常，檢查調速器和勵磁調節器對系統頻率和電壓的跟蹤情況是否正常。1.6 將同期裝置操作方式旋鈕改為手準，手動操作投入自動同期裝置，調整（增大或減小頻率）頻率差，檢查同期裝置至DEH自動調頻功能；調整（增大或減小電壓）壓差，檢查同期裝置至勵磁調節柜自動調壓功能。1.7 手動調整發電機電壓及頻率接近于系統電壓和頻率。手動操作同期合閘，合上4號機組出口斷路器1040開關。1.8 手準假同期完成后，斷開4號機組出口斷路器及滅磁開關。1.9 將4號機組同期裝置操作旋鈕改為自準，在4號機組LCU發并網令，監測同期裝置的投入及頻率差和壓差的調整，20、直至4號機組出口開關1040合閘并關閉同期裝置為止。假同期全部完成。1.10 斷開4號機組出口開關1040及滅磁開關。2、 并網2.1 一次相序檢查：在發電機出口利用接地線將A 相接地，在10.5KV母線、電壓互感器一次側、勵磁變一次側及主變低壓側，測量A、B、C接地情況，重復B,C相完成一次相序核對2.2二次相序核對：在4號發電機出口電壓互感器和2T主變低壓側電壓互感器的二次側同相間接三塊指針式交流電壓表，檢查其變化規律是否正常，完成二次相序核對。2.3 并網前按調度要求確認具體保護功能投退，由調度確認，光差線路保護投退，是否需要加設臨時保護。2.4將4號機組出口開關1040手車搖至工作位，21、得到調度的允許后進行自動準同期并網試驗，在機組LCU發并網令 機組自動投入自動準同期裝置，進行并網試驗，監測發合閘令時的同期情況。密切監視機組各電壓、電流、有功、無功、頻率的變化情況。3、 帶負荷試驗3.1 并網后帶負荷試驗、甩負荷試驗應結合進行。增加有功負荷時，觀察各儀表指示及機組各部運轉情況，檢查真空破壞閥的運行情況，觀察并檢查機組在增加負荷時有無振動區，要求水輪機在空載30-100的額定負荷能連續運行；測量振動范圍符合要求。3.2 發電機有功功率分別為0、50%、100%額定值下，調整發電機無功功率（滯后）從零到額定值，調節過程應平穩，無跳動。3.3 負荷情況下，檢查各表計、LCU、上位22、機的電壓、電流、有功、無功、頻率的指示的顯示情況是否準確。檢查發電機、變壓器及線路保護裝置工作的正確性。測量各裝置電壓、電流之間的相位差，并根據有功、無功的大小判斷其是否準確。3.4 負荷下調速器的試驗1）進行機組帶負荷下調速系統試驗。檢查在頻率和開度控制方式下, 機組調節和相互切換過程的穩定性。2）進行機組快速增減負荷試驗。根據現場情況，突然改變機組的有功負荷（不大于額定負荷的25%），測記機組的轉速、進水流道水壓、尾水管壓力脈動、接力器行程和功率變化等的過渡過程，整定負荷下的調節器的最優參數組合。3.5 負荷下勵磁調節器的試驗(1）作勵磁調節器的“電壓閉環”和“電流閉環”運行方式切換試驗，23、切換過程中機組電壓、無功不應有大的變化。(2）機組帶適當有功的情況下，按減磁按鈕至欠勵限制器動作，繼續按減磁按鈕，無功不應變化。按增磁按鈕，無功增加。在減磁過程中，密切監視機組的無功、頻率變化情況及機組的振動和擺度，以免引起機組失步。(3）改變實際整定過勵限制值，機組帶適當有功的情況下，按增磁按鈕至過勵限制器動作，繼續按增磁按鈕，無功不應變化。按減磁按鈕，無功減少。3.6 負荷下發電機失磁保護失磁方向的校驗，機組帶一定有功負荷不變，增加/減小無功，校核發電機失磁保護方向。4 、甩負荷試驗4.1 各部位測試人員已就位，測試設備已準備好。4.2 機組分別在帶25%、50%、75%、100%額定有功24、負荷（或該水頭下最大有功負荷）和適當的無功負荷進行甩負荷試驗、記錄甩前、甩時、甩后的參數，并檢查機組的軸位移情況。每次甩負荷需等機組運行穩定并經調度同意后方可進行下一步并系統、帶負荷、甩負荷。4.3 在額定功率因數下, 機組甩負荷時, 應檢查自動勵磁調節器的穩定性和超調量。當發電機甩額定有功負荷時, 其電壓超調量不大于額定電壓的 15%, 振蕩次數不超過 3 次 , 調節時間不大于 5s。機組甩100%額定有功負荷時錄制勵磁調節器的示波圖。4.4 機組甩100%負荷時，導葉關閉時間、流道水壓上升率、機組轉速上升率等均應符合設計要求。4.5 機組甩負荷后, 調速器的動態品質應達到如下要求：1）轉25、速變化過程中超過穩態轉速3%以上的波峰不應超過2次。2）從接力器第一次向關閉方向移動起到機組轉速擺動值不超過0.5% 為止所經歷的總時間不應大于40s。3）轉速或指令信號按規定形式變化,接力器不動時間不大于0.2s。4.6 機組甩負荷后, 應進行全面檢查, 重新擰緊推力支架與軸承座連接螺釘, 并進行規定的各項檢查。4.7 機組甩負荷試驗完成后，視具體情況可安排帶適當負荷下的自動停機。四、 調速器低油壓事故停機試驗1 檢查調速器油壓、油位為額定。2 在機組LCU柜端子排上解除調速器事故低油壓停機接點。3 由中控室發空載令，經調度同意后機旁并網、機組帶額定有功負荷和適當無功負荷運行。4 調速器切手26、動運行。5 停油泵電機電源。6 排油使油壓降至事故低油壓設計值，檢查低油壓事故停機接點是否動作。7 經調度同意后，逐步減小負荷，注意油位是否低于最低限，若所剩油位不夠全關導葉。確認油位足夠關閉導葉后，將機組負荷降至空載后手跳發電機出口開關，全關導葉，記錄油壓、油位變化。8 導葉全關后迅速投入油泵電機電源，油位上升后將調速器至空載位置，調速器切自動運行。9 在機組LCU柜端子排上恢復調速器事故低油壓停機接點。10 經調度同意，機組重新并網、帶負荷至額定，停油泵電機電源，排油使壓油罐油壓至事故低油壓停機接點動作，低油壓事故停機，監視機組停機過程。11 試驗完后恢復調速器壓油裝置的正常運行狀態。五、 72h 帶負荷連續試運行1 對機組等機電設備、金屬結構、水工建筑物進行全面檢查處理。2 由中控室發開機令，機組自動并網，帶額定負荷（或最大負荷）連續72h試運行。3 并根據正式運行記錄表格，全面記錄運行所有有關參數。4 72h連續運行后，停機進行全面檢查，處理發現的問題后，移交運行單位。附件1： 東升水電站4#機組啟動試運行指揮部名單及聯系方式 總指揮：副總指揮：附圖1:機組升流升壓試驗短路點(K1、K2) 附圖2：電氣一次主接線圖