东升水电站4号水轮发电机组启动试验方案

1、东升水电站4号水轮发电机组启动试验方案 黑龙江东升水电站机电设备安装工程4号水轮发电机组启动试验方案批准： 审核： 编制： 东升水电站4#机组启动试运行指挥部2014 年 8月1、 微机型发变组保护试验方案1、 试验目的目前微机型发变组保护在我国的大型机组中得到了广泛的应用。针对微机型发变组保护，在现场调试和投运过程中，为了更好的保证保护动作的准确性、可靠性特做如下试验来验证。2、装置的设置2.1检查出口矩阵：现场调试时需根据工程实际情况，进行出口矩阵的整定。2.2检查定值和软压板：一般有多个定值区，可存储多套定值。调试和投运时，一定要核对当前定值区和定值项。2.3与后台监控通信时，检查保护管

2、理机子站地址设置是否正确，是否与其它子系统号码重复，与监控系统通信是否正常。2.4传动试验。屏上有关压板投入，做传动试验，对应短路器应能正确跳开。配有操作箱的，合断开关时指示应正确。2.5发电机保护、变压器保护、母线保护配备保护清单。发电机保护：发电机差动保护、匝间保护、定子过负荷、负序过负荷、转子一点接地、转子过负荷、励磁变过负荷、励磁变后备、定子接地、转子失磁保护变压器保护：变压器差动保护、低压过流、高压过流、非电量保护（本体重瓦斯、本体轻瓦斯、油面温度高、绕组温度高、调压压力释放）母差保护：差动保护3、 短路升流试验3.1 试验前准备3.1.1 测试发电机定子、转子对地绝缘电阻和吸收比，

3、满足启动条件后恢复装设集电环上的碳刷。3.1.2 设置短路点k1、k23.1.3 短路点k1，拆除2t主变低压侧软连接，在主变低压侧利用100mm宽x5mm厚铜排（定子额定电流550a)将三相短接（见附图：1）3.1.4 短路点k2，在线路隔离刀闸3511乙处的电流互感器p2侧利用3x185型号电缆（主变高压侧额定电流为167.3a）将三相短接（见附图：1）3.1.5 摇出10.5kv二段所有电压互感器小车，主变低压侧1002在合位，4#发电机出口断路器在合位。3.1.6 励磁变压器与封闭母线断开，在10kv厂用电12t高压侧开关接一路10kv电缆到励磁变压器，作为临时励磁电源。按升流升压要求

4、容量调整备用开关保护整定值。3.1.7 投入机组水力机械保护，退出发电机差动保护、失磁保护、失步保护等影响短路升流工作的保护出口压板。3.1.8 励磁调节器a/b通道调节器设为“手动调节”方式。3.1.9 灭磁开关处于断开位置，合上10kv厂用电备用开关对励磁变压器冲击带电，监视励磁变压器的运行情况，检查励磁变压器低压侧电压输出是否正常。3.2 试验原理及检查部位3.2.1 机组升流试验差动保护试验主要检查的项目有：各组保护用ta变比的检查，各组ta二次三相电流相序的检查，各差动保护的ct极性、平衡系数的检查，差动保护动作电流的校验。3.2.2实时参数检查：在发电机开始升流时通过保护装置查看实

5、参。当发电机电流升至0.2ie时，确认短路范围内的所有电流通道都有电流。否则，表明回路有开路，应立即降发电机电流为零，在进行检查和处理。当发电机电流升至0.5ie时，通过观察实参核算ta变比，如相差过大应查明原因并处理。3.2.3差流检查：当发电机电流升至额定时，可打印各组ta二次电流值，分析相序是否正确，检查各差动保护的各相差流显示值。要求各相差流近似等于零。差动保护差流应小于3in。若测得差流很大，有可能是ta二次极性接错，也可能是各侧间的平衡系数整定有误，可根据实时参数进行分析并进行处理。3.2.4差动保护动作值的检查 ：极性检查完后，还可以进行差动保护动作值的检查，就是将差动用的一组t

6、a从屏后端子短接，使升流时差动保护产生不平衡电流，在差动保护动作时，记录动作值并进行比较。 短路试验结束后，差动保护、失磁保护以及相关短路保护可以投入。3.2.5发电机差动原理简图：3.2.5变压器差动原理简图：3.3 试验操作步骤3.3.1在机旁手动开机至额定转速, 机组各部位运转应正常。利用发电机残压产生的电流，利用相位表检查短路范围内的所有ct二次电流回路的完整性。3.3.2手动合灭磁开关, 通过励磁装置手动升流至额定电流的510%, 检查发电机各电流回路的正确性和对称性。3.3.3 利用相位表和继电保护采集装置检查发电机继电保护电流回路的数据采集的准确性、极性和相位。升流检查继电保护装

7、置保护动作整定值和测量表计动作的正确性。同时监视定子绕组及定子铁芯的温度值。3.3.4加大励磁使发电机电流平稳上升，在此过程中当定子电流达到额定的50%左右时应再利用相位表检查所有ct二次侧电流的大小、方向，机组lcu数据采集的准确性。校核发电机差动保护的动作情况，其误差应在厂家规定范围内。3.3.5 绘制发电机三相短路特性曲线（定子电流和转子电流的关系曲线），每隔10%定子额定电流记录定子电流与转子电流。在额定电流下测量机组的振动和摆度。在额定电流下测量发电机轴电压。检查碳刷及集电环工作情况。3.3.6 在发电机额定电流下, 跳开灭磁开关检验灭磁和消弧情况是否正常, 录制发电机在额定电流时灭

8、磁过程的示波图。机组段升流试验完成3.3.7 机组段升流试验合格后模拟事故停机, 并解除2t主变低压侧短路点k13.3.8 合上主变高压侧断路器3502、主变高压侧隔离刀3502甲、母线侧断路器3511母线侧隔离刀3511甲，断开母线pt及避雷器开关3509 在机旁手动开机至额定转速, 机组各部位正常后，进行第二次连同升压站升流试验，方法同机组段升流。3.3.9用 2500v 兆欧表测定定子绕组对地绝缘电阻和吸收比, 应满足阻值或吸收比的规定, 否则应进行短路干燥处理。3.4 机组短路干燥3.4.1 短路试验完成后，绝缘不符合要求则进行发电机的短路干燥，干燥的方法同发电机升流试验，定子电流控制

9、在额定值的25%50%。3.4.2 干燥时每小时温升控制在58ºc以下，定子最高温度不超过80ºc；停止干燥降温时以每小时10ºc的速率进行，当温度降至40ºc时可以停机。3.4.3 拆除发电机首尾两端与外部的连接线，测温电阻、转子绕组等部位临时接地。3.4.4 测试发电机绝缘电阻和吸收比，计算公式如下： （1）rt=r×1.6(100-t)/10 ，t为测试时定子线圈温度；（2）r=un/（1000+sn/100）；3.4.5 根据以上两公式，绝缘电阻值和吸收比符合要求后，并解除短路点。3.4.6升流试验合格后模拟事故停机, 并解除发电机短路

10、点k2。4、 空载升压试验4.1 试验目的及检查部位4.1.1 空载升压主要检查的项目有：各组tv二次回路的检查，开口三角不平衡电压、中性点零序电压、以及励磁电压的测量，三次谐波定子接地的整定。 4.1. 2 电压实时参数检查：在发电机电压升至某一值时（如10%），检查保护装置个电压通道采样值。如果某通道没有电压显示时，说明tv二次回路有断线，大多原因是二次保险熔断或回路接触不良。检查电压的相序是否正确。 4.1.3不平衡电压检查：升至额定电压值时，可打印各电压回路采样值，检查机端开口三角不平衡电压、中性点零序电压、以及励磁电压。如果不平衡电压较大需相应调整基波定子接地保护动作值。测量励磁电压

11、和理论空载励磁电压比较。4.1.4 三次谐波定子接地保护的整定：对于不同类型的发电机，其三次谐波电势机端与中性点之比以及其变化规律均不相同。即使容量相同、型号相同的发电机，发电机电压系统的状况不同，两者的比值大小和相对相位亦不同；且与理论计算值也有差距，因此，为提高三次谐波定子接地保护动作色可靠性，需在空载升压色过程中根据实测值来整定。须在并网前空载升压和带负荷后分别根据实测值来整定。4.1.5由现场记录机组在升压过程中以及不同负荷下机端和中性点三次谐波电压的大小，做为整定的依据。为做好此项整定工作，需现场在升压过程中做好配合，可以按10%的步长升压，中间间隔5分钟。 4.1.6 过电压保护的

12、检查：将过电压保护跳闸出口退出，并将过电压定值适当改低，升高电压至保护动作，记录并与实测值相比较。如果升高至保护定值后保护未动作，应先将电压降下后再查原因。4.2 操作步骤及方法4.2.1 在中控室上位机自动开机至额定转速后机组各部运行应正常。在发电机出口测量发电机电压互感器二次侧残压,并利用相位表检查其对称性。4.2.2 手动升压至 25% 额定电压值, 并检查下列各项：1) 发电机及其引出线、断路器、励磁变等带电设备是否正常。2) 机组运行中各部振动及摆度是否正常。3) 电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。4.2.3合上出口断路器1040合上主变高压侧断路器3502、主变高压侧隔离刀

13、3502甲、母线侧断路器3511母线侧隔离刀3511甲，合上母线pt及避雷器开关3509. 断开线路侧刀闸3511甲及线路侧开关35114.2.4 继续按50、75、100ue分阶段升压，升压至发电机额定电压值时,检查 9.2.2 规定的各项。4.2.5 在升压过程中, 检查低电压继电器和过电压继电器工作情况, 在额定电压下测量发电机轴电压。4.2.6 零起升压, 每隔 10% 额定电压记录定子电压、转子电流与机组频率, 绘制发电机空载特性的上升曲线。4.2.7 继续升压, 当发电机励磁电流升至额定值时, 测量发电机定子最高电压。4.2.8 改变发电机过压保护定值， 在最高电压下应持续5 mi

14、n试验时, 定子电压以不超过 1.1倍额定电压为限(经现场讨论确定)。4.2.9 由额定电压开始降压，每隔 10% 额定电压记录定子电压、转子电流与机组频率, 录制发电机空载特性的下降曲线。4.2.10 分别在 50%、100% 额定电压下, 跳开灭磁开关检查灭磁及消弧情况, 录制示波图。4.2.11在测温自动屏改变温度设定值模拟水力机械事故, 检查事故停机回路及流程的正确性和可靠性。2、 空载下励磁调节器的调整和试验 1、起励和逆变试验1.1拆除励磁变压器临时电源，恢复永久接线。1.2 励磁调节器切现地自动控制、电压闭环方式下运行。1.3 在中控室计算机上发开机令，机组在额定转速下运行。1.

15、4投直流分电屏上的励磁起励电源开关。按下调节器上的手动起励按钮，进行启动试验，并录制起励波形，要求电压超调量不大于10，振荡次数不超过23次，调节时间不大于5s。1.5 当发电机在空载运行状态时，按下调节器上的手动逆变按钮，进行逆变试验，调节装置应可靠逆变灭磁。1.6 检查自动励磁调节系统的电压调节范围，自动励磁调节器应能在发电机空载额定电压的70110范围内平稳调节。1.7 检查手动单元的调节范围：下限不得高于发电机空载励磁电压的20，上限不得低于发电机额定励磁电压的110。2、 运行方式切换试验励磁调节器分别在“电压闭环”、“电流闭环”运行方式下运行，调节应正常。3、 频率特性试验励磁单元

16、改变电压-频率限制设定值的情况下，改变发电机转速45hz55hz，每隔1hz读取发电机电压值，录制发电机电压频率特性曲线。要求频率每变化±1，发电机电压变化值不大于额定值的±0.25。4 、10阶跃响应试验4.1 发电机在90额定电压、额定转速下运行，突然施加发电机额定电压-10的阶跃，录制施加阶跃信号后的发电机电压、励磁电压、励磁电流示波图，再突然施加发电机额定电压+10的阶跃，同样录制施加阶跃信号后的示波图，4.2 在发电机100%额定电压、额定转速下加-10阶跃，录制示波图；再加发电机额定电压+10的阶跃，同样录制施加阶跃信号后的示波图。4.3 依据试验结果，观察调节

17、性能，校验和整定pid参数。5 、 升降压及逆变器灭磁特性试验发电机为空载额定转速，进行手动升压、手动降压、自动升压、自动降压以及起励和逆变灭磁特性的录波。6 、电压额定测试整定值范围及变化速度测试在发电机空载额定转速下，励磁调节器处于“自动”通道时，将其整定电位器从最小调至最大时，其变化范围应满足在70%110%g，n范围内。处于“手动”或“备用”通道控制时，其变化范围，下限应不高于发电机空载励磁电压的20%，上限不得低于额定励磁电压的110%。整定电压变化速度均应满足每秒不大于额定电压的1%、不小于额定电压的0.3%的要求。7、励磁系统整流功率柜的均流试验及温升试验7.1 在发电机空载额定

18、电压下，用示波器或电压表测量每个整流元件上的电压，并计算均压系数。7.2 在额定励磁电流下，测量每个整流桥臂的支路电流，并计算均流系数。8、 保护装置的调整试验进行低励磁、过励磁、pt断线、过电压等各种限制器和保护的调整及摸拟试验，其动作应正确。整个试验结束后，在机旁模拟发电机差动保护动作进行事故停机。3、 发电机组并网及负荷试验1、 机组带励磁自动开机及4号发电机假同期试验1.1 发电机lcu屏选择开关置远方，4号发电机出口断路器1040为分位，小车摇至试验位置。断路器同期装置切自动。假同期并列时，按调度要求投入发电机保护压板。1.2 10.5kv二段母线pt手车1029摇至工作位置，4号发

19、电机pt手车04甲、04乙摇至工作位置。1.3 66kv系统按调度要求运行，66kv母线pt已投运，66kv母线带电运行。1.4 空载下励磁调节器的调整试验完成后，检查励磁调节操作方式为远方自动。调速器操作方式为远方自动。1.5 在机组lcu发空载令，机组自动开机，密切监视机组的起励建压情况是否正常，检查调速器和励磁调节器对系统频率和电压的跟踪情况是否正常。1.6 将同期装置操作方式旋钮改为手准，手动操作投入自动同期装置，调整（增大或减小频率）频率差，检查同期装置至deh自动调频功能；调整（增大或减小电压）压差，检查同期装置至励磁调节柜自动调压功能。1.7 手动调整发电机电压及频率接近于系统电

20、压和频率。手动操作同期合闸，合上4号机组出口断路器1040开关。1.8 手准假同期完成后，断开4号机组出口断路器及灭磁开关。1.9 将4号机组同期装置操作旋钮改为自准，在4号机组lcu发并网令，监测同期装置的投入及频率差和压差的调整，直至4号机组出口开关1040合闸并关闭同期装置为止。假同期全部完成。1.10 断开4号机组出口开关1040及灭磁开关。2、 并网2.1 一次相序检查：在发电机出口利用接地线将a 相接地，在10.5kv母线、电压互感器一次侧、励磁变一次侧及主变低压侧，测量a、b、c接地情况，重复b,c相完成一次相序核对2.2二次相序核对：在4号发电机出口电压互感器和2t主变低压侧电

21、压互感器的二次侧同相间接三块指针式交流电压表，检查其变化规律是否正常，完成二次相序核对。2.3 并网前按调度要求确认具体保护功能投退，由调度确认，光差线路保护投退，是否需要加设临时保护。2.4将4号机组出口开关1040手车摇至工作位，得到调度的允许后进行自动准同期并网试验，在机组lcu发并网令 机组自动投入自动准同期装置，进行并网试验，监测发合闸令时的同期情况。密切监视机组各电压、电流、有功、无功、频率的变化情况。3、 带负荷试验3.1 并网后带负荷试验、甩负荷试验应结合进行。增加有功负荷时，观察各仪表指示及机组各部运转情况，检查真空破坏阀的运行情况，观察并检查机组在增加负荷时有无振动区，要求

22、水轮机在空载30-100的额定负荷能连续运行；测量振动范围符合要求。3.2 发电机有功功率分别为0、50%、100%额定值下，调整发电机无功功率（滞后）从零到额定值，调节过程应平稳，无跳动。3.3 负荷情况下，检查各表计、lcu、上位机的电压、电流、有功、无功、频率的指示的显示情况是否准确。检查发电机、变压器及线路保护装置工作的正确性。测量各装置电压、电流之间的相位差，并根据有功、无功的大小判断其是否准确。3.4 负荷下调速器的试验1）进行机组带负荷下调速系统试验。检查在频率和开度控制方式下, 机组调节和相互切换过程的稳定性。2）进行机组快速增减负荷试验。根据现场情况，突然改变机组的有功负荷（

23、不大于额定负荷的25%），测记机组的转速、进水流道水压、尾水管压力脉动、接力器行程和功率变化等的过渡过程，整定负荷下的调节器的最优参数组合。3.5 负荷下励磁调节器的试验(1）作励磁调节器的“电压闭环”和“电流闭环”运行方式切换试验，切换过程中机组电压、无功不应有大的变化。(2）机组带适当有功的情况下，按减磁按钮至欠励限制器动作，继续按减磁按钮，无功不应变化。按增磁按钮，无功增加。在减磁过程中，密切监视机组的无功、频率变化情况及机组的振动和摆度，以免引起机组失步。(3）改变实际整定过励限制值，机组带适当有功的情况下，按增磁按钮至过励限制器动作，继续按增磁按钮，无功不应变化。按减磁按钮，无功减少

24、。3.6 负荷下发电机失磁保护失磁方向的校验，机组带一定有功负荷不变，增加/减小无功，校核发电机失磁保护方向。4 、甩负荷试验4.1 各部位测试人员已就位，测试设备已准备好。4.2 机组分别在带25%、50%、75%、100%额定有功负荷（或该水头下最大有功负荷）和适当的无功负荷进行甩负荷试验、记录甩前、甩时、甩后的参数，并检查机组的轴位移情况。每次甩负荷需等机组运行稳定并经调度同意后方可进行下一步并系统、带负荷、甩负荷。4.3 在额定功率因数下, 机组甩负荷时, 应检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。当发电机甩额定有功负荷时, 其电压超调量不大于额定电压的 15%, 振荡次数不超过 3 次 , 调节时间不大于 5s。机组甩100%额定有功负荷时录制励磁调节器的示波图。4.4 机组甩100%负荷时，导叶关闭时间、流道水压上升率、机组转速上升率等均应符合设计要求。4.5 机组甩负荷后, 调速器的动态品质应达到如下要求：1）转速变化过程中超过稳态转速3%以上的波峰不应超过2次。2）从接