升压站系统调试报告汇总

1、o兴仪启动NqdV ELECfF ： WER K兴义市清水河工业园2 X 350MW机组电气220kV升压站系统调试报告编号：兴义清水河/DQBG- 01编写：审核：批准：西安兴仪启动发电试运有限公司2015年4月1设备及系统概述12调试过程介绍23调试结论34存在的问题及处理45生产维护建议56附录6兴义市清水河工业园 2X 350MW机组热电联产动力车间新建工程220kV升压站系统调试报告1 .设备及系统概述贵州兴义市清水河工业园热电联产工程设计为350MW超临界机组，电厂主接线以发电机-变压器组单元方式接入厂内 220kV户外GIS配电装置。220kV配电装 置为双母线带母联接线方式，双

2、回路清电I线、II线接至对侧XX变电站。220kV升压站共设8个间隔：220kV清电I线、220kV清电II线、#1主变、#2主变、母联、 I母PT、II母PT、高压启动备用变。220kV线路保护采用双重化设置，A套保护为 南瑞继保生产的PCS-931N2型线路保护及重合闸装置，B套保护为PRS-753AM型 光纤分相纵差成套保护装置。220kV双母线配双套母差保护，A、B套均为PCS-915NA 型母线保护装置。母联保护为 PCS-923 N2M型失灵起动及辅助保护装置。表1GIS设备共用参数序 号名称单位数值1额定电压kV2522额定电流出线A3150进线3150主母线31503额定工频1

3、min耐受电压（相对地）kV4604额定雷电冲击耐受电压（1.2/50Ms）峰值（相对地）kV10505额定操作冲击耐受电压峰值（250/ 2500%）（相对地）kV/6额定短路开断电流kA507额定短路关合电流kA1258额定短时耐受电流及持续时间kA/s50/39额定峰值耐受电流kA12510辅助和控制回路短时工频耐受电压kV2.511无线电干扰电压WV<50012噪音水平dB<85/110 （冲击噪音）13SF6气体压力（20 c表压）断路器室Mpa0.6其他气室0.514每个气隔SF6气体漏气率%/年<0.3%15SF6气体湿度用电弧分解物气 室交接验收值ppm150

4、长期运行允许值300无电弧分解物气交接验收值250室长期运行允许值50016局部放电试验电压kV1.1 X252/ V3每个间隔PC10每单个绝缘件3套管10电流互感器5电压互感器517供电电源控制回路VDC 110辅助回路VAC 220/38018自振频率Hz/19使用寿命年3020检修周期年2021设备重量SF6气体重量kg300 kg/间隔总重量kg10000kg/间隔最大运输重量kg13000动何载向卜kg50kN动何载向上kg20kN22设备尺寸设备的整体尺寸m见投标方案设备的最大运输尺 寸m7.5X 2.45X3.323结构布置断路器三相分箱母线主母线：三相共箱 分支母线：三相分箱

5、24GIS外形尺寸相邻套管带电净距m>2.4总长度m<30总高度m套管顶部距地小于5.9米表2断路器参数序 号名称单位数值1型式/型号单断口2布置型式（立式/卧式）立式3断口数14额定电流出线A3150进线3150母联31505主回路电阻Q& 1006温升试验电流A1.1Ie7额定工频1min耐受电压断口kV460+145对地460额定雷电冲击耐受电压(1.2 /50 Ms)峰值断口kV1050+200对地1050额定操作冲击耐受电压峰值(250 / 2500Ns)断口kV/对地/8额定短路开断电流交流分量后效值kA50直流分量开断次数%次时间常数T=60ms20首相开断系

6、数1.39额定短路关合电流kA12510额定短时耐受电流及持续时间kA/s50/311额定峰值耐受电流kA12512开断时间ms4013合分时间ms55 ± 514分闸时间ms19± 315合闸时间ms50 ± 1016重合闸无电流间隙时间ms0.3秒及以上可调17分、合闸平均速度分闸速度m / s10± 1合闸速度4.6±0.518分闸/、同期性相间ms<3同相断口间一19合闸/、同期性相间ms<5同相断口间一20合闸电阻电阻值Q/电阻值允许偏差/预投入时间ms/热容量/21机械稳定性次1000022额定操作顺序O-0.3s -C

7、O -180s -CO23开断空载变压器能力空载变压器容量MVA180空载励磁电流kA0.5A试验电压kV252操作顺序10XO 和 10X (C-O)次数次-25开合空载线路充电电流能力试验电流A165试验电压kV(1.3X 252)/，3过电压倍数<2操作顺序(O -0.3s-C-O) X 10次数次-27近区故障条件下的开合能力L90kA45L75kA37.5L60kA30 （L 75的最小燃弧时 间大于L90的最小燃弧 时间5ms时）操作顺序O-0.3s -CO -180s -CO28失步关合和开断能力开断电流kA12.5工频恢复电压kV2.0 252/<-3恢复电压上升率

8、kV/a s1.67操作顺序方式 1: O-O-OE 2: CO-O-O29合闸电阻电阻值Q/电阻值允许偏差/预投入时间ms/热容量/30断口均压用并联电容器每节电容器的额定电 压V/每个断口电容器的电 容量pF/每个断口电容器的电 容量允许偏差/每相电容器的电容量pF/最大设计温度C/耐受电压kV2倍相电压2h局放PCv 1031SF6气体压力（表压，20C）最高Mpa0.65额定0.6最低0.532报警压力Mpa0.5233闭锁压力Mpa0.5表3电流互感器参数序 号名称单位数值1型式/型号2布置型式（内置/外置）内置3绕组1额定电流比400/1A1500/1A额定负荷30/30VA准确级

9、0.2S绕组2额定电流比400/1A1500/1A额定负荷50VA准确级0.2绕组3额定电流比400/1A 2*1500/1A额定负荷50VA准确级5P40绕组4额定电流比400/1A 2*1500/1A额定负荷50VA准确级5P40绕组5额定电流比400/1A 2*1500/1A额定负荷50VA准确级5P40绕组6额定电流比400/1A 2*1500/1A额定负荷50VA准确级TPY4绕组7额定电流比400/1A 2*1500/1A额定负荷50VA准确级TPY表4电压互感器参数序 号名称单位数值1型式/型号2额定电压比220/，3/0.1/，3/0.1/，3/0.1A/3/0.1 kV3准确

10、级0.2/0.5(3P)/3P/6P4接线负载100/100/100/1005低压绕组1min工频耐压kV2.56额定电压因数在1.2U"J3下连续运 行在1.5Un/J3下时间：30s2 .调试过程介绍2.1. GIS开关刀闸传动传动2.1.1. 2015年1月10日16日，完成GIS断路器、隔离刀闸、接地刀闸检查及传动。 传动范围包括：清电I、II线间隔，1、2号发变组间隔，启备变间隔，母联 间隔，母线PT间隔。2.1.2. 各间隔断路器合闸、分闸动作正确，并与就地指示牌指示一致，与NCS、ECMS 指令和反馈一致；动作正确率100%;断路器汇控柜各电气反馈信号正确， NCS、E

11、CMSU面显示正确。2.1.3. 各断路器母线、及线路刀闸和接地刀闸合闸、分闸动作正确，并与就地指示 牌指示一致,与NCS、ECMS指令和反馈一致；动作正确率100%。2.1.4. 母线PT间隔电气信号反馈正确，NCS、ECMS画面显示正确。2.1.5. 各间隔断路器、隔离刀闸、接地刀闸硬回路闭锁逻辑正确，与五防原则及设 计院设计原理一致。2.2. 母线及母联保护传动2.2.1. 2015年1月14日18日，母线保护A、B柜及母联保护柜传动；2.2.2. 母线彳护A、B柜保护各间隔刀闸位置信号反馈正确，各间隔断路器动作跳闸正确，保护整组传动动作逻辑正确，保护柜动作信号反馈正确，NCS画面显示正

12、确；2.2.3. 母联保护柜整组传动动作逻辑正确,保护动作信号反馈正确，NCS画面显示正确。2.3. 清电I、II线路保护传动2.3.1. 2013年9月20日，送风机A首次启动试运；2.3.2. 2013年9月20日，送风机A电机测绝缘送电；2.3.3. 9月20日22:15, CRT上启动送风机 A;2.3.4. CRT反馈参数风机启动电流、运行电流正常；2.3.5. 就地检查风机振动等无异常，确认无误后，逐渐以5%增大送风机动叶开度，保持送风机A运行；2.3.6. 试运8小时，检查风机运行电流、轴承温度、电机轴承温度及线圈温度、振 动等正常；2.3.7. 9月21日05:20,停止送风机

13、 A。2.4. 送风机B系统试运2.4.1. 2013年9月20日，送风机B首次启动；2.4.2. 2013年9月20日，送风机B电机测绝缘送电；2.4.3. 9月20日22:20, CRT上启动送风机 B;2.4.4. CRT反馈参数风机启动电流、运行电流正常；2.4.5. 就地检查风机振动等无异常，确认无误后，逐渐以5%增大送风机动叶开度，保持送风机A运行；2.4.6. 试运8小时，监视风机运行电流、轴承温度、电机轴承温度及线圈温度、振 动等正常；2.4.7. 9月21日5:30停止送风机B。2.4.8. 2013年9月21日22日，启动送风机AB进行锅炉冷态试验，冷态试验期间，送风机A考

14、核超过8个小时，考核良好。2.5. 送风机A、B系统热态调试2.5.1. 2013年12月20日进入整套启动后，按照锅炉不同运行工况的要求，送风机及 其系统在各种变工况下（手动、自动方式）进行了热态调整工作，满足风机 出力要求，各项参数稳定。2.5.2. 2014年1月17日首次带满负荷，送风机进行满负荷热态试运，就地检查正常，监视风机运行电流、轴承温度、电机轴承温度及线圈温度、振动等正常。表格3调试过程介绍调试日期调试内容2014年02月08日传动A、B送风机轴承温度、电机轴承温度及轴承振动保护、报警等，测点完整，保护动作正确2014年03月14日送风机液压油站油泵试转及油系统管路循环冲洗，

15、检查并传动油站联锁启、停试验2014年03月15日传动送风机系统烟风挡板（包括 A、B送风机出口挡板、A、B空预 器出口二次风挡板及送风机联络挡板），挡板能够开足关严，DCS和就地指示T2014年03月20日启动A、B送风机电机进行 4小时试转2014年03月30日进行送风机动叶检查及传动，内外指示致,动作灵活可靠，确认动叶最小叶片角、最大叶片角信号正确2014年04月10日启动A、B送风机进行8小时试转，空载电流35A,维持炉膛压力500Pa左右，安排安装单位进行炉膛风压试验2014年04月10日启动A、B引送风机进行锅炉冷态通风试验，对于系统的热工信号及测点进行全面检查，对于无显示及显示不

16、正确的测点及时通知安装单 位进行处理2014年08月17日双侧风机运行锅炉带满负荷开始168h试运3 .调试结论3.1. 1号锅炉送风机及其系统经8小时系统试运合格，并顺利通过了机组空负荷、 带负荷及满负荷各阶段的考验，运行平稳可靠，电机轴承温度、电机线圈温度、 风机轴承温度、振动等各项指标优良，风机出力能满足锅炉燃烧烟煤带最大连 续蒸发量运行、单台风机能够带50%负荷即300MW风量需求，且电机电流不 超额定电流；风机调节特性良好，能胜任机组调峰运行需要。3.2. 通过调试过程中对送风机启动、停止；联锁、保护逻辑及光字牌报警的修改与 完善。送风机现有逻辑安全、合理，从而有效地保证了送风机系统乃至整个机 组的运行安全可靠。3.3. 整个试验过程都严格执行火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程的要求，把好试验过程中工序各环节每一关， 从每一个挡板到每一个热工信号以 及联锁保护逻辑，都进行了仔细检查和传动，发现问题立即解决，单体试运缺 陷决不带入系统试运。根据火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规 程，金晖兆丰自备电厂一期工程 2X350MW机组#1机组锅炉送风机及其系统 各项结果真实、可靠，对指导以后的调试工作有一定的现实意义。4 .存在的问题及处理4.1. 送风机A电机润滑油油压过低，画面上报警，后经过调整回油阀开