1、xxxx有限公司二期250MW项目孤网启动方案 文件编号： xxxx/电气 008-2012 受控状态： 批 准： 年 月 日审 核： 年 月 日编 写： 年 月 日 xxxx有限公司二期2x50MW项目孤网启动方案一、系统概述本期工程计划投运两台50MW发电机（2机、3机），分别经由出口隔刀、2主变、3号主变以及并网开关接入110kv中心变电站35kv侧III段母线。主要设备参数：发电机技术数据：型号：QFa-60-2额定功率（MW）：60 额定功率因数：0.85额定电压（KV）：10.5 额定电流（A）：3881.3额定励磁电流（A）：1036.6 额定励磁电压（V）：186.39额定转速2、（r/min）：3000 频率（HZ）：50临界转速（r/min）一阶/二阶：1295/3633转子的飞轮力矩GD（t.m）：8.4 效率（）：98.37（设计值）短路比：0.752（设计值） 突然短路力矩倍数：7.1直轴超瞬变电抗Xd：0.133 直轴瞬变电抗Xd：0.197直轴同步电抗Xd：1.756 负序电抗X：0.1625零序电抗X：0.06 定子漏抗X：0.1082转子漏抗X：0.094定子绕组开路时转子绕组的时间常数T：10.78s定子三相短路时瞬态分量的时间常数T：1.208s定子三相短路时超瞬态分量的时间常数T ：0.151s定子二项短路时瞬态分量的时间常数T：2.02s定子单3、相短路时瞬态分量的时间常数T：2.29s定子三相或二相短路时非周期分量的时间常数T：0.367s定子绕组每相电阻（）（15时）：R1(15)=0.001777转子绕组电阻（）（15时）：R2（15）=0.1218电抗器技术数据：型号：XKSCKL-10.5额定电压：10.5KV 频率：50HZ额定电流：1500A 相数：3电抗百分值：10%测量温度16：A相直流电阻0.006225 B相直流电阻0.005976 C相直流电阻0.005976电抗百分值：A相10.32% B相10.30% C相10.31%损耗温度75：A相损耗14706W B相损耗14118W C相损耗14118W绝缘电阻温度14、6：A相绝缘电阻线圈至固定螺栓座（螺钉）2500M B相绝缘电阻线圈至固定螺栓座（螺钉）2500M C相绝缘电阻线圈至固定螺栓座（螺钉）2500M外施高压试验：1分钟 50赫兹 线圈对地：45KV 各相线圈之间：45KV主变技术数据：型号：SF1180000/35额定容量：80000KVA 额定电压：38500/10500V频率：50HZ 相数：3相短路阻抗：10.5%二、孤网启动方案1、2、#3发电机组孤网运行启动应具备的条件1.12发电机、2主变及所属电气设备的一次、二次回路安装完毕。1.22发电机出口隔离开关、并网开关，控制回路及信号回路调试完毕。1.32发电机电流、电压回路的调试完毕。5、 1.42发电机组DCS控制系统调试完毕。1.52发变组保护分系统调试完毕。1.6#2主变本体冷却器回路及信号回路的调试完毕。1.72发电机组励磁系统的调试完毕。1.82发电机组同期系统的调试完毕。1.9继电保护和励磁系统定值整定已充分考虑孤网运行需要，继电保护装置和励磁装置已按定值整定计算书的要求整定完毕，具备投运条件。1.102发电机组整套电气试验完毕并合格。1.112发电机并网开关至110kv变电站35kv侧光纤差动保护调试完毕。1.12在设计上考虑增加直流油泵事故启动按钮，现有的低周减载装置能够有效投入。1.13 DEH系统中关于一次调频及二次调频逻辑由厂家组态完毕。1.14 机组功率6、因数稳定在0.85-0.9之间。1.15 #2、#3号机组调速系统清洗完毕。1.16 2、3机并网甩负荷试验应合格。2、2发电机组孤网启动前运行方式2.12机组厂用电源由110kv中心变电站10kv侧电源提供。2.2断开35kv II段母线至III段母线联络开关。2.3启动4炉将2机组冲转至3000rpm/min。2.4投入发电机出口PT，合上2机出口21隔离刀闸。2.5投入35kv主变高压侧PT，合317断路器（解开#2机组DEH系统的并网信号）。2.6由运行人员操作起励，2机带35kv III母线零起升压至额定，检查母线带电正常。2.72发电机组空载运行，运行人员监视发电机转速和发电机电压7、稳定。2.8 发电机带负荷后，将初负荷设置为零，恢复并网信号，DEH转入阀位控制。2.9发电机带负荷后一次调频自动投入，稳定汽机转速。3、2发电机孤网带负荷3.1 在#2发电机运行稳定的情况下，根据化工区提供的负荷分配（需同时考虑负荷容量和负荷投入次序），由小到大逐步增加负荷。3.2 增加负荷时，电气运行人员注意监视发电机电压和频率。维持发电机电压在90%-110%间。3.3 在正常运行期间，化工区需要启动大容量负荷（250KW以上），需提前通知运行人员，由汽机提前升高发电机转速，留有备用频率。3.4 在正常运行期间，化工区需要减少大容量负荷，也需提前通知动力厂运行人员。3.5 机组正常升降负8、荷，由运行人员手动调整汽机调门阀位，同时一次调频参与修正，稳定负荷。3.6 要求运行人员及时关注汽机转速变化，如果化工区负荷发生突变，一次调频动作后，及时手动调整阀门开度，配合负荷变化，防止一次调频频繁动作。 4、3发电机组的启动方式4.13发电机组具备整套启动试验条件后，机组启动冲转至3000rpm/min。4.2 #3机电气短路、空载、励磁空负荷、假同期试验结束，3发电机组具备并网条件。4.3运行人员操作起励至发电机额定电压，投入#3机自动准同期装置，以自动准同期方式实现3发电机组并入孤网。4.4 3发电机组采用阀控控制方式，由化工区逐步增加负荷。4.5 两台机组同时运行后，两台机组均采用9、阀位控制，负荷升降由运行人员手动调整汽机阀位来完成。4.6 两台机组一次调频均投入运行，在化工区负荷突变时，两台机组均参与调整，要求运行人员在一次调频动作后，及时进行人为干预，加减负荷。4.7 两台机组并列运行后，为防止一台机组低励失磁后从孤网系统吸收无功，造成孤网系统电压下降影响稳定运行，应设置符合孤网运行的失磁保护定值，及励磁调差系数定值。4.8 两台机组并列运行时，总有功值应略小于化工区所需要的负荷值，防止化工区负荷突降。4.9 在两台机组并列运行稳定后，分别进行投功控方式试验，一、二次调频的投退试验，根据机组的特性决定最稳定的运行方式。4.10为保证机组在突发事故下的安全停机，机组并网10、后，不建议厂用电切换，应保持厂用电的相对独立。三、2、3号机组孤网甩负荷试验在机组带化工区负荷后，根据化工区负荷分配情况，在化工运行允许的前提下，做甩负荷试验。试验前应与化工区进行沟通，并做好事故预想。甩负荷试验可分几部分。1、快速减负荷试验（#2、#3机组分别做）1.1化工区突减1台整流槽，快减负荷6MW，此时一次调频动作，汽机运行人员在观察转速达到稳定值的同时，手动减负荷至实时负荷值。电气运行人员观察发电机电压达到稳定值。（建议也可根据甩负荷情况，做二次调频的修正，二次调频的具体动作范围按照DEH厂家设定的二次调频方案确定）通过本试验验证在减此值负荷的情况下，汽机OPC保护的实际动作情况。11、为确保试验顺利进行，可提前退出OPC保护，经验证OPC保护的动作具体情况后，在运行中确定投入该保护。1.2在化工区突减1台整流槽实验成功的前提下，进行化工区突减2台整流槽，快减负荷12MW实验。此时一次调频动作，汽机运行人员在观察转速达到稳定值的同时，手动减负荷至实时负荷值。电气运行人员观察发电机电压达到稳定值。（建议也可根据甩负荷情况，做二次调频的修正，二次调频的具体动作范围按照DEH厂家设定的二次调频方案确定）通过本试验验证在减此值负荷的情况下，汽机OPC保护的实际动作情况。为确保试验顺利进行，可提前退出OPC保护，经验证OPC保护的动作具体情况后，在运行中确定投入该保护。2、甩负荷试验（12、#2、#3机组分别做）根据厂方提供的负荷说明，在线或线整流跳闸将立即减少46MW左右的负荷，相当于1台机组满负荷退出。因此，可根据化工区运行允许情况，在#2、#3机组并列运行，且基本满负荷时，联动#2机组317断路器，做#2机组甩负荷试验，由#3机组带负荷运行。或联动#3机组出口断路器，做#3机组甩负荷试验，由#2机组带负荷运行。四、2、3号机组甩负荷试验前的准备工作4.1 进行交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车马达的启动试验，确认它们均能可靠的备用。4.2 汽封备用汽源暖好管后，投入压力自动，作为自动备用。4.3 确认保安电源已可靠地备用。4.4 厂用蒸汽汽源改由邻机提供，除氧器厂用13、汽源暖管投入备用。4.5 第二台真空泵做好随时启动的准备。4.6 启动备用电动给水泵，投入备用。4.7 凝汽器水位调节阀、凝结水再循环阀维持自动方式运行，甩负荷后若除氧器水位出现较大波动时应将调节阀改由手动方式调节。甩负荷时注意维持好凝汽器水位。4.8 做好振动监测准备工作。 4.9 做好甩负荷时参数监测和设备安全监护的准备工作。4.10 检查机组振动、轴瓦温度、汽缸金属温差、润滑油温、轴向位移、胀差等参数运行平稳，处于良好运行状态。五、 责任分工5.1 甩负荷试验准备阶段成立甩负荷试验领导小组，包括指挥组、运行组和测试组。5.2 指挥组负责甩负荷试验的组织和协调工作，由电厂指定的领导担任试验14、总指挥。甩负荷试验应在指挥组的统一领导下进行。5.3 运行组由调试、电厂运行部门组成，其职责如下：5.3.1 做好各项分步试验的运行操作措施，从试验前的检查开始，列出具体的检查内容和操作步骤，试验过程中机组的运行参数控制方式以及事故的预想和处理5.3.2 负责甩负荷试验的运行组织和事故处理的指挥。5.3.3 做好甩负荷前后的参数调整和记录工作。5.4 测试组由调试、电调制造厂家和电厂有关部门组成，其职责如下：5.4.1 负责甩负荷试验中的各项录波工作。5.4.2 目测记录人员记录甩前稳态值、甩负荷过程中最大或最小值、甩后的稳定值。5.4.3 负责甩负荷试验后的数据整理和计算工作：根据记录的动态15、过渡过程曲线测取最大飞升转速、飞升时间、转速稳定的时间；计算转子的时间常数、转子加速度、转子转动惯量；分析评价该机组的动态性能，整理目测参数，分析结果及存在的问题并写出试验报告。六、 试验步骤6.1甩负荷试验（#2、#3机组分别做）6.1.1 机组具备甩负荷条件后，机组带满负荷稳定运行12小时，主汽参数和凝汽器真空保持额定值。6.1.2 甩负荷前1分钟，总指挥联系化工厂做好甩负荷实验前准备工作。6.1.3 各专业充分做好事故预想，并在确认所负责的设备具备甩负荷条件后，及时向总指挥报告。6.1.4 总指挥按“甩负荷准备5-4-3-2-1-甩！”的方式下令，发“甩”令时化工厂将线或线整流跳闸。测试16、人员提前启动测试仪器。6.1.5 甩负荷后，锅炉应迅速将热负荷减到维持机组空转的水平，并用调整燃烧和起跳安全门等方法控制主汽压力，使机组转速能较快稳定。6.1.6 甩负荷后，如果调速系统控制机组空转没有问题，应待主蒸汽压力恢复额定值，机组转速稳定后，再进行调速系统的操作和再次并网的准备。6.1.7 甩负荷后，若发生调速系统摆动，不能有效控制机组转速或机组发生振动等问题应立即打闸停机。并按运行规程有关规定进行事故处理。6.1.8 如果锅炉灭火，一时不能恢复，主蒸汽温度下降100或快速下降50（10min内），应立即停机。6.2快速减负荷试验（#2、#3机组分别做）操作步序类同于机组甩负荷实验。七17、甩负荷试验中的安全注意事项71 在甩负荷试验作业过程中，应保持试验场地、道路畅通，非作业人员撤离试验现场，试验现场应备有防火设施，设有专职消防人员值班。72 甩负荷试验的原则是必须保证设备安全，因此试验前所有锅炉、发电机组的保护均须投入，本措施特别提出的除外。73 每次甩负荷试验前各专业人员必须确认各保护的投入状态。74 运行操作人员在甩负荷前必须熟知甩负荷试验操作步骤，作好事故处理预想。75 甩负荷试验时机炉专业操作人员应互相联系协调配合。76 甩负荷后，若超速保护动作，应立即检查各主汽、再热汽调门，各段抽汽逆止门是否关闭与严密。77 试验期间，在机头、主控各有一人监视转速变化，随时听取各18、方面有关机组的运行情况汇报，当机组发生下列情况之一时，应在机头或主控立即打闸停机。l 汽机转速达到危急保安器动作转速而未动作。l DEH无法控制机组转速摆动。l 机组轴瓦振动超过80um，轴振动超过200um。l 轴瓦断油或瓦温超过规定值时。l 主蒸汽温度10分钟下降50时。l 汽机胀差、汽缸温差超过规定允许值时。l 机组保护应动作而未动作时。78 在下列情况时，应停机破坏真空。l 机组发生摩擦或强烈振动时。l 超速跳闸后转速不能快速下降时。l 当断油烧瓦或瓦温过高而停机时。79 对监护人员进行明确分工，分别监视高、中压主汽门、调门的动作情况，机组振动、胀差、汽缸温差、轴位移、轴承金属温度、真19、空、润滑油温、油压、抗燃油压、油温、蒸汽参数变化等。真空破坏门、主汽门、调门、抽汽电动门、旁路等操作应设有专人监护，以便在事故状态下手动快速操作。710 停机后机组转速如不能下降时应采取一切有效措施切断汽源。711 若锅炉调压手段失灵超压时应立即紧急停炉，切断燃料，降低汽压。712 发电机主开关掉闸后，应监视发电机过电压情况，如过电压保护拒动时，应立即手动灭磁。八、孤网运行安全注意事项8.1建议设立专人对电厂负荷和化工区进行调度（可由值长担任）8.2建议设置专人对DEH控制盘进行监控，随时根据孤网频率对DEH进行操作，及时调整孤网机组负荷。8.3建议增加油泵硬手操盘，在发生全厂失电情况能及时启动事故油泵，保证汽轮发电机组安全。8.4运行人员应定时检查故障录波中的电压波形，如有较大的畸变应及时报告。8.5如发生系统的振荡，保护未动作时应联系化工区降低运行负荷，改变运行工况，如未能消除应立即停机处理。