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1、宜宾海丰和锐有限公司二期 250MW 项目孤网启动方案文件编号： 宜宾海丰和锐/电气 008-2012 受控状态： 批 准： 年 月 日审 核： 年 月 日编 写： 年 月 日四川电力建设二公司调试部宜宾海丰和锐有限公司二期 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
2、电流（A）：1036.6 额定励磁电压（V）：186.39额定转速（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）22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 ：0.16252零序电抗 X ：0.06 定子漏抗 X ：0.10820 e转子漏抗 X ：0.094f定子绕组开路时转子绕组的时间常数 T ：10.78sdo定子三相短路时瞬态分量的时间常数 T
3、 ：1.208s3定子三相短路时超瞬态分量的时间常数 T ：0.151sd定子二项短路时瞬态分量的时间常数 T ：2.02s2定子单相短路时瞬态分量的时间常数 T ：2.29s1d定子三相或二相短路时非周期分量的时间常数 T ：0.367s3a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 0.006225B 相直流电阻 0.005976C 相直流电阻 0.005
4、976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 14706WB 相损耗 14118WC 相损耗 14118W绝缘电阻温度 16：A 相绝缘电阻线圈至固定螺栓座（螺钉）2500MB 相绝缘电阻线圈至固定螺栓座（螺钉）2500MC 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%分 接 % 电 压 V 电 流 A 联 结
5、 位 置+5.0 40425 1142.6 2-3 1+2.5 39465 1170.4 3-4 2额 定 38500 1199.7 4-5 3-2.5 37540 1230.4 5-6 4-5.0 36575 1262.8 6-7 5高 压 侧低 压 侧电 压 V 电 流 A10500 4398.9二、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。 1.42 发电机组 DCS 控制系统调试完毕。1.52 发
6、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 机组功率因数稳定在 0.85-0.9
7、 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
8、电机组空载运行，运行人员监视发电机转速和发电机电压稳定。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
9、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
10、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
11、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
12、 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。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 OP
13、C 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（#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
14、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
15、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
