电厂机组电气专业168小时试运总结

电气专业168小时试运总结
1、中低压电气设备试运总结（1值）
华能海门机组为装机容量1000 MW的超超临界燃煤机组，全厂厂用电源采用中压6.3kV与低压380V/220V二种电压等级，其中6.3kV为中性点电阻接地系统，380/220V为中性点直接接地系统。

6kV工作A、B、C、D四段开关采用镇江伊顿真空断路器和F-C真空接触器两种类别，主厂房380V P C和MCC段开关设备采用的是汕头正超公司的产品，介绍一下投运过程中出现的一些问题。

（1）主厂房6kV真空断路器及F-C接触器开关在试验及运行工程中暴露出大量
的因设备本身设计和制造工艺等问题造成的开关机构上的许多问题：诸如机构卡涩造成闭锁失灵，真空开关后盖板与开关地刀位臵之间无闭锁，开关操作平台小车卡位不牢，地刀操作’A’按钮回不到位，开关柜门易开难关，开关柜后观察
窗口过高，开关刀板回位卡涩的情况，一些设备本身设计原因造成的缺陷现场无
法改进，对以后设备的运行会造成影响。

（2）循环水泵A开关在设备投运的时候出现合闸后F1控制电源空开跳闸，导致开关无法进行正常的分合。

检查其内部回路无短路接地等异常现象。

后经拆除其内部合闸回路后发现开关内部的继电器接点接触不可靠，导致合闸瞬间电流过
大，从而引起控制电源开关跳闸。

经厂家更换继电器后可以正常运行。

（3）闭冷水泵A、B开关在设备投运的时候出现“就地/远方”切换开关接点松动，形同控制回路断线，导致开关无法进行正常分合。

经施工单位紧固切换开关接点后可以正常操作。

（4）循环水泵C开关在设备投运过程中发现DCS侧电流无法正常显示，经检查保护装臵上的A相采样电流为 C 相采样电流的十分之一，因此可以判断出CT二次回路无开路，并且A相CT 二次侧电流出现了分流所导致。

经停电检查发现过
电压保护器接点A相导通，并且不能复归。

后经厂家更换过电压保护器后可以正常显示电流。

（5）主厂房380V 电动机保护采用南瑞9691B系列，保护装臵的升级较为频繁，在不同的保护装臵版本中，所采用的计算值不同，即： 1.24之前版本，Ie指的是开关CT的额定电流，1.25之后的版本的Ie指的是电动机的额定电流。

此问题造成电动机误动，后经厂家将保护装臵集体升级之后，统一为电动机额定电流。

（6.）380V电动机在电机启动后，经常会出现电机反时限保护动作。

经检查发现，造成保护动作的原因为：南瑞厂家所配备的保护装臵以及CT存在电源相序的要求，而每台保护装臵所要求的相序都不同，因此电机试转时可以检查状态显示中I1和I2 ，如果为I2 正值，则需要在保护装臵中将电机CT相序变化更改为1，更改后不再出现保护误动现象。

（7）保安段双路电源在做切换时来自锅炉PC段的空预器B主电机出现跳闸。

而保安段上的空预器负荷为空预器B辅助电机。

2台电机采用不同的主电源回路，控制电源采取双路切换供电。

经检查空预器PLC程序发现，在空预器B辅助电机出现电源故障后，PLC不再判断主电机是否在正常运行，而是直接启动启动马达，同时连跳主电机。

修改程序后，保安段切换不再有负荷跳闸现象出现。

2、500kV地刀、隔离刀闸“分”“合”就地判断方法（1值）
（1） 500kV接地刀闸：
面对地刀拐臂，地刀拐臂向左为合，向右为分
（注意由于我厂500kV接地刀闸安装方向不一致，不能直接通过拐臂向固定端方向拐还是向扩展端方向拐而判断。

判断时必须面对地刀拐臂。

）（2） 500kV隔离刀闸：
1）刀闸拐臂向固定端退为“合”状态，向扩展端进为“分”状态。

2）从后边看（人面向扩展端方向），拐臂小于90度者为“合”状态，拐臂大于90度者为“分”状态（由于在后边看能比较方便地看到刀闸拐臂，故我以
为这方法较实用）
3、汽动给水泵的启动（1值）
⑴确定系统所有检修已完成。

确定凝结水，闭冷水已正常投运。

确定小机润滑油已投运，且润滑油压、调节油压正常。

确定除氧器水位、压力、水温正常。

确定发电机功率150MW左右。

⑵按汽泵启动前检查卡确认就地各手动门状态正确，注意汽泵中间抽头开启。

⑶投入汽泵轴承密封水，回水温度投入自动，设定40℃。

⑷全开再循环调门。

⑸开前臵泵进口门，就地打开汽泵前后腔室排气门，有水出来即关闭。

⑹启动汽泵前臵泵。

⑺投小机盘车，就地确认小机确实在转动，润滑油系统正常。

⑻确认凝汽器真空正常，辅汽联箱压力在1MPa左右。

⑼对小机轴封进行暖管，暖管完投入小机轴封系统。

⑽打开小机汽封漏气至凝汽器电磁阀。

⑾打开小机排气疏水手动门，等小机排气压力与凝汽器真空相差小于20KPa时，可开启小机排气电动阀。

注意整个过程要密切监视凝汽器真空。

⑿打开四抽至汽泵管道疏水阀，微开辅汽至汽泵调试用汽电动门进行暖管，逐
渐开大到全开。

⒀到小机MEH画面，对小机进行复位挂闸。

设定目标转速800RPM，升速率300RPM/MIN，暖机半小时。

⒁监视小机轴向位移，各轴承温度、振动正常，可对小机进行升速，到2850RPM 时投入遥控。

同时对冷再至小机供汽管道进行暖管备用。

⒂升高小机转速，到汽泵出口压力接近于电泵出口压力时，开汽泵出口电动门。

继续升速，注意电泵进口流量逐渐减小，逐渐开启电泵再循环门，关闭汽泵再循环调门，等电泵进口流量到350左右时，可关闭电泵出口电动门。

⒃待小机投入正常将小机汽封漏气切至小机排汽室。

⒄由汽泵控制给水流量。

4、柴油发电机启停操作及注意事项（2值）
1）柴油机启动前检查
①柴油发电机组设备完好，燃油供应系统、润滑油系统、冷却水系统正常
无泄漏；
②柴油发电机本体操作面板上模式控制开关切至“AUTO”（自动）；
③柴油发电机并网柜P1屏上控制开关HK1切在“AUTO”（自动）位臵，控
制开关HK2切在“REMOTE”（远方）位臵。

P2和P3屏上控制开关HK均切
在“AUTO”（自动）位臵；
④柴油发电机出口开关41EM（42EM）处于热备用状态；
⑤柴油发电机蓄电池浮充电装臵运行正常，直流电压＞24V；
⑥柴油发电机加热器投运正常状态；
⑦室内温度正常，不大于45℃，各照明、消防设施完好。

2）柴油发电机启停操作
①柴油发电机的手动启动方式
DCS远方启动（柴油机本体“自动”，并网柜“远程”且“自动”或“试
验”）
柴油发电机本体操作面板模式控制开关切至“MANUAL”（手动），按下
“MANUAL RUN/STOP
”按钮，就地手动启动。

（并网柜？）
就地并网柜启动，柴油机本体“自动”，并网柜P1屏控制方式开关打
“就地”，选择开关再切“试验”
单元机组操作台上按“柴油机紧急启动”按钮启动
②柴油发电机的手动停机方式
DCS远方手动停机（发出指令延时5min才停运）；
并网柜P1屏控制方式开关打“就地”，选择开关再切“手动”或“关”；
按下并网柜P1屏“紧急停运”按钮
柴油机本体操作面板模式控制开关切至“MANUAL”（手动），按下“MANUAL RUN/STOP”按钮，就地手动停运；
柴油机本体“紧急停运”按钮；
柴油机本体控制开关切至“0”立即停。

3）注意事项
①柴油发电机启停前后都要派人到柴油机房和控制室检查，不符合相关条
件则不能启动或者马上停运柴油机；
②柴油机本体、并网柜、集控室DCS系统上若有故障报警信号应该及时查
明原因并消除，否则无法启动柴油机，特别是柴油发电机本体上的故障，
要用专用钥匙到本体操作面板复位才行；（柴油机本体操作面板模式控制
开关切至“0”（就地），按下复位键“Fault Acknowledge Button”按钮）③若为手动启动柴油发电机，还须待柴油机出口电压正常后手动合上并网
柜K0开关，再根据两段保安段的情况决定是否手动合上对应的出口开关。

5、发电机并网操作及注意事项（2值）
①检查发电机、励磁系统已经转为热备用状态；
②查发电机出口开关801为分闸，合上相关控制电源；合上发电机出口刀
闸，相关控制电源合上。

③查1号汽轮发电机转速已达3000转/分。

④确认1号发电机保护、励磁系统无报警信号（DCS上）。

⑤点击进入1号机励磁系统3805画面。

点击“励磁控制”按键，弹出窗口，
按下“AVR自动”按钮，到1号机励磁小室就地复位励磁系统报警。

然后
在DCS上投入励磁系统。

⑥查1号机励磁系统启励正常，1号发电机定子电压、转子电压和电流正常，
转子无接地报警。

⑦同期方式选择开关臵于“就地自准”位臵，投入同期屏控制电源，在Ｄ
ＣＳ同期控制面板中选择同期对象“断路器801同期投入”指令，再由
ＤＣＳ发出同期电压投入指令，同期装臵投入工作。

在ＤＣＳ向ＤＥＨ
发出同期请求，在得到ＤＥＨ同期许可的前提下适时发出启动同期合闸
指令，801开关同期合闸，１号发变组并入500千伏系统，带初负荷运行。

⑧通过励磁系统适当调节有功、无功，注意电压在允许范围内。

⑨检查发电机各项参数正常。

⑩断开同期装臵控制电源
?检查ＤＣＳ指示及其他盘表指示应正常，检查继电保护装臵运行应无异常，检查励磁系统运行应正常。

6、厂用电失去的操作要点及注意事项（2值）
①若400V柴油发电机自动启动，应立即检查400V两段保安段工作、备用
进线开关已断开，柴油发电机进线开关已经合上，保安段电压正常，并
派人对柴油发电机进行检查监视。

②若柴油发电机未启动，应在集控室手动启动一次，若启动成功，则在确
认400V两段保安段工作、备用进线开关已断开的情况下，合上柴油机出
口开关和400V两段保安段的柴油机进线开关。

③远方启动不成功，则应就地检查柴油机是何保护动作，是否能够复位保
护信号，若无明显故障，保护信号能复位，则就地启动柴油机一次。

启
动不成功应迅速检查原因并通知检修人员处理。

④检查主变、厂高变、高备变动作情况，若有保护动作，应立刻检查原因
并通知检修人员处理。

⑤若主变、厂高变无保护动作，500KV系统电压正常，应主变、厂高变系统
进行全面检查，无异常后断开发电机出口开关、厂高变低压侧开关，对
主变、厂高变进行充电一次，充电正常后恢复厂用电系统。

若充电后跳
闸，禁止再合闸，应立刻检查原因并通知检修人员处理。

⑥若主变、厂高变系统无法恢复，高备变无保护动作，110KV系统电压正常，
应对高备变系统进行全面检查，无异常后断开高备变低压侧开关，对高
备变进行充电一次，充电正常后恢复厂用电系统。

若充电后跳闸，禁止
再合闸，应立即检查原因并通知检修人员处理。

⑦厂用电恢复过程中，发现某一个开关合后跳闸或者越级跳闸，应隔离该
开关，恢复其他系统电源。

检查开罐跳闸及拒动原因并通知检修人员处
理。

⑧在厂用电恢复之前，应严密监视柴油发电机、直流系统、UPS的运行情况。

⑨厂用电恢复后应：
i.检查6KV系统是否正常；
ii.恢复400V各系统正常运行方式；
iii.检查正常系统浮充装臵已恢复正常运行；
iv.检查UPS系统是否自动切换至正常运行方式。

⑩双电源母线并列切换时注意是否在同一电源，防止非同期并列。

?高备变不作为启动电源，启动前须切至厂高变供电。

7、500KV系统的保护配臵、运行方式的特点（2值）
1）500KV系统的保护配臵：
500KV每条母线配臵两套深圳南瑞生产的BP-2B型500KV母线保护装臵，共4套母线保护：
母线保护配臵：①母线差动保护；②断路器失灵保护；③母线失电保护。

500KV线路保护采用南京南瑞的两套超高压线路成套保护装臵RCS-922A，数
字式过电压保护及故障启动装臵RCS－925A和断路器失灵保护及重合闸RCS-921A。

短引线保护装臵可兼做线路的充电保护，采用电流比率差动方式，线路充电保护由两段和电流过流保护构成。

线路保护配臵：①分相电流差动保护；②零序电流差动保护；③三段式距
离保护；④一个延时段零序方向过流保护；⑤一个零序反时限方向过流保护；⑥单相一次重合闸方式；⑦短引线保护。

2）500KV系统的运行方式：
1.正常运行方式：两组母线同时运行，所有断路器和隔离开关均合上。

2.线路停电、断路器合环的运行方式：线路停电，检修线路的隔离开关拉
开，考虑到供电的可靠性，将检修线路的断路器合环。

3.断路器检修时的运行方式：任何一台断路器检修，两侧刀闸拉开，开关
两侧地刀合上。

4.母线检修时的运行方式：检修母线侧断路器及两侧刀闸断开，检修母线
地刀合上。

（这种方式运行可靠性较低，所以要尽量地缩短检修时间。

）
8、励磁系统操作注意事项（2值）
a)励磁系统控制电源未送电前须将发电机保护关主汽门压板退出，待控制
电源送上后正常再投压板；
b)投入励磁时要复位励磁系统报警，否则无法升压；
c)运行中严禁打开功率柜门。

9、500KV系统刀闸、地刀就地手动如何操作（2值）
1）在网控室直流分电屏送上500KV地刀、刀闸的相关控制电源；
2）在汇控柜送上操作刀闸、地刀的控制电源开关；线路侧元件操作注意验电
器电源已送电且装臵正常；（该操作是为了解除操作孔盖板的闭锁）3）检查联锁条件满足，手动拉开刀闸（或地刀）的操作孔闭锁盖板；
4）用对应操作摇把进行操作（顺时针为分，逆时针为合，操作圈数为55圈左右。

快速地刀为独立操作把手，普通地刀和刀闸为同一个把手）
5）每操作完一元件必须检查三相位臵一致。