宜宾海丰和锐有限公司孤网运行方案

宜宾海丰和锐有限公司二期2×50MW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GD2（t.m2）：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X’’d：0.133 直轴瞬变电抗X’d：0.197

直轴同步电抗Xd：1.756 负序电抗X

2

：0.1625

零序电抗X

0：0.06 定子漏抗X

e

：0.1082

转子漏抗X

f

：0.094

定子绕组开路时转子绕组的时间常数T

do

：10.78s

定子三相短路时瞬态分量的时间常数T’

3

d

：1.208s

定子三相短路时超瞬态分量的时间常数T’’

3

d

：0.151s

定子二项短路时瞬态分量的时间常数T'

2

d

：2.02s

定子单相短路时瞬态分量的时间常数T'

1d

：2.29s

定子三相或二相短路时非周期分量的时间常数T

3a

：0.367s

定子绕组每相电阻（Ω）（15℃时）：R1(15)=0.001777

转子绕组电阻（Ω）（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0.006225Ω

B相直流电阻0.005976Ω

C相直流电阻0.005976Ω

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16℃：A相绝缘电阻线圈至固定螺栓座（螺钉）2500MΩ

B相绝缘电阻线圈至固定螺栓座（螺钉）2500MΩ

C相绝缘电阻线圈至固定螺栓座（螺钉）2500MΩ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：SF11—80000/35

额定容量：80000KVA 额定电压：38500/10500V

频率：50HZ 相数：3相

短路阻抗：10.5%

低压侧

电压V电流A

105004398.9

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

1.1＃2发电机、＃2主变及所属电气设备的一次、二次回路安装完毕。

1.2＃2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。

1.3＃2发电机电流、电压回路的调试完毕。

1.4＃2发电机组DCS控制系统调试完毕。

1.5＃2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。

1.7＃2发电机组励磁系统的调试完毕。

1.8＃2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。

1.10＃2发电机组整套电气试验完毕并合格。

1.11＃2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

2.1＃2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。

2.7＃2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

4.1＃3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