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1、第二节 调试关键技术本节对机组调试过程中的14个关键环节进行了策划,其内容具有通用性,落实相关工作要求后可以形成可操作的深度调试规划。一厂用电系统带电深度调试(一)设备系统概述主要介绍厂用电系统有关设备(二)策划目的深度开展电气分系统及整套调试工作,优化调试方案、细化调试步骤、对调试项目提前介入、全程跟踪,深入分析、精心策划,可有效防止电气保护和自动装置发生拒动和误动。(1)根据电气二次回路特点,细化电气二次回路静态调试步骤,保证接线正确、可靠,不留死角。(2)根据现场接线和保护要求,编写一次同流方案,进行一次通流试验,确认保护、测量、监控等系统的电流相量正确。(3)优化控制回路传动方案,减少
2、设备动作次数,延长使用寿命,确保控制回路投运正确可靠。(4)细化变压器带电步骤及检查方法,节约变压器带电后系统检查时间。(5)细化升压站及机组系统带电过程检查项目,评估机组、系统运行的各参数并进行对比分析。(三)调试要点1分系统调试要点(1)电流、电压回路检查。1)二次接线检查:a)检查电流互感器至就地端子箱及端子排,就地端子排至各个保护、自动、计量、测量等处的电流回路,确认极性符合设计和现场实际运行情况。b)电流互感器、电压互感器的铭牌、变比、容量、精度等参数与设计及现场实际吻合。c)检查电流、电压二次回路绝缘,应满足标准要求。d)确认现场TA一次安装位置和二次线圈的实际位置,不出现保护死区
3、。e)检查电流、电压二次回路接地点及电流、电压回路的一点接地情况。2)电流极性检查通过大电流直流干电池对相关TA进行一次通流、二次检查,按照极性配合要求确定保护相量。(2)升压站一次通流相量检查。1)投运前对系统和变压器及其二次设备、二次回路进行全面彻底检查,并进行一次通流试验。避免以下问题发生:2)投运后电流二次回路极性错误。3)新投运间隔与已运行间隔极性配合错误。4)由于负荷原因,在运行期间无法用大电流方式检查电流相量。(3)启用备用变压器(简称起备变)电流相量检查。1)极性检查。根据启备变保护装置对极性的要求,确定启备变高压侧电流的极性方向,根据保护装置要求和高压侧电流极性方向,确定低压
4、侧电流的极性。2)启备变低压侧短路试验。一般启备变差动保护极性只能带大负荷下才能进行检查,因此需要利用大容量升流器,在启备变低压侧短路点进行变压侧高低压侧短路试验,进行高低压侧电流回路相量的检查。3)低压侧分支一次通流启备变差动相量检查。方案一:以大地和分支封母为回路进行一次通流,即升流器出现一端加在一段的备用进线口和TA A相之间(B、C相同理),另端接地。另一段备用进线开关处A相接地,这样A相一次回路就和升流器形成导通回路,升流器缓慢升流,此时两段备用进线开关的一次电流方向相反,在二次进行检查时应和一次电流方向对应一致。方案二:以分支封母A、B相和短路车为回路进行通流,即升流器输出分别接一
5、段备用进线开关开关下口和TA A、B相,把短路车推入同分支另一段备用进线开关柜,短接A、B、C三相,这样A、B相就形成回路,升流器缓慢升压,此时流入两段的同一项的电流方向同相的正好相反,在二次进行检查。(4)二次通流、通压试验。通流时尽可能在TA根部分相进行,测每相与中性点相间的阻抗;通压时确定二次回路通压处已与TV侧有明显断口,防止二次反送电使一次设备带电。变压器分支零序电流需要在一次侧摇绝缘确定对应关系,二次通流在分支零序TA根部通电流进行传动,避免零序保护一次和二次不对应。(5)控制、信号二次回路接线检查:1)根据原理图进行全回路查线,检查二次接线的正确性和可靠性,消除寄生回路。2)检查
6、接线端子质量,避免使用劣质端子。3)检查直流二次回路,防止出现寄生回路,满足保护、自动装置的要求。4)对直流熔断器的额定电流进行核对,使设计和现场实际运行情况符合,直流开关上下级之间能满足逐级配合要求。5)对二次回路进行绝缘检查。6)检查强电端子与弱电端子的分界,防止强电窜入弱电;检查交、直流电源端子不知,防止交直流混串。(6)低压变压器系统检查1)对低压变压器各开关间的联锁、闭锁逻辑进行传动,确认联锁、闭锁功能完好。2)检查低压变压器的一次接线组别,确认变压器接线组别符合设计要求。3)检查低压侧TA的安装位置,确认TA安装正确,变压器故障时,能正确反映故障电流。4)检查确认低压变压器低压侧中
7、性点零序TA安装在中性点和接地线之间,能够反映各种接地故障电流。5)检查高压侧馈线电缆铠甲接地线反穿过零序TA,避免保护误动。(7)整组传动。单个系统调试完成后,进行系统整组传动,确认装置和整个回路的正确性。1)电量保护传动。根据正式定值,逐个进行保护传动。要求如下:保护装置保护动作指示灯动作正确,保护出口、开关动作情况正确,DCS报警、故障录波器启动量、远动告警等正确。2)启备变分支零序保护传动。通过DCS操作,合启备变高压侧开关、启备变低压侧各段备用进线开关,更改分支零序保护二段时间定值,使二段时间定值和一段时间定值相差大于3s,以便更好地观察开关动作。在启备变保护装置上加A分支故障零序值
8、,模拟A分支零序动作,要求如下:保护装置保护动作指示灯动作正确(保护出口先跳A分支所带开关,延时跳启备变高压侧开关和B分支所带开关),保护动作信息正确、DCS报警、故障录波器启动量。B分支试验方法同A分支。3)非电量保护传动。启备变低压侧及低压侧各段备用进线开关,在保护柜投重瓦斯保护压板,在启备变本体瓦斯继电器处按下重瓦斯动作按钮,模拟重瓦斯动作。本体个非电量保护应就地进行模拟传动。确认重瓦斯等非电量继电器功率大于5W。4)重合闸传动。重合闸要与线路保护、非全相保护传动配合进行。a)进行220kV重合闸模拟保护,观察重合和重合后加速开关动作情况是否正确,与非全相配合是否正确。b)一个半开关接线
9、方式,每个元件对应两个开关,在整组传动使采用单重方式进行重合和线路保护配合试验。c)因某种原因使重合闸装置不能正常工作时,应沟通开关的三相跳闸回路,并不再重合。5)保护装置逆变电源自启动试验。缓慢将直流电压由零升至80%额定值,检查面板上指示灯相应情况;稳定80%额定电压值,拉合直流开关,此时逆变电源应可靠启动,在此电压下进行传动试验。2系统带电带电前测量交流回路的直流电阻;检查同一TA三相电流回路直阻是否平衡。检查电流、电压二次回路接地点与接地状况。打印保护装置正式定值,并与保护定值通知单进行逐项核对;检查软压板,确认软压板投退情况与定值要求一致。(1)启备变带电。1)启备变带电。启备变和启
10、备变的保护装置为为新投入设备,启备变的主保护差动保护相量正确性不确定,故在冲击变压器前,应申请腾空一条母线,把运行的机组和线路倒闸到另一条母线,启备变上腾空的母线,以母联的过流保护(临时定值)作为启备变的保护,用带电母线通过母联断路器对启备变进行冲击。2)启备变带电后相量检查。启备变及高压段带电完毕后,进行启备变差动相量检查,为防差动保护动作,应退出差动保护然后启动大负荷进行相量检查,电流达到一定幅值时在保护装置里进行主保护、后备保护相量检查。具体项目如下:a)查看差动保护采样各侧电流的相序及高中、高低、中低压侧的电流相位关系,各侧相应的三相电流互差120,且为正相序,各相差流为零。b)查看后
11、备保护采样中A、B、C相电流电压的相序及相位关系,三相电流互差120,三相电压互差120,且为正相序。c)测量中性线不平衡电流,判断中性线是否连通,在相量检查正确后投入差动保护。(2)线路及升压站带电。线路和升压站带电的主要工作为相量检查,电压检查用两条线路的电压和两个母线的电压进行二次核相和定相。电流相量检查有两种,一是可以用线路的电容电流来进行相量进行检查;二是改变对侧变电站运行方式,即有一条线作为电源侧,另一侧作为负荷侧,通过电厂升压站形成回路,这样电流幅值会比较大,二次电流也会更加明显。线路和升压站带电后工作如下:1)根据负荷的情况确定负荷的送受关系。2)电流相量检查。查看采样中每相电
12、流的相序、幅值、电流的相位关系。3)电压向量检查。查看采样中A相、B相、C相、零序、线路抽取电压的相序、幅值及相位关系,三相电压互差120,且为正相序,相电压幅值、3U、Ux的大小、相位符合要求。4)电压与电流相量检查。查看采样中电压与电流相位,对应的电压与电流之间的夹角为负荷角。5)线路对侧数据,三相电压互差120,且为正相序,方向与本侧相反。6)线路差流应为零。7)母线保护母线电压相量检查。查看采样中电压的相序及大。嗟缪够ゲ120,且为正相序,两母线电压核相正确。8)母线保护各支路电流相量检查。查看采样中各支路电流相量,测量中性线不平衡电流,检查是否存在多点接地现象,并判断中性线是否连通。9)母线差动保护相量检查。查看A、B、C相差动电流,大差、小差电流是否为零。画相量图,以电压或一路电流为基准,测量各路某相电流的大小和相位,在一个坐标是画出其一次电流(或归算到某标准变比的二次电流值),计算相量和,相量和应为零。低压变压器带电完成后,在一次和二次侧分别进行电压相量检查,对互为备用的变压器在互联开关处进行核相。变压器带电后应尽快组织负荷对电流相量进行检查,电流相量应符合现场实际接线,满足保护装置要求。
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