发电机同期系统调试方案汇总.docx
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发电机同期系统调试方案汇总
发电机同期系统调试方案
河南电力建设调试所
工程名称
鹤壁电厂二期扩建工程2×300MW机组
文件名称
发电机同期系统调试方案
文件类别
分系统／整套启动
批准
年月日
会
签
建设单位
工程
年月日
生产
年月日
监理单位
年月日
安装单位
年月日
审核
年月日
编写
年月日
目次
1目的…………………………………………………（04）
2依据…………………………………………………（04）
3设备系统简介………………………………………（04）
4试验内容……………………………………………（05）
5组织分工……………………………………………（05）
6使用仪器设备………………………………………（05）
7试验应具备的条件…………………………………（05）
8试验步骤……………………………………………（05）
9安全技术措施………………………………………（08）
10调试记录……………………………………………（09）
11附图（表）…………………………………………（09）
1目的
新安装的同期系统在投入运行之前，需要对同期回路接线正确性进行检查，对同期装置动作特性进行调整试验，以保证同期系统调节快速有效，动作准确可靠。
因此在机组并网前，应依据本方案要求完成各项检查试验，确保发电机安全、可靠、快速地并入系统。
2依据
2.1《火电工程调整试运质量检验及评定标准》
2.2《电气设备安装工程电气设备交接试验标准》
2.3《继电保护及安全自动装置反事故措施要点》
2.4《继电保护及电网安全自动装置检验条例》
2.5《继电保护和安全自动装置技术规程》
2.6《发电厂并网运行安全性评价办法》（华北电网安全委员会1999年颁布试行）
2.7设计图纸
3设备系统简介
鹤壁电厂二期扩建工程安装2台300MW机组，#3、#4机组均采用发电机—变压器线路单元组接线方式，新建220kV开关站一座。
#3、#4发变组断路器之间装设中间断路器，构成内桥接线方式，增加了运行方式的灵活性。
#3、#4发变组分别经Ⅲ鹤桃线、Ⅳ鹤桃线与对侧220kV桃园变电站连接。
由于#3、#4机组出线方式采用内桥接线，增加了内桥断路器，因此两台机组并网共有三个同期点。
#3机组并网同期点为Ⅲ鹤桃1开关，同期电压分别取Ⅲ鹤桃线电压和220kV北母电压；#4机组并网同期点为Ⅳ鹤桃1开关，同期电压分别取Ⅳ鹤桃线电压和220kV南母电压；#3机组与Ⅳ鹤桃线（或#4机组与Ⅲ鹤桃线）并网的同期点为鹤内220开关，同期电压分别取220kV北母电压和220kV南母电压。
三个同期点共计四种同期方式共用一套自动准同期装置来实现，设计采用深圳智能SID-2CM型发电机微机准同期控制器，配合多功能选线器使用。
由多功能选线器选择输入同期控制器的电压回路及输出控制回路，由同期控制器判断两路同期电压是否满足条件并发出控制指令。
自动准同期装置与DCS、DEH之间通过硬接线联系。
通过DCS系统实现对同期装置的投入、退出控制和复位操作，简化了并网操作步骤。
4试验内容
4.1同期系统二次回路的调试工作；
4.2发电机微机自动准同期装置校验及整定；
4.3同期系统控制回路传动试验；
4.4发变组带空线路零起升压检查同期电压回路；
4.5自动准同期装置调频、调压控制系数调整试验；
4.6自动假同期试验；
4.7自动准同期并网。
5组织分工
调试应由工程师及以上资格的调试人员负责，或具有调试同类装置经验的助理工程师负责。
为保证试验数据的准确性和可靠性，同时为了安全考虑，应组成两人以上试验小组完成试验。
6使用仪器设备
序号
设备名称
型号
量程
数量
精度
等级
用途
备注
１
继电器综合校验装置
M2000
1
校验同期装置
2
波形记录仪
PMDR-102
1
录取波形
7试验应具备的条件
7.1同期系统所有二次设备安装、接线完毕。
7.2控制室土建工作已完成，同期装置屏内外不存在安装遗留问题。
7.3发变组系统开关、刀闸传动操作正常。
7.4具备合格的交直流电源。
7.5环境温度保持在规程规定的范围以内，照明条件具备。
7.6同期系统的图纸、资料、备品、备件齐全。
7.7励磁系统、DEH具备条件。
8试验步骤
8．1同期系统二次回路的调试工作
8.1.1检查发电机和系统PT二次同期电压回路接线正确无误；
8.1.2检查同期系统控制回路接线与设计原理一致；
8.1.3检查同期报警信号回路接线正确无误；
8.1.4按规程校验同期回路中的直流中间继电器；
8.1.5校验同期系统在DCS画面上的测点精确可靠。
8．2微机准同期控制器校验及整定
8.2.1整定并列允许电压差及允许过电压保护定值
8.2.2合闸允许频差整定
设置合闸允许频差参数为0.1Hz，维持发电机侧和系统侧电压均为100V，模拟系统侧和发电机侧频率为50Hz。
维持系统侧频率不变，缓慢降低发电机侧频率，直至显示屏刚好稳定显示为止，记录此时发电机侧频率测值；再维持系统侧频率不变，缓慢增加发电机侧频率，直至显示屏稳定显示为止，记录此时发电机侧频率测值，计算频差闭锁范围。
8.2.3调压部分检查
调节发电机侧和系统侧频差在允许范围之内，维持系统侧电压为100V。
降低发电机侧电压至压差整定范围之外，观察升压继电器动作正确，测量输出调压脉冲正常；再升高发电机侧电压至压差整定范围之外，观察降压继电器动作正确，测量输出调压脉冲正常；检查在调压过程中合闸不会出口。
8.2.4调频部分检查
调节发电机侧和系统侧压差在允许范围之内，维持系统侧频率为50Hz。
降低发电机频率至频差整定范围之外，观察加速继电器动作正确，测量输出调速脉冲正常；再增加发电机频率至频差整定范围之外，观察减速继电器动作正确，测量输出调速脉冲正常；检查在调速过程中合闸不会出口。
8.2.5合闸部分检查
用同一试验电源输出两路电压信号分别加至同期装置系统侧电压和发电机侧电压输入端子，改变两路电压信号之间的相位差，观察相位指示灯指示正确。
改用两套试验电源分别调节发电机侧和系统侧压差、频差均在允许范围之内，观察相位指示灯旋转方向正确，发电机频率高于系统频率时指示灯应顺时针旋转。
观察合闸信号能正确发出，测量合闸脉冲输出正常。
8.2.6发电机过压保护检查
用试验电源模拟调节发电机侧达到115%额定值，检查同期装置切断加速回路并持续发出降压指令。
8.2.7低压闭锁检查
用试验电源模拟调节系统侧或发电机侧电压低于额定电压65%以下，检查同期装置停止操作，并发出失压报警信号。
8．3同期系统控制回路传动试验
8.3.1在DCS画面分别进行自动准同期装置的投入、解除和复位操作，检查自动准同期装置动作正确。
8.3.2通过自动准同期装置发出增速、减速脉冲，检查汽轮机调速系统动作正确。
8.3.3通过自动准同期装置发出升压、降压脉冲，检查励磁调节装置动作正确。
8.3.4通过自动准同期装置发出合闸脉冲，检查断路器动作正确。
8.3.5检查不同同期点电压回路及控制回路切换的正确性。
8.4发变组带线路零起升压试验
8.4.1发变组带线路零起升压试验的条件：
Ⅲ（Ⅳ）鹤桃线220kV线路分相及三相充电试验已完成，详见《220kV开关站投运方案》。
Ⅲ（Ⅳ）鹤桃线220kV线路已停电。
发电机维持3000r/min稳定运行。
8.4.2运行人员检查鹤内220开关、鹤内220南刀闸、鹤内220北刀闸在分位
8.4.3运行人员合上鹤223北（鹤224南）刀闸、Ⅲ鹤桃1北（Ⅳ鹤桃1南）刀闸和Ⅲ鹤桃1甲（Ⅳ鹤桃1甲）刀闸，合上Ⅲ鹤桃1（Ⅳ鹤桃1）开关。
8.4.4投入发变组、线路全套保护，发变组联跳汽轮机回路暂不投入。
8.4.5运行人员将励磁调节器设为手动方式，投入励磁系统，起励完成后，手动调节励磁逐渐使发电机升压至额定。
8.4.6根据运行方式选择需要的同期点，测量同期装置输入的同期点两侧电压及相序，检查同期装置的两路同期输入电压信号幅值正确，相位差符合设计要求。
8.4.7在DCS画面上操作投入自动准同期装置，检查同期装置面板相位指示灯指在零位（同步点）。
检查正常后退出同期装置。
8.4.8对侧变电站检查线路三相电压正常，相序为正相序。
8.4.9检查完成后汇报调度部门，听调度指令退出励磁，断开灭磁开关。
断开Ⅲ鹤桃1（Ⅳ鹤桃1）开关，断开Ⅲ鹤桃1北（Ⅳ鹤桃1南）刀闸和Ⅲ鹤桃1甲（Ⅳ鹤桃1甲）刀闸。
8.4.10申请调度部门对Ⅲ鹤桃（Ⅳ鹤桃）线送电。
8.5发变组假同期试验
8.5.1运行人员确认Ⅲ鹤桃1甲（Ⅳ鹤桃1甲）刀闸、Ⅲ鹤桃1北（Ⅳ鹤桃1南）刀闸及Ⅲ鹤桃1（Ⅳ鹤桃1）开关在断开位置，断掉其操作控制电源。
8.5.2确认Ⅲ（Ⅳ）鹤桃线路三相带电正常。
8.5.3假同期并网操作前，注意通知热控专业做好措施，防止DEH误判断为发电机真并网造成汽轮机超速。
8.5.4励磁调节器设为自动方式，起励使发电机升压至额定。
8.5.5断开自动准同期装置的合闸回路。
8.5.6从DCS画面选择同期点，并操作投入同期装置，观察同期装置采样正确。
8.5.7手动将发电机频率、电压调偏，投入同期装置的调速及调压功能，观察发电机频率或电压的变化情况。
如调节过猛，出现过调现象，导致频率与电压来回在额定值上下摆动，说明调频控制系数（或调压控制系数）取值过大，可调低此项参数设置；如果发现调节过程很慢，频差或压差迟迟不能进入允许范围，则应增大调频控制系数或调压控制系数。
重复以上步骤，直到调节过程既快速又平稳为止。
8.5.8退出同期装置，恢复自动准同期装置的合闸回路接线。
8.5.9将Ⅲ（Ⅳ）鹤桃线220kV线路1开关恢复备用。
8.5.10完成录波器接线，将录波器置于待触发状态。
录入量包括同期包络线电压、同期合闸继电器出口接点状态和Ⅲ（Ⅳ）鹤桃1开关辅助接点状态。
8.5.11调速系统、励磁调节设为ASS（自动准同期）控制方式，投入ASS，观察自动准同期装置动作情况。
8.5.12Ⅲ（Ⅳ）鹤桃1开关合上后，退出自动准同期装置。
8.5.13分析录波资料，观察断路器合闸时刻是否与包络线电压最低点一致，若偏差较大，则调整导前时间参数，重新进行假同期试验。
8.5.14试验完成后断开Ⅲ（Ⅳ）鹤桃1开关，灭磁并断开灭磁开关，恢复Ⅲ（Ⅳ）鹤桃1开关辅助接点至励磁系统及DEH的接线，准备进行自动准同期并列。
8.6发变组自动准同期并网
8.6.1调试人员准备好同期并网试验录波接线。
8.6.2当值值长向调度汇报：
并网前电气试验已全部结束，机组已具备并网条件。
8.6.3调度同意并网请求后，开始并网操作。
8.6.4检查发变组、线路全套保护投入，发变组联跳汽轮机回路暂不投入。
8.6.5运行人员合上Ⅲ鹤桃1北（Ⅳ鹤桃1南）刀闸及Ⅲ鹤桃1甲（Ⅳ鹤桃1甲）刀闸，Ⅲ鹤桃1（Ⅳ鹤桃1）开关恢复备用，将发电机-变压器组零起升压至额定。
8.6.6判断发变组系统无异常后，先选择所需的同期方式，再操作投入ASS装置，由ASS自动完成同期并网操作。
8.6.7变压器高压侧断路器合上后，退出ASS。
8.6.8并网后，运行人员马上接带少量无功及有功负荷，维持机组稳定运行。
9安全技术措施
9.1参加试验人员，应了解试验方法与范
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