發(fā)電機同期系統(tǒng)調試方案匯總

1、鶴壁電廠二期擴建工程2300MW機組調試作業(yè)指導書HTF-DQ305發(fā)電機同期系統(tǒng)調試方案河南電力建設調試所工程名稱鶴壁電廠二期擴建工程2300MW機組文件名稱發(fā)電機同期系統(tǒng)調試方案文件類別分系統(tǒng)整套啟動批 準年 月 日會簽建設單位工程年 月 日生產年 月 日監(jiān)理單位年 月 日安裝單位年 月 日審 核年 月 日編 寫年 月 日目 次1 目的(04)2 依據(04)3 設備系統(tǒng)簡介(04)4 試驗內容(05)5 組織分工(05)6 使用儀器設備(05)7 試驗應具備的條件(05)8 試驗步驟(05)9 安全技術措施(08)10調試記錄(09)11 附圖（表）(09) 1 目的新安裝的同期系統(tǒng)在投

2、入運行之前，需要對同期回路接線正確性進行檢查，對同期裝置動作特性進行調整試驗，以保證同期系統(tǒng)調節(jié)快速有效，動作準確可靠。因此在機組并網前，應依據本方案要求完成各項檢查試驗，確保發(fā)電機安全、可靠、快速地并入系統(tǒng)。2 依據2.1 火電工程調整試運質量檢驗及評定標準2.2 電氣設備安裝工程電氣設備交接試驗標準2.3 繼電保護及安全自動裝置反事故措施要點2.4 繼電保護及電網安全自動裝置檢驗條例2.5 繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程2.6 發(fā)電廠并網運行安全性評價辦法（華北電網安全委員會1999年頒布試行）2.7 設計圖紙3 設備系統(tǒng)簡介鶴壁電廠二期擴建工程安裝2臺300MW機組，#3、#4機組均采用

3、發(fā)電機變壓器線路單元組接線方式，新建220kV開關站一座。#3、#4發(fā)變組斷路器之間裝設中間斷路器，構成內橋接線方式，增加了運行方式的靈活性。#3、#4發(fā)變組分別經鶴桃線、鶴桃線與對側220kV桃園變電站連接。由于#3、#4機組出線方式采用內橋接線，增加了內橋斷路器，因此兩臺機組并網共有三個同期點。#3機組并網同期點為鶴桃1開關，同期電壓分別取鶴桃線電壓和220kV北母電壓；#4機組并網同期點為鶴桃1開關，同期電壓分別取鶴桃線電壓和220kV南母電壓；#3機組與鶴桃線（或#4機組與鶴桃線）并網的同期點為鶴內220開關，同期電壓分別取220kV北母電壓和220kV南母電壓。三個同期點共計四種同期

4、方式共用一套自動準同期裝置來實現(xiàn)，設計采用深圳智能SID-2CM型發(fā)電機微機準同期控制器，配合多功能選線器使用。由多功能選線器選擇輸入同期控制器的電壓回路及輸出控制回路，由同期控制器判斷兩路同期電壓是否滿足條件并發(fā)出控制指令。自動準同期裝置與DCS、DEH之間通過硬接線聯(lián)系。通過DCS系統(tǒng)實現(xiàn)對同期裝置的投入、退出控制和復位操作，簡化了并網操作步驟。4 試驗內容4.1 同期系統(tǒng)二次回路的調試工作； 4.2 發(fā)電機微機自動準同期裝置校驗及整定；4.3 同期系統(tǒng)控制回路傳動試驗；4.4 發(fā)變組帶空線路零起升壓檢查同期電壓回路；4.5 自動準同期裝置調頻、調壓控制系數調整試驗；4.6 自動假同期試驗

5、；4.7 自動準同期并網。5 組織分工 調試應由工程師及以上資格的調試人員負責，或具有調試同類裝置經驗的助理工程師負責。為保證試驗數據的準確性和可靠性，同時為了安全考慮，應組成兩人以上試驗小組完成試驗。6 使用儀器設備 序號設備名稱型號量程數量精度等級用途備 注繼電器綜合校驗裝置M20001校驗同期裝置2波形記錄儀PMDR-1021錄取波形7 試驗應具備的條件7.1 同期系統(tǒng)所有二次設備安裝、接線完畢。7.2 控制室土建工作已完成，同期裝置屏內外不存在安裝遺留問題。7.3 發(fā)變組系統(tǒng)開關、刀閘傳動操作正常。7.4 具備合格的交直流電源。7.5 環(huán)境溫度保持在規(guī)程規(guī)定的范圍以內，照明條件具備。7

6、.6 同期系統(tǒng)的圖紙、資料、備品、備件齊全。7.7 勵磁系統(tǒng)、DEH具備條件。8 試驗步驟81同期系統(tǒng)二次回路的調試工作8.1.1 檢查發(fā)電機和系統(tǒng)PT二次同期電壓回路接線正確無誤；8.1.2 檢查同期系統(tǒng)控制回路接線與設計原理一致；8.1.3 檢查同期報警信號回路接線正確無誤；8.1.4 按規(guī)程校驗同期回路中的直流中間繼電器；8.1.5 校驗同期系統(tǒng)在DCS畫面上的測點精確可靠。82 微機準同期控制器校驗及整定8.2.1 整定并列允許電壓差及允許過電壓保護定值8.2.2 合閘允許頻差整定設置合閘允許頻差參數為0.1Hz，維持發(fā)電機側和系統(tǒng)側電壓均為100V，模擬系統(tǒng)側和發(fā)電機側頻率為50Hz

7、。維持系統(tǒng)側頻率不變，緩慢降低發(fā)電機側頻率，直至顯示屏剛好穩(wěn)定顯示為止，記錄此時發(fā)電機側頻率測值；再維持系統(tǒng)側頻率不變，緩慢增加發(fā)電機側頻率，直至顯示屏穩(wěn)定顯示為止，記錄此時發(fā)電機側頻率測值，計算頻差閉鎖范圍。8.2.3 調壓部分檢查調節(jié)發(fā)電機側和系統(tǒng)側頻差在允許范圍之內，維持系統(tǒng)側電壓為100V。降低發(fā)電機側電壓至壓差整定范圍之外，觀察升壓繼電器動作正確，測量輸出調壓脈沖正常；再升高發(fā)電機側電壓至壓差整定范圍之外，觀察降壓繼電器動作正確，測量輸出調壓脈沖正常；檢查在調壓過程中合閘不會出口。8.2.4 調頻部分檢查調節(jié)發(fā)電機側和系統(tǒng)側壓差在允許范圍之內，維持系統(tǒng)側頻率為50Hz。降低發(fā)電機頻率

8、至頻差整定范圍之外，觀察加速繼電器動作正確，測量輸出調速脈沖正常；再增加發(fā)電機頻率至頻差整定范圍之外，觀察減速繼電器動作正確，測量輸出調速脈沖正常；檢查在調速過程中合閘不會出口。8.2.5 合閘部分檢查用同一試驗電源輸出兩路電壓信號分別加至同期裝置系統(tǒng)側電壓和發(fā)電機側電壓輸入端子，改變兩路電壓信號之間的相位差，觀察相位指示燈指示正確。改用兩套試驗電源分別調節(jié)發(fā)電機側和系統(tǒng)側壓差、頻差均在允許范圍之內，觀察相位指示燈旋轉方向正確，發(fā)電機頻率高于系統(tǒng)頻率時指示燈應順時針旋轉。觀察合閘信號能正確發(fā)出，測量合閘脈沖輸出正常。8.2.6 發(fā)電機過壓保護檢查用試驗電源模擬調節(jié)發(fā)電機側達到115%額定值，檢

9、查同期裝置切斷加速回路并持續(xù)發(fā)出降壓指令。8.2.7 低壓閉鎖檢查用試驗電源模擬調節(jié)系統(tǒng)側或發(fā)電機側電壓低于額定電壓65%以下，檢查同期裝置停止操作，并發(fā)出失壓報警信號。83 同期系統(tǒng)控制回路傳動試驗8.3.1 在DCS畫面分別進行自動準同期裝置的投入、解除和復位操作，檢查自動準同期裝置動作正確。8.3.2 通過自動準同期裝置發(fā)出增速、減速脈沖，檢查汽輪機調速系統(tǒng)動作正確。8.3.3 通過自動準同期裝置發(fā)出升壓、降壓脈沖，檢查勵磁調節(jié)裝置動作正確。8.3.4 通過自動準同期裝置發(fā)出合閘脈沖，檢查斷路器動作正確。8.3.5 檢查不同同期點電壓回路及控制回路切換的正確性。8.4 發(fā)變組帶線路零起升

10、壓試驗 8.4.1 發(fā)變組帶線路零起升壓試驗的條件：（）鶴桃線220kV線路分相及三相充電試驗已完成，詳見220kV開關站投運方案。（）鶴桃線220kV線路已停電。發(fā)電機維持3000r/min穩(wěn)定運行。8.4.2 運行人員檢查鶴內220開關、鶴內220南刀閘、鶴內220北刀閘在分位8.4.3 運行人員合上鶴223北（鶴224南）刀閘、鶴桃1北（鶴桃1南）刀閘和鶴桃1甲（鶴桃1甲）刀閘，合上鶴桃1（鶴桃1）開關。8.4.4 投入發(fā)變組、線路全套保護，發(fā)變組聯(lián)跳汽輪機回路暫不投入。8.4.5 運行人員將勵磁調節(jié)器設為手動方式，投入勵磁系統(tǒng)，起勵完成后，手動調節(jié)勵磁逐漸使發(fā)電機升壓至額定。8.4.6

11、 根據運行方式選擇需要的同期點，測量同期裝置輸入的同期點兩側電壓及相序，檢查同期裝置的兩路同期輸入電壓信號幅值正確，相位差符合設計要求。8.4.7 在DCS畫面上操作投入自動準同期裝置，檢查同期裝置面板相位指示燈指在零位（同步點）。檢查正常后退出同期裝置。8.4.8 對側變電站檢查線路三相電壓正常，相序為正相序。8.4.9 檢查完成后匯報調度部門，聽調度指令退出勵磁，斷開滅磁開關。斷開鶴桃1（鶴桃1）開關，斷開鶴桃1北（鶴桃1南）刀閘和鶴桃1甲（鶴桃1甲）刀閘。8.4.10 申請調度部門對鶴桃（鶴桃）線送電。8.5 發(fā)變組假同期試驗8.5.1 運行人員確認鶴桃1甲（鶴桃1甲）刀閘、鶴桃1北（鶴

12、桃1南）刀閘及鶴桃1（鶴桃1）開關在斷開位置，斷掉其操作控制電源。8.5.2 確認（）鶴桃線路三相帶電正常。8.5.3 假同期并網操作前，注意通知熱控專業(yè)做好措施，防止DEH誤判斷為發(fā)電機真并網造成汽輪機超速。8.5.4 勵磁調節(jié)器設為自動方式，起勵使發(fā)電機升壓至額定。8.5.5 斷開自動準同期裝置的合閘回路。8.5.6 從DCS畫面選擇同期點，并操作投入同期裝置，觀察同期裝置采樣正確。8.5.7 手動將發(fā)電機頻率、電壓調偏，投入同期裝置的調速及調壓功能，觀察發(fā)電機頻率或電壓的變化情況。如調節(jié)過猛，出現(xiàn)過調現(xiàn)象，導致頻率與電壓來回在額定值上下擺動，說明調頻控制系數（或調壓控制系數）取值過大，可

13、調低此項參數設置；如果發(fā)現(xiàn)調節(jié)過程很慢，頻差或壓差遲遲不能進入允許范圍，則應增大調頻控制系數或調壓控制系數。重復以上步驟，直到調節(jié)過程既快速又平穩(wěn)為止。8.5.8 退出同期裝置，恢復自動準同期裝置的合閘回路接線。8.5.9 將（）鶴桃線220kV線路1開關恢復備用。8.5.10 完成錄波器接線，將錄波器置于待觸發(fā)狀態(tài)。錄入量包括同期包絡線電壓、同期合閘繼電器出口接點狀態(tài)和（）鶴桃1開關輔助接點狀態(tài)。8.5.11 調速系統(tǒng)、勵磁調節(jié)設為ASS（自動準同期）控制方式，投入ASS，觀察自動準同期裝置動作情況。8.5.12 （）鶴桃1開關合上后，退出自動準同期裝置。8.5.13 分析錄波資料，觀察斷路

14、器合閘時刻是否與包絡線電壓最低點一致，若偏差較大，則調整導前時間參數，重新進行假同期試驗。8.5.14 試驗完成后斷開（）鶴桃1開關，滅磁并斷開滅磁開關，恢復（）鶴桃1開關輔助接點至勵磁系統(tǒng)及DEH的接線，準備進行自動準同期并列。8.6 發(fā)變組自動準同期并網8.6.1 調試人員準備好同期并網試驗錄波接線。8.6.2 當值值長向調度匯報：并網前電氣試驗已全部結束，機組已具備并網條件。8.6.3 調度同意并網請求后，開始并網操作。8.6.4 檢查發(fā)變組、線路全套保護投入，發(fā)變組聯(lián)跳汽輪機回路暫不投入。8.6.5 運行人員合上鶴桃1北（鶴桃1南）刀閘及鶴桃1甲（鶴桃1甲）刀閘，鶴桃1（鶴桃1）開關恢

15、復備用，將發(fā)電機-變壓器組零起升壓至額定。8.6.6 判斷發(fā)變組系統(tǒng)無異常后，先選擇所需的同期方式，再操作投入ASS裝置，由ASS自動完成同期并網操作。8.6.7 變壓器高壓側斷路器合上后，退出ASS。8.6.8 并網后，運行人員馬上接帶少量無功及有功負荷，維持機組穩(wěn)定運行。9 安全技術措施9.1 參加試驗人員，應了解試驗方法與范圍，不得隨意操作與試驗無關設備。9.2 同期裝置參數必須正確無誤，否則將影響到裝置的正常運行，設置完畢后應做好記錄，并防止隨意更改。9.3 做試驗時如同期裝置都一直是帶電狀態(tài)，則每次試驗時都應對裝置進行復位操作。10 調試記錄 試驗結束后，試驗人員應認真整理試驗記錄，

16、分析試驗數據，編制調試報告，對試驗結果作出評價。11 附圖（表）附圖一：220kV開關站主接線圖附表一：試驗條件檢查驗收單附表二：試驗中臨時措施恢復清單附表三：調試文件修改登記表附表四：調試文件修改通知單附圖一：220kV開關站主接線圖附表一：試驗條件檢查驗證單設備及系統(tǒng)名稱高壓廠用電切換系統(tǒng)環(huán)境狀況 晴 陰 雨 雪 溫度 驗證內容及項目序號內容及項目合格不合格1同期系統(tǒng)所有二次設備安裝、接線完畢。2控制室土建工作已完成，同期裝置屏內外不存在安裝遺留問題。3發(fā)變組系統(tǒng)開關、刀閘傳動操作正常。4具備合格的交直流電源。5環(huán)境溫度保持在規(guī)程規(guī)定的范圍以內，照明條件具備。6同期系統(tǒng)的圖紙、資料、備品、備件齊全。7勵磁系統(tǒng)、DEH具備條件。附表二：試驗中臨時措施恢復清單序號恢復內容恢復要求確認1并網前