并网调试（精选三篇）
并网调试 篇1
1 系统概述
微机型自动准同期装置的工作原理具有一定的智能性,能根据采集到的电参数,计算并自动发出指令,对发电机的电压、频率进行调节,一旦准同期条件满足,则能自动在适当的时间发出合闸脉冲,使同期点断路器能在最佳时机合闸。此时发电机两侧电压差最小,发电机并网过程中受到的冲击也最小,对发电机也最安全。射阳港发电厂的3号、4号机组装机容量为2×137.5 MW,采用发电机一变压器组单元接线,分散控制系统(DCS)监控方式,以220 kV电压等级接入系统。3号、4号机各配一套独立同期装置,为深圳市智能设备开发有限公司生产的SID-2CM型微机自动准同期装置,自动准同期装置安装于3号、4号发电机控制屏,同期二次回路在3号、4号机继电保护小室单独组屏。同期装置系统侧电压取自220 kV母线电压互感器(TV),经电压切换装置切换后送入同期屏,待并侧电压取自发电机出口15.75 kV侧装设的同期专用TV。
2 差频并网方式
目前,电力系统的并网方式按两并列系统之间的关系可分为2种情况:差频并网方式和同频并网方式。差频并网是指在发电厂中,发电机与系统并网或已解列两系统间联络线的同步并网。它们是两个电气上没有联系的电力系统并网。射阳港发电厂1号、2号机组发电机的机端断路器和3号、4号机组发变组高压侧断路器即为此类型。其特征是在同步并列点处两侧电源的电压、频率均可能不同,且由于频率不相同,使得两电源之间的功角(电压相位差)在不断变化。进行差频并网是要按准同期条件实现并列点两侧的电压相近、频率相近时,捕获两侧电压相位差为0的时机来完成的平滑并网操作。允许频差和允许压差是并网的两个条件,当并列点两侧的频率差和电压差在这两个参数指定的范围内,即满足频差和压差并网条件。
3 同期装置试验
发电机同期装置及其二次回路相对简单,所以在许多情况下,试验人员往往简单处理一些试验环节,以至于在发电机短路试验和发电机空载下励磁调节器试验完成后的假同期试验和准同期并网试验中产生不必要的中断而进行故障查找,从而延误整个发电机并网试验进程,所以在发电机组整套启动并网试验前对发电机同期装置的静、动态调试就显得尤为重要。
同期系统调试报告中主要试验项目为:外观及接线检查、继电器检验、调压功能测试、调频功能测试、导前时间测试、报警信号检查、核相试验、发变组断路器假同期试验及准同期并网试验。其中外观及接线检查、继电器检验、调压功能测试、调频功能测试、导前时间测试属于同期装置静态试验内容,核相试验、假同期试验及准同期并网试验属于动态试验内容。
同期装置是否能正确发出合闸脉冲,取决于试验项目的完整及准确性,若缺少了发电机电压幅值、滑差频率下的试验项目,并不能完全保证同期装置动作的正确性。由于现在发电厂电气控制系统中,发电机的开机都是由DCS和数字电液调节(DEH)系统完成,所以还须完成在DCS和DEH系统控制下,带发变组出口断路器的同期系统整组试验。以射阳港发电厂3号、4号机组为例,说明发电机微机准同期装置的静、动态试验调试内容以及整组试验的试验方法。利用PW30A型继电保护测试装置分别模拟待并侧电压和系统侧电压,在不同方式下改变电压的幅值和频率进行试验。3号、4号机组同期装置设置待并侧TV二次电压整定值为95 V,系统侧TV二次电压整定值为104 V。同期装置采用差频并网。
SID-2CM型微机自动准同期装置允许压差是一个相对值,定义为待并侧电压减系统侧电压的差值。待并侧电压允许值范围可按(1)式计算:
式中:Us z d为系统侧TV二次电压整定值,V;Us c l为系统侧TV二次电压实测值,V;Ug z d为待并侧TV二次电压整定值,V;Ugcl为待并侧TV二次电压允许范围,V;±ΔU%为允许压差。取“±”,则差值不论是正、是负均可并网[2]。
表(1—10)所示电压差值为待并侧电压值与换算到待并侧的系统侧电压值的差值。频率差值的定义均为待并侧频率值减系统侧频率值的差值。电压差值可按下式计算:
式中:Uc为电压差值,V;Uszd为系统侧TV二次电压整定值,V;Uscs为系统侧TV二次电压试验值,V;Ugzd为待并侧TV二次电压整定值,V;Ugcs为待并侧TV二次电压试验值,V。
3.1 调压功能试验
3.1.1 升高发电机电压试验
两侧电压频率不变,但有固定频差。改变发电机电压幅值试验。试验定值:允许压差ΔU=±4%Ue,待并侧电压Ue=95 V,(1±4%)Ue=(91.2-98.8)V;试验初始值设定:fs=50 Hz,fg=50.1 Hz,ΔU=-7.0V,Uscs=104 V,Ugc s=88 V。试验中手动升高发电机电压,试验结果如表(1,2)所示。
3.1.2 降低发电机电压试验
两侧电压频率不变,但是有固定频差。改变发电机电压幅值试验。试验定值:允许压差ΔU=±4%Ue,待并侧电压Ue=95 V,(1±4%)Ue=(91.2-98.8)V;试验初始值设定:fs=50 Hz,fg=50.1 Hz,ΔU=5.0 V,Uscs=104 V,Ugcs=100 V。试验中手动降低发电机电压,试验结果如表(3,4)所示。
3.2 调频功能测试
3.2.1 降低发电机侧频率试验
两侧电压设置为额定值。试验初始值设定:Uscs=104 V,Ugcs=95 V,fs=50 Hz,fg=50.3 Hz。试验定值:允许频差Δf=±0.2 Hz。手动降低发电机侧电压频率,试验结果如表(5,6)所示。取“±”,则差值不论是正、是负均可并网。
3.2.2 升高发电机频率试验
两侧电压设置为额定值。试验初始值设定:Uscs=104 V,Ugcs=95 V,fs=50 Hz,fg=49.7 Hz。试验定值:允许频差Δf=±0.2 Hz。手动升高发电机侧电压频率,试验结果如表(7,8)所示。
3.3 导前时间测试
试验初始值设定:Uscs=104 V,Ugc s=95 V,fs=50Hz,fg=50.3 Hz。试验定值:允许频差Δf=±0.2 Hz;开关合闸时间:160 ms。手动降低发电机侧电压频率,测试装置接入发电机同期装置二次回路合闸继电器接点,试验结果如表(9,10)所示。
3.4 核相试验
3.4.1 试验措施
做好将试验系统与运行系统一、二次设备隔离的安全措施。断开同期合闸回路和其它控制回路;在端子排上断开断路器辅助接点输入回路。
3.4.2 试验步骤
(1)利用机组零起升压对两侧TV二次回路进行核相时:合上试验系统的待并断路器,使其待并侧与系统侧成为同一系统,开机零起升压至正常值,检查待并断路器两侧TV二次回路电压,各电压值应符合标准,并作好记录(作两侧电压整定值的参考),用指针式电压表计测量待并发电机电压与系统电压在同步点的一致性。核相结果正确。
(2)同期装置投入,观察同步指示器的指示灯应在12点(0 o)处点亮,装置显示的电压、频率测量值正确,则证明接入装置的TV信号正确。
3.5 整组试验
以4号发电机并网为例,在同期装置上相应于4号发变组出口2604断路器所要求的发电机TV电压和系统电压的位置加入代表发电机和系统的电压。同期装置上电,将同步电压引入,将同期装置投入工作,在DCS上进行同期合闸。试验结果:2604开关合上。
4 现场试验数据分析
微机准同期装置应在待并侧与系统侧的电压差及频率满足要求的情况下,确保相角差为零时将发电机平滑地并人电网。更确切地讲,应在压差及频压满足要求时捕获第一次出现的零相差将发电机并人电网。那么上述章节(3.1-3.3)项试验即能完全模拟发电机并网的实际过程,具体分析如下。
4.1 调压功能试验数据分析
调压功能试验即两侧电压频率不变,但是有固定频差,改变发电机电压幅值试验。当发电机同期并网时,如系统侧和发电机侧存在电压差值,则在待并断路器合上瞬间,两侧将进行无功功率交换,发电机无功将有少量的输出或进相。两侧在小电压差值(如±4%Ue)范围内并网时,对发电机和系统并无防碍。在试验过程中,决定同期装置是否能发出合闸命令的唯一条件就是发电机电压幅值是否和系统电压幅值的差在误差范围内。从该项试验看,设置了试验中手动升高和降低发电机电压的两种模拟情况。两种情况下系统电压都设为恒定不变,可变部分为发电机电压。在试验中手动升高发电机电压情况下,两侧电压差值为-7.0 V和-3.7 V,而同期装置设置的定值为±4 V,试验结果分别为装置不发合闸命令和发合闸命令。在试验中手动降低发电机电压情况下,两侧电压差值为5.0 V和3.7 V,而同期装置设置的定值为±4 V,试验结果分别为装置不发合闸命令和发合闸命令。装置的动作结果符合定值设置要求。
4.2 调频功能试验数据分析
调频功能试验。此项试验将两侧电压设为额定值。在发电机实际并网过程中,即使两侧电压相位完全相反,只要幅值相同,如果不考虑滑差频率,发电机也可能并网,这样的情况如果发生,将造成重大的发电机损毁事故。试验中,设置了滑差Δf=±0.2 Hz这一定值,系统频率为50 Hz,手动降低和升高发电机侧电压频率开始试验。从整个试验过程来看,在发电机电压频率降低到50.2 Hz和升高到49.8 Hz前,同期装置始终没有找到同期点。而装置找到同期点并发出合闸脉冲时的发电机频率为50.19 Hz和49.82 Hz。通过试验可以看出,同期装置的滑差定值设置及逻辑功能是正确的。
4.3 导前时间测试数据分析
导前时间测试。3、4号机同期装置中开关合闸时间整定为160 ms。在测试过程中,导前角和导前时间是同步完成的。允许功角仅适用于有可能出现同频并网的对象。将两侧电压设为额定值。试验中手动降低发电机侧电压频率,测试装置接入同期装置合闸继电器接点,两侧电压频率差值降至0.19 Hz装置发合闸命令,导前时间:159.5 ms。由此可见,自动准同期装置的导前时间和断路器的合闸时间接近一致3。通过试验可看出,同期装置的断路器的合闸时间定值设置及逻辑功能正确。
4.4 整组试验
射阳港发电厂3号、4号发电机组为单元制接线,同期点为发变组出口断路器。从3号、4号发电机同期装置试验的经验可看出,在同期系统的调试中,要仔细核对现场接线和二次图纸的正确性,特别是DCS和DEH与同期装置相联系的回路的正确性,要避免由于电压互感器二次接线错误,同期装置工作不正常可能引起的非同期合闸。只有对由同期装置及其二次回路、DCS和开机逻辑回路所组成的整个系统进行全面的静态试验和实际带开关整组试验,才能确保发电机假同期试验和发电机真实并网一次性成功,避免发电机等电气主设备受到伤害。
5 结束语
射阳港发电厂分别于2004年4月10日和2004年5月8日利用SID-2CM微机准同期装置对3号、4号机组进行了并网,装置参数整定为:开关合闸时间160 ms;允许频差±0.2 Hz;允许电压差±4%发电机额定电压;均频控制系数0.5;均压控制系数0.5。并网效果理想,缩短了并网时间,获得了经济效益和节能效益。SID-2CM型微机自动准同期装置在射阳港发电厂投运以来,现场应用情况一直良好。其应用效果主要体现在:(1)操作方便简单;(2)能自动选择适当的时机发出合闸脉冲,发电机并网操作现在只需2 min不到就能更好地完成;(3)能针对不同的同期点断路器而不同对待,通过整定各个同期点断路器的合闸导前时间Td q,使各种不同的断路器均能在最佳时机合闸成功;(4)由于计算机的快速性和可靠性,使得断路器合闸时两侧的电参数接近一致,减小了因两侧电压、频率和相位存在较大差异引起的合闸瞬间冲击,有力地保障了电力设备特别是发电机和断路器的安全。实践证明,SID-2CM型微机自动准同期装置在射阳港发电厂的应用成功。
参考文献
[1]许正亚.电力系统自动装置[M].北京:中国电力出版社,2005.
光伏电站并网调试方案 篇2
调 试 方 案
施工单位（章）_2016_年_5月_10_日
目
录
一、并网准备...................................................................................................................................1
二、并网试运行步骤.......................................................................................................................1
三、并网检测...................................................................................................................................2 四.安全措施.................................................................................................................................6
一、并网准备
1逆变器检查
1）检查，确保直流配电柜及交流配电柜断路器均处于OFF位置； 2）检查逆变器是否已按照用户手册、设计图纸、安装要求等安装完毕； 3）检查确认机器内所有螺钉、线缆、接插件连接牢固，器件（如吸收电容、软启动电阻等），无松动、损坏；
4）检查防雷器、熔断器完好、无损坏；
5）检查确认逆变器直流断路器、交流断路器动作是否灵活，正确； 6）检查确认DC连接线缆极性正确，端子连接牢固；
7）检查AC电缆连接，电压等级、相序正确，端子连接牢固；（电网接入系统，对于多台500KTL连接，要禁止多台逆变器直接并联，可通过各自的输出变压器隔离或双分裂及多分裂变压器隔离；另其输出变压器N点不可接地）
8）检查所有连接线端有无绝缘损坏、断线等现象，用绝缘电阻测试仪，检查线缆对地绝缘阻值，确保绝缘良好；
9）检查机器内设备设置是否正确；
10）以上检查确认没有问题后，对逆变器临时外接控制电源，检查确认逆变器液晶参数是否正确，检验安全门开关、紧急停机开关状态是否有效；模拟设置温度参数，检查冷却风机是否有效（检查完成后，参数设置要改回到出厂设置状态）；
11）确认检查后，除去逆变器检查时临时连接的控制电源，置逆变器断路器于OFF状态；
2、周边设备的检查
电池组件、汇流箱、直流配电柜、交流配电柜、电网接入系统，请按照其调试规范进行检查确认。
二、并网试运行步骤
在并网准备工作完毕，并确认无误后，可开始进行并网调试；
1）合上逆变器电网侧前端空开，用示波器或电能质量分析仪测量网侧电压和频率 是否满足逆变器并网要求。并观察液晶显示与测量值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。
2）在电网电压、频率均满足并网要求的情况下，任意合上一至两路太阳能汇流箱直接空开，并合上相应的直流配电柜空开及逆变器空开，观察逆变器状态；测量直流电压值与液晶显示值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。
3）交流、直流均满足并网运行条件，且逆变器无任何异常，可以点击触摸屏上“运行”图标并确定，启动逆变器并网运行，并检测直流电流、交流输出电流，比较测量值与液晶显示值是否一致；测量三相输出电流波形是否正常，机器运行是否正常。
注意：如果在试运行过程中，听到异响或发现逆变器有异常，可通过液晶上停机按钮或前门上紧急停机按扭停止机器运行。
4）机器正常运行后，可在此功率状态下，验证功率限制、启停机、紧急停机、安全门开关等功能；
5）以上功能均验证完成并无问题后，逐步增加直流输入功率（可考虑分别增加到10%、25%、50%、75%、100%功率点）（通过合汇流箱与直流配电柜的断路器并改变逆变器输出功率限幅值来调整逆变器运行功率），试运行逆变器，并检验各功率点运行时的电能质量（PF值，THD值、三相平衡等）。
6）以上各功率点运行均符合要求后，初步试运行调试完毕。
备注：以上试运行，需由我公司人员在场指导、配合调试，同时需有相关设备供应商、系统集成商等多单位紧密配合，相互合作，共同完成。
三、并网检测
（说明：以下检测，为对光伏并网电站系统并网许可要求，最终结果需由电力部门认可的机构确认）
1电能质量测试
1）光伏电站电能质量测试前，应进行电网侧电能质量测试。2）电能质量测试装置应满足 GB 19862、DL/T 1028 的技术要求，并符合 IEC 61000-4-30-2003 Class A 测量精度要求。
3）电能质量测试示意图如图 1 所示：
被测光伏电站电能质量测试装置电能质量测试装置K2公共连接点开关本地负荷K1并网点开关电网
图1 电能质量测试示意图
测试步骤如下：
a）电能质量测试点应设在光伏电站并网点和公共连接点处； b）校核被测光伏电站实际投入电网的容量；
c）测试各项电能质量指标参数，在系统正常运行的方式下，连续测量至少满24小时（具备一个完整的辐照周期）；
d）读取测试数据并进行分析，输出统计报表和测量曲线，并判别是否满足GB/T 12325 电能质量 供电电压允许偏差、GB/T 12326 电能质量 电压波动和闪变、GB/T 14549 电能质量 公用电网谐波、GB/T 15543 电能质量 三相电压不平衡、GB/T 15945 电能质量 电力系统频率允许偏差的国家标准要求，报表详见附录 A 表 A.2。电压异常（扰动）响应特性测试
1）电压异常（扰动）响应特性测试通过电网扰动发生装置和数字示波器或其它记录装置实现。
2）电网扰动发生装置具备输出电压调节能力并对电网的安全性不应造成影响。
被测光伏电站电网扰动发生装置K1电站侧开关电网K2电网侧开关波形记录仪
图3 电压异常（扰动）测试示意图 测试步骤如下：
a）电压异常（扰动）测试点应设置在光伏电站或单元发电模块并网点处； b）通过电网扰动发生装置设置光伏电站并网点处电压幅值为额定电压的 50％、85％、110％和135％,并任意设置两个光伏电站并网点处电压（0U135%Ue），电网扰动发生装置测试时间持续 30s 后将并网点处电压恢复为额定值；
c）通过数字示波器记录被测光伏电站分闸时间和恢复并网时间；
d）读取数字示波器数据进行分析，输出报表和测量曲线，并判别是否满足 Q/GDW 617—2011 要求，报表详见附录 A 表 A.3。
3、频率异常（扰动）响应特性测试 1）频率异常（扰动）响应特性测试
通过电网扰动发生装置和数字示波器或其它记录装置实现。）电网扰动发生装置具备频率调节能力，电网扰动发生装置对电网的安全性不应造成影响。
被测光伏电站电网扰动发生装置K1电站侧开关电网K2电网侧开关波形记录仪
图5 频率异常（扰动）测试示意图
测试步骤如下：
a）频率异常（扰动）测试点应设置在光伏电站或单元发电模块并网点处； b）对于小型光伏电站，通过电网扰动发生装置设置光伏电站并网点处频率为 49.5Hz、50.2Hz，电网扰动发生装置测试时间持续 30s 后将并网点处频率恢复为额定值；通过波形记录仪记录被测光伏电站分闸时间和恢复并网时间；
c）对于大中型光伏电站：
通过电网扰动发生装置设置光伏电站并网点处频率为 48Hz，测试时间持续 10min 后将并网点处频率恢复为额定值，通过波形记录仪记录被测光伏电站分闸时间和恢复并网时间；
通过电网扰动发生装置设置光伏电站并网点处频率为 49.5Hz，测试时间持续 2min 后，将并网点处频率恢复为额定值，通过波形记录仪记录被测光伏电站分闸时间和恢复并网时间；
通过电网扰动发生装置设置光伏电站并网点处频率为 50.2Hz，电网扰动发生装置测试时间持续 2min 后将并网点处频率恢复为额定值，通过波形记录仪记录被测光伏电站分闸时间和恢复并网时间；
通过电网扰动发生装置设置光伏电站并网点处频率为 50.5Hz，电网扰动发生装置测试时间持续 30s 后将并网点处频率恢复为额定值，通过波形记录仪记录被测光伏电站分闸时间和恢复并网时间；
读取波形记录仪数据进行分析，输出报表和测量曲线，并判别是否满足 Q/GDW 617—2011 要求，报表详见附录 A 表 A.4 和表 A.5。通用性能测试 a）防雷和接地测试
运用防雷和接地测试装置测量光伏电站和并网点设备的防雷接地电阻。光伏电站和并网点设备的防雷和接地测试应符合 GB/T 21431—2008的要求。b）电磁兼容测试
光伏电站和并网点设备的电磁兼容测试应满足 YD/T 1633—2007 的要求。c）耐压测试
运用耐压测试装置测量光伏电站设备的耐压。并网点设备的耐压测试应符合 DL/T 474.4 的要求。d）抗干扰能力测试
当光伏电站并网点的电压波动和闪变值满足 GB/T 12326、谐波值满足 GB/T 14549、三相电压不平衡度满足 GB/T 15543、间谐波含有率满足 GB/T 24337 的要求时，光伏电站应能正常运行。e）安全标识测试 对于小型光伏电站，连接光伏电站和电网的专用低压开关柜应有醒目标识。标识应标明“警告”、“双电源”等提示性文字和符号。标识的形状、颜色、尺寸和高度参照 GB 2894 和 GB 16179的要求执行。
四.安全措施 调试检测人员要求
1)从事现场调试检测的人员，必须身体感官无严重缺陷。经有关部门培训考试鉴定合格，持有国家劳动安全监察部门认可的《电工操作上岗证》才能进行电气操作。
2)必须熟练掌握触电急救方法。
3)现场调试、检测人员应思想集中，电器线路在未经测电笔确定无电前，应一律视为“有电”，不可用手触摸，应认为带电操作。
4)工作前应详细检查自己所用工具是否安全可靠，穿戴好必须的防护用品，以防工作时发生意外。试验过程注意事项
1）现场试验过程中，在开关手把上或线路上悬挂“有人工作、禁止合闸”的警告牌，防止他人中途送电；
2）装设接地线：检测平台接地体之间应良好连接，最终从集控车引出地线与现场接地点可靠连接；
3）送电前必须认真检查电器设备，和有关人员联系好后方能送电；
4）装设临时遮栏和悬挂标志牌：试验过程中，将检测平台四周装设临时遮拦并悬挂“高压危险”警告牌；
5）使用验电棒时要注意测试电压范围，禁止超出范围使用，验电：分相逐相进行，在对断开位置的开关或刀闸进行验电的同时，对两侧各相验电；
6）对停电的电线路进行验电时，若线路上未连接可构成放电回路的三相负荷，要予以充分放电；
7）高压试验时必须戴绝缘手套；
8）工作中所有拆除的电线要处理好，带电线头包好，以防发生触电； 9）遇有雷雨天气时，检测人员应立即停电工作，并做好检测平台防雨措施； 10）发生火警时，应立即切断电源，用四氯化碳粉质灭火器或黄砂扑救，严禁用水 扑救；
并网调试 篇3
目前国内发电机组的并网方式有:(1)主变压器兼做启动/备用变压器,并网开关设在发电机出口与主变压器低压侧之间,主变低压侧装设TV,同期电压取发电机出口TV与主变低压侧TV的同名电压;(2)发电出口直接接入主变低压侧,并网开关设置在主变高压侧,此种方式中同期电压的取接根据系统有所不同。对于500kV系统,主变高压侧一般装有TYD,因此同期电压取系统侧TYD与主变高压侧TYD的同名电压。以上2种方式的同期电压接线比较简单,只需接入同期装置即可。对于220kV系统,主变高压侧一般未装设TYD,同期电压的接线就值得注意。
笔者在广东兴宁电厂调试时发现同期电压的设计接线不合理。该电厂升压站为220kV系统,主变压器联结组别为YN,d11,正常运行置第Ⅲ档,电压比为242/15.75kV,机端额定电压为15.75kV,TV变比均按系统标称电压设置。其同期电压接线如图1所示。
图1中,隔离变的变比为1.1。从图1可以看出,虽然系统侧与待并侧取自同名电压,但忽略了一个问题:发电机电压经主变之后有固定的30°角度差。也就是说当机端二次电压与系统侧二次电压刚好同期时,主变高压侧电压与系统侧电压的角度差为30°;另外,由于系统二次电压经隔离变升高了1.1倍再接入同期装置,也就是说在并网时同期装置将自动调高发电机电压为额定值的1.1倍才能实现同期。假定此时的系统电压为220kV,即单相电压为127kV,而发电机在额定电压时,主变高压侧电压将为242kV,则实际并网时主变高压侧电压为242kV×1.1=266kV,即单相电压为153.5 kV。由余弦定理得出并网时的压差为:。无论是压差还是角差都会对发电机带来损伤。
在同一坐标系中画出系统侧电压与机端电压相量图如图2所示,不难得出同期电压的正确取接。如图3所示,系统侧电压取A相100V,机端电压取AC(100V)线电压,此时幅值满足要求,机端AC线电压与主变高A相电压同相位,则主变高A相电压与系统A相电压也同相位,角差满足要求;根据主变的变比,将机端AC线电压(100 V)接入隔离变升高1.1倍使之与主变变比相适应,并注意极性的正确接法,再接入同期装置。
经研究,将同期电压的取接改接为如图4所示(A相接入极性端)之后,机组实现了一次电压的真正同期,快速无冲击并网成功。当然,对于有系统侧转角功能的同期装置,上述接线也可以保留原设计,但无疑增加了装置程序判别的中间环节,可靠性和快速性不如硬接线高。
2 试验阶段应着重检查的项目
(1)主变压器组反送电阶段。包括同期电压的检查、发电机TV电压相序的检查。必须确保待并侧电压与系统侧电压相序的一致性。主变反送电的目的有2个:①检查变压器组是否已具备并网带负荷条件及厂用电快切回路;②提前检查电压回路是否正确。在主变压器组反送电时,解开发电机出口软连接,让发电机TV带电,此时要着重检查同期电压:压差、频差、角度差均应接近为0,如有异常应及时查找原因并解决,为并网作好准备。检查发电机TV电压相序一定要为正相序,即保证发电机出口母线电压相序与系统电压相序一致.也即保证了待并侧电压与系统侧电压相序的一致性。
(2)发变组并网前试验阶段。发电机空载试验时一定要检查发电机电压相序为正相序。检查时可以利用发电机的残压进行一次相序的核对。如果并网时发电机电压相序为反相序,而发电机电压在并网前与系统侧电压的角度差绝对值是在0～180°之间不断变化的,因此同期装置仍能捕捉到同期点发出合闸指令。由于系统侧同期电压取的是单相,因此并网瞬间系统侧与待并侧另外两相电压会存在120°的角差,同时存在一个系统线电压的压差,这个问题很严重。
(3)假同期试验。不合并网刀闸,实际进行并网操作,让并网开关合闸,其重要性在于进一步完整地检查同期回路的正确性及合闸导前时间的校验。
3 同期装置的整定
以深圳智能设备开发有限公司的智能同期并网装置为例,最主要的整定参数有:并网方式(差频、同频)、角度差、频差、压差、系统侧应转角和合闸导前时间,其重点在合闸导前时间的整定。
(1)并网方式的选择。发电机与系统并网和已解列两系统间联络线并网都属差频并网。按准同期条件并网时需实现并列点两侧的电压相近、频率相近,在相角差为0°时完成并网操作。压差和频差的存在将导致并网瞬间并列点两侧出现一定无功功率和有功功率的交换,不论是发电机对系统,或系统对系统并网,对这种功率交换都有相当承受力。因此,并网过程中为了实现快速并网,不必对压差和频差的整定值限制太严,以免影响并网速度。但发电机并网时角差的存在将导致机组的损伤,甚至会诱发后果更为严重的次同步谐振(扭振)。因此选用差频并网方式捕捉零角度差并网。同频并网:未解列两系统间联络线并网属同频并网(或合环)。这是因并列点两侧频率相同,但两侧会出现一个功角δ,δ值与联接并列点两侧系统其它联络线的电抗及传送的有功功率成比例。这种情况的并网条件是,当并列点断路器两侧的压差及功角在给定范围内时即可实施并网操作,发电机并网不选此种方式。
(2)角度差、频差、压差的整定。只要按规程规范或装置技术要求整定就可以了。一般,角度差为30°;频差为0.15Hz;压差为5%;系统侧转角为0°。
(3)合闸导前时间的整定。于断路器合闸需要一定的时间,因此同期装置必须提前发出指令,使断路器合上瞬间角度差刚好或无限接近0°。合闸导前时间应包含断路器合闸时间和装置中间继电器动作时间。这2个时间都是可以提前实测的,将这2个时间之和整定为合闸导前时间,并在做假同期试验时加以验证调整即可。图5是笔者在广东梅县荷树园电厂做假同期试验时的录波文件:装置发出指令时的时间参数ΔT=28528.090ms,断路器合上瞬间压差(或角差)接近0,此时的时间参数ΔT=28638.030ms,这两个时间差为109.94ms。而笔者整定的合闸导前时间为100ms,相差10ms.如果按整定上限频差即0.15 Hz来计算,则断路器合闸瞬间角度差Δd=0.15×360×0.01=0.54°,接近0°,可以不用再调整导前时间。
对于手动同期并网,导前时间就只能从同步表上看角度差来把握。一般经验值是15°,但要根据实际情况,特别是开关的合闸时间来决定,因为这个角度也是通过导前时间来计算的。如果按整定频差的上限值即并网前可能出现的最大频差0.15Hz及导前时间110ms来计算,。也就是当同步旋转表指针顺时针旋转时,指针与0°垂直线夹角为6°时按下合闸按钮为最佳时间。通常人工难以捕捉到这个点,往往会在角度大些的点按下合闸按钮。这样做,相差也不会太大,但最好是用自动方式来实现并网。
4 结束语
随着设备的智能化,特别大机组无论调速系统、励磁调节装置还是同期装置,一般都会选择性能好的产品,调试过程中只要按上述要点逐一进行,就能实现无冲击快速并网。
摘要：发电机同期并网的条件是发电机侧(待并侧)的电压与系统侧电压角度差、频差和压差在整定允许范围内。利用差频并网的方式,装置根据整定的导前时间提前发出合闸指令,在并网断路器合上瞬间,上述3个参数的差值达到最小,实现对机组、电网的无冲击并网。但在调试并网过程中有几点问题仍值得注意。
关键词：发电厂,同期,并网,发电机
参考文献
