發電機并網波形分析及定值調整

段進寬

[華能(天津)煤氣化發電有限公司　天津　300452]

汪 照

(天津華能楊柳青熱電有限公司　天津　300380)

陳 君

[華能(天津)煤氣化發電有限公司　天津　300452]

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發電機并網波形分析及定值調整

段進寬

[華能(天津)煤氣化發電有限公司天津300452]

汪 照

(天津華能楊柳青熱電有限公司天津300380)

陳 君

[華能(天津)煤氣化發電有限公司天津300452]

摘 要：在電力生產中，為了減少發電機并網過程中造成的沖擊，需要對發電機同期裝置進行合適的設定．文章介紹了“一拖一”機組中燃氣輪發電機和蒸汽輪發電機的同期系統，通過理論計算和同期試驗波形分析，得出了較為合理的同期裝置的參數設定值，對發電機同期裝置的整定計算有一定的借鑒意義．

關鍵詞：發電機并網同期裝置沖擊波形

1引言

自動準同期裝置能夠自動檢測電網和發電機的電壓、頻率和相位差，促使準同期條件得到滿足，從而實現發電機的準確并網．如果發電機非同步并列，會被系統自動拉入同步運行，將發生巨大的電流沖擊，使機組發生強烈振動，發出鳴音．最嚴重時可產生20至30倍額定電流的沖擊，產生的電動力和發熱量很大，是發電機和所連設備(如斷路器、變壓器)不能承受的，它會造成發電機定子繞組變形、彎曲、絕緣崩裂、定子繞組并頭套溶化，甚至將定子繞組燒毀等嚴重后果[1]．還會引起發電機和系統間產生的振蕩，危機系統的穩定運行．所以為了避免發電機非同步并網，做好同期裝置定值的計算和調整是尤為關鍵的．

2主接線系統介紹

以某電廠“一拖一”機組為例，燃氣輪發電機(簡稱燃機)和蒸汽輪發電機(簡稱汽機)容量分別為180MW和100MW，2臺發電機組均采用發電機——變壓器組單元接線方式接入220kV系統．燃機和汽機出口電壓分別為18kV和10.5kV，兩臺主變壓器為YNd11接線，變比分別為(242±2×2.5%)/18kV和(242±2×2.5%)/10.5kV．

3準同期并列基本條件

發電機準同期并網必須滿足以下條件：

(1)發電機電壓與系統電壓應接近相等，誤差不應超過5%～10%．

(2)發電機頻率與系統頻率應接近相等，誤差不應超過0.2%～0.5%．

(3)發電機電壓與系統電壓相角差接近零度時，斷路器觸頭剛好接通[2]．

如果并網時電壓的差值越大，沖擊電流就越大；頻率的差值越大，沖擊電流的周期越短，引發電網振蕩就越強烈；電壓相角差越大，沖擊電流就越大．當電壓相角差為120°時，沖擊電流類似于三相短路；當相角差為180°時，沖擊電流是平常三相短路的2倍[3]．

4燃機同期并網系統

4.1系統介紹

燃機同期裝置為西門子7VE63，裝置具有錄波功能，可以錄取斷路器合閘時刻各個參數的波形．系統側電壓互感器為Y0/Y0接線方式，三相電壓均接入同期裝置．發電機機端電壓互感器為Y0/Y0接線方式，三相電壓經轉角變后接入同期裝置．轉角變的分接頭的擋位設置與主變壓器相同，變比為(0.11±2×2.5%)/0.1，接線方式與主變相反，為Dy1接線．系統電壓U1和機端電壓U2分別取AB兩相的線電壓(二次值)．

機端和系統電壓取不同倍數的標稱電壓值，這樣也會影響到兩側二次電壓的幅值，而主變接線方式又影響兩側電壓相角．所以要采取相應的補償措施，保證發電機安全可靠的并網．在機端PT回路中使用轉角變是非常準確有效的方法，這是西門子同期裝置慣用的．

系統額定電壓為242kV，發電機機端額定電壓為18kV，所以系統電壓U1和經轉角變后機端電壓U2的二次值可按下式計算

U1=242kV(1+N%)/(220/0.1)=

110(1+N%)V

U2=18kV×1.1(1+n%)/(18/0.1)=

110(1+n%)V

式中：N,n分別為主變分接頭擋位和轉角變擋位，在此可取0，±1×2.5，±2×2.5；220/0.1為系統電壓互感器變比，18/0.1為機端電壓互感器變比．

由此可見，只有當N=n時U2和U1電壓幅值相等．再從相位角度看，主變壓器為YNd11接線方式，機端電壓超前系統電壓30°，而通過轉角變后，機端PT電壓被矯正30°后得到U2和U1同相位．

4.2同期裝置主要參數設定

在發電機同期并網準備工作中，要使同期屏上的轉角變與主變壓器的分接頭檔位一致．這樣，拆開發電機出口軟連接銅排，發電機與主變壓器在電氣回路上斷開，而機端電壓互感器與主變壓器保持連接．手動合上斷路器(主變壓器高壓側)后，由系統向主變壓器送電，進行同期核相，同期裝置就可以測量到系統和機端電壓幅值、相位；若壓差和相角差較大，需要檢查一二次電壓相序是否一致，確認壓差和相角差是否由于二次接線引起，再計算電壓補償系數和相角補償角度．

相角補償角度=ΦU2-ΦU1

如果沒有外部補償裝置，或者兩組PT的測量誤差比較大，則需要根據主變壓器倒送電時所測實際值按上述兩計算式進行補償，并在裝置中進行設定．本例中待并斷路器兩側的電壓經過轉角變補償，同期裝置中主要參數設置見表1．

表1　燃機同期裝置主要參數

表1中“壓差”和“頻差”項的+號表示機端數值大于系統，這樣沖擊電流的方向是由發電機流向系統，可以一定程度上減少發電機受到的沖擊．越前時間值保證系統與機端電壓相角差接近零度時，斷路器觸頭剛好接通，該時間值需要在假同期過程中進行實測．假同期與同期合閘的唯一區別是在斷路器兩側隔離刀閘分開的條件下合上斷路器．

4.3分析波形

假同期和同期合閘時裝置所錄波形如圖1和圖2，圖中SyncON1-Sig，SyncON2-Sig，SyncON-

Sig，UNITCBON分別代表裝置合閘出口1，裝置合閘出口2，發出合閘脈沖、斷路器合閘反饋．當同期裝置的兩個合閘出口節點SyncON1-Sig和SyncON2-Sig都閉合后，同期裝置發出合閘脈沖SyncON-Sig接通斷路器合閘回路．圖中從同期裝置發出合閘脈沖SyncON-Sig到斷路器合閘反饋信號UNITCBON返回的時間(如圖中豎線C1和豎線C2間)分別為88ms和87ms，裝置內部的繼電器動作時間為100-88(87)=12ms(13ms)，這部分時間未錄入波形中．

從圖1中可以看到，同期合閘時壓差、頻差及角差瞬時值分別為

dU1=U2-U1=+0.2V

df1=f2-f1≈+0.05

dA1=-0.6°

圖1　燃機假同期合閘波形圖

從圖2中可以看到，同期合閘時壓差、頻差及角差瞬時值分別為

dU2=U2-U1=+1.0V

df2=f2-f1≈+0.05

dA2=-0.4°

圖2　燃機同期合閘波形

兩次合閘過程的壓差、頻差和角差均在定值范圍內，所以同期裝置沒有發出對U2及f2調整的指令．另外，從波形中可以清楚的看到假同期合閘后壓差、頻差和角差依然存在；而同期并網后，發電機已被拉入同步，壓差、頻差和角差基本為零．合閘時其他參數見表2．

表2　燃機假同期與同期合閘時主要參數

4.4修改定值

假同期合閘時角差dA1=-0.6°，滿足角差基本為零的要求．由兩次合閘波形數據可見，220kV斷路器合閘時的壓差都在1V以內，頻差都在0.05Hz以內，角差基本為零．最終將壓差定值由2V修改為1V，將頻差值由0.07Hz修改為0.05Hz，維持合閘越前時間100ms不變．

5汽機同期并網系統

5.1系統介紹

汽機同期裝置是深圳市智能SID-2C型，系統電壓取用的是母線PT開口三角的UA，機端電壓用Uac．

5.2汽機同期裝置主要參數

圖3　汽機同期電壓向量圖

在變壓器倒送電進行同期核相時，要記錄系統和機端PT二次電壓．拆開發電機出口三相連接銅排，做好安全隔離措施，合上斷路器，對變壓器進行全壓沖擊．檢查斷路器兩側二次電壓，測得系統二次電壓為104V，機端二次電壓為97V，作兩側電壓整定值的參考[4]，此過程中汽機主變分接頭在-2.5%擋．合閘越前時間可以參照裝置實測數值，同期裝置發出合閘指令后自動測量斷路器合閘時間．假同期試驗前同期裝置中主要參數定值見表3．

表3　汽機同期裝置主要參數定值

5.3分析波形

假同期合閘時裝置所錄波形如圖4和圖5，圖中K豎線為斷路器合閘時刻，UA1和UA2分別為系統和機端電壓值，錄波器中已經將機端電壓UA2換算到系統，KK1和K1為接入裝置的斷路器狀態，圖中最底部顯示斷路器由分到合變位情況．

圖4　第一次假同期合閘波形

圖5　第二次假同期合閘波形

第一次假同期合閘波形中壓差值為10 137V，而機端電壓為227 470V(已折算至系統側)，計算壓差百分比為

dU1=10 137/227 470=0.445=4.45%

5.4修改定值

由兩次合閘波形可知，220kV斷路器合閘時壓差可以控制在1.1%以內，角差基本為零．最終壓差和頻差定值分別修改為+1.5%和+0.15Hz，維持合閘越前時間125ms不變．

6結束語

同期裝置定值的設定需要在分析假同期波形后，適當調整壓差、頻差和越前時間等，可以減輕對發電機和電網的沖擊，如果設定值調整的過小可能會發生并網超時．本例兩臺發電機的同期裝置各有特點，在回路設計上有很大不同．同期裝置的設定值關系到電網和發電機設備的安全運行，要做好其設定需要綜合考慮裝置原理、回路特點、現場試驗數據和現場經驗．

參 考 文 獻

1溫玲玲，邵玉,等．某電廠非同期合閘事故分析報告．現代商貿工業，2010

2許正亞．電力系統自動裝置．上海：電力工業出版社，1980

3許揚，陸于平.非同期合閘對發電機-變壓器組差動保護的影響及解決措施.電力系統自動化，2008

4SID-2CM同期說明書．

收稿日期：(2014-11-21)