一起大型火力發電廠同期并網異常分析

周 全，王際華，徐海寧，呂季平

（1.華潤電力（海豐）有限公司，廣東汕尾516468；2.國網舟山供電公司，浙江舟山316000）

一起大型火力發電廠同期并網異常分析

周 全1，王際華1，徐海寧2，呂季平1

（1.華潤電力（海豐）有限公司，廣東汕尾516468；2.國網舟山供電公司，浙江舟山316000）

某電廠一期工程2×1000MW超臨界燃煤發電機組使用SID-2FY智能復用型同期裝置作為發電機同期并網裝置。在DCS上進行同期并網操作時，存在同期裝置難以捕捉允許頻差值，機組投運初期經常發生同期并網失敗等問題。對同期并網裝置參數、控制回路、DCS邏輯進行分析，經過系統參數調整，提出了行之有效的改進方案，解決了上述問題。該方法有效地縮短了同期并網時間，值得推廣、借鑒。

同期并網；調頻；發電機；發電機出口斷路器；GCB

1 前言

根據GB50660-2011《大中型火力發電廠設計規范》［1］16.2.6及其條文說明所述：“600MW級以上機組，根據工程具體情況，經技術經濟論證合格時，在發電機與變壓器之間可裝設發電機斷路器或負荷開關?！币约皣獍l電機出口斷路器（簡稱GCB）產品技術性能的高成熟度、發電機出口斷路器接線方式的技術性和經濟性突出等特點［2］，越來越多的新建大型火力發電廠采取加裝發電機出口斷路器的配置方式［3］。某電廠一期工程2臺發變組一次接線均為發電機帶出口斷路器，在此接線方式下，發電機出口斷路器成為機組并網的同期點。由此，在每次機組啟動時，同期問題是機組能否成功并網的關鍵。

電廠同期并網系統的基本構成主要有無刷勵磁隱極式同步發電機，系統側帶隔離刀閘和接地刀閘、發電機側帶接地刀閘成套大容量斷路器，電壓互感器選用鐵芯式電壓互感器，SID-2FY智能復用型微機同期裝置、DCS分散控制系統、DEH汽輪機數字電液控制系統、勵磁系統。

2 同期并網存在的問題

GCB兩側一次系統電壓通過TV1、TV2變換成二次電壓送到微機同期裝置，如圖1所示。微機同期裝置通過比較發電機端和電網系統的電壓頻率、相角、幅值判別機組是否滿足同期并網條件，發出加、減速調整指令給DEH電液調整系統，發出增、減磁（升壓、降壓）指令給發電機勵磁系統AVR；DEH電液調整系統執行加、減速調整指令；微機勵磁系統執行升壓、降壓指令；DCS控制系統為各個環節的協調工作提供一個銜接平臺，并建立友好的人機界面，操作指令和調整指令按照一定的邏輯有序進行［4］。電廠發電機與電網系統并網前斷路器兩側電壓源分屬于不同系統，并網前頻率、電壓都可能不相同，所以采用差頻并網模式，如果滿足同期條件將發出GCB合閘指令，如果不滿足并網條件將通過發送調壓脈沖至AVC（自動電壓調節器），調整發電機出口電壓，如果頻率不滿足合閘條件，將發出調頻脈沖至DEH（汽輪機數字電液控制系統），調整汽輪機轉速，直到頻差滿足要求，在頻差和壓差都在整定范圍，同期裝置將會啟動，首次捕捉一次出現的零相差進行無沖擊并網［5,6］。

圖1 同期并網系統配置圖

2.1 同期并網流程

（1）接指令發電機自動準同期并網；

（2）檢查發電機系統、勵磁系統正常；

（3）同期裝置電源開關合上，單雙側無壓切換開關WY切至“同期”位置，同期方式選擇開關GDK切至“工作”位置；

（4）發電機轉速達到3000rpm定速；

（5）發電機出口開關熱備用，操作選擇開關切至“遠方”位置；

（6）勵磁系統疊加控制方式選擇“退出”位置，勵磁系統投“自動”方式、AVR自動運行方式；

（7）勵磁系統投入正常、滅磁開關自動合閘、發電機開始起勵、發電機出口電壓升至27kV；

（8）在DCS同期系統畫面進行“同期裝置上電”投入操作，同期裝置上電正常；

（9）DCS畫面確認“DEH請求同期”已允許；

（10）DCS畫面進入2號發電機同期系統“啟動同期”窗口，點擊“啟動”按鈕；

（11）2s后裝置同期啟動，118s后報“同期超時失敗”。

因達到設置的裝置允許同期時間而合閘未成功，裝置同期超時，報警并進入閉鎖狀態，提示“同期超時失敗”。

回顧此次同期并網失敗，整個并網操作流程不存在任何問題，但在整個過程中同期裝置未發出加、減速和增、減磁指令，未發出合閘指令，因此，真正導致同期并網失敗的原因需要進一步去梳理、探尋。

2.2 同期裝置定值檢查

表1 SID-2FY/T同期裝置部分定值清單

2.3 控制回路檢查

如圖2所示，在103A和103之間接入發電機出口斷路器合閘回路，短接該回路，開關能正常合閘。DTK12是同期裝置電源開關的輔助接點，能正常接通。TJJ為TV1、TV2的電壓檢測繼電器輔助接點，電壓正常時該輔助接點閉合。GTK轉換把手在并網時置于“工作”位置，接點為接通狀態。HJ繼電器的兩對串聯接點經過校驗，HJ繼電器動作是串聯接點能正常閉合。最后發現同期裝置的JK5出口插件的14、16觸點未接通，而14、16觸點未接通是因為未滿足同期條件，同期裝置未出口。說明同期合閘回路不存在問題。

圖2 控制回路原理圖

2.4 從同期并網三要素進行分析

在滿足頻差、壓差、相角差的并網三要素的前提下，方可實現安全可靠的機組并網［8］。因此，從最基本的原理角度進行分析以探尋并網失敗的真實原因。

同期并網時，發現TV1和TV2的電壓差在允許范圍內，壓差不超過±0.78kV的偏差；發電機端頻率在50.15Hz附近波動，而電網頻率保持在50Hz不變。經過確認，發電機廠家為避免并網后發生突發性潮流再次分配、超出線路的靜穩極限引發系統失步、汽輪機轉速下降過大導致機組失穩、線路的繼電保護誤動作等惡劣情況發生，建議并網前汽輪機轉速在DCS邏輯中設置為3009r/min，并網后的轉速設置為3000r/min。汽輪機轉速在定速后會有±1r/min的誤差。同期裝置的合閘頻差范圍在50±0.15Hz，也就是轉速范圍在2991-3009r/min內符合并網條件，而這恰好是汽輪機的并網前額定轉速在頻差合閘條件的邊界。當波動到頻差超限時，同期裝置剛要發出減速脈沖指令時，頻差又波動到頻差超限范圍內，這時同期裝置準備捕捉合閘角，頻差又波動到超限，裝置又未發出動作指令。如此往復，同期裝置一直在尋找合適頻差和適當的相位角，在118s內未找到同期滿足條件，最終“同期失敗”。

3 解決方案

同期裝置定值經過核算，由長期經驗積累與實踐得知不能做變動。與發電機廠家技術人員進行商討，最后將發電機并網前定速由3009r/min改為3005r/min。下面從并網三要素的角度來驗證轉速改為3005r/min的合理性。

電壓差值ΔU=Us-Ug，Us由電網決定并保持在57.7V。并網前發電機為空載運行，空載時的電樞繞組感應電動勢為發電機的空載電動勢E0，此時E0等于定子端電壓Ug?？蛰d運行電動勢E0=4.44fNkN1Φ0。當發電機轉速由3009r/min降低至3005r/min時，同期裝置發出調壓脈沖至AVR，提升勵磁電流。由同步發電機空載運行特性可知，此時發電機主磁通Φ0將會增大，仍然可保證E0保持在恒定值，即轉速改變時Ug可保持不變，符合-5%≤ΔU≤5%，達到并網條件之一。可見小幅改變發電機轉速并不影響發電機并網電壓。

頻率差值Δf=fs-fg，頻率作為機械參量直接與發電機轉速相關。當轉速由3009r/min改為3005r/min時，頻率f由50.15Hz降為50.08Hz，Δf=50-50.08= 0.08Hz，滿足-0.15Hz≤Δf≤0.15Hz。因此轉速改變后進一步縮小頻差，更利于發電機成功并網。

相角差值ΔΦ=Φs-Φg，在啟動同期裝置后，通過比較Us和Ug的電壓相位差，裝置以精確嚴密的數學模型差頻并網時，捕捉到第一次出現的零相角差，進行無沖擊并網。因此，同期并網時要求ΔΦ=0是通過同期裝置本身實現，與發電機轉速的調整無關。

經過多次同期并網測試，由同期啟動到并網成功最短僅需4s，最長需8s就能順利并網。從圖3中的同期裝置錄波中可以看出，在捕捉到第一次出現的零相差時就能成功并網，極大提高并網速率。

圖3 同期裝置錄波圖

值得指出的是，并網前發電機轉速降低的直接原因是汽輪機出力降低。汽輪機出力由蒸汽壓力、溫度、流量決定，這意味著并網前汽輪機參數可能會較低。通常機組并網前蒸汽流量由轉速決定，機組并網后蒸汽流量由功率決定，為防止并網時轉速下降使得發電機產生逆功率，建議并網前合理調整調門開度、適當提高蒸汽參數、增加負荷，有利于并網過程的順利進行。

4 結束語

發電機組能否同期并網決定著機組啟動的順利程度，會直接對發電廠運行的經濟性產生重大影響。當發生同期并網失敗的情況時，應從以下幾個方面進行仔細梳理。

（1）梳理并網指令流程。

檢查并網指令流程是否存在漏項、順序顛倒等情況，形成發電廠內部的固定模式，運行操作人員熟練掌握。

（2）檢查同期裝置定值。

仔細檢查定值是否正確、是否被人為篡改，并形成定值審批制度，修改后的定值打印后由當事人及分管領導簽字備案，確保定值的正確性。

（3）檢查發電機出口斷路器合閘回路。

仔細檢查發電機出口斷路器合閘回路中各器件、回路的完好程度，避免因為器件失效等原因造成GCB無法合閘。

（4）檢查發電機側與系統側的頻差、壓差、相角差。

從并網三要素來尋找并網失敗的真正原因是最直接的解決方法，逐漸縮小問題范圍，探究出真正的問題點。

從該電廠運行初期的并網案例及分析可以看出，同期系統參數的整定配合至關重要。在發電機廠家沒有遇到此類問題的情況下，結合自身機組的實際情況，最終通過對發電機并網前定速參數的修改達到了成功、高效并網的目的，為今后機組安全穩定的運行提供了經驗積累，值得其它百萬機組參考、借鑒。

［1］GB 50660-2011，大中型火力發電廠設計規范［S］.北京：中國計劃出版社，2011.

［2］羅炳林.論電氣主接線與裝設發電機出口斷路器的關系［J］.電力建設，2005，26（3）：5-7，38.

［3］孫浩波.大機組采用發電機出口斷路器的技術優勢分析［J］.華北電力技術，2008，（8）：29-31.

［4］陳乃鵬，董興泉，岳文科.發電機DCS同期并網的問題及策略［J］.電力系統保護與控制，2009，37（15）：124-127.

［5］深圳智能設備開發有限公司.SID-2FY智能復用型同期裝置技術說明書.

［6］胡航帆.同期并網存在的問題及對策［J］.黑龍江電力，2011，33（6）：475-477.

［7］任德寧.發電機同期系統參數不匹配造成并網沖擊的分析［J］.寧夏電力，2009（z1）：40-43.

［8］唐建輝，黃紅荔.電力系統自動裝置［M］.北京：中國電力出版社，2005：8-21.

Analysis on an abnormal synchronization of fossil fired power plant

ZHOU Quan1，WANG Ji-hua1，XU Hai-ning2，LV Ji-ping1
（1.China Resources Power（Haifeng）Co.，Ltd.，Shanwei 516468，China；2.State Grid Zhoushan Power Supply Company，Zhoushan 316000，China）

The first-stage project 2×1000MW ultra supercritical coal-fired generating sets of China Resources Power（Haifeng）Co.，Ltd.，take SID-2FY intelligent multiplexing synchronization device as its power-grid synchronizing device.The synchronization failure always happens during its initial operation especially when operating on the DCS because of the capture failure of the allowable frequency difference value.By analyzing the parameters，the control circuit and the DCS logic，the effective schemes and improved technical solutions are presented，which can solve the problems successfully.The scheme and solution can shorten the synchronizing time effectively and has practical application value.

synchronization；frequency regulation；generator；generator circuit breaker；GCB

TM314+.9

A

1005—7277（2016）03—0044—04

周 全（1985-），男，從事發電廠電氣專業的技術管理工作。

2016-04-12

王際華（1985-），男，工程師，碩士，從事發電廠電氣專業的技術管理工作。