長龍電站改變機組并網同期點的應用實踐

林標倫

（廣東粵電長潭發電有限責任公司，廣東梅州514100）

0 引言

發電企業在實際發展中會進行發電機組的并網運行改造，在具體落實改造作業的過程中，涉及的改造項目及安全管理事項較多。筆者以長龍電站改變機組并網同期點為例，針對改造作業中的注意事項、特點、目的進行簡要的剖析研究。

1 電站概述

長龍電站位于韓江上游的梅江支流石窟河上，水電站為1機1變單元接線，發電機5F容量為4 MW，主變3B容量為6.3 MVA，主變為YD11接線。主變3B與長潭發電公司兩臺主變并列運行于110 kV母線。2017年底，長龍電站進行了整體擴容改造。

5F發電機組出口開關541為擴容前并網同期點，其同期PT信號分別取自10.5 kVⅢ段母線3SM電壓互感器53PT UxAC和5F機端電壓互感器5F1YH UfAC，同期裝置使用的是南瑞集團水利水電技術公司的SJ-12D微機準同期裝置。

2 改變后并網同期點的特點分析

5F發電機組完成整體擴容后，不僅擴大了機組容量，更換了主變3B，還改變了主接線的結構。另外，3B中性點地刀手動操作機構改造為CJ6電動操作機構。根據擴容總體設計方案要求，取消了5F機組出口開關541，相應地采用主變3B高壓側開關1103作為機組并網同期點。并網同期比較電壓機組側取自5F機端電壓互感器5F1YH，系統側取自110 kV母線電壓互感器1MYH。5F1YH、1MYH二次主繞組輸出額定線電壓100 V，1MYH剩余繞組輸出為每相額定電壓100 V。

以主變高壓側1103開關作為機組并網同期點與541開關為同期點最大差別在于：主變高低壓側星/三角繞組引起兩側電壓相位差的變化，三角側線電壓超前星形側線電壓30°，導致同期點兩端線電壓也同樣存在30°的相位差。

SJ-12D微機準同期裝置具備如表1所示補償功能。

表1 SJ-12D微機準同期裝置參數設置表（部分）

3 同期信號源的選擇

（1）表1所示補償只能解決同期裝置的相角差補償問題，無法同時使閉鎖繼電器滿足要求。

從YD11變壓器的相量分析可知，主變高壓側線電壓滯后低壓側線電壓30°。

因此在兩側選取相同線電壓如UAB和Uab作為比較電壓時，Uab將超前UAB30°，這時可采用轉角變使UAB角度提前30°，從而達到同步比較條件。

這樣就從信號源上同時滿足了兩個設備的要求。

（2）高壓側開口三角每相額定電壓是額定為100 V，低壓側線電壓額定也是100V；另外，同樣從YD11變壓器相量分析可知，主變高壓側開口三角相電壓如B相和低壓側線電壓Uba是相位正好同相位，相位差為0°，其他相也有此對應關系，這樣通過接線選取低壓側Uba和高壓側開口三角UB正好可達到相位、電壓大小相近的同步比較要求。

我們選取的是這種方式，不必增加設備即可同時滿足兩個設備同步比較條件。

4 機組同期并網的實現

長龍電站5F機組是在中控室南瑞NC2000監控系統通過MB80現地控制單元啟動發電流程實現遠程自動并網發電的。因為擴容改造后開關并網同期點的變化，機組發電流程相關同期部分的流程也發生變化。

由于調度部門確定并列運行的長潭發電公司一號主變中性點為電廠側基本接地點，因此同在110 kV母線并列運行的3B中性點地刀113000正常情況是不投入的。

但從避免操作過電壓角度考慮一般要求1103開關合、分閘過程中，主變中性點地刀113000應投入，這就要求5F每次并網前后或停機時要進行一次113000地刀合、分閘操作。

根據這個要求我們在5F空載至發電流程增加113000地刀的自動操作環節，修改后流程如圖1所示。

機組發電至空載流程也作同樣處理。

5 結語

通過機組擴容過程中5F機組并網同期點變更的工作實踐，根據對相關設備性能特點的分析，在現有的硬件、軟件上找到了解決問題的思路和方法，實現了新的同期點并網發電。目前設備運行穩定，并網迅速、可靠。

圖1 5F空載至發電流程圖

[1]馮磊.亭子口電站機組調速器系統的改造和優化[J].水力發電，2014，40（9）：69-70，87.

[2]陳忠民.220 kV供配電系統孤網運行試驗與實踐[J].有色礦冶，2015，30（1）：42-44，50.

[3]馮磊.亭子口電站機組同期裝置的優化改造[J].水電站機電技術，2016，39（11）：28-29，61.