发电机并网波形分析及定值调整

段进宽

[华能(天津)煤气化发电有限公司　天津　300452]

汪 照

(天津华能杨柳青热电有限公司　天津　300380)

陈 君

[华能(天津)煤气化发电有限公司　天津　300452]



发电机并网波形分析及定值调整

段进宽

[华能(天津)煤气化发电有限公司天津300452]

汪 照

(天津华能杨柳青热电有限公司天津300380)

陈 君

[华能(天津)煤气化发电有限公司天津300452]

摘 要：在电力生产中，为了减少发电机并网过程中造成的冲击，需要对发电机同期装置进行合适的设定．文章介绍了“一拖一”机组中燃气轮发电机和蒸汽轮发电机的同期系统，通过理论计算和同期试验波形分析，得出了较为合理的同期装置的参数设定值，对发电机同期装置的整定计算有一定的借鉴意义．

关键词：发电机并网同期装置冲击波形

1引言

自动准同期装置能够自动检测电网和发电机的电压、频率和相位差，促使准同期条件得到满足，从而实现发电机的准确并网．如果发电机非同步并列，会被系统自动拉入同步运行，将发生巨大的电流冲击，使机组发生强烈振动，发出鸣音．最严重时可产生20至30倍额定电流的冲击，产生的电动力和发热量很大，是发电机和所连设备(如断路器、变压器)不能承受的，它会造成发电机定子绕组变形、弯曲、绝缘崩裂、定子绕组并头套溶化，甚至将定子绕组烧毁等严重后果[1]．还会引起发电机和系统间产生的振荡，危机系统的稳定运行．所以为了避免发电机非同步并网，做好同期装置定值的计算和调整是尤为关键的．

2主接线系统介绍

以某电厂“一拖一”机组为例，燃气轮发电机(简称燃机)和蒸汽轮发电机(简称汽机)容量分别为180MW和100MW，2台发电机组均采用发电机——变压器组单元接线方式接入220kV系统．燃机和汽机出口电压分别为18kV和10.5kV，两台主变压器为YNd11接线，变比分别为(242±2×2.5%)/18kV和(242±2×2.5%)/10.5kV．

3准同期并列基本条件

发电机准同期并网必须满足以下条件：

(1)发电机电压与系统电压应接近相等，误差不应超过5%～10%．

(2)发电机频率与系统频率应接近相等，误差不应超过0.2%～0.5%．

(3)发电机电压与系统电压相角差接近零度时，断路器触头刚好接通[2]．

如果并网时电压的差值越大，冲击电流就越大；频率的差值越大，冲击电流的周期越短，引发电网振荡就越强烈；电压相角差越大，冲击电流就越大．当电压相角差为120°时，冲击电流类似于三相短路；当相角差为180°时，冲击电流是平常三相短路的2倍[3]．

4燃机同期并网系统

4.1系统介绍

燃机同期装置为西门子7VE63，装置具有录波功能，可以录取断路器合闸时刻各个参数的波形．系统侧电压互感器为Y0/Y0接线方式，三相电压均接入同期装置．发电机机端电压互感器为Y0/Y0接线方式，三相电压经转角变后接入同期装置．转角变的分接头的挡位设置与主变压器相同，变比为(0.11±2×2.5%)/0.1，接线方式与主变相反，为Dy1接线．系统电压U1和机端电压U2分别取AB两相的线电压(二次值)．

机端和系统电压取不同倍数的标称电压值，这样也会影响到两侧二次电压的幅值，而主变接线方式又影响两侧电压相角．所以要采取相应的补偿措施，保证发电机安全可靠的并网．在机端PT回路中使用转角变是非常准确有效的方法，这是西门子同期装置惯用的．

系统额定电压为242kV，发电机机端额定电压为18kV，所以系统电压U1和经转角变后机端电压U2的二次值可按下式计算

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分别为主变分接头挡位和转角变挡位，在此可取0，±1×2.5，±2×2.5；220/0.1为系统电压互感器变比，18/0.1为机端电压互感器变比．

由此可见，只有当N=n时U2和U1电压幅值相等．再从相位角度看，主变压器为YNd11接线方式，机端电压超前系统电压30°，而通过转角变后，机端PT电压被矫正30°后得到U2和U1同相位．

4.2同期装置主要参数设定

在发电机同期并网准备工作中，要使同期屏上的转角变与主变压器的分接头档位一致．这样，拆开发电机出口软连接铜排，发电机与主变压器在电气回路上断开，而机端电压互感器与主变压器保持连接．手动合上断路器(主变压器高压侧)后，由系统向主变压器送电，进行同期核相，同期装置就可以测量到系统和机端电压幅值、相位；若压差和相角差较大，需要检查一二次电压相序是否一致，确认压差和相角差是否由于二次接线引起，再计算电压补偿系数和相角补偿角度．

相角补偿角度=ΦU2-ΦU1

如果没有外部补偿装置，或者两组PT的测量误差比较大，则需要根据主变压器倒送电时所测实际值按上述两计算式进行补偿，并在装置中进行设定．本例中待并断路器两侧的电压经过转角变补偿，同期装置中主要参数设置见表1．

表1　燃机同期装置主要参数

表1中“压差”和“频差”项的+号表示机端数值大于系统，这样冲击电流的方向是由发电机流向系统，可以一定程度上减少发电机受到的冲击．越前时间值保证系统与机端电压相角差接近零度时，断路器触头刚好接通，该时间值需要在假同期过程中进行实测．假同期与同期合闸的唯一区别是在断路器两侧隔离刀闸分开的条件下合上断路器．

4.3分析波形

假同期和同期合闸时装置所录波形如图1和图2，图中SyncON1-Sig，SyncON2-Sig，SyncON-

Sig，UNITCBON分别代表装置合闸出口1，装置合闸出口2，发出合闸脉冲、断路器合闸反馈．当同期装置的两个合闸出口节点SyncON1-Sig和SyncON2-Sig都闭合后，同期装置发出合闸脉冲SyncON-Sig接通断路器合闸回路．图中从同期装置发出合闸脉冲SyncON-Sig到断路器合闸反馈信号UNITCBON返回的时间(如图中竖线C1和竖线C2间)分别为88ms和87ms，装置内部的继电器动作时间为100-88(87)=12ms(13ms)，这部分时间未录入波形中．

从图1中可以看到，同期合闸时压差、频差及角差瞬时值分别为

dU1=U2-U1=+0.2V

df1=f2-f1≈+0.05

dA1=-0.6°

图1　燃机假同期合闸波形图

从图2中可以看到，同期合闸时压差、频差及角差瞬时值分别为

dU2=U2-U1=+1.0V

df2=f2-f1≈+0.05

dA2=-0.4°

图2　燃机同期合闸波形

两次合闸过程的压差、频差和角差均在定值范围内，所以同期装置没有发出对U2及f2调整的指令．另外，从波形中可以清楚的看到假同期合闸后压差、频差和角差依然存在；而同期并网后，发电机已被拉入同步，压差、频差和角差基本为零．合闸时其他参数见表2．

表2　燃机假同期与同期合闸时主要参数

4.4修改定值

假同期合闸时角差dA1=-0.6°，满足角差基本为零的要求．由两次合闸波形数据可见，220kV断路器合闸时的压差都在1V以内，频差都在0.05Hz以内，角差基本为零．最终将压差定值由2V修改为1V，将频差值由0.07Hz修改为0.05Hz，维持合闸越前时间100ms不变．

5汽机同期并网系统

5.1系统介绍

汽机同期装置是深圳市智能SID-2C型，系统电压取用的是母线PT开口三角的UA，机端电压用Uac．

5.2汽机同期装置主要参数

图3　汽机同期电压向量图

在变压器倒送电进行同期核相时，要记录系统和机端PT二次电压．拆开发电机出口三相连接铜排，做好安全隔离措施，合上断路器，对变压器进行全压冲击．检查断路器两侧二次电压，测得系统二次电压为104V，机端二次电压为97V，作两侧电压整定值的参考[4]，此过程中汽机主变分接头在-2.5%挡．合闸越前时间可以参照装置实测数值，同期装置发出合闸指令后自动测量断路器合闸时间．假同期试验前同期装置中主要参数定值见表3．

表3　汽机同期装置主要参数定值

5.3分析波形

假同期合闸时装置所录波形如图4和图5，图中K竖线为断路器合闸时刻，UA1和UA2分别为系统和机端电压值，录波器中已经将机端电压UA2换算到系统，KK1和K1为接入装置的断路器状态，图中最底部显示断路器由分到合变位情况．

图4　第一次假同期合闸波形

图5　第二次假同期合闸波形

第一次假同期合闸波形中压差值为10 137V，而机端电压为227 470V(已折算至系统侧)，计算压差百分比为

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

5.4修改定值

由两次合闸波形可知，220kV断路器合闸时压差可以控制在1.1%以内，角差基本为零．最终压差和频差定值分别修改为+1.5%和+0.15Hz，维持合闸越前时间125ms不变．

6结束语

同期装置定值的设定需要在分析假同期波形后，适当调整压差、频差和越前时间等，可以减轻对发电机和电网的冲击，如果设定值调整的过小可能会发生并网超时．本例两台发电机的同期装置各有特点，在回路设计上有很大不同．同期装置的设定值关系到电网和发电机设备的安全运行，要做好其设定需要综合考虑装置原理、回路特点、现场试验数据和现场经验．

参 考 文 献

1温玲玲，邵玉,等．某电厂非同期合闸事故分析报告．现代商贸工业，2010

2许正亚．电力系统自动装置．上海：电力工业出版社，1980

3许扬，陆于平.非同期合闸对发电机-变压器组差动保护的影响及解决措施.电力系统自动化，2008

4SID-2CM同期说明书．

收稿日期：(2014-11-21)