一起大型火力发电厂同期并网异常分析

周 全，王际华，徐海宁，吕季平

（1.华润电力（海丰）有限公司，广东汕尾516468；2.国网舟山供电公司，浙江舟山316000）

一起大型火力发电厂同期并网异常分析

周 全1，王际华1，徐海宁2，吕季平1

（1.华润电力（海丰）有限公司，广东汕尾516468；2.国网舟山供电公司，浙江舟山316000）

某电厂一期工程2×1000MW超临界燃煤发电机组使用SID-2FY智能复用型同期装置作为发电机同期并网装置。在DCS上进行同期并网操作时，存在同期装置难以捕捉允许频差值，机组投运初期经常发生同期并网失败等问题。对同期并网装置参数、控制回路、DCS逻辑进行分析，经过系统参数调整，提出了行之有效的改进方案，解决了上述问题。该方法有效地缩短了同期并网时间，值得推广、借鉴。

同期并网；调频；发电机；发电机出口断路器；GCB

1 前言

根据GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》［1］16.2.6及其条文说明所述：“600MW级以上机组，根据工程具体情况，经技术经济论证合格时，在发电机与变压器之间可装设发电机断路器或负荷开关。”以及国外发电机出口断路器（简称GCB）产品技术性能的高成熟度、发电机出口断路器接线方式的技术性和经济性突出等特点［2］，越来越多的新建大型火力发电厂采取加装发电机出口断路器的配置方式［3］。某电厂一期工程2台发变组一次接线均为发电机带出口断路器，在此接线方式下，发电机出口断路器成为机组并网的同期点。由此，在每次机组启动时，同期问题是机组能否成功并网的关键。

电厂同期并网系统的基本构成主要有无刷励磁隐极式同步发电机，系统侧带隔离刀闸和接地刀闸、发电机侧带接地刀闸成套大容量断路器，电压互感器选用铁芯式电压互感器，SID-2FY智能复用型微机同期装置、DCS分散控制系统、DEH汽轮机数字电液控制系统、励磁系统。

2 同期并网存在的问题

GCB两侧一次系统电压通过TV1、TV2变换成二次电压送到微机同期装置，如图1所示。微机同期装置通过比较发电机端和电网系统的电压频率、相角、幅值判别机组是否满足同期并网条件，发出加、减速调整指令给DEH电液调整系统，发出增、减磁（升压、降压）指令给发电机励磁系统AVR；DEH电液调整系统执行加、减速调整指令；微机励磁系统执行升压、降压指令；DCS控制系统为各个环节的协调工作提供一个衔接平台，并建立友好的人机界面，操作指令和调整指令按照一定的逻辑有序进行［4］。电厂发电机与电网系统并网前断路器两侧电压源分属于不同系统，并网前频率、电压都可能不相同，所以采用差频并网模式，如果满足同期条件将发出GCB合闸指令，如果不满足并网条件将通过发送调压脉冲至AVC（自动电压调节器），调整发电机出口电压，如果频率不满足合闸条件，将发出调频脉冲至DEH（汽轮机数字电液控制系统），调整汽轮机转速，直到频差满足要求，在频差和压差都在整定范围，同期装置将会启动，首次捕捉一次出现的零相差进行无冲击并网［5,6］。

图1 同期并网系统配置图

2.1 同期并网流程

（1）接指令发电机自动准同期并网；

（2）检查发电机系统、励磁系统正常；

（3）同期装置电源开关合上，单双侧无压切换开关WY切至“同期”位置，同期方式选择开关GDK切至“工作”位置；

（4）发电机转速达到3000rpm定速；

（5）发电机出口开关热备用，操作选择开关切至“远方”位置；

（6）励磁系统叠加控制方式选择“退出”位置，励磁系统投“自动”方式、AVR自动运行方式；

（7）励磁系统投入正常、灭磁开关自动合闸、发电机开始起励、发电机出口电压升至27kV；

（8）在DCS同期系统画面进行“同期装置上电”投入操作，同期装置上电正常；

（9）DCS画面确认“DEH请求同期”已允许；

（10）DCS画面进入2号发电机同期系统“启动同期”窗口，点击“启动”按钮；

（11）2s后装置同期启动，118s后报“同期超时失败”。

因达到设置的装置允许同期时间而合闸未成功，装置同期超时，报警并进入闭锁状态，提示“同期超时失败”。

回顾此次同期并网失败，整个并网操作流程不存在任何问题，但在整个过程中同期装置未发出加、减速和增、减磁指令，未发出合闸指令，因此，真正导致同期并网失败的原因需要进一步去梳理、探寻。

2.2 同期装置定值检查

表1 SID-2FY/T同期装置部分定值清单

2.3 控制回路检查

如图2所示，在103A和103之间接入发电机出口断路器合闸回路，短接该回路，开关能正常合闸。DTK12是同期装置电源开关的辅助接点，能正常接通。TJJ为TV1、TV2的电压检测继电器辅助接点，电压正常时该辅助接点闭合。GTK转换把手在并网时置于“工作”位置，接点为接通状态。HJ继电器的两对串联接点经过校验，HJ继电器动作是串联接点能正常闭合。最后发现同期装置的JK5出口插件的14、16触点未接通，而14、16触点未接通是因为未满足同期条件，同期装置未出口。说明同期合闸回路不存在问题。

图2 控制回路原理图

2.4 从同期并网三要素进行分析

在满足频差、压差、相角差的并网三要素的前提下，方可实现安全可靠的机组并网［8］。因此，从最基本的原理角度进行分析以探寻并网失败的真实原因。

同期并网时，发现TV1和TV2的电压差在允许范围内，压差不超过±0.78kV的偏差；发电机端频率在50.15Hz附近波动，而电网频率保持在50Hz不变。经过确认，发电机厂家为避免并网后发生突发性潮流再次分配、超出线路的静稳极限引发系统失步、汽轮机转速下降过大导致机组失稳、线路的继电保护误动作等恶劣情况发生，建议并网前汽轮机转速在DCS逻辑中设置为3009r/min，并网后的转速设置为3000r/min。汽轮机转速在定速后会有±1r/min的误差。同期装置的合闸频差范围在50±0.15Hz，也就是转速范围在2991-3009r/min内符合并网条件，而这恰好是汽轮机的并网前额定转速在频差合闸条件的边界。当波动到频差超限时，同期装置刚要发出减速脉冲指令时，频差又波动到频差超限范围内，这时同期装置准备捕捉合闸角，频差又波动到超限，装置又未发出动作指令。如此往复，同期装置一直在寻找合适频差和适当的相位角，在118s内未找到同期满足条件，最终“同期失败”。

3 解决方案

同期装置定值经过核算，由长期经验积累与实践得知不能做变动。与发电机厂家技术人员进行商讨，最后将发电机并网前定速由3009r/min改为3005r/min。下面从并网三要素的角度来验证转速改为3005r/min的合理性。

电压差值ΔU=Us-Ug，Us由电网决定并保持在57.7V。并网前发电机为空载运行，空载时的电枢绕组感应电动势为发电机的空载电动势E0，此时E0等于定子端电压Ug。空载运行电动势E0=4.44fNkN1Φ0。当发电机转速由3009r/min降低至3005r/min时，同期装置发出调压脉冲至AVR，提升励磁电流。由同步发电机空载运行特性可知，此时发电机主磁通Φ0将会增大，仍然可保证E0保持在恒定值，即转速改变时Ug可保持不变，符合-5%≤ΔU≤5%，达到并网条件之一。可见小幅改变发电机转速并不影响发电机并网电压。

频率差值Δf=fs-fg，频率作为机械参量直接与发电机转速相关。当转速由3009r/min改为3005r/min时，频率f由50.15Hz降为50.08Hz，Δf=50-50.08= 0.08Hz，满足-0.15Hz≤Δf≤0.15Hz。因此转速改变后进一步缩小频差，更利于发电机成功并网。

相角差值ΔΦ=Φs-Φg，在启动同期装置后，通过比较Us和Ug的电压相位差，装置以精确严密的数学模型差频并网时，捕捉到第一次出现的零相角差，进行无冲击并网。因此，同期并网时要求ΔΦ=0是通过同期装置本身实现，与发电机转速的调整无关。

经过多次同期并网测试，由同期启动到并网成功最短仅需4s，最长需8s就能顺利并网。从图3中的同期装置录波中可以看出，在捕捉到第一次出现的零相差时就能成功并网，极大提高并网速率。

图3 同期装置录波图

值得指出的是，并网前发电机转速降低的直接原因是汽轮机出力降低。汽轮机出力由蒸汽压力、温度、流量决定，这意味着并网前汽轮机参数可能会较低。通常机组并网前蒸汽流量由转速决定，机组并网后蒸汽流量由功率决定，为防止并网时转速下降使得发电机产生逆功率，建议并网前合理调整调门开度、适当提高蒸汽参数、增加负荷，有利于并网过程的顺利进行。

4 结束语

发电机组能否同期并网决定着机组启动的顺利程度，会直接对发电厂运行的经济性产生重大影响。当发生同期并网失败的情况时，应从以下几个方面进行仔细梳理。

（1）梳理并网指令流程。

检查并网指令流程是否存在漏项、顺序颠倒等情况，形成发电厂内部的固定模式，运行操作人员熟练掌握。

（2）检查同期装置定值。

仔细检查定值是否正确、是否被人为篡改，并形成定值审批制度，修改后的定值打印后由当事人及分管领导签字备案，确保定值的正确性。

（3）检查发电机出口断路器合闸回路。

仔细检查发电机出口断路器合闸回路中各器件、回路的完好程度，避免因为器件失效等原因造成GCB无法合闸。

（4）检查发电机侧与系统侧的频差、压差、相角差。

从并网三要素来寻找并网失败的真正原因是最直接的解决方法，逐渐缩小问题范围，探究出真正的问题点。

从该电厂运行初期的并网案例及分析可以看出，同期系统参数的整定配合至关重要。在发电机厂家没有遇到此类问题的情况下，结合自身机组的实际情况，最终通过对发电机并网前定速参数的修改达到了成功、高效并网的目的，为今后机组安全稳定的运行提供了经验积累，值得其它百万机组参考、借鉴。

［1］GB 50660-2011，大中型火力发电厂设计规范［S］.北京：中国计划出版社，2011.

［2］罗炳林.论电气主接线与装设发电机出口断路器的关系［J］.电力建设，2005，26（3）：5-7，38.

［3］孙浩波.大机组采用发电机出口断路器的技术优势分析［J］.华北电力技术，2008，（8）：29-31.

［4］陈乃鹏，董兴泉，岳文科.发电机DCS同期并网的问题及策略［J］.电力系统保护与控制，2009，37（15）：124-127.

［5］深圳智能设备开发有限公司.SID-2FY智能复用型同期装置技术说明书.

［6］胡航帆.同期并网存在的问题及对策［J］.黑龙江电力，2011，33（6）：475-477.

［7］任德宁.发电机同期系统参数不匹配造成并网冲击的分析［J］.宁夏电力，2009（z1）：40-43.

［8］唐建辉，黄红荔.电力系统自动装置［M］.北京：中国电力出版社，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，从事发电厂电气专业的技术管理工作。

2016-04-12

王际华（1985-），男，工程师，硕士，从事发电厂电气专业的技术管理工作。