火电机组网源协调重要参数整改问题研究

（国网江西省电力有限公司电力科学研究院，江西 南昌 330096）

0 引言

2012年国家电网公司开展了并网机组网源协调专项核查工作，针对某省200 MW及以上火电机组的涉网参数进行了核查，通过核查，发现存在发电机组转子过负荷综合能力、定子过负荷综合能力、调差系数定值不满足相关国家标准和行业标准的要求。这些问题不仅直接危及发电机组的安全运行，也威胁到电网的安全稳定运行。因此各发电企业应对核查发现的问题开展整改。

1 转子过励限制与过负荷保护的配合问题

1.1 转子过励限制整定存在的问题及整改建议

在核查的机组中发现部分机组的过励限制曲线定值过低，束缚了发电机的过励能力。以某660 MW火电机组过励限制曲线为例，如图1所示，可以看出机组励磁限制的裕度保留过大，束缚了机组的过励能力[1]。

图1 某660 MW机组过励限制曲线整定偏低

同时在核查中又发现部分机组的过励限制定值高于国家标准，超出了发电机能力。以某600 MW火电机组过励限制曲线为例，如图2所示，可以看出机组过励限制定值超出发电机过励能力，不利于机组安全。

图2 某600 MW机组过励限制曲线整定偏高

整改建议：

1）根据国标《GB/T 7064—2008隐极同步发电机技术要求》：发电机的转子绕组承受2.09倍额定励磁电流不少于10 s。同时规定，隐极发电机转子过电流能力应满足下列规定：

式中：I为转子电流标幺值，pu；t为持续时间，s。

2）同时根据《DL/T 843—2010大型汽轮发电机励磁系统技术条件》规定过励限制整定的一般原则：励磁系统顶值磁场电流为2倍时持续时间不低于10 s，可以求出过励限制过热时间常数值：

1.2 转子过负荷保护整定存在的问题及整改建议

在所核查机组中，部分转子绕组过负荷保护反时限动作特性与转子绕组允许的过热特性相同，但是如果按照这种方法，发电机将受到损伤。原因是转子绕组过负荷保护动作后，转子绕组中的电流衰减到0还需要较长的时间，这与定子绕组过负荷保护动作后，定子电流很快到0截然不同，而且在转子绕组中的电流衰减过程中累积的这些发热量必然导致发电机转子受损。所以转子绕组过负荷保护反时限动作时间定值必须略小于发电机转子过负荷能力数值。如果过负荷保护定值过大，则不能起到对机组的保护作用；如果过小，会严重束缚发电机的转子过励能力，会导致机组过早跳机，不利于机组和系统的安全稳定运行。

另外，部分机组转子绕组过负荷保护与励磁过励限制不协调，主要体现在：过励限制曲线高于转子过负荷保护定值曲线，或者过励限制曲线与转子过负荷保护定值曲线有交点。

整改建议：转子绕组过负荷保护必须与励磁调节器过励限制、转子过负荷能力定值形成合理级差。以隐极发电机转子过负荷能力过热时间常数33.75为基准，上述过励限制推荐过热时间常数定值为30。转子过负荷保护过热时间常数推荐定值为32.4。

1.3 转子过励限制、过负荷保护整改原则

整改原则：转子过励限制、过负荷保护、过负荷能力整定应相匹配，并形成合理级差。过励限制应先于发电机转子过负荷保护动作，而发电机转子过负荷保护应略小于国标规定的过负荷能力特性[2]。经过整改后的某600 MW机组整定定值如表1所示。从实测结果来看，本机组经过整改后，励磁系统过励限制能够先于转子过负荷保护动作，从而证明转子过励限制、过负荷保护、过负荷能力级差整定合理。

表1 某600 MW机组过励限制及转子过负荷保护反时限定值整定表（整改后）

整改效果举例：2014年5月10日，我省某600 MW机组由于电压互感器高压保险熔断但仍存在感应电压下，励磁系统发生多次强励，造成无功和励磁电流显著增加，转子过励限和V/H z限制及时动作，避免了机组转子过负荷保护动作而导致的跳机事件的发生。

2 定子过流限制与过负荷保护的配合问题

2.1 相关技术标准

《GB/T 7409.3—2007同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求》规定：自动电压调节器可装设定子电流限制功能。在励磁调节器中设置定子电流限制功能，当系统发生事故定子电流升高时，可以起到限制定子电流升高、避免因电流过大切除发电机组，充分发挥发电机组对电网的支撑作用，为源网协调运行提供保障。

定子过负荷能力反时限定值的整定依据为：

对于汽轮发电机，GB/T 7064—2008《隐极同步发电机技术要求》规定：容量在1 200 MVA及以下的发电机，定子绕组允许的过电流时间与过电流倍数之间的关系由下式决定：

对过负荷引起的发电机定子绕组过电流，应按《DL/T 684大型发电机变压器继电保护整定计算导则》装设定子绕组过负荷保护：

1）定子绕组非直接冷却的发电机，应装设定时限过负荷保护，保护接一相电流，带时限动作于信号。

2）定子绕组为直接冷却且过负荷能力较低（例如低于1.5倍、60 s），过负荷保护由定时限和反时限两部分组成。

定时限部分：动作电流按在发电机长期允许的负荷电流下能可靠返回的条件整定，带时限动作于信号，在有条件时，可动作于自动减负荷。

反时限部分：动作特性按发电机定子绕组的过负荷能力确定，动作于停机。保护应反应电流变化时定子绕组的热积累过程，不考虑在灵敏系数和时限方面与其他相间短路保护相配合[3]。

2.2 定子过流限制与过负荷保护存在的问题及整改建议

汽轮发电机定子过电流限制整定推荐值：

参照转子过励限制的整定原则，也可以得出公式：

与转子过负荷保护定值整定原则类似，定子过负荷保护也应与定子过流限制、定子过负荷能力形成合理级差。以定子过负荷能力过热时间常数37.5为基准，过励限制为33.33，定子过负荷保护则为37.5×32.4/33.75=36。经过整改后的某600 MW机组整定定值如表2所示。从实测结果来看，本机组经过整改后，励磁系统定子过电流限制能够先于定子过负荷保护动作，从而证明定子过流限制、过负荷保护、过负荷能力级差整定合理。

表2 某600MW机组定子过流限制及定子过负荷保护反时限定值整定表（整改后）

3 调差系数整定存在的问题及整改建议

当前300 MW以上的机组绝大多数是单元接线，这样的机组应该采用负调差，以补偿部分升压变压器电抗，从而提高机组对电网无功的支撑能力，有利于电力系统稳定。但是通过调查发现，有部分大型机组采用零调差，从而限制了发电机无功发出（吸收）能力。整改建议：根据《DLT843—2010大型汽轮发电机励磁系统技术条件》中的附录C《电压调差率的整定原则》，励磁调节器附加调差系数可以参照以下公式进行整定：

附加调差系数=并列点调差系数（0.05-0.10）。

式中：UK%为变压器短路电压百分比，%；UBN为变压器低压侧额定电压，kV；SBN为变压器视在容量，kVA；UN为发电机额定电压，kV；SN为发电机视在容量，MVA；UTX为变压器的抽头电压。

以某660 MW机组为例，机组参数为：

则附加调差系数＝0.07-0.1421×730/720×538.125/525＝-0.077，最后整定为-0.07。

在整定调差系数时需注意：

1）同型号机组挂在同一母线上，调差系数建议整定相同值。

2）针对部分国外厂家（如ABB）生产的励磁调节器，其调差系数极性定义与国内厂家相反，整定时务必注意极性，并完成调差系数极性校核试验。

3）一般来说，针对单元接线的机组（即一台机对应一台主变），调差系数应整定为负值，用来补偿主变短路阻抗所产生的压降；而扩大单元接线机组（即多台机组对应一台主变），调差系数应整定为正值，用来维持母线电压及机组间无功分配稳定[4]。

4 结语

1）本文根据网源协调重要参数核查工作中遇到的发电机转子过励限制、转子过负荷保护、转子过负荷能力以及定子过电流限制、定子过负荷保护、定子过负荷能力之间的协调配合方面存在的问题，提出了相应的整改建议。实测结果表明：本文提出的整改建议能够使发电机转子过励限制、转子过负荷保护、转子过负荷能力以及定子过电流限制、定子过负荷保护、定子过负荷能力之间的协调配合能够形成合理的级差，从而保障了机组及电网的安全运行。

2）本文根据部分机组调差系数整定不合理的问题提出了调差系数的整定原则，并举例说明了整定方法。

3）网源协调重要参数整改完成后，应结合机组检停修机会完成实测试验。通过该试验可实际验证机组励磁系统限制和继电保护能否协调配合。