非同期并网范文

非同期并网范文（精选6篇）

非同期并网 第1篇

ATTOCK巴基斯坦水泥有限公司 (以下简称“ATTOCK公司”) 在3 000t/d与1 500t/d两条生产线上建设窑余热发电项目。根据该公司生产线实际运行参数和厂区布置情况, 设计时采用“四炉一机”方案, 配套12MW汽轮发电机组。给合ATTOCK公司电网运行实际状况, 经分析与计算后, 需要在发电机与厂内6.3kV供电系统之间增加限流电抗器, 这样在发生非同期并列操作时, 可以及时地限制过高的冲击电流, 以确保发电机及供电网络的安全。通过本文中介绍的计算方法可以计算发电机非同期合闸可能产生最大电流值, 最终确定是否需要加限流电抗器, 以确保发电机安全运行。

1 余热电站发电机出线接入系统概况

ATTOCK公司余热发电站工程发电机出线与厂区变电站的连接如图1所示。电站侧接入柜与厂区系统侧接入柜间的距离约为110m, 采用YJV-6/6-4 (3×4 (1×240) ) 铜芯电缆连接, 发电机额定容量P=12MW, 额定电流Ie=1 374.6A, 额定电压Ue=6.3kV, 功率因数cosΦ=0.8, 发电机超瞬变电抗标幺值Xd″=13.5%。系统设备参数按照平均电压、额定容量 (Sj=100MVA) 归算出的阻抗标幺值如下:厂区6.3kV总降为0.660 4, 110m连接电缆为0.014, 发电机为0.9。

2 非同期合闸的冲击电流倍数计算方法

根据上述系统各设备阻抗标幺值参数, 首先计算出发余热电站与厂区总降6.3kV供电系统间的串联正序阻抗标幺值:

当发电机发生非同期合闸时, 冲击电流可通过式 (2) 进行计算:

式中:

I*———冲击电流周期分量;

E———发电机出口电势;

US———厂区中压系统电压;

δ———发电机出口电势与厂区中压系统的相位差角。

在 (2) 式中, 当=1时, 发电机与厂区供电系统的相位相反, 此时, 发电机非同期合闸电流最大, 取标幺值E=US=1.05Ue, 冲击电流最大值计算如式 (3) :

根据冲击电流的最大值I*可计算出发电机的非同期合闸电流倍数, 见式 (4) :

由于发生非同期合闸时, 冲击电流及冲击力矩应小于发电机的机端短路值, 因此要求发电机在设计制造时要考虑一定的安全富裕量, 只有冲击电流在允许的范围内, 才能保证发电机组的安全。汽轮发电机组最大允许冲击电流倍数 (最大冲击电流周期分量I*与发电机额定电流Ie的比值) 为0.65/Xd″, 因此该发电机的最大允许冲击电流倍数为:

比较式 (4) 与式 (5) 计算结果, 可以发现非同期合闸的发生的瞬间, 冲击电流最大能达到发电机额定电流的8.89倍, 远超过发电机所允许的最大冲击电流4.82倍, 因此, 要严禁发电机进行非同期并列或合闸操作, 否则, 仅靠接入柜断路器的解列动作无法在极短的时间内确保发电机组的安全。

3 非同期合闸对厂区中压供电系统的影响

在发生非同期合闸时, 根据式 (3) , 系统侧提供的非同期电流周期分量的标幺值I*=1.333 4, 则推算出其实际非同期合闸电流如式 (6) :

由于该主变压器的6.3kV低压侧出线柜断路器的I段保护整定值要求不允许超过6 000A, 当发电机发生非同期合闸时, 常规的接入柜断路器很难在极短时间内进行解列动作, 非同期合闸电流有可能使总降的主变低压侧进线柜保护装置出现速断跳闸, 结果使得水泥生产线突然发生失电故障, 将严重影响工厂的正常生产。

4 非同期合闸问题的保护对策

由于非同期合闸产生的冲击电流最高达12.22kA, 可能引起总降主变压器的6.3kV侧出线断路器跳闸, 同时也可能使余热电站发电机组损坏。为防止事故的发生, 确保发电机无时限解列, 该项目在设计时考虑增加发电机出口限流电抗器, 且在限流电抗器一侧并联大容量高速开关装置 (以下简称“FSR”) , 见图2。

通过加装限流电抗器, 当系统发生非同期合闸时, 利用电抗器的电感特性, 限制过高的非同期合闸电流, 从而降低非同期合闸电流带来的不良影响, 以确保断路器能在发电机允许的电流范围内及时切断故障。正常运行时发电机出口电抗器被FSR短接而旁路, 电流基本上不经过限流电抗器;当发生非同期合闸时, 合闸电流若超过FSR整定值, FSR能在极快的时间内快速分断, 立即将限流电抗器串入主回路中, 以限制非同期合闸电流升至最高值, 再由接入柜的断路器断开发电机出线系统的连接。由于FSR快速响应与电抗器的限流性, 使得发电机组不再遭受非同期合闸电流的冲击, 所以能确保发电机组的安全, 同时也有效阻止了余热电站对厂区配电网络的负面影响。

该限流电抗器型号为:XKGKL-6-2000-4;额定电压:6kV;额定电流:2 000A;电抗率:4%。FSR额定电流为2 000A, 根据FSR设备的随机资料, 以发电机允许的电流为依据, 由式 (5) 可求得发电机的最大允许非同期合闸电流为:I=I*FP×Ie=1 374.6×4.82=6 626A=6.63kA, 选择90%的可靠系数, 则FSR的动作电流整定值为5.96kA。当非同期合闸电流流过FSR时, 以1.1倍联络线路最大运行电流为起点, 装置的运算时间不小于160μs, 并取1.15倍的可靠系数, 则计算出FSR的启动电流瞬时值及时间整定值分别为4.47kA与0.3ms。由FSR的动作电流波形曲线, 计算出FSR电流变化率的整定值为3.59μs, FSR的截流时间与截止电流整定值分别为0.923ms与5.85kA。由于FSR一旦动作, 其熔断器熔断, 必须重新更换, 更换的费用较高, 因此, 在发电机并网调试初期, 不投入FSR, 即将限流电抗器一直串联在发电机出口联络线上, 等余热电站调试结束并进入正常运行后, 再投入FSR, 使之与限流电抗器并联, 这时, 发电机发出的电流主要从FSR中经过, 从而有效地避免电抗器的高耗能与发热现象, 同时又能保证发电机在发生非同期合闸时, 立即断开, 使全部电流经限流电抗器, 确保发电机与厂区配电系统的安全。

5 结束语

采用上述计算方法, 较方便地判断是否要在发电机出口增加限流电抗器。在ATTOCK公司余热电站设计过程中, 依据该计算方法所得结果, 增加发电机限流电抗器。当发生非同期合闸电时, 合闸电流若高于发电机允许值, 为确保机组安全, 设计时同时考虑FSR与限流电抗器并联运行的方案。在ATTOCK余热电站项目并网调试的过程中, 有效地保证了发电机与厂区配电系统的安全。综上所述, 上述方法可为余热电站的安全运行提供一个有效的理论依据。

参考文献

[1]李德钜.实用短路电流计算[M].天津:天津科学技术出版社, 1995.

[2]李宇航.结合实际浅谈短路电流计算程序[J].广东建材, 2010 (3) :150-151.

[3]崔家佩, 孟庆炎, 陈永芳, 等.电力系统断电保护与安全自动装置整定计算[M].北京:中国电力出版社, 2008.

浅析发电机自动准同期并网技术 第2篇

【关键词】发电机；同期并网；自动准同期；电压；频率

引言

发电机必须并入电力系统才能将所发出的电能上送至系统中，才能实现电能从发电机流向用电设备，对发电机与电力系统之间的并列操作就是同期并网操作，同期并网操作是发电机操作中的一项关键内容，操作出现问题将直接导致发电机并网失败。当前，企业电网的规模日益增大，同时发电机的数量和容量都在不断增加，这就需要对同期并网技术进行深入的了解，最终实现能够将发电机准确、可靠、稳定的并入系统目标。

1、发电机并网的条件手动准同期的缺点

1.1发电机并网的条件

（1）发电机机端母线的电压与系统母线的电压幅值相等并且波形一致。

（2）发电机所发出电的频率与系统的频率相同，均为50Hz。

（3）发电机侧电压与系统侧电压的相序相同。

（4）合闸的瞬间，发电机侧电压与系统侧电压相位相同。

在以上四个条件具备的基础上，就能完成发电机的顺利并网，在并网瞬间，发电机机端电压与系统电压的瞬时值越是差距越小，则发电机并网时受到的冲击就越小，并网过程就越平稳。

2、手动同期并网的缺点

老式发电机采用的手动准同期装置，虽然可以通过人工观察合闸前的发电机与系统两侧的电压、频率等数值，通过调节发电机本体和励磁装置来调节发电机侧的参数使其等于系统侧参数，并在参数相同的时刻合上并网开关，实现发电机的并网操作，但是根据实际情况来看，其始终摆脱不了如下几条缺点：

（1）不能自动选择合闸的时机，对操作人员的专业素质和操作熟练程度依赖性较大。

（2）老的手动准同期装置的精度下降，虽然是在同期装置所显示的可以合闸的区间进行合闸并网工作，但是往往由于操作的延时和装置的细小误差而使实际合闸过程并不满足发电机并网的条件，这种状况就造成了非同期并网。

（3）过程完全需要人工进行干预，不能实现自动调节。

3、微机自动准同期装置的结构

我厂选用的微机自动准同期装置属于越前时间恒定的自动并列装置，这种并列装置对发电机侧和系统侧的电压频率进行检测，当在设定的越前时刻检测到两侧的电压差和频率差均在设定的允许范围之内，则迅速启动合闸逻辑并输出合闸信号驱动断路器合闸，实现发电机的并网，这样能够最大程度上保证在经过了断路器固有的合闸延时之后，两侧电压与频率的差值仍然处于最小的范围。如果在合闸逻辑启动之前装置判断出电压或者频率的差值超出设定的允许范围，则马上闭锁合闸出口，并在程序内部将合闸逻辑闭锁，通过检测到的电压频率差值来对分别给出发电机转速升高降低以及电压升高降低指令。微机自动准同期装置包括了以下五部分：

3.1导前时间设定部分，微机自动准同期装置的导前时间是通过4位拨码来进行设置的，四位拨码代表了16进制的0000-1111共计16个数，对应时间为0.1-1.6秒，这个前导时间的设定需要对断路器固有的合闸时间进行检测，使前导的时间与断路器合闸时间匹配。系统电压与发电机机端电压之差形成的以滑差周期脉动的电压信号。其周期也可以通过拨码进行设置。

3.2自动调压单元，微机系统通过模拟转数字模块对高压设备二次侧的电压信号进行采集，采集周期通常系统固定为10ms，经过采集器的电压信号为一个0～5V的直流信号，微机通过内部的比较器对系统电压与发电机机端电压进行比较，根据两侧电压的差值给出发电机电压升高或者降低信号，直至调节后两侧的电压差值保持在5%以内。

3.3自动调频单元，调频单元配置高速频率采集通道，分别对发电机侧和系统侧的频率进行快速采集比较，当发电机频率低于系统侧频率时就对应的升高发电机转速，反之则降低发电机转速，直到达到并网要求的频率之差控制在0.33Hz以内。

3.4自动同期合闸单元，当发电机机端与系统侧的电压和频率均在规定的范围之内时，自动同期合闸单元则投入并密切监视两侧的电压和频率值，如果在设定的保持时间之内电压和频率差值均未越过规定的范围，这就表示发电机当前的运行状态十分平稳，下一个滑差时间内必然会出现最佳的同期合闸时间点。此时立即投入自动同期合闸准备逻辑，等待下一个滑差时间周期内同步点的到来，一旦检测的该同步点则逻辑输出断路器合闸，发电机成功并网，若此周期内未检测到最佳的同步点，则程序继续等待同步点的出现。在自动合闸单元中需要设置合闸动作的时间提前量，这个提前量应该能与断路器的合闸时间相匹配。

3.5出口执行和信号指示单元，出口执行单元包括了输入输出接口芯片，光电隔离电路以及大功率驱动电路和出口继电器，根据功能一般采用了五出口继电器的结构，五个出口继电器分别完成发电机升转速、降转速、发电机电压升高、降低、同期合闸五个功能，其中可以通过内部逻辑分别对五个出口进行功能连锁或者闭锁，出口继电器分别对应了不同的信号指示灯，可以通过指示灯来观察自动准同期装置的运行状态。

4、微机自动准同期装置的应用优势

4.1微机自动准同期装置的操作比老式准同期装置便捷简单，操作人员只要按下启动按钮就能完成发电机同期并网的复杂操作，消除了发电机并网对操作人员素质的依赖性。

4.2能够适时的选择最佳时机进行合闸，客服了传统手动准同期装置在合闸瞬间其内部需要进行的角度检测，将同期并网的冲击降到最小。

4.3由于其前导时间和滑差时间可以通过外部的拨码进行调节，这就可以使自动准同期装置适应不同的发电机出口断路器，使得合闸时间的提前量总能够与断路器固有的合闸时间保持一致，确保在最佳的时间内完成合闸。

4.4微机自动检同期装置运行可靠，能够适应较频繁的发电机并网操作，且其不受外部环境的影响，对于复杂的工厂现场，其能够切实的保障发电机同期并网操作的长期可靠性，提高整个系统运行的稳定性。

5、结束语

自动准同期装置在宣钢发电机系统中得以成功运用，时间证明了其在可靠性、快速性、稳定性等多方面均远远的超过了传统依靠手动准同期的操作方法，保障了发电机并网操作的成功率，直接增加了企业发电机运行的经济效益。

参考文献

[1]粟梅，郭旭东，官诗军.一种新型的微机自动准同期装置.电力设备网

同期并网存在的问题及对策 第3篇

近年来,基于传统闭锁断路器同期合闸回路的同期装置已广泛应用于我国发电厂、变电站的二次回路设计和微机保护测控及自动装置中。然而由于对同期并网存在认识上的误区,导致现有的变电站不能实现线路的自动同期以及双端有电源的线路自动重合闸,从而使得现有大部分的断路器仍处于目前的手动控制水平,使得真正意义上的无人值班变电站无法实现,阻碍了变电站综合自动化水平的进一步提高,成为“调控一体化模式”推广的重大障碍[1]。因此,本文从同期并网的概念出发,澄清了同期并网概念上的误区,分析了非不同期并网带来的危害,提出了新的形势下同期装置所应满足的要求,及调度控制中心除应承担电网调度传统职责外应加强特殊情况下紧急遥控操作等职责。

1 同期并网概念的由来

在电力系统运行中,经常需要把发电机并到系统中运行,或者通过联络线把两个解列的系统并列起来,或者将越来越多的环形网络开环点合环,然后利用同期装置来检查两个待并列系统电压数值上是否相等,频率差是否小于允许值,相位角是否足够小,使冲击电流尽可能约等于零,进而保证同期合闸不会给发电机及系统造成太大的损害,提高电力系统运行的安全性。

同期并列应具备的理想条件:

a. 待并系统电压等于运行系统电压,允许电压偏差不大于5%;

b. 待并系统频率等于运行系统频率,允许频率偏差不大于0.1 Hz;

c. 待并系统电压相位等于运行系统电压相位。

2 非同期并网的危害

在图1所示的两个独立电源组成的双电源网络中,利用联络线L的断路器2DL进行同期并网。

a. 当电压不等的情况,并网瞬间产生的冲击电流,其周期分量的有效值为

${\rm I}{}_m=\frac{|\dot{u}{}_1-\dot{u}{}_2|}{\sqrt{2}{x}^{″}{}_d}=\frac{\text{Δ}U}{x^{″}{}_d}$, (1)

式中:Im为冲击电流的周期分量的有效值;$\dot{u}$1为待并系统电压瞬时值;$\dot{u}$2为运行系统电压瞬时值;x″d为待并系统次暂态电抗。

当待并系统电压U1大于运行系统电压U2时,im滞后$\dot{u}$190°,对待并系统发电机起去磁作用,系统并列后发电机立即带无功功率。待并系统电压U1小于运行系统电压U2时,im超前$\dot{u}$190°,对待并系统发电机起助磁作用,系统并列后发电机吸收无功功率。当压差ΔU很大,则冲击电流im很大,将会使发电机定子绕组发热,使得定子绕组在电动力作用下受损。

b. 当相位不一致时,并网瞬间产生的冲击电流,其周期分量的有效值为

${\rm I}{}_m=\frac{|\dot{u}{}_1-\dot{u}{}_2|}{\sqrt{2}{x}^{″}{}_d}=\frac{2U{}_1\sin \left(\frac{\delta }{2}\right)}{\sqrt{2}{x}^{″}{}_d}=\frac{\sqrt{2}U{}_1\sin \left(\frac{\delta }{2}\right)}{x^{″}{}_d}$。 (2)

当待并系统电压$\dot{u}$1超前运行系统电压$\dot{u}$2时,im的主要成分为$\dot{u}$1同相位的有功分量,待并系统并入系统时,立即带有功功率,对发电机起制动作用,有利于将待并系统电压拉到与系统电压同相位。当待并系统电压$\dot{u}$1滞后运行系统电$\dot{u}$2时,im的主要成分为$\dot{u}$1反相位的有功分量,待并系统并入系统时,立即吸收有功功率,对发电机起加速作用,有利于将待并系统电压拉到与系统电压同相位。如果δ很大,则冲击电流很大,其有功分量在发电机轴上产生冲击力矩,使设备烧毁。特别是δ等于180°时,则冲击电流等于系统首端三相短路电流的两倍,损害最严重。

c. 当频率不等的情况,待并系统电压$\dot{u}$1与运行系统电压$\dot{u}$2之间具有相对运动,存在频率差,如果频率差较大,则在并列合闸后δ在0～360之间周期性变化,当δ=0和δ=360时,电压差ΔU=0,则Im=0,当δ=180时,电压差ΔU=2U2=2U1,则Im最大。待并系统在频率差较大的情况下并网,立即带上较多的有功功率,对发电机转子产生较大的力矩,是待并系统发电机产生机械振动,严重时失步,造成并列不成功。如果待并系统频率低于运行系统频率,并列后发电机将会吸收电网有功,其逆功率对汽轮机末级叶片造成损坏。

3 合环操作的同期分析

随着电网投资的不断加大,电网结构的更加复杂化,电网连接的紧密程度进一步加深,双回线路,环网架构的日益增多,发电机的投切、联络线路及双回线路的投入经常表现为合环的形式,我们称之为同频并网即并网前开环点两端的频率相同。

下面分析环网形式下同频并网的特点。

并网(合环)前开环点断路器两侧是同一个系统。在图2中的1DL处进行并网即属同频并网,开环点1DL的左侧电压$\dot{u}$1和右侧电压$\dot{u}$2均为同一频率,但在其两侧有电压差和相角差,此相角差为线路L2、L3构成的等值线路的运行功率角δ,如等值线路的传输功率为P,电抗为XL,则$\dot{e}$1(发电厂等值发电机的电势)和$\dot{u}$2间的功角δ可由下式表述:

$\delta =\sin {}^{-1}\left(\frac{{\rm P}X{}_{d{\displaystyle \sum }}}{U{}_{2}E{}_1}\right)$, (3)

式中:Xd∑=Xd+XT+XL ,Xd、XT分别为发电机同步电抗及变压器电抗;E1为发电厂等值发电机电势的有效值;U2为运行系统电压的有效值。功角δ与线路传输功率P是正弦函数关系,因此其取值随着P的增加应在0°～90°范围。

如果此时仍按传统方式,把定值为30°的同期继电器常闭接点接入合闸回路,那么因线路功角δ很容易达到闭锁角定值30°,将无法实现合环操作,这样一来新线路将会因同期继电器断开了合闸回路而无法投运,虽然此时可以通过压板SSM1闭锁同期继电器的接点,然后手动强行合闸。但运行人员此时的操作带有盲目性,并不知道功角δ到底是多少度。如果在δ很大时,强行合闸就可能诱发过负荷或失步而再次使线路跳闸,对系统造成不必要的扰动,甚至酿成事故。

为了避免强行手动合闸对系统造成的损害,我们可以通过潮流计算得到各个合环点在不同运行方式下的允许合环功角,可以采用不同运行方式下较小的计算值,这比采用一个固定的30°要合理一些,并且不会失去大量的合环机会。

4 同期并网采取的对策

通过上述分析可知,传统的检同期概念对于两种不同形式的并网已经不合时宜了,因此在断路器的操作回路中不能再简单的利用同期继电器来闭锁合环操作了。考虑到现有变电站的硬件装置和系统管理模式,采取更新同期装置和继电保护及测控装置和加快调控一体化技术支持系统,完善调控一体管理制度等措施,使电网调度运行控制适应电网快速发展的要求[2]。

a. 积极研究主网调控一体化工作,拓展调度工作职责,整合电网调度、设备运行集控功能,实现变电运行工作由有人、多人值班模式和集控模式层面向调控层面的升级和转化。

调度运行工作应充分利用先进的技术手段,充分发挥现有潮流计算和稳态计算的作用,拓宽潮流计算的使用范围,计算出不同运行方式下合环点的允许合环的功角,并把该功角应用到同期合闸回路的设计当中。

b. 在完善同期合闸回路二次接线和自动装置设计的基础上,制造厂家应加大产品研制力度,生产出具备适应不同形式同期并网方式的继电保护和自动装置[3,4,5]。

线路的自动同期除了能够适应不同形式的同期方式,实时测量合环点功角值,在不同系统运行方式下修改闭锁角定值的功能外,还必须具备向调度部门上传各种信息,及时地做出是否合环的决定,以及在不满足合环条件时,调度管理人员能及时调整潮流,以便为合环创造条件。

摘要：介绍了同期并网概念及并网条件。举例分析了几种非同期并网所带来的危害和合环操作并网特点,提出了新形势下同期并网采取的应对措施。从观念上,对自动装置上给予了及时更新,有利于传统变电站综自改造及“调控一体化”模式的推广。

关键词：同期并网,非同期,冲击电流,调控一体化

参考文献

[1]潘书燕,程利军,刘维锋,等.同期功能应用于关于线路保护测控单元[J].电力自动化设备,2005,25(12):73-76.

[2]李继晟,郑蔚,叶艳军.一种新型的综合测控装置中同期功能的设计实现[J].继电器,2005,33(5):56-58,62.

[3]彭晓涛,王少荣,程时杰.高性能微机自动准同期装置[J].电力系统自动化,2002,26(9):75-77.

[4]周斌,鲁国刚.具有检同期合闸功能的变电站测控装置[J].电力自动化设备,2004,24(1):91-93.

准同期并网中三相不平衡问题的优化 第4篇

随着分布式发电(distributed generation)技术的日趋成熟,分布式电源凭借其发电方式灵活、环境友好等优点越来越多地被接入配电网,对配电系统的结构和运行产生了重大影响[1,2]。

要保证分布式电源的正常运转,发电机的并网就是一项频繁而重要的操作,要求操作过程准确、迅速和可靠。在并网瞬间,若操作不当会产生危害性的冲击电流,导致机组绕组的电气损伤;甚至产生很大的电磁转矩,造成发电机轴系机械损伤。现代准同期并网技术在传统装置基础上引入微机控制,已实现自动获取最佳合闸时机并网。但实际运行中仍还会出现一些问题,如并网中因三相不平衡问题导致冲击电流的危害就值得我们探讨。

1 准同期并网的条件

根据准同期并列的电压相量分析,并网前的断路器两侧的电压为:

发电机侧电压

电网侧电压

设发电机电压的角频率为Gω,电网电压的角频率为Sω,发电机电压与电网电压的相角差为ϕSG,电压相量图如图1所示。

并网瞬间的电压差:

根据电压三角形计算:

并网合闸的理想条件是:断路器两侧电源的三个状态量全部相等[3]。

(1)两电压幅值相等:UG=US

(2)两电压角频率相等:ωG=ωS

(3)合闸瞬间的电压的相角差为零:ϕSG=0

特别指出,如果ωG=ωS,那么两电压相对静止,如果此时存在着相角差,那么根本无法实现φ=0,因此现实中上述角频率相等的条件应该理解为角频率相近。

2 合闸相角差与冲击电流[3~5]

设并网时,电压幅值UG=US,ωG=ωS,合闸瞬间存在相角差ϕSG≠0,则计算并网冲击电流的等效电路如图2所示,相量关系图如3所示。

图2中:Xq'为发电机横轴次暂态电抗;XL为线路电抗;XS为等值系统电抗。

由相量图图3看出,在并网瞬间,由于电压差UiSG作用,产生冲击电流Ii'p:

结论1:在电网参数一定时,冲击电流的大小由合闸瞬间的UiSG值决定。进一步计算冲击电流的有效值:

式中:Eq'为发电机纵轴次暂态电动势。由图3可知,冲击电流主要表现为有功电流分量。图3(a)中,发电机电压相位超前系统电压ϕSG,冲击电流Ii''p和发电机电压UGi同向,发电机送出有功功率;图3(b)中,发电机电压相位滞后系统电压ϕSG,冲击电流Ii'p和发电机电压UGi反向,发电机吸收有功功率。

冲击电流最大瞬时值为:

式中:Kip为短路冲击系数:当短路发生在单机容量为12 MW及以上的发电机母线上时,短路冲击系数取1.9。

结论2:在电网和发电机参数一定时,冲击电流大小主要取决于合闸瞬间ϕSG的值。

在合闸瞬间主要考虑多大的电压差和多大的功角可以并网。电压差的数值决定了并网时两电源间的无功功率冲击值,功角的数值决定了并网时两电源间通过该联络线的潮流冲击值[6]。

3 并网中三相不平衡问题优化

理想状况下电网三相电之间和发电机所发出的三相电一样,三相之间都是相差120°,只需判断出A、B和C三相以及相序,任意选择一相都可以很好地进行并网操作。

实际上并网瞬间有2相常出现冲击电流。使用存储示波器检测,发现并网装置工作正常,发电机产生的三相电没有问题,每相之间相隔120°,电网的三相电相互间的相角出现偏差。

3.1 网侧变压器电压相角不对称的主要原因(1)配电变压器的结构产生的不平衡

配电变压器采用三芯柱为基础,三相双绕组的构造方式。这种结构,三相磁路互相关联,中间相的磁路短,磁阻小,两边两相磁路的磁阻比中间一相磁阻大一些,容易产生励磁电流不平衡。如三相电压对称时,各相磁通相等,但三相空载电流不等,中间那相空载电流小一些。在小容量变压器中表现较明显,一般

在大型变压器中,其不平衡度较小,对负载影响不大。另外,变压器的实际状况和理想状况是有差距的,主要表现为:磁滞损耗、涡流损耗和漏磁通现象,甚至铁芯的冷却处理不完善,都会导致微小的不平衡。

(2)配电变压器的联结方式产生的不平衡

根据电力系统不对称运行状况,采用对称分量法分析。对网侧变压器电压分解:正序分量三相大小相等,彼此相位差120°,相序为UA1-UB1-UC1;负序分量三相大小相等,彼此相位差120°,相序为UC1-UB1-UA1;零序分量三相大小相等,方向相同,彼此之间相位差相等。

由此可见,导致网侧变压器电压相角偏离120°的是零序电势的叠加,零序电流又与变压器的联接方式有关。

我国和国际上大多数国家的10 k V配电变压器均采用Dyn11联结(GB/T6451-1999和GB/T10228-1997)。这种联结方式有较好的承受不平衡负载能力,利于抑制高次谐波电流[7]。Dyn11联结方式的零序电流在双侧绕组内均可流通,其零序阻抗的大小还与变压器的磁路结构有关。经过测试,零序电流取决于次级侧的中线电流,不流入电源。即使中线电流很小,也能造成相电压轻微的不对称。

(3)三相负载不平衡造成的不平衡

当配电网三相负载分配不平衡时,流过变压器三相的电流就不对称,会产生零序电流,零序电流与三相负载不平衡度成正比关系。在实际运行过程中,三相电流不对称会导致A、B、C三相之间的相角差稍偏移120°[8]。

3.2 针对不平衡状况的并网措施

由于现实中配电变压器的不对称性导致了电网三相电之间并不都是120°,这样即使一相在相位角为零时并入电网,其余2相由于不对称而导致合闸时存在着一定的相位角差,从而引发了冲击电流。

假定发电机相之间角度分别为ϕAB、ϕBC、ϕCA,电网为ϕab、ϕbc、ϕca。电网三相间出现了不平衡,ϕab和ϕbc产生了4°偏差,ϕca相应产生了8°偏差。如图4所示。

并网装置以B相为操作相进行并网操作,那么在B相相位角为0°时,合闸指令发出。电机三相之间ϕAB=ϕBC=ϕCA=120°,如图4(a)所示,电网ϕab=ϕbc=124°,ϕca=360°-248°=112°。即x=y=4°。此时如果B相为并网相,因为ϕab=ϕbc=124°,所以合闸后A相存在4°误差,C相也存在4°误差,合闸并网后最大误差为4°。同理推算出用A、C相进行并网的误差角,如表1。

图4(b)所示的是ϕab与ϕbc小于120°的情况,其分析和大于120°相似。实验证明采用B相作为参考相并网,效果明显好于A相或C相并网,产生的冲击电流是最小的。

4 结论

并网装置运行中遇到的三相不平衡问题非常普遍,处理不当会产生较大冲击电流,造成并网装置或系统的损坏。文中对并网条件、冲击电流产生的原因和三相不平衡的原因进行分析,最后冲击电流的计算大小选择并网的操作相,得出结论:并网时选取B相进行,产生的合闸相角差最小,冲击电流最小。这样就优化了并网三相不平衡的问题,提高了并网时的可靠性和安全性。

参考文献

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发电机DCS同期并网的问题及对策 第5篇

玉门电厂六期项目有两台30 MW高温高压汽轮发电机,一台为发变组接线,一台为发电机出口装有断路器的接线。发电机同期系统选用深圳智能设备开发有限公司生产的SID-2CM发电机线路复用微机同期装置,DCS系统由北京国电智深开发。

同期系统的基本构成为:电压互感器、转角变、微机同期装置、DCS控制系统、DEH电液调整系统、发电机无刷励磁系统。其中电压互感器和转角变将一次系统电压通过幅值和角度变换送到微机同期装置;微机同期装置通过比较运行系统和待并系统的电压频率、相角、幅值,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;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将在这里按照一定的逻辑有序进行。

1 发电机同期并网的程序

发电机正常并网的操作过程为:

1)值长确认发电机已经冲转到额定转速3 000r/min,热力系统和电气系统均做完准备,系统没有缺陷后,下令并机。

2)接到并网命令后,电气将发电机出口断路器推至工作位,各隔离刀闸合好,各路控制、合闸电源给上,通过增磁操作将发电机电压增加到与运行系统相当的大小。

3)电气投入同期装置电源,与汽机联系申请同期。

4)由于机组采用差频并网方式,汽机需将转速调整到(3012~3016 r/min)高于额定转速,确认热力系统试验完毕,不存在缺陷,汽机向电气发“允许同期”的信号。

5)收到“允许同期”的信号后,电气启动同期装置,装置将自动比较检测两个系统电压幅值、相角、频率,并根据对比结果发出调整指令,寻找两个系统的同期点,装置将根据预测的同期点提前导前时间发出合闸指令,断路器接到合闸指令动作合闸。

6)断路器合闸,系统并列完成后,同期装置断开合闸指令,电气运行人员断开装置电源,完成并机操作。

2 并网实践中存在的问题

1) 现象:

操作1、2步完成后,电气点“投入同期电源”、“投入同期”,汽机“申请同期”按钮点亮,在汽机未发或发出“允许同期”的过程中,同期装置报警“断路器未合上”。重复以上过程发现,当同期调整时间较长,同期装置找到同期点之前有足够时间进行汽机与电气的联络操作时,能完成并列;如果同期调整时间较短,同期装置找到同期点之前无法完成汽机与电气的联络操作时,断路器无法合闸。

2) 回路排障

(1)“断路器未合上”,首先检查断路器操作回路有无故障。经过对断路器机械部分、操作合闸回路、可能的闭锁等进行检查、试验,排除了断路器操作回路的问题;

(2)检查同期装置是否正常工作。经过对同期回路-1KA、-2KA、TJJ、DTJ、HJ各继电器进行校验,各继电器性能良好;将主断路器置于试验位置,进行假同期试验,经过逐步操作观察,各继电器均能按照预期的程序有序闭合,只有HJ不能闭合,同期装置在同期点不能发出合闸指令。

(3)合闸过程检查。从同期装置发出合闸指令到断路器执行合闸指令,这个过程中,DCS操作指令要参与其中,在断路器合闸的过程中,汽机发给电气的“允许同期(DEH)”信号在合闸过程是一个充分条件,它是串联在合闸执行回路的一对触点,断路器未合上的原因就是这个触点未能闭合。

(4)DCS中关于“允许同期(DEH)”的逻辑判断中,满足条件:转速超出范围(2985~3015r/min)、系统转速错误、没有同期请求信号、发电机停机信号、发电机已并网信号各条件任有一个满足时,“允许同期(DEH)”置位,不能输出允许逻辑。

3 原因探寻

1)同期合闸回路分析

断路器同期回路接线图如图1所示。

图1中可以看出,DEH(允许同期)触点串联在HJ线圈回路中。HJ线圈带电的条件为:同期电源投入,-2KA带电,触点闭合;投入同期,DCS(10E005DO)闭合,DTJ线圈带电,触点闭合;找到同期点,同期装置发合闸指令,DEH(允许同期)触点闭合,HJ线圈带电。以上过程中的任何一个回路不通或者触点不通,HJ线圈均无法带电。经过假同期试验,逐步观察各继电器动作情况,发现症结为DEH(允许同期)触点,如果该触点在同期点到达之前闭合,断路器就能合闸。

2)在DCS中关于“允许同期(DEH)”闭锁逻辑中,转速限制范围较窄(2985~3015 r/min),调整精度要求大,容易越限,使“允许同期(DEH)”因为条件闭锁而不能输出允许逻辑。

3)DEH(同期允许)逻辑分析

由图1可见,电气给的“同期请求至(DEH)”靠“DTJ”的瞬时闭合延时打开触点实现,而DTJ继电器线圈要带电,必须启动同期装置。但是对于同期装置而言,启动同期装置意味着装置开始工作,启动寻找同期点。

但是,汽机收到“同期请求”后,DCS经过条件检测,操作人员要点击“同期允许”,然后口头通知电气。只有得到“同期允许”DEH(同期允许)触点才会接通,合闸回路才能接通。

两个过程是在进行时间赛跑,就是说人员操作和联系的时间必须限制在自动装置找到同期点之前完成,并机过程才能顺利进行,否则,就是失败。

4 解决方案

1)改变“同期请求”的条件,将“投入同期”启动改为“投入同期电源”启动。给DCS检测条件和电气、汽机信息联系留有足够时间,使各项工作准备充分。修改后和修改前的并机逻辑如图2、图3。

2)DCS闭锁条件解决方案:放宽转速限制范围,调整到(2970~3030 r/min)。

3)电气回路的解决方案

实现以上逻辑的改变,只需要在电气回路中作一个小小的改动,即将原来由同期投入DCS(10E005DO)启动DTJ线圈带电,DTJ带电后由其触点给DEH“同期请求”信号,改为由投入同期电源DCS(10E001DO)启动-KA线圈带电,-KA带电后由其触点给DEH“同期请求”信号。

图4、图5为改造前和改造后电气回路接线对比图。

可见,该解决方案非常简便易行,没有大面积改变原来设计,在施工上也简单可操作,既不需要加装电器元件,也不需要大幅度改线。

4)操作方法上稍作调整

现将前、后操作顺序对比如下:

5 总结

以上简单易行的解决方案实施后,共并机5次,每次并机均很顺利。该方案很好解决同期回路上存在的问题,完整保留了整个逻辑中必要的条件判断,是我们实践中的一次成功尝试。

摘要：玉门电厂六期项目两台30MW高温高压汽轮发电机在DCS上进行同期并网操作时,存在汽机与电气联系不畅,同期并网时机与合闸回路接通难以同步,导致机组并网困难。通过对DCS逻辑和同期系统的分析,提出有效改进方案,解决了上述问题。

关键词：DCS,同期并网,汽轮发电机

参考文献

[1]赵燕平.火电厂分散控制系统检修运行维护手册[M].北京:中国电力出版社,2003.ZHAO Yan-ping.DCS Maintenance and Qperation Manual for Heat-engine Plant[M].Beijing:China Elecrtic Power Press,2003.

非同期并网 第6篇

发电机并网无疑是发电厂的一项事关重大的操作,它直接涉及到系统运行的稳定及发电机组的安全。

发电机并网方式分为准同期并列和自同期并列。准同期并列是指发电机在并列合闸前已投入励磁,当发电机电压的频率、相位、大小分别和并列点处的系统侧电压的频率、相位、大小接近相同时,将发电机断路器合闸。自同期是先将未励磁、接近同步转速的发电机投入系统,然后给发电机加上励磁,利用原动机转矩、同步转矩把发电机拖入同步。自同期并列过程短,操作简单,但是由于自同期并列时,发电机未经励磁,需要从系统中吸收很大的无功电流而导致系统电压降低,同时合闸时的冲击电流较大,所以自同期方式仅在系统中的小容量发电机上采用。对大中容量的发电机的同期均采用准同期并列。准同期又分为手动准同期、自动准同期,手动准同期指发电机的频率调整、电压调整、并列合闸操作由运行人员手动进行,只是在控制回路中装设了非同期合闸的闭锁装置(同期闭锁继电器),用以防止由于运行人员误发合闸脉冲造成的非同期合闸。自动准同期指由同期装置自动进行发电机的频率调整、电压调整、并列合闸。

《火力发电厂、变电站二次接线设计规程》中规定发电厂的单元控制室每台机组宜设一套自动准同期装置;同时,也可设一套带有闭锁的手动同步装置。

手动同步时,没有自动选择时机的功能,当频差很大时由TJJ闭锁继电器触点提供的合闸回路的接通时间非常短,合闸时机很难把握,所以对操作人员的要求较高,经常出现操作人员多次合闸不成功的事件。因此,闭锁继电器必须有一定的角度(一般设±20°的角差)保证手动合闸有一定的时间。同时合闸时机随意性大。当频差很小时,只要操作人员合闸瞬间在同期闭锁装置的允许范围之内,断路器就能合闸。但断路器由于有机械和电气传动延时和断路器的固有合闸时间,很可能断路器在合闸时实际上已经不在并列操作的允许范围之内,从而造成非同期合闸,对断路器、发电机以及电系统造成冲击。因此,对大容量机组一般设计只选用自动准同期。

1 非同期并网的原因分析及预防

自动准同期装置的采用,极大地提高了发电机并网时的自动化水平和并网的质量,但如果设计不合理或设备选型不当,很有可能引发发电机非同期事故,而发电机的非同期并网不仅会引起发电机定子、转子过电流损坏发电机定子和转子,而且会造成发电机组轴系产生扭曲事故,现在的自动准同期装置本身早已采用微机化,在调压、调频功能和频差、压差、相角差的判断已实现的非常准确,而且应用的已非常成熟。以下就如何优化同期回路的设计以有效防止非同期事故的发生进行一些分析,以供设计及运行维护单位借鉴。

1.1 同期电压的选择

两侧同期电压选用线电压以防止并网时电压差引起的并网冲击。发电机中性点一般都采用中性点不接地系统,因此在发电机侧的同期电压应选用线电压,因为相电压与三相的绝缘及对地电容量有很大的关系,正常时发电机三相对地电容量相差不大,中性点电压为零,发电机三相相电压相等,如某一相绝缘低时,发电机的中性点电压会发生漂移,三相相电压不同,但线电压保持不变。如果在发电机侧采用相电压作为同期电压,在发电机同期时会引起很大的冲击。

1.2 防止同期装置两侧电压接错相引起的非同期合闸

一般自动准同期合闸回路典型设计(如图1:不正确的同期回路),同期装置的电压取自并列开关两侧的PT的二次电压回路,如果在检修中误将二次电压接错,必然引起二次系统与一次系统相差一定的角度,从而引起发电机非同期事故。为此,在合闸回路中应串入同期闭锁继电器,并且将该继电器的电压与同期装置的电压选用不同的PT(如图2:优化后的同期回路),这样任一个电压回路接错线,同期装置与闭锁继电器出现不同步,发电机就不能并网,就可以避免由于电压回路接线错误引起的非同期合闸。

1.3 及时进行同期回路核相试验

同期回路在机组投产时或电压回路有变化时,应及时进行同期回路的核相工作,以防止非同期事故的发生。核相的原理是在同期的两个PT一次侧加相同的电压,确定同期PT二次电压进入同期装置和同期闭锁继电器的相位关系正确性。

1.4 发电机同期并列点的选择

如果发电机出口有断路器并且变压器高压侧也有断路器,发电机的同期并列点最好选在变压器高压侧,这样,即使发生了非同期,非同期电流为两侧电压差与发电机、变压器、系统阻抗三者之和的比值,短路电流小很多,对发电机和变压器的冲击、损坏程度相应的也轻微。如同期点选择在发电机出口断路器处,发生非同期时,对发电机的冲击电流为两侧电压差与发电机阻抗的比值,对变压器的冲击电流为两侧电压差与变压器、系统阻抗二者之和的比值。

大型机组升压站一般以3/2接线为主的机组,如果同期电压选择在主变高压侧,在发电机未并网前,同期开关在合环时,可以很方便地检查发电机同期开关两侧二次电压回路接线的正确性。而同期点在发电机出口断路器时,由于并网前两侧的一次电压相角差本身随着两侧的频差而脉动变化,难以对两侧二次电压回路进行核相。同期点在发电机出口断路器处时,如需核相,有两种方法:断开主变高压侧刀闸,发电机带主变进行零起升压或解开发电机出口与封闭母线的软连接,合上发电机出口断路器,由系统对主变和发电机出口断路器进行反送电以进行核相。而这两种核相操作都比较复杂。

1.5 其他防止非同期事故的措施

为防止跳闸位置继电器线圈短路后引起开关非同期合闸,开关合闸回路中的跳闸位置继电器应予以取消。为了避免在机组检修时发生误上电事故,在合闸回路中串入一合闸压板,该合闸压板在同期装置检修时退出,防止误合开关。为了防止开关非同期合闸,应将开关的同期合闸回路与DCS、ECS、就在合闸回路分开,在这些回路中应串有合闸压板,在同期合闸过程中,为防止非同期事故发生,应退出这些回路中合闸压板只投入同期合闸压板。

2 非同期合闸和误启动后的保护配置

为了防止发电机非同期合闸或误启动对机组的损坏,应配置有完善的发电机突加电压保护和断路器断口闪络保护,以尽快切除故障,将对发电机组的损害降到最小。

2.1 发电机的突加电压保护

发电机突加电压分以下两种情况。

(1)发电机在盘车、转子静止或在启动过程中,突然并入电网的突加电压。

发电机在盘车或转子静止过程中,由于出口断路器误合闸,突然加上三相电压,其电抗xd"在启动过程中基本不变。计及升压变压器的电抗xt和系统联接电抗xs,并且在xs较小时,流过发电机定子绕组的电流可达3~4倍额定值。定子电流所建立的旋转磁场,将在转子中产生差频电流(频率在变),如果不及时切除电源,流过电流的持续时间过长,则在转子上产生的热效应将超过允许值,引起转子过热而遭到损坏。此外,突然加速还可能因润滑油压低而使轴瓦遭受损坏。

发电机在启动过程中,有了一定的转速或在额定转速下升压过程中,由于出口断路器误合闸,突然加上三相电压,此时流过发电机定子绕组的电流会相应的减小。

以上情况的发电机突加电压特点是发电机未给电压或电压低,采用电流型突加电压保护。为了提高保护的灵敏度,增加一个低电压判据,低电压值取80%额定电压,当发电机升压至80%额定电压时,可认为发电机即将并网,此时电流型突加电压保护退出,而自动投入阻抗型突加电压保护。

(2)发电机在并网前或解列后,此时断路器在分闸状态,励磁开关在合闸状态,机端电压超过80%额定电压值,由于某种原因非同期合闸的突加电压。这种情况采用阻抗型突加电压保护,阻抗元件按在正常同期并网瞬间躲过30%额定负荷对应的阻抗整定。因此,误上电保护的动作逻辑如图3。

误上电保护在发电机并网后自动退出运行,解列后自动投入运行。但为了防止保护在并网后可能的误动,在并网后退出该保护压板,在解列前投入该压板。

2.2 发电机断路器的断口闪络保护

接在220 k V及以上电压系统中的大型发电机-变压器组,在进行并列过程中,断路器合闸之前,作用于断口上的电压,随待并发电机与系统待效电源电动势之间角度差的变化而不断变化,当角度差为180°时,其值最大,为两者电动势之和。当两电动势相等时,则有两倍的运行电压作用于断口上,有时要造成断口闪络事故。发电机刚退出运行之后也可能发生此事故。

断口闪络给断路器本身造成损坏,并且可能由此引起事故扩大,破坏系统的稳定运行,此外,闪络一般是一相或两相闪络,一是要产生冲击转矩作用于发电机上,二是要产生负序电流,在转子上引起附加损耗,威胁发电机的安全。为尽快排除断口闪络故障,在大机组上可装设断口闪络保护。

为了防止非同期合闸后开关发生多次重合闸,同期合闸继电器应采用快速返回的继电器,确保合闸脉冲只能合闸一次,同时在同期开关合闸回路必须具备开关防跳跃功能。

3 结束语

同期装置是发电厂的重要自动装置,其直接影响着发电机的安全与寿命,这种冲击的累积将会给发电机造成致命的伤害。因此必须重视发电机同期回路的设计、试验,确保不发生非同期事故。同时必须重视发电机非同期保护,以将损失降到最小。

摘要：研究了发电机非同期并网的问题。引起发电机非同期的原因一般有同期回路的设计不当、同期回路调试方法不正确、同期装置参数设置错误。通过以上几个方面的分析,提出几个避免发电机并网过程中容易引起非同期事故等值得高度重视的几个问题及解决处理方案,并对发电机非同期及误上电并网后相关保护配置进行了探讨,达到有效地减少发电机组的非同期事故的发生及减少对发电机的损害的目的。

关键词：自动准同期,发电机组,非同期并列,误上电,同期闭锁继电器,冲击

参考文献

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