论文部分内容阅读
摘要 文章介绍了高坝洲电厂同期并网的现状，对机组同期并网过程中出现的冲击进行了分析，结合电厂一次设备的实际情况，分析了当前同期并网参数的设置情况。
关键字 同期；并网；频差；导前时间；冲击电流
一 高坝洲电厂同期并列方式简介
高壩洲水电站位于湖北宜昌市宜都市境内，是隔河岩的反调节电站，清江干流最下游一个梯级电站。全厂安装有3台90MW轴流转桨式水轮机组。机组同期并列采用的是恒定导前时间自动准同期并列方式。1号机组同期并列点为高21开关，2号机组同期并列点为高02开关和高22开关，3号机组同期并列点为高23开关。
二 同期并列误差对并列的影响
针对恒定导前时间自动准同期并列方式有如下结论[2]：
（一） 只存在电压差的情况下，并列机组会产生无功冲击电流；
（二） 只有相角差情况下，并列时的冲击电流主要是有功分量；
（三） 只有频差的情况下，并列机组会产生振荡，严重时可能失稳。
三 初步数据分析
即：在相角差为5°时，合闸最大冲击电流为额定电流的0.958倍，约为4122A。查阅高坝洲电厂机组定子对称过负荷保护定值，该保护发信整定值为1.05倍，即4518A，跳闸整定值为18000A。
（二） 针对2月17日的1号机组事件，据上述结论，可以确定高坝洲电厂1号并网瞬间调相14.5MW的主要原因为1号发电机与电网（高郭线）存在相角差。根据实际测量的数据计算，2月17日并网瞬间，最大冲击电流为2366.9A，由式（3-1）计算得： 。
检查1号机组故障录波装置实际采集的数据，在并网瞬间，实际采集数据显示：机组与系统相位差为2.94°，与理论计算的相位差2.87°基本一致。
通过PMU装置采集的数据，进检查并网瞬间的电压差约为4.7V，频差约为0.08Hz，均在同期装置设定值范围内。
四 进一步分析
查阅全厂机组故障录波装置及PMU记录曲线，对三台机组并网情况进行统计：
（一） 高坝洲电厂三台机组在并网瞬间，机组与系统的频差、压差及相位差均在同期装置整定值范围内；
（二） 因机组频率与系统频率并非绝对相等，致全厂三台机组每次并网瞬间均存在有功震荡的现象，震荡的初始状态与机组-电网频率差方向有关，当机组频率大于系统频率时，有功冲击先表现为正向冲击，经过一次震荡后变为反向冲击（即调相），当机组频率小于系统频率时，有功冲击先表现为反向冲击（即调相），经过一次震荡后变为正向冲击，但无论机组的频率与系统的频率差方向如何，在并网瞬间均存在调相的现象，且调相运行时间一般约为300ms；
相角差主要集中在-3°～+3°之间；
相角差幅值越大，则调相深度越大；
在相角差幅值一致的情况下，机组相位角滞后于系统相位角时，即 ，调相深度较小；机组相位角超前于系统相位角时，即 ，调相深度较大。
五 对当前整定值合理性的分析
六 现场试验
（一） 针对1号机组进行的试验
2014年3月19日，在1号机组C修启动试验过程中，重点安排了假同期并网试验，对试验过程进行了录波分析：
（二） 在3号机组进行的验证试验
2014年4月5日，在3号机组C修启动试验中，同样重点安排机组假同期并网试验，对试验过程进行录波分析。
（三） 试验数据验证
经过试验验证，1号机组同期过程中，实际同期合闸时间（开关合闸动作时间+合闸回路动作时间）约为118ms，与装置中整定的导前时间120ms基本相符。3号机组同期过程中，实际同期合闸时间（开关合闸动作时间+合闸回路动作时间）约为136ms，与装置中整定的导前时间140ms基本相符。
七 结论及建议
根据上述分析及试验验证，有如下结论：
（一）1号机组、3号机组同期装置中整定的参数符合高坝洲电厂设备实际运行情况；
（二）当前正在使用的机组同期装置导前时间存在计算误差较大的问题；机组同期并网瞬间的冲击虽然在发电机允许范围内，但冲击电流幅值较大；
（三）并网瞬间无法实现压差、频差绝对为0，因此并网瞬间的无功、有功震荡也就不可避免，但震荡的幅度必须满足机组及系统的安全稳定运行要求，上述试验证明修改压差ΔU和频差Δf对同期过程影响不大，修改前后，同期装置对同期点的计算无明显变化。
通过数据分析及试验验证，使用当前的同期装置，在并网合闸瞬间，显然对机组存在一定的冲击，因此，建议对全厂机组同期装置进行改造，选择并网特性更优的装置。
参考文献：
[1] JB T 3950-1999，自动准同期装置，2000
[2] 商国才. 电力系统自动化[M]. 天津：天津大学出版社，1999年6月：231-239
[3] 湖北电力调度控制中心文件，电司调[2013]86号，2013年：9-13
关键字 同期；并网；频差；导前时间；冲击电流
一 高坝洲电厂同期并列方式简介
高壩洲水电站位于湖北宜昌市宜都市境内，是隔河岩的反调节电站，清江干流最下游一个梯级电站。全厂安装有3台90MW轴流转桨式水轮机组。机组同期并列采用的是恒定导前时间自动准同期并列方式。1号机组同期并列点为高21开关，2号机组同期并列点为高02开关和高22开关，3号机组同期并列点为高23开关。
二 同期并列误差对并列的影响
针对恒定导前时间自动准同期并列方式有如下结论[2]：
（一） 只存在电压差的情况下，并列机组会产生无功冲击电流；
（二） 只有相角差情况下，并列时的冲击电流主要是有功分量；
（三） 只有频差的情况下，并列机组会产生振荡，严重时可能失稳。
三 初步数据分析
即：在相角差为5°时，合闸最大冲击电流为额定电流的0.958倍，约为4122A。查阅高坝洲电厂机组定子对称过负荷保护定值，该保护发信整定值为1.05倍，即4518A，跳闸整定值为18000A。
（二） 针对2月17日的1号机组事件，据上述结论，可以确定高坝洲电厂1号并网瞬间调相14.5MW的主要原因为1号发电机与电网（高郭线）存在相角差。根据实际测量的数据计算，2月17日并网瞬间，最大冲击电流为2366.9A，由式（3-1）计算得： 。
检查1号机组故障录波装置实际采集的数据，在并网瞬间，实际采集数据显示：机组与系统相位差为2.94°，与理论计算的相位差2.87°基本一致。
通过PMU装置采集的数据，进检查并网瞬间的电压差约为4.7V，频差约为0.08Hz，均在同期装置设定值范围内。
四 进一步分析
查阅全厂机组故障录波装置及PMU记录曲线，对三台机组并网情况进行统计：
（一） 高坝洲电厂三台机组在并网瞬间，机组与系统的频差、压差及相位差均在同期装置整定值范围内；
（二） 因机组频率与系统频率并非绝对相等，致全厂三台机组每次并网瞬间均存在有功震荡的现象，震荡的初始状态与机组-电网频率差方向有关，当机组频率大于系统频率时，有功冲击先表现为正向冲击，经过一次震荡后变为反向冲击（即调相），当机组频率小于系统频率时，有功冲击先表现为反向冲击（即调相），经过一次震荡后变为正向冲击，但无论机组的频率与系统的频率差方向如何，在并网瞬间均存在调相的现象，且调相运行时间一般约为300ms；
相角差主要集中在-3°～+3°之间；
相角差幅值越大，则调相深度越大；
在相角差幅值一致的情况下，机组相位角滞后于系统相位角时，即 ，调相深度较小；机组相位角超前于系统相位角时，即 ，调相深度较大。
五 对当前整定值合理性的分析
六 现场试验
（一） 针对1号机组进行的试验
2014年3月19日，在1号机组C修启动试验过程中，重点安排了假同期并网试验，对试验过程进行了录波分析：
（二） 在3号机组进行的验证试验
2014年4月5日，在3号机组C修启动试验中，同样重点安排机组假同期并网试验，对试验过程进行录波分析。
（三） 试验数据验证
经过试验验证，1号机组同期过程中，实际同期合闸时间（开关合闸动作时间+合闸回路动作时间）约为118ms，与装置中整定的导前时间120ms基本相符。3号机组同期过程中，实际同期合闸时间（开关合闸动作时间+合闸回路动作时间）约为136ms，与装置中整定的导前时间140ms基本相符。
七 结论及建议
根据上述分析及试验验证，有如下结论：
（一）1号机组、3号机组同期装置中整定的参数符合高坝洲电厂设备实际运行情况；
（二）当前正在使用的机组同期装置导前时间存在计算误差较大的问题；机组同期并网瞬间的冲击虽然在发电机允许范围内，但冲击电流幅值较大；
（三）并网瞬间无法实现压差、频差绝对为0，因此并网瞬间的无功、有功震荡也就不可避免，但震荡的幅度必须满足机组及系统的安全稳定运行要求，上述试验证明修改压差ΔU和频差Δf对同期过程影响不大，修改前后，同期装置对同期点的计算无明显变化。
通过数据分析及试验验证，使用当前的同期装置，在并网合闸瞬间，显然对机组存在一定的冲击，因此，建议对全厂机组同期装置进行改造，选择并网特性更优的装置。
参考文献：
[1] JB T 3950-1999，自动准同期装置，2000
[2] 商国才. 电力系统自动化[M]. 天津：天津大学出版社，1999年6月：231-239
[3] 湖北电力调度控制中心文件，电司调[2013]86号，2013年：9-13