摘要：某电厂新建2*660MW机组，首台660MW机组同期并网采用国立智能SID-2FY智能复用型同期装置。机组整套启动相关试验结束后，于2018年12月进行机组首次并网时发现机组并网后发电机无功负荷接带过高达到162Mvar，发电机机端电压达到20.5kV（额定电压为20kV），发电机并网后后的参数偏高异常。
　　关键词：660MW;机组;并网;无功;突升;处理
　　一、该机组系统侧TV变比、待并侧TV变比、主变分接头档位如下：
　　系统侧TV变比：220/0.1kV
　　待并侧TV变比：20/0.1kV
　　主变分接头位置：236±0×2.5%/20kV，运行于Ⅲ档
　　该机组同期装置定值单为：待并侧额定电压100.8V;系统侧额定电压103.8V;允许压差0～5%.
　　并网时发电机无功突升的过程现象：
　　该机组进行并网时，励磁系统自动建压至19kV，手动升压至19.55kV后，启动同期装置进行并网操作。在同期过程中电压逐渐升高至20.04kV完成并网，并网后发电机无功达到162.31Mvar，发电机机段电压20.55kV，发现无功异常后操作人员手动调整至合适范围.
　　二、分析造成异常工况的可能原因：
　　1、同期装置中电压回路存在问题导致电压不准偏低，启动并网程序后误发增磁指令。
　　2、同期装置定值设定不当。该机组主变额定电压为236kV，系统额定电压为220kV，二者同为220kV时二次电压的对应不是100：100V，而是93.2：100V。电压同为236kV时，待并侧和系统侧电压比值应为100：107.2V，装置定值100.8;103.8V存在偏差。同期装置压差采用正偏差5%，并网时待并侧电压不能低于系统侧电压。
　　3、机组并网后接带初负荷太慢，未发挥发电机有功去磁作用。
　　并网异常解决处理过程：
　　因该机组处于整组调试期间，机组启停次数较多，在发现并网时的异常情况后，利用机组调试中启停机会对相关原因进行排查处理。
　　1、在机组并网情况下同期装置上电，对同期装置的电压回路进行核对，未发现异常。机组停机后，对同期装置的二次接线，至励磁调节器增减磁信号回路，至DEH增减速回路，及各控制信号、继电器接点等进行检查核对。继电器辅助接点，各转接端子，开关上下端口等处不存在接触不良，压降增大的问题，同期装置回路的电压准确。
　　2、调试期间发电机带母线零起升压试验时，因同期装置厂家人员未到厂，未对同期装置上电引入电压核对同期装置两侧电压实际值。理论计算同期装置的电压额定值待并侧为100V，系统侧为107.2V，厂家人员现场整定为待并侧100.8V，系统侧103.8V，与实际电压值偏差太大，致使并网时按同期定值压差0～5%推算，满足同期压差条件的发电机侧二次电压最小机端电压应为100.84V，对应待并侧电压238.83kV，存在10.37kV的电压差，并网时引起发电机无功突升。
　　3、对比调试期间的几次并网曲线，机组并网后很快即可接带至初始负荷，初负荷对无功升高的影响可以排除。
　　综合分析三个可能的原因后，认为同期装置的定值不合适导致了机组并网后无功突升，机端电压偏高，决定将同期装置的压差定值改为-3%～3%Un;系统侧额定电压103.8V保持不变，待另一台机组进行发变组带母线零启升压核对同期装置的电压实际值后参照修改。
　　处理效果：
　　在随后的机组调试中进行并网校验，并网时系统电压为229.3kV，发电机电压升至19.5kV后启动同期装置，同期装置很快完成并网，并网后，无功功率53Mvar，非常合适。 见图（二）
　　三、結论
　　1、在建机组发变组带母线零启升压时，应同时对同期装置进行同步校验，核对同期装置系统侧、待并侧的电压实际值，确保理论计算值与实际值吻合。
　　2、运行人员要善于分析，及时发现机组的异常情况，充分重视，及时处理。并网后无功突升产生冲击，对发电机的定子端部、转子轴系造成损害，缩短使用寿命，甚至会发生断裂损毁事故，该机组在调试中运行人员及时发现异常情况及时处理，排除了机组的安全隐患。
　　3、通过对发电机并网后无功异常升高的正确处理，为另一台机组的调试积累宝贵经验，加强了对同期装置调试、发变组带母线零启升压试验的深刻理解，对机组今后的运行、检修工作有很好的促进。
　　参考文献：
　　1、桐柏一号机并网瞬间机端电压偏高异常现象的分析及处理-陈灵峰《华东电力》2009.07。
　　2、SID-2FY智能复用型同期装置技术说明书V1.11。