长龙电站改变机组并网同期点的应用实践

林标伦

（广东粤电长潭发电有限责任公司，广东梅州514100）

0 引言

发电企业在实际发展中会进行发电机组的并网运行改造，在具体落实改造作业的过程中，涉及的改造项目及安全管理事项较多。笔者以长龙电站改变机组并网同期点为例，针对改造作业中的注意事项、特点、目的进行简要的剖析研究。

1 电站概述

长龙电站位于韩江上游的梅江支流石窟河上，水电站为1机1变单元接线，发电机5F容量为4 MW，主变3B容量为6.3 MVA，主变为YD11接线。主变3B与长潭发电公司两台主变并列运行于110 kV母线。2017年底，长龙电站进行了整体扩容改造。

5F发电机组出口开关541为扩容前并网同期点，其同期PT信号分别取自10.5 kVⅢ段母线3SM电压互感器53PT UxAC和5F机端电压互感器5F1YH UfAC，同期装置使用的是南瑞集团水利水电技术公司的SJ-12D微机准同期装置。

2 改变后并网同期点的特点分析

5F发电机组完成整体扩容后，不仅扩大了机组容量，更换了主变3B，还改变了主接线的结构。另外，3B中性点地刀手动操作机构改造为CJ6电动操作机构。根据扩容总体设计方案要求，取消了5F机组出口开关541，相应地采用主变3B高压侧开关1103作为机组并网同期点。并网同期比较电压机组侧取自5F机端电压互感器5F1YH，系统侧取自110 kV母线电压互感器1MYH。5F1YH、1MYH二次主绕组输出额定线电压100 V，1MYH剩余绕组输出为每相额定电压100 V。

以主变高压侧1103开关作为机组并网同期点与541开关为同期点最大差别在于：主变高低压侧星/三角绕组引起两侧电压相位差的变化，三角侧线电压超前星形侧线电压30°，导致同期点两端线电压也同样存在30°的相位差。

SJ-12D微机准同期装置具备如表1所示补偿功能。

表1 SJ-12D微机准同期装置参数设置表（部分）

3 同期信号源的选择

（1）表1所示补偿只能解决同期装置的相角差补偿问题，无法同时使闭锁继电器满足要求。

从YD11变压器的相量分析可知，主变高压侧线电压滞后低压侧线电压30°。

因此在两侧选取相同线电压如UAB和Uab作为比较电压时，Uab将超前UAB30°，这时可采用转角变使UAB角度提前30°，从而达到同步比较条件。

这样就从信号源上同时满足了两个设备的要求。

（2）高压侧开口三角每相额定电压是额定为100 V，低压侧线电压额定也是100V；另外，同样从YD11变压器相量分析可知，主变高压侧开口三角相电压如B相和低压侧线电压Uba是相位正好同相位，相位差为0°，其他相也有此对应关系，这样通过接线选取低压侧Uba和高压侧开口三角UB正好可达到相位、电压大小相近的同步比较要求。

我们选取的是这种方式，不必增加设备即可同时满足两个设备同步比较条件。

4 机组同期并网的实现

长龙电站5F机组是在中控室南瑞NC2000监控系统通过MB80现地控制单元启动发电流程实现远程自动并网发电的。因为扩容改造后开关并网同期点的变化，机组发电流程相关同期部分的流程也发生变化。

由于调度部门确定并列运行的长潭发电公司一号主变中性点为电厂侧基本接地点，因此同在110 kV母线并列运行的3B中性点地刀113000正常情况是不投入的。

但从避免操作过电压角度考虑一般要求1103开关合、分闸过程中，主变中性点地刀113000应投入，这就要求5F每次并网前后或停机时要进行一次113000地刀合、分闸操作。

根据这个要求我们在5F空载至发电流程增加113000地刀的自动操作环节，修改后流程如图1所示。

机组发电至空载流程也作同样处理。

5 结语

通过机组扩容过程中5F机组并网同期点变更的工作实践，根据对相关设备性能特点的分析，在现有的硬件、软件上找到了解决问题的思路和方法，实现了新的同期点并网发电。目前设备运行稳定，并网迅速、可靠。

图1 5F空载至发电流程图

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