超超临界发电机组并网流程及影响因素分析

林烈文

（深能合和电力（河源）有限公司，广东 河源 517000）

0 引言

河源电厂采用哈尔滨汽轮发电机有限公司生产的QFSN4-600-2三相同步汽轮发电机。发电机额定容量为666.667MVA，额定功率因数为0.9，最大连续输出功率为654MW。发电机组启动过程中经常会涉及到并网操作，所谓并网即断路器联接两侧电源的合闸操作，一般火电发电机组采用自动准同期的并网方式。河源电厂同期装置采用深圳市智能设备开发有限公司开发的SID-2C系列微机同期控制器。本文通过分析并网逻辑及影响并网的各类因素，为生产技术人员在实际工作中提供参考。

1 河源电厂发变组自动准同期并网的工作流程

自动准同期并网操作流程为：汽轮机组达到3000转定速、定子出线电压满足并网要求，DEH发出“自动同期允许”指令，通过机组DCS“投同期”操作使SID-2C同期装置上电后启动同期进行并网。同期装置在运行时应先上电，通过DCS同期操作界面按“投同期”，DCS同期合闸模块发出脉冲信号，其继电器常开接点受电闭合，从而使同期装置直流电源接通完成上电[1]。在同期装置无报警且满足并网条件时DCS同期操作界面按“启同期”操作，同期装置启动同期，在条件满足且相角为零时同期装置的JK4 MOSFET合闸继电器动作发送合闸信号至发变组保护C屏断路器操作箱CJX-21进行合闸。而DCS是否能够发出启动同期指令必须满足以下条件：①220kV断路器跳闸状态；②有自动同期允许指令（AUTO SYNC MODE）即DEH同期允许；③无同期装置报警。DCS同期操作界面见图1，发电机组同期合闸流程图见图2。

图1 DCS 同期操作界面

图2 发电机组同期合闸流程图

2 影响发电机自动准同期并网的因素

2.1 同期装置异常

同期装置是机组实现并网操作的必要设备，如果同期装置故障将导致并网无法实现，同期装置工作方式有自动准同期（DTK）及手动准同期（STK）两种方式，其中DTK方式是机组正常并网方式[2]。以下几种情况可能造成同期装置异常：①条件不满足，DEH自动同期允许指令无法发出。②无220kV断路器分闸信号。③同期装置失电，锅炉PC直流屏至同期屏电源空开跳开或同期屏直流输入接线松动。④同期装置报警，包括同步表故障、电压、频率等信号异常。⑤DTK把手未切换至自动或STK把手切至手动。⑥MOS继电器故障，表示合闸的MOSFET继电器不受控。⑦待并侧低压闭锁，待并侧电压低于闭锁电压时引起控制器闭锁。⑧系统侧低压闭锁，系统侧电压低于闭锁电压时引起控制器闭锁。

2.2 同期装置输入的并网电压量异常

同期装置取的电压量有（编号以河源电厂#1机组为例）：待并侧电压、系统侧电压。

（1）待并侧电压：引自发电机变送器屏。该电压为发电机变高侧TV4 A相电压，引接至同期屏，作为同期装置的待并侧交流电压输入，对应端子线编号A641＇-N6001（#1机），TV4设端子箱在升压站内，箱内装有TV4二次电压输出空开4ZKK、5ZKK、6ZKK、7ZKK、8ZKK、9ZKK，为保护AB屏、同期、测量等用，1ZKK、2ZKK、3ZKK为关口计量用，单独设有关口计量箱。4ZKK为A641＇线缆输入空开。

（2）系统侧电压：引自发变组保护C屏220kV母线电压切换箱（CJX-21操作箱）。河源电厂220kV采用双母线接线方式，每条母线设一组PT，共两个母线PT，因此在发变组保护C屏内设置有母线电压切换箱，每个PT输出一组电压信号至断路器失灵屏、#1/#2发变组保护C屏、母线保护A/B屏、220kV线路保护A/B屏。#1机组发变组保护C屏母线电压切换器两组电压输入信号分别取自母线PT1/2的TVa＇TVb＇TVc＇，二次输出空开在220kV升压站内的PT1/2端子箱内编号为4MCB、5MCB、6MCB，线缆编号为A6301（A6401）、B6301(B6401)、C6301（C6401）。#2机组发变组保护C屏母线电压切换器两组电压输入信号分别取自母线PT1/2的TVa＇＇TVb＇＇TVc＇＇，二次输出空开在220kV升压站内的PT1/2端子箱内编号为7MCB、8MCB、9MCB，线缆编号为A63011（A64011）、B63011（B64011）、C63011（C64011）。I/II母电压切换继电器根据发变组1G2G刀闸位置状态输出切换电压。发变组保护C屏切换箱输出的交流电压经A720-N6000线缆接线至同期屏作为系统侧电压输入量。

通过以上分析，造成同期装置输入电压量异常的因素有：①变高侧TV4故障、损坏；②变高侧TV4 A相二次电压输出空开4ZKK跳开；③母线PT1或PT2故障、损坏；④母线PT至同期装置二次空开跳开。⑤待并侧电压或系统侧电压二次回路接线松动；⑥发变组保护C屏电压切换继电器故障；⑦发变组出口刀闸1G/2G位置信号异常，电压切换继电器无法正常动作；⑧I/II母切换电源消失，发变组保护C屏后切换电源91K空开未合或电源接线断线。

因此，不论是待并侧电压还是系统侧电压出现异常或者是测压设备故障均会造成同期装置无法正常并网，出现电压异常应逐一排查变高侧PT端子箱、220kV母线PT端子箱、发变组C屏电压切换箱、同期屏相关二次空开及接线等。

2.3 220kV断路器远方同期合闸指令条件不满足

在同期并网的工作流程分析里我们知道220kV断路器远方同期合闸指令条件满足是同期并网的必要条件，如果该条件不成立则无法实现同期并网[3]。以下任一条件不满足均无法发出同期合闸指令：

（1）220kV断路器SF6低气压报警，气压低于0.64MPa报警，检查断路器本体是否泄露，联系检修补气处理。

（2）220kV断路器SF6低气压闭锁，气压低于0.61MPa闭锁，检查断路器本体是否泄露，联系检修补气处理。

（3）220kV断路器弹簧未储能报警，弹簧储能回路断线或储能电机故障。

（4）220kV断路器储能电机交流电源消失，检查交流电源是否正常。

（5）220kV断路器第一组控制回路断线，通过TWJ3、HWJ1继电器监视断路器第一组操作回路，一旦控制回路断线，则TWJ3、HWJ1相应接点动作发出第一组控制回路断线信号。

（6）220kV断路器第二组控制回路断线，通过TWJ3、HWJ1继电器监视断路器第二组操作回路，一旦控制回路断线，则TWJ3、HWJ4相应接点动作发出第二组控制回路断线信号。

（7）220kV断路器第一组电源断线，断路器控制电源取自发变组保护C屏断路器操作箱直流电源一，输入空开为4K1，通过3JJ继电器监视断路器第一组直流电源，电源一失去则3JJ相应接点动作发出第一组电源断线报警。

（8）220kV断路器第二组电源断线，断路器控制电源取自发变组保护C屏断路器操作箱直流电源二，输入空开为4K2，通过4JJ继电器监视断路器第二组直流电源，电源一失去则3JJ相应接点动作发出第二组电源断线报警。

（9）无220kV断路器跳闸状态，检查断路器机构箱内X03/9、X03/10至DCS信号接线端子是否松动等。

（10）220kV断路器不在远方状态，检查断路器位置切换把手状态，如在手动则切回远方，检查断路器机构箱内X03/77、X03/78至DCS信号接线端子是否松动等。

（11）220kV 1G/2G隔离刀闸均在分位。

（12）发电机A-B线电压低于18kV或者高于22kV。

（13）发变组保护动作。

（14）励磁系统异常。

3 典型案例

（1）2009年河源电厂#1机组在6月17日早晨并网时，同期装置发出脉冲后来断路器未合显示，操作期间DCS、NCS画面无告警信息，检查#1励磁调节器、整流柜本体及显示控制面板，均正常，在#1机组继电保护小室，将同期装置上电重启后正常无异常告警，装置在同期点准确发出合闸令，断路器依然未能合闸判断SID-2CM同期装置本身无故障，后经检查发现#1机组DCS Y0ADC01GS001C02模块组态画面，其中有一条励磁系统异常闭锁了DCS发出同期合闸指令，此异常为#1机组励磁系统交流控制电源消失告警（#1机组运行时缺陷，需厂家来更换励磁控制电源主板），在将热控来DCS线缆临时短接后#1机组成功并网。

（2）2016年11月11号河源电厂#2机组准备并网时，DCS来发变组保护A屏TV断线报警，就地检查保护A屏柜后空开均合上，复位后TV断线报警依然在，经排查后发现升压站内#2机组220kV出口断路器端子箱内A相电压小空开4ZKK跳开，合上后保护报警复位机组顺利并网[4]。

4 结论

通过以上分析，我们知道影响机组并网的因素很多，有热控逻辑因素、电气量因素、电气回路接线以及设备因素等等，在实际运行中应争取分析各种异常工况，及时发现问题并处理，确保发电机组顺利并网。