水轮发电机组自动准同期并网故障解析

水轮发电机组自动准同期并网故障解析

匡全忠!郭光海

(白溪水库建设发展有限公司9浙江省宁海县315606

)摘要!水轮发电机组往往在系统中起到调峰\调频和事故备用的作用9因此9要求水轮机组能快速

及时并网D 发生自动准同期故障使水轮机组的优势大打折扣9影响其功能的正常发挥D 文中针对白溪电站发生的凡次自动准同期并网故障9从电压\频率和相位差三方面入手9全面深入地分析了故障原因9并提出了相应的整改措施9取得了良好的实际效果D 对其他电站也有很好的借鉴作用D 关键词!水轮发电机组9自动准同期故障9水电站9整改措施中图分类号!T V 734.4

收稿日期 2004-07-13D

0 引言

随着国民经济的持续快速增长9近两年全国普遍出现了电力供应紧张的局势O 因此9对于电网和发电厂的安全运行也提出了越来越高的要求9特别是系统对于水轮发电机组能快速准确并网的要求也更为明确O

白溪水电站位于浙江省宁海县境内9装机容量2>9MW O 容量虽不大9却是宁波市最大的常规水电站9起到系统调峰\调频和事故备用的作用O 因此9要求机组频繁开停机9并及时准确地并入系统O

1 基本情况

白溪水电站电气主接线采用一机一变的单元接线方式9发电机额定电压为6.3k V O 正常情况下发电同期并列点选在发电机断路器9同期点电压由6.3k V 母线压变和发电机母线压变引入9并通过机组同期装置采取自动准同期(自准)的方式并网O 发生自准故障时9可利用继保室操作表计柜上装设的组合式同期表和同期开关进行手动准同期O 电站1号机\2号机都曾因不同原因多次发生自准故障9不能及时并网9严重影响电站各项功能的充分发挥O 1.1 故障1

2001年6月8日8时35分9上位机开机9令2号机开机至空载O 2号机按开机流程(如图1所示)正常开机至空载状态O 发令投自准装置并网O 2号发电机断路器合闸后9机组即发生事故停机O 事故后查2号机保护装置为差动保护动作跳闸O 对2号机进行全面深入的检查92号发电机定子绕组及其引出线都未发现故障9事故原因未查明O 此后91号

机\2号机都相继发生几次相同事故O 同时9发现事故时机组并网均有较大的冲击声O 据此9判断机组并网并非同期合闸

O

图1 开机流程

1.2 故障2

2001年6月21日13时1分9

上位机开机9令2号机开机至空载9一切正常O 发令投自准装置并网O 约1m i n 后9

上位机报2号机自准故障O 同时9发现2号机频率变化偏大9

难以稳定O 到机旁将2号机调速器切H 手动H 位置9手动将机组频率调节到约

50H z

O 再将2号机调速器切回至H 自动H 位置9机组频率又不稳定9难以满足并网条件O 此后91号机也出现过类似情况O 1.3 故障32003年5月9日8时30分9

上位机开机9令2号机开机并网O 2号机按流程开机9转速上升至

95%N e 9

机组建压9投自准装置后约5S 9上位机报2号机自准故障O 到操作表计柜进行手准并网成功O 此后92号机多次出现此故障9而1号机只是偶尔出现O

2

1第28卷 第6期

2004年12月20日

V O L .28 N O .6

D e c .2092004

2故障分析

准同期并列的条件是:待并发电机电压与系统电压数值相等;频率相等;在投入发电机断路器瞬间9两侧电压的瞬时相位差为0o由于理想条件难以实现9故只要将电压差~频率差及相位差控制在允许范围内9是不会对发电机造成危害的o因此9导致上述故障不外乎频率~电压及相位差3种原因o下面分别对上述3种故障情况进行分析o

2.1故障1

事故发生后9查看2号发电机保护动作记录9最后跳闸数据如下o跳闸前电流:A相469A9B相495A9C相410A;跳闸前差动电流:A相185A9B 相0A9C相237A;跳闸前电压:A相5862V9B相5840V9C相5792V;跳闸前负序电流是最大负序电流的14%;跳闸前频率49.98H z;跳闸前有功0.627MW;跳闸前无功-1.336M v a r o

同时9查看上位机2号发电机并网前的历史记录92号发电机的频率及机端电压未见异常9基本满足并网条件o由此9初步推断事故原因可能是并网瞬间相位差过大导致机组并网时冲击较大引起差动保护动作o

采用自准方式并网时9并网时机把握不够准确将会导致并网瞬间相位差过大o查阅自准装置使用手册和2号发电机自准装置参数表发现9自准装置的合闸脉冲导前时间T

D L

的默认初始值为400m S o 而2号发电机开关合闸时间出厂试验值和安装测试值分别为69m S和70m S o显然9合闸脉冲导前时间与开关合闸时间相差太大导致2号机并网不同期产生较大冲击o可为什么会导致差动保护动作呢?

对2号机差动保护用的电流互感器特性曲线进行测试9发现发电机出线侧电流互感器为测量用的0.5级o当发电机产生较大冲击电流时9差动电流无法躲过整定值9引起保护动作o

1号机组的情况与2号机基本相同o将自准装置合闸脉冲导前时间更改为70m S;同时9将发电机出线侧电流互感器更换为保护用的B/B级后9机组未发生过此类故障o

2.2故障2

此类故障显然是由于机组调速器无法使机组稳定在额定转速运行造成的o而导致调速器伺服电机来回抽动~运行不稳定有多种因素o

伺服电机是控制调速器稳定运行的重要部件o 调速器伺服电机的驱动电源来自:①可编程调节器输入的控制电压;②电动集成随动装置的反馈信号o 控制电压由频给~机频及功给等信号经可编程调节器综合输出o机组空载时9频给为定值9功给为09故导致调速器伺服电机来回抽动~不稳定的因素可能是机频和电动集成随动装置的反馈信号o

机频信号来自发电机母线调速器电压互感器9输入到可编程调节器测频接口板o空载时9机频只与导叶开度有关o查机频信号无异常情况o电动随动装置的反馈信号是由电动集成阀经反馈电位器输入到伺服电机驱动电源的;电动集成阀阀芯的上下运动带动导向环在反馈电位器上下滑动9将阀芯的位移经电位器反馈给伺服电机的控制回路o查伺服电机驱动电源9反馈电位器与伺服电机的接线松动9且反馈电位器多处存在零点9不能正常反映导叶开度o由以上分析可知9伺服电机来回抽动~调速器开度不稳定是电动集成随动装置的反馈信号失真引起的o

空载开度不稳定使机频变化较大9难以稳定;并网时很难捕捉到并网时机9容易引起自准并网失败o 手准并网对机组冲击相对较大o

更换1号机和2号机调速器的反馈电位器后9机组空载时能稳定运行在额定转速9为成功并网提供有利条件o

2.3故障3

据故障统计9发现该故障多发生在2号机9发生时系统电压较低9最低达到5.45k V o同时9投自准初始9自准装置电源投入;调节一段时间后9自准装置失去电源o查看机组P L C梯形图(如图2所示)发现9投自准装置电源前要将机端电压和90%U

e (即5.67k V)进行比较o当机端电压大于5.67k V 时才投自准装置电源

o

图2投自准装置电源梯形图

由此推断该故障的全过程如下:上位机正常开机投励磁9机组建压9达到正常值后开始进行电压比较9当机端电压大于5.67k V时9延时1S投机组自准装置电源o自准装置开始调节机组转速~电压以满足并网条件o因系统电压较低9当低于5.67k V

3

1

"调速励磁与辅机控制"匡全忠等水轮发电机组自动准同期并网故障解析