發電機組并網初負荷階段逆功率保護動作的分析與改進

畢宇輝

(寶山鋼鐵股份有限公司能源環保部,上海 200941)

1 概述

2021年3月16日,發電分廠2號機組C修后起動復役,10:11:11發電機并網,10:11:13 發電機逆功率保護32G-2動作,2號主變出口110 kV開關跳閘、發電機磁場開關跳閘,同時連鎖汽輪機脫扣(動作記錄見表1)。逆功率保護動作后,對并網期間2號汽機主機進汽參數和主汽門、調門趨勢進行檢查(趨勢記錄見圖1),未發現高壓、中壓調門異常關小現象,且汽輪機進汽參數保持穩定。對發電機逆功率保護CT極性進行核對,也未發現異常。經電氣與運行專業討論,決定暫時停用逆功率保護,對發電機逆功率保護用CT電流信號進行短接,并斷開該電流信號至發變組保護盤GRP-A、GRP-B內電流端子連接片,16:21:22 2號發電機并網正常。

表1 發電機首次并網SOE事件記錄Table 1 Events of sequencesduring first synchronization of generator

圖1 并網期間2號汽輪機高、中壓調門動作趨勢Fig.1 Trends of GV and ICV of No.2 turbine after synchronization of generator

2021年4月8日,利用2號機組調停機會,對發變組保護盤GRP-A、GRP-B內逆功率保護進行校驗,進行定值修改后,恢復上次短接線及連接片;2021年4月25日,機組調停結束后起動復役,17:03 2號機組一次并網成功。

2 發電機逆功率保護配置的目的

當原動機動力失去,而發電機仍勵磁投入且和電網并列時,電網將驅動發電機以同步電動機方式運行。這種運行方式對汽輪機或水輪機尤其有害。對汽輪機而言,將引起汽輪機葉片和汽輪機的過熱并造成潛在危害;對水輪機而言,將引起水輪機葉片的氣蝕損害。在發電機組甩負荷時,由于汽輪機調門快速關閉而發電機仍然與電網并列時,也容易發生這種發電機逆功率現象。

不依賴原動機的動力,驅動1臺發電機以同步轉速選擇所需要的電功率,與其銘牌額定有功功率相比,一般為：凝汽式汽輪發電機,1%～3%;非凝汽式汽輪發電機,3%以上;水輪式發電機,0.2%～2%;柴油機組發電機,約25%;燃機輪機發電機,50%以上。

典型的發電機逆功率保護如圖2所示,當功率方向繼電器檢測到有功功率從電網流向發電機時,發電機逆功率保護動作。

圖2 典型發電機逆功率保護配置方式Fig.2 Typical configuration of generator reverse power protection

3 發電機逆功率保護校驗情況

2021年4月8日,利用2號機組調停機會,對發變組保護盤GRP-A、GRP-B內逆功率保護進行校驗,校驗結果見表2。

表2 ABB發變組保護裝置逆功率保護校驗記錄Table 2 Records of ABB generator reverse power protection

ABB發變組保護裝置中的逆功率保護有兩段,分別為32G-1和32G-2,逆功率保護的電流、電壓信號分別引自發電機出線保護用CT和PT。其中,32G-1保護使用發電機A相電流,32G-2保護使用發電機C相電流,電壓信號均使用發電機出口線電壓。兩段逆功率保護校驗的特性圖詳見圖3、4。

圖3 32G-1動作特性圖Fig.3 Operation characteristic of 32G-1

圖4 32G-2動作特性圖Fig.4 Operation characteristic of 32G-2

4 發電機逆功率保護動作原因分析

根據ABB逆功率保護32G-1、32G-2校驗情況,對2號發電機并網初期32G-2保護的動作原因分析如下。

(1) ABB逆功率保護動作角裕度偏小,在電流滯后電壓方向,最小裕度僅0.3°。

(2) ABB逆功率用CT的參數如下：編號4C,變比15 000/5;0.3 s;該CT的精度為0.3級。查互感器試驗導則GB/T 22071.1—2018,對于0.3級CT,在二次側1%額定電流情況下,相位誤差范圍可達0.25°～0.75°。

(3) 對ABB逆功率保護裝置進行外加電流校驗時,觀察保護裝置內部檢測到的電流,滯后外部注入電流約0.34°。

(4) 在未考慮PT誤差的情況下,ABB保護裝置內部檢測到的電流,其相角可滯后實際電流0.59°(0.34°+0.25°)～1.09°(0.34°+0.75°)。

(5) 根據圖4,ABB逆功率保護32G-2動作角最小裕度為0.3°。因此,當電流滯后電壓相角89.71°(90°-0.59°+0.3°)和89.21°(90°-1.09°+0.3°)時,保護有可能誤動。

(6) 發電機并網時有功功率很小,一般僅為發電機額定功率的5%～8%。DEH系統檢測到并網信號后,開始開大調門,有功功率開始增加,有功功率增加有個過程,一般約5 min后可達到5%初負荷。

(7) 發電機并網時無功功率大小取決于并網點的電壓和系統的無功功率需求。3月16日10:11并網時,110 kV并網點電壓偏低(約114.5 kV,正常在115 kV以上),2號發電機并網時,無功功率達141 MVar。

(8) 根據2號發電機并網時參數情況,無功功率141 MVar,有功功率2 MW,發電機C相電流3 766 A,則arctan(2/141)=0.81°。而90°-0.81°=89.19°,與89.21°之間僅相差0.02°。此時,電流動作值為3 766×(5/15 000)×cos(89.19°)=0.018 A,已大于0.015 A的動作電流。考慮到PT相角誤差的疊加作用,32G-2逆功率保護很可能發生誤動作。

5 發電機逆功率保護參數調整

根據以上對發電機逆功率保護動作原因的分析,可以得出如下結論：

(1) ABB逆功率保護在發電機并網初期,受電網電壓的影響,在向電網輸送大功率無功的情況下,因有功功率偏小(升至初負荷有功需要時間),C相電流相角滯后C相電壓相角接近90°。在CT、PT相角檢測誤差和逆功率保護裝置本身相角檢測誤差疊加的情況下,保護動作角容易進入動作區。

(2) ABB逆功率保護動作值偏小,保護裝置設定內部為0.015 A,折算為一次側有功功率約為1.64 MW,占發電機額定有功功率的0.5%,小于推薦的凝汽式汽輪發電機逆功率保護設定值范圍(一般為發電機銘牌有功功率的1%～3%)。

(3) 本次發電機逆功率保護動作時,汽輪機調門沒有關小情況出現,且汽輪機進汽溫度、壓力也保持穩定,說明原動機輸入功率并未減少,汽輪機并網后的運行工況與3 000 r/min暖機狀態接近。而發電機逆功率保護設置的目的,是為了保護汽輪機內部不發生鼓風過熱現象。因此,本次發電機逆功率保護的動作,對于汽輪機系統,是沒有必要的。

因此,為了避免2號發電機并網初期發電機逆功率保護容易發生誤動,有必要對逆功率保護的設定值進行完善,措施如下：①針對ABB逆功率保護動作值偏小的問題,將逆功率保護動作值由0.015 A提高到0.03 A。保護動作值提高后,折算到一次側有功功率約3.3 MW,占發電機額定有功功率約1%,滿足推薦的凝汽式汽輪發電機逆功率保護設定值范圍。②逆功率保護設定值提高后,也改善了保護動作角裕度偏小的情況。以本次發電機逆功率保護動作為例,當C相電流為3 766 A時,電流動作值為3 766×(5/15 000)×cos88.6°=0.03 A,相當于提高了動作角裕度0.61°(89.21°-88.6°),改善了逆功率保護動作角裕度偏小的情況。

6 其他

除了對發電機逆功率保護動作值進行完善外,在進行發電機并網操作時,也有必要關注并網點母線電壓情況,可以適當提高并網點母線電壓(本例可以通過調整110 kV系統主變有載調壓裝置,提高中央變110 kV電壓),以減少電網系統對剛并網運行的發電機過大的無功功率需求,從而改善發電機并網初期發電機電流滯后電壓相角接近90°的情況,進一步減少發電機逆功率保護誤動的可能性。