林標倫

（廣東粵電長潭發(fā)電有限責任公司，廣東梅州514100）

0 引言

發(fā)電企業(yè)在實際發(fā)展中會進行發(fā)電機組的并網運行改造，在具體落實改造作業(yè)的過程中，涉及的改造項目及安全管理事項較多。筆者以長龍電站改變機組并網同期點為例，針對改造作業(yè)中的注意事項、特點、目的進行簡要的剖析研究。

1 電站概述

長龍電站位于韓江上游的梅江支流石窟河上，水電站為1機1變單元接線，發(fā)電機5F容量為4 MW，主變3B容量為6.3 MVA，主變?yōu)閅D11接線。主變3B與長潭發(fā)電公司兩臺主變并列運行于110 kV母線。2017年底，長龍電站進行了整體擴容改造。

5F發(fā)電機組出口開關541為擴容前并網同期點，其同期PT信號分別取自10.5 kVⅢ段母線3SM電壓互感器53PT UxAC和5F機端電壓互感器5F1YH UfAC，同期裝置使用的是南瑞集團水利水電技術公司的SJ-12D微機準同期裝置。

2 改變后并網同期點的特點分析

5F發(fā)電機組完成整體擴容后，不僅擴大了機組容量，更換了主變3B，還改變了主接線的結構。另外，3B中性點地刀手動操作機構改造為CJ6電動操作機構。根據(jù)擴容總體設計方案要求，取消了5F機組出口開關541，相應地采用主變3B高壓側開關1103作為機組并網同期點。并網同期比較電壓機組側取自5F機端電壓互感器5F1YH，系統(tǒng)側取自110 kV母線電壓互感器1MYH。5F1YH、1MYH二次主繞組輸出額定線電壓100 V，1MYH剩余繞組輸出為每相額定電壓100 V。

以主變高壓側1103開關作為機組并網同期點與541開關為同期點最大差別在于：主變高低壓側星/三角繞組引起兩側電壓相位差的變化，三角側線電壓超前星形側線電壓30°，導致同期點兩端線電壓也同樣存在30°的相位差。

SJ-12D微機準同期裝置具備如表1所示補償功能。

表1 SJ-12D微機準同期裝置參數(shù)設置表（部分）

3 同期信號源的選擇

（1）表1所示補償只能解決同期裝置的相角差補償問題，無法同時使閉鎖繼電器滿足要求。

從YD11變壓器的相量分析可知，主變高壓側線電壓滯后低壓側線電壓30°。

因此在兩側選取相同線電壓如UAB和Uab作為比較電壓時，Uab將超前UAB30°，這時可采用轉角變使UAB角度提前30°，從而達到同步比較條件。

這樣就從信號源上同時滿足了兩個設備的要求。

（2）高壓側開口三角每相額定電壓是額定為100 V，低壓側線電壓額定也是100V；另外，同樣從YD11變壓器相量分析可知，主變高壓側開口三角相電壓如B相和低壓側線電壓Uba是相位正好同相位，相位差為0°，其他相也有此對應關系，這樣通過接線選取低壓側Uba和高壓側開口三角UB正好可達到相位、電壓大小相近的同步比較要求。

我們選取的是這種方式，不必增加設備即可同時滿足兩個設備同步比較條件。

4 機組同期并網的實現(xiàn)

長龍電站5F機組是在中控室南瑞NC2000監(jiān)控系統(tǒng)通過MB80現(xiàn)地控制單元啟動發(fā)電流程實現(xiàn)遠程自動并網發(fā)電的。因為擴容改造后開關并網同期點的變化，機組發(fā)電流程相關同期部分的流程也發(fā)生變化。

由于調度部門確定并列運行的長潭發(fā)電公司一號主變中性點為電廠側基本接地點，因此同在110 kV母線并列運行的3B中性點地刀113000正常情況是不投入的。

但從避免操作過電壓角度考慮一般要求1103開關合、分閘過程中，主變中性點地刀113000應投入，這就要求5F每次并網前后或停機時要進行一次113000地刀合、分閘操作。

根據(jù)這個要求我們在5F空載至發(fā)電流程增加113000地刀的自動操作環(huán)節(jié)，修改后流程如圖1所示。

機組發(fā)電至空載流程也作同樣處理。

5 結語

通過機組擴容過程中5F機組并網同期點變更的工作實踐，根據(jù)對相關設備性能特點的分析，在現(xiàn)有的硬件、軟件上找到了解決問題的思路和方法，實現(xiàn)了新的同期點并網發(fā)電。目前設備運行穩(wěn)定，并網迅速、可靠。

圖1 5F空載至發(fā)電流程圖

[1]馮磊.亭子口電站機組調速器系統(tǒng)的改造和優(yōu)化[J].水力發(fā)電，2014，40（9）：69-70，87.

[2]陳忠民.220 kV供配電系統(tǒng)孤網運行試驗與實踐[J].有色礦冶，2015，30（1）：42-44，50.

[3]馮磊.亭子口電站機組同期裝置的優(yōu)化改造[J].水電站機電技術，2016，39（11）：28-29，61.