发电机组并网初负荷阶段逆功率保护动作的分析与改进

毕宇辉

(宝山钢铁股份有限公司能源环保部,上海 200941)

1 概述

2021年3月16日,发电分厂2号机组C修后起动复役,10:11:11发电机并网,10:11:13 发电机逆功率保护32G-2动作,2号主变出口110 kV开关跳闸、发电机磁场开关跳闸,同时连锁汽轮机脱扣(动作记录见表1)。逆功率保护动作后,对并网期间2号汽机主机进汽参数和主汽门、调门趋势进行检查(趋势记录见图1),未发现高压、中压调门异常关小现象,且汽轮机进汽参数保持稳定。对发电机逆功率保护CT极性进行核对,也未发现异常。经电气与运行专业讨论,决定暂时停用逆功率保护,对发电机逆功率保护用CT电流信号进行短接,并断开该电流信号至发变组保护盘GRP-A、GRP-B内电流端子连接片,16:21:22 2号发电机并网正常。

表1 发电机首次并网SOE事件记录Table 1 Events of sequencesduring first synchronization of generator

图1 并网期间2号汽轮机高、中压调门动作趋势Fig.1 Trends of GV and ICV of No.2 turbine after synchronization of generator

2021年4月8日,利用2号机组调停机会,对发变组保护盘GRP-A、GRP-B内逆功率保护进行校验,进行定值修改后,恢复上次短接线及连接片;2021年4月25日,机组调停结束后起动复役,17:03 2号机组一次并网成功。

2 发电机逆功率保护配置的目的

当原动机动力失去,而发电机仍励磁投入且和电网并列时,电网将驱动发电机以同步电动机方式运行。这种运行方式对汽轮机或水轮机尤其有害。对汽轮机而言,将引起汽轮机叶片和汽轮机的过热并造成潜在危害;对水轮机而言,将引起水轮机叶片的气蚀损害。在发电机组甩负荷时,由于汽轮机调门快速关闭而发电机仍然与电网并列时,也容易发生这种发电机逆功率现象。

不依赖原动机的动力,驱动1台发电机以同步转速选择所需要的电功率,与其铭牌额定有功功率相比,一般为：凝汽式汽轮发电机,1%～3%;非凝汽式汽轮发电机,3%以上;水轮式发电机,0.2%～2%;柴油机组发电机,约25%;燃机轮机发电机,50%以上。

典型的发电机逆功率保护如图2所示,当功率方向继电器检测到有功功率从电网流向发电机时,发电机逆功率保护动作。

图2 典型发电机逆功率保护配置方式Fig.2 Typical configuration of generator reverse power protection

3 发电机逆功率保护校验情况

2021年4月8日,利用2号机组调停机会,对发变组保护盘GRP-A、GRP-B内逆功率保护进行校验,校验结果见表2。

表2 ABB发变组保护装置逆功率保护校验记录Table 2 Records of ABB generator reverse power protection

ABB发变组保护装置中的逆功率保护有两段,分别为32G-1和32G-2,逆功率保护的电流、电压信号分别引自发电机出线保护用CT和PT。其中,32G-1保护使用发电机A相电流,32G-2保护使用发电机C相电流,电压信号均使用发电机出口线电压。两段逆功率保护校验的特性图详见图3、4。

图3 32G-1动作特性图Fig.3 Operation characteristic of 32G-1

图4 32G-2动作特性图Fig.4 Operation characteristic of 32G-2

4 发电机逆功率保护动作原因分析

根据ABB逆功率保护32G-1、32G-2校验情况,对2号发电机并网初期32G-2保护的动作原因分析如下。

(1) ABB逆功率保护动作角裕度偏小,在电流滞后电压方向,最小裕度仅0.3°。

(2) ABB逆功率用CT的参数如下：编号4C,变比15 000/5;0.3 s;该CT的精度为0.3级。查互感器试验导则GB/T 22071.1—2018,对于0.3级CT,在二次侧1%额定电流情况下,相位误差范围可达0.25°～0.75°。

(3) 对ABB逆功率保护装置进行外加电流校验时,观察保护装置内部检测到的电流,滞后外部注入电流约0.34°。

(4) 在未考虑PT误差的情况下,ABB保护装置内部检测到的电流,其相角可滞后实际电流0.59°(0.34°+0.25°)～1.09°(0.34°+0.75°)。

(5) 根据图4,ABB逆功率保护32G-2动作角最小裕度为0.3°。因此,当电流滞后电压相角89.71°(90°-0.59°+0.3°)和89.21°(90°-1.09°+0.3°)时,保护有可能误动。

(6) 发电机并网时有功功率很小,一般仅为发电机额定功率的5%～8%。DEH系统检测到并网信号后,开始开大调门,有功功率开始增加,有功功率增加有个过程,一般约5 min后可达到5%初负荷。

(7) 发电机并网时无功功率大小取决于并网点的电压和系统的无功功率需求。3月16日10:11并网时,110 kV并网点电压偏低(约114.5 kV,正常在115 kV以上),2号发电机并网时,无功功率达141 MVar。

(8) 根据2号发电机并网时参数情况,无功功率141 MVar,有功功率2 MW,发电机C相电流3 766 A,则arctan(2/141)=0.81°。而90°-0.81°=89.19°,与89.21°之间仅相差0.02°。此时,电流动作值为3 766×(5/15 000)×cos(89.19°)=0.018 A,已大于0.015 A的动作电流。考虑到PT相角误差的叠加作用,32G-2逆功率保护很可能发生误动作。

5 发电机逆功率保护参数调整

根据以上对发电机逆功率保护动作原因的分析,可以得出如下结论：

(1) ABB逆功率保护在发电机并网初期,受电网电压的影响,在向电网输送大功率无功的情况下,因有功功率偏小(升至初负荷有功需要时间),C相电流相角滞后C相电压相角接近90°。在CT、PT相角检测误差和逆功率保护装置本身相角检测误差叠加的情况下,保护动作角容易进入动作区。

(2) ABB逆功率保护动作值偏小,保护装置设定内部为0.015 A,折算为一次侧有功功率约为1.64 MW,占发电机额定有功功率的0.5%,小于推荐的凝汽式汽轮发电机逆功率保护设定值范围(一般为发电机铭牌有功功率的1%～3%)。

(3) 本次发电机逆功率保护动作时,汽轮机调门没有关小情况出现,且汽轮机进汽温度、压力也保持稳定,说明原动机输入功率并未减少,汽轮机并网后的运行工况与3 000 r/min暖机状态接近。而发电机逆功率保护设置的目的,是为了保护汽轮机内部不发生鼓风过热现象。因此,本次发电机逆功率保护的动作,对于汽轮机系统,是没有必要的。

因此,为了避免2号发电机并网初期发电机逆功率保护容易发生误动,有必要对逆功率保护的设定值进行完善,措施如下：①针对ABB逆功率保护动作值偏小的问题,将逆功率保护动作值由0.015 A提高到0.03 A。保护动作值提高后,折算到一次侧有功功率约3.3 MW,占发电机额定有功功率约1%,满足推荐的凝汽式汽轮发电机逆功率保护设定值范围。②逆功率保护设定值提高后,也改善了保护动作角裕度偏小的情况。以本次发电机逆功率保护动作为例,当C相电流为3 766 A时,电流动作值为3 766×(5/15 000)×cos88.6°=0.03 A,相当于提高了动作角裕度0.61°(89.21°-88.6°),改善了逆功率保护动作角裕度偏小的情况。

6 其他

除了对发电机逆功率保护动作值进行完善外,在进行发电机并网操作时,也有必要关注并网点母线电压情况,可以适当提高并网点母线电压(本例可以通过调整110 kV系统主变有载调压装置,提高中央变110 kV电压),以减少电网系统对刚并网运行的发电机过大的无功功率需求,从而改善发电机并网初期发电机电流滞后电压相角接近90°的情况,进一步减少发电机逆功率保护误动的可能性。