某发电厂并网初期发电机逆功率原因分析

文／吴晓锋

某电厂1000MW机组在并网初期容易发生机组负荷不足导致发电机逆功率的现象，虽然并网几次都未引起逆功率保护动作，但都是经过人工干预避免了逆功率保护。分析其主要原因，在于机组并网瞬间功率从负功率开始升负荷，功率变送器输出低于4mA， 且汽轮机数字电液控制系统（DEH）功率测点超量程，导致DEH的功率控制模式切换成压力控制方式，从而导致了发电机负荷无法及时增加，出现逆

功率现象。

１　　发电机并网瞬间逆功率产生过程分析

该电厂同期装置采用深圳智能设备开发有限公司生产的SID-2CM型微机准同期控制器，同期整定定值和逆功率保护定值分别如表1、2所示，逆功率定值为额定功率的1%，即10MW延时60S跳闸。

表1 某电厂同期控制定值

序号12

定值名称同期对象类型断路器合闸时间

范围

[差频，差频/同频]

[0 ~999] ms [待并侧高于系统

3

差频并网电压区间侧/待并侧在系统

侧两侧]

4

允许压差

[1.0% ~20.0%] Un[待并侧高于系统

5678

差频并网频率区间侧/待并侧在系统

侧两侧]

允许频差待并侧额定电压系统侧额定电压

[0.100 ~1.000] Hz[40.0 ~ 120.0]v[40.0 ~ 120.0]v

整定值差频100ms待并侧高于系统侧3.0%Un待并侧高于系统侧0.15Hz57.7V57.7V

备 注

同期对象类型分“差频”“同频/差频”两类。该定值用于允许/禁止同频并网

指装置发出合闸信号到断路器主触头闭合的时间。这是计算提前预合闸角的主要依据之一指同期操作时，待并侧电压必须高于系统侧电压时允许并网，或待并侧电压高于或低于系统侧电压时均允许并网

指同期操作允许的最大电压差

指同期操作时，待并侧频率必须高于系统侧频率时允许并网，或待并侧频率高于或低于系统侧频率时均允许并网

指差频同期操作允许的最大频率差

指正常工况时待并侧TV二次电压实际测量值指正常工况时系统侧TV二次电压实际测量值

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表2 某电厂逆功率保护定值

序号12345678910

定值名称逆功率定值逆功率信号延时逆功率跳闸延时逆功率跳闸控制字程序逆功率定值程序逆功率延时程序逆功率控制字

低功率定值低功率延时低功率跳闸控制字

定值范围0.50 % ~50.00 %0.10 ~ 3000.00 S0.10 ~ 3000.00 S0000 ~3FFFFFFF0.50% ~ 10.00 %0.10 – 10.00 s0000 ~ 3FFFFFFF0.50% ~ 10.00 %0.10 ~10.00 s0000 ~3FFFFFFF

整定步长0.01 %0.01 s0.01 s10.01 %0.01 s10.01 %0.01 s1

整定值0.70%15.0060.00 208400390.70%1.002084003910%10.000

某电厂并网时待并侧发电机电压为102.3V, 发电机转速为3006rpm，频率为50.1Hz；系统侧电压为 101.4V,系统频率为50.02Hz，满足同期定值要求。待并侧的差频并网并电压和频率均高于系统侧，允许压差低于3%，允许频差低于0.15Hz。一般并网要求发电机机端电压频率大于系统电压频率，因为两者电压频率不等会产生有功冲击电流，导致发电机从系统吸收或输出有功功率，发电机的电压将超前系统电压，在相角差为0°时合闸，冲击电流与电压夹角小于90°，该电流的有功分量电流和电压同方向，并网后发电机

瞬态功率交换后立即向系统送出有功功率，并使机组产生反力矩，转子减速，有利于转子拉入同步，也不会加重系统负载、产生逆功率。并网后发电机电压和频率实现与系统同步，此时发电机瞬间吸收系统侧无功，出现了暂态短时逆功率，待DEH收到发电机已并网，实现自动加负荷，从录波的波形图看（见图1），并网瞬间出现有功功率交换以后机组一直出现逆功率，逆功率最大为-68MW,并且持续了41秒后消除（见图2）。根据发电机功率负荷换算，功率变送器在这期间输出的毫安量为3.2-4mA。

图1 某电厂并网时DEH功率变送器最大波形图2 某电厂发电机并网后波形

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Copyright©博看网 www.bookan.com.cn. All Rights Reserved.２　　功率变送器数据分析

发电机功率变送器为浙江涵普电力科技有限公司生产的PD-6900A新型发电机智能功率变送器,发电机功率设置为0-1402MW（对应4~20mA）。该变送器具有瞬间涌流抑制功能和瞬态快速响应功能，既保证瞬态快速响应能力又滤除微秒级的尖峰干扰

信号，在瞬态快速响应输出4~20mA。在录波波形（见图3）上可以看出，分析仪计算功率为电流电压换算成的功率，3WT波形图为智能变送器瞬态经过90ms平滑滤波输出功率，说明在并网瞬间功率为负功率，变送器输出的毫安量低于4mA，且平滑输出，满足发电机并网瞬态波动而输出稳定要求。

图3 某电厂并网时发电机功率的分析仪波形

３　　发电机并网逆功率解决办法

DEH控制系统采用西门子控制系统，并网设置初始负荷为150MW，升速率为50MW/min，调节模式为自动功率跟踪模式，DEH测量卡件功率为0-1402MW（对应4~20mA）。由于DEH有坏点剔除功能，在毫安量低于3.8mA时默认为坏点，查看并网瞬间发电机功率波动最低逆功率达到-68MW，对应3.2 mA（如图4）。当三个功率变送器输出波形基本吻合，输出为3.2mA模拟量时，DEH系统默认三个功率测点为坏点，调节模式自动由功率跟踪模式切换成压力跟踪模式。压力跟踪模式下，主气阀门开度缓慢，发电机一直维持负功率。手动操作将压力跟踪模式切换成功率跟踪模式后，发电机带上了初负荷，避免发电机持续逆功率而达到保护动作定值。因此，解决发电机并网瞬间出现功率交替，而DEH在功率低于3.8mA时认为功率为坏点的问题，切换成压力控制方式极为关键。将DEH发电机功率量程从4~20mA，调整为

图4 某电厂首次并网波形

1~20mA，实现发电机并网瞬间功率交换且DEH不切换的控制模式。

在修改DEH量程后进行第二次发电机并网，并网瞬间DEH未发现模式切换。对比两次并网波形（见图5、图6），可以发现DEH修改前，发电机并网后功率曲线直线平滑；修改DEH功率量程后，并网无切换模式发电机功率曲线斜率明显。此举既避免了发电机

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图5 某电厂第一次并网波形 图6 某电厂第二次并网波形

逆功率而达到保护动作定值，也无需人为干预调节机组负荷。

综上，机组并网快速实现与系统同步尤为重要，不仅解决了机组并网出现短时逆功率的问题，更有利于机组安全稳定运行，减少机组对系统的影响。建议在以后其他同类型机组DEH功率变送器量程设置时，考虑到并网时暂态功率交换，避免发电机负功率DEH

默认为坏点而出现控制模式的瞬间切换，导致发电机无法快速增加负荷，出现发电机逆功率现象。【作者简介】

吴晓锋（ 1982—），男，本科，工程师，任职于广州粤能电力科技开发有限公司，研究方向为继电保护。

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