660MW机组FCB电气技术要点

660MW机组FCB电气技术要点

郑加能

（广东红海湾发电有限公司广东汕尾516623）

摘要：对广东红海湾发电有限公司3号机组FCB功能电气技术要点分析，并结合电气设备实际，提出了实现FCB功能的改造方案。为同类型发电厂进行FCB技术改造提供参考。

关键词：FCB；触发；并网

1系统概述

广东红海湾发电有限公司的4台机组均采用发电机-变压器单元接线方式接入500kV系统，4台机公用1台停机/备用变压器，停机/备用变压器电源取自110kV系统。500kVGIS配电装置采用3/2接线方式，有3个完整串，3、4号机组接入500kVGIS第三串。发电机出口设断路器，正常的并网、解列操作在发电机出口断路器上实现，发电机与主变压器用离相封闭母线相连接，发电机采用自并励静止励磁系统。高压厂变高压侧与主变低压侧死联接。

6kV厂用母线配置一套6kV母线快切装置，实现母线电源的正常并联切换和事故状态下的串联切换。每台机组配置柴油发电机，作为事故保安电源。

发电机-变压器保护装置采用西门子公司7UM/7UT/7SJ/7MD系列保护装置。

稳定控制装置按双套系统设置，设稳控主机柜、从机柜以及通信接口柜。每套配置南京南瑞继保电气有限公司生产的1台RCS992主机柜和3台RCS990从机柜组成。其中3#从机采集3#、4#机组三相电压、电流，判断机组投停，收集可切机组容量，上送上级子站。

2FCB主要的4个电气问题

从广东红海湾发电有限公司设备的现有情况来开，若主变500kV侧开关跳闸而发电机运行，厂用电不切换，由发电机带厂用电进行孤岛运行；若发电机解列，发电机出口开关803跳闸，厂用电可以不切换，由系统经主变倒送电带厂用电运行；若主变压器故障或高厂变发生永久故障，主变500kV侧开关跳闸，厂用电需要切换，由备用变压器带厂用电进行安全停机。该系统与实现FCB功能存在一定差距，因而，要实现FCB功能，电气系统需进行必须解决下面4个关键问题。

a）外部（电网）故障时电气正确给出FCB信号，及时将发电机组与系统解列并带厂用电低负荷运行，并通知其他专业执行相应措施；

b）维持机端电压稳定，重点是机组瞬间甩掉对外供电负荷情况时维持机端电压的稳定；

c）机组FCB后的再并网。机组FCB后，在调度要求并网时，快速将安全机组并网；

d）机组FCB过程中相关保护及出口的变更。

3FCB触发信号

根据FCB的定义可知，在机组内部故障或者外部（如电网）故障时，均应立即给出启动机组FCB功能的信号。实际上机组内部电气或者汽机故障时，机组已丧失带厂用电孤岛运行的能力，当前只需考虑外部故障时FCB信号的给出。目前通用的做法判别主变功率方法，由发变组保护或者稳控系统来实现。结合设备的实际情况，本机组采用稳控系统来实现。当检测到3号主变功率突降为0时，稳控系统给出FCB信号至发变组保护。

电气FCB信号由“主变高侧开关全分信号”与上“稳控动作信号”构成。电气专业分别送三对5031开关分闸位置信号、三对5032开关分闸位置信号、三对稳控动作信号至3号机组DCS20号站三个不同的DI卡件，由热工专业进行“三取二”判别及逻辑组态实现“电气FCB信号”的识别，并在识别到“电气FCB信号”后执行相应的程序控制。具体为：分别自各开关汇控柜取开关常开辅助接点作为开关分闸位置信号，取5031开关同期屏稳控动作重动继电器的瞬时动作、延时返回型常开接点作为稳控动作信号，该接点的返回延时整定值应不小于1秒。

4机组并网信号的撤回

运行中的机组因FCB突然甩去大量负荷后，很有可能出现发电机过电压现象，解决的办法是尽快收回送至励磁系统的机组并网信号，使励磁系统自动将发电机机端电压置位至机组空载电压（励磁自动置位初始值）。对于带发电机出口开关的机组，其励磁系统通常是取发电机出口开关的常开辅助接点作为机组并网信号。在机组FCB与系统解列并带厂用电孤岛运行过程中，要求发电机出口开关803保持合闸，因此采取措施撤回机组并网信号。

机组并网信号撤回可采用如下2种方案：

a）中间继电器常闭接点串接发电机出口开关常开辅助接点；

b）主变高侧开关常开辅助接点串接发电机出口开关常开辅助接点。

比较可知，机组FCB时，前者收回机组并网信号的速度比后者快，为主变高侧开关的分闸时间（约37ms），更有利于防止发电机过电压。

需指出的是，电网故障时稳控系统给出的FCB信号经一定延时（约3S）后会返回，若采用方式a），机组并网信号经该延时（约3S）后会再次给出；采用方式b）则可避免上述情况。对ABBUN5000励磁系统而言，机组FCB切除负荷瞬间，采用方式a）或者方式b）来撤回并网信号对励磁自动置位初始值影响不大。因为至励磁系统的机组并网信号作用如下：程序判别机组在并网状态后，自动计算机组负荷并投入相应的保护（定子过流、低励限制、V/F）；正常运行时若并网信号无故丢失，机组无功负荷较小时可能有励磁电压突然下阶跃现象，机组无功负荷较大时可能会引起振荡。综合考量后本工程采用方式b）来撤回FCB时送至励磁的机组并网信号。

5FCB后再并网

电网故障恢复后，需进行机组FCB后的再并网操作，此时并网点可在发电机出口开关处或者主变高侧开关实现。若在在发电机出口开关处，需要先将厂用电切换至可靠的备用电源，由于本厂110kV高备变电源可靠性低，不考虑此种方案。

结合3号机组接入串为“变-变”串的特点，机组FCB后的并网点选择在5031开关处。在3号机集控楼电子间增设独立同期装置屏，至机组DEH的调速命令应送至DEH就地端子处，至机组励磁系统的调压命令也应接至励磁系统就地端子处。

以差频检同期方式作为FCB后5031开关并网方式，结合DEH实际，自动调频方式整定为频度调节，最小频度、最大频度分别整定为5，50；允许频差允许压差、低压闭锁、同频阀值参数按机组GCB开关同期装置参数整定，分别整定为+0.15Hz，2%，85%，低。

6保护逻辑修改

机组FCB后再并网过程中，因系统与待并侧电源频率不同，同期点500kV开关断口间电压最高可达两倍相电压，此过程中可能会发生绝缘击穿现象。按照《大型发电机变压器组整定计算导则（DL/T684-2012》相关规定，应设置反应开关断口绝缘击穿的闪络保护、反应500kV开关非同期并网的保护。本工程则采用在双重化配置的主变7SJ681保护装置中新增主变闪络保护、发变组非同期合闸保护。

新增的主变闪络保护动作逻辑如下：

a）检测到主变高侧开关全分位置信号5秒以上；

b）检测到主变高侧负序电流大于0.1倍变压器额定电流；

c）主变闪络保护投入。

满足上述条件时保护延时150毫秒动作，出口方式为全停1，即：跳5031开关、跳5032开关、跳3号发电机出口开关803、跳3号机组灭磁开关、关闭主汽门、跳3号机6kV3A段工作电源开关、跳3号机6kV3B段工作电源开关。

新增的发变组非同期合闸保护动作逻辑如下：

a）检测到3号主变高侧开关全分信号5秒以上；

b）在3号主变高侧开关全分信号消失250毫秒期间检测到主变高侧任一相电流大于0.80倍额定电流；

c）发变组非同期合闸保护投入；

满足上述条件时保护延时20毫秒动作，出口方式为全停1，即：跳5031开关、跳5032开关、跳3号发电机出口开关803、跳3号机组灭磁开关、关闭主汽门、跳3号机6kV3A段工作电源开关、跳3号机6kV3B段工作电源开关。

7结论

电气系统的功能贯穿于FCB过程的始终，从信号触发开始到机组FCB后的并网，都需要从硬件和软件两个方面进行电气设备改造，从而确保基建没有设计FCB功能的机组具备这样的功能。本文通过对FCB所涉及的4个关键电气方面的问题进行逐一分析，提出了利用现有设备已有功能来实现改造目标的方案。该方案经过FCB试验的验证，完全满足机组FCB功能的要求。本文所提到的改进和完善措施，可供同类型机组实现FCB功能借鉴。

参考文献：

刘麒.FCB功能相关的发变组保护逻辑改造[J].电力系统保护与控制，2011．No．4：146-149

[2]罗志浩，尹峰，陈小强，李泉.国产600MW超临界直流机组实现FCB功能的可行性研究[J].浙江电力，2009No．1：16-19