浙能金华燃机发电有限责任公司 赵 云

1 引言

燃气联合循环机组属调峰机组，频繁启停，同期装置的使用频率远远高于火力发电厂，在此情况下，若能缩短同期并网时间，将大大提高机组的经济效益，因此也对同期装置提出了更高的要求。某厂9E联合循环汽轮发电机同期装置采用ABB公司的TAS01同期卡控制，该卡通过DCS控制DEH汽轮机数字电液控制及AVR励磁系统进行调速调压，执行并网。基于此，为更好地提升同期并网的性能，本文通过对TAS01同期卡工作原理及特性对同期过程中的问题进行了分析处理，提出了改进方法，取得了较好的效果，对机组运行的经济性有着积极的意义。

2 TAS01同期卡模件介绍

2.1 TAS01同期卡功能

TAS01同期卡是一个控制模件，安装在DCS控制柜中，集成了自动同期调整及发电机自动并网功能，该模件能够接交流电源在0～150V或0～50V，输入频率在50Hz或60Hz的发电机电压（TV1）和待并侧电压（TV2）。模件可自动通过AVR励磁装置及DEH数液系统调整发电机电压及频率，使两侧电压、频率、相位匹配，然后自动发合发电机开关指令[1]，待发电机合闸后同期装置功能退出。图1为系统控制示意图。

图1 同期并网模块控制示意图

2.2 TAS01同期卡工作原理

发电机一旦建立了初始电压和频率条件，令DCS同期投入，TAS01同期卡投入工作，当发电机与系统不同步时，该同期卡将检测发电机和待并侧的电压和频率是否满足同期要求。若频率和电压均不满足时，此时同期卡上的FREQ和VOLTS指示灯不亮。当启用电压调节，同期卡将向AVR电压调节器脉冲输出升高或降低电压，直到发电机与系统电压匹配，此时同期卡VOLTS指示红灯亮。当启用频率控制，同期卡通过脉冲升高或降低向DEH输出转速控制，以调整转速，直到发电机与待并侧频率相匹配，此时同期卡FREQ指示红灯亮。如图2所示。

图2 TAS01同期卡面板说明

当电压和频率满足要求后，TAS01同期卡显示同期相位角差，开始计算发电机与系统相位角的差值，相位角差值从359°逐步降到0°，此时TAS01做好了合闸准备，当相位差角度至发电机断路器合闸脉冲角时，同期卡CLOSE红灯亮，向发电机出口断路器发出合闸脉冲，同期卡面板相位角差将瞬间锁定在开关合闸时角度，同时结束同期并网程序。图3为模拟同步工作过程中应有的工作行为。

图3 模拟同步表示意图

TAS01同期卡发出发电机开关合闸脉冲指令后，将不会再发另外一个合闸指令，直至发电机开关合闸信号取消。合闸后的相角差应在0°左右，接近同步点，此时对发电机冲击最小，更易拉入同步，否则需根据开关合闸时间等因素调整发电机合闸脉冲角。

3 TAS01同期卡并网时间长的问题

运行人员一直按操作票规范执行并网，但频繁出现并网时间增长问题。通过对同期并网观察，同期投入时同期卡上的FREQ指示灯亮，频率匹配，但同期卡VOLTS指示灯不亮，电压未到匹配值，同期卡向AVR发加电压脉冲，电压上升，当电压匹配同期卡VOLTS指示灯亮，此时又出现同期卡上FREQ指示灯不亮，频率不匹配，同期卡又向DEH调发频脉冲，但转数上升缓慢，直至FREQ指示灯和VOLTS指示灯都亮后，满足同期匹配条并网件，此类情况在多次并网过程中出现，如此往复调整并网参数，使得并网时间出现了延长。回顾整个并网过程，操作方式未变，调频、调压也正常执行，但整个并网过程却延长了，因此笔者对该问题进行了进一步梳理。

4 问题的检查和处理

4.1 TAS01同期卡的参数检查

TAS01有15个参数，必须由用户设置才能正确操作。该厂的同期卡的参数设置见表1。

表1 TAS01卡同期装置定值清单

参数说明如下：参数1。对电压升降调节器的输出脉冲的持续时间。参数2。电压上下输出脉冲之间的间隔时间。参数1和参数2决定了可以调整发电机电压的速率。

参数3。检测到电压匹配时，发电机电压与系统电压差允许范围。参数4。将检测到电压匹配的参数3的±死区。参数3和参数4确定发电机和系统电压的电压允许范围。图4说明了这两个参数之间的关系。

图4 电压允许范围

参数5。汽轮机转速提高/降低输出脉冲持续时间。参数6描述转速上下输出脉冲之间的间隔时间。

参数7。对于要检测到的频率匹配条件，发电机频率必须超过系统频率的值。参数8描述参数7的±死区，参数7的±频率匹配。参数7和参数8确定如何确定频率的频率允许范围。图5说明了这两个参数之间的关系。

图5 频率允许范围

参数9。断路器合闸输出脉冲持续时间（脉冲宽度）。参数10。断路器关闭响应时间（从断路器关闭输出脉冲开始到实际断路器关闭的时间）。参数11。最大允许的断路器闭合角度，此参数用作对其他参数的检查，使用以下公式。如果计算出的最大断路器闭合角度超过参数11指定得值，则当按下CAL按钮并保留旧值时，将显示错误代码E020。再次按CAL按钮将重新启动参数1处的配置序列。（参数10）x（参数7+参数8）x360°＜参数11范围。

参数12。工作频率范围：50Hz。参数13。频率偏差允许低限值。参数14。频率偏差允许高限值。参数12、13、14建立TAS01将在工作的频带，这被用作频率输入信号的完整性检查。如果频率不在此波段内，则该模块假设频率信号有问题，并且将不会同步该单元。允许的频带从（参数12-参数13）=49Hz到（参数12+参数14）=51Hz。

该厂的待并侧和发电机侧的电压等级为10kV左右，通过表1举例说明参数的匹配情况，若系统侧电压为10kV，同期装置允许电压的匹配计算：10×1%=0.1kV，则发电机侧电压需＞10.1kV，电压死区0.15kV，则其电压允许范围在10.05～10.25kV，这里需根据待并侧电压值确定发电机侧电压匹配值。同期装置允许频率匹配参数计算，为防止出现发电机逆功率，同期卡要求并网时发电机频率必须超过系统频率值，若系统频率为50Hz则参数计算如下：0.12Hz×60r/min=7.2r/min，则发电机侧频率需＞3007.2r/min=50.12Hz，频率死区0.1Hz，则其频率允许范围在50.02～50.22Hz，即3001.2r/min～3013.2r/min，大于系统侧频率50Hz。通过参数检查发现该厂参数定值均符合准同期并网要求，并网参数未发生变化，且在并网过程中也按此参数并网。

4.2 TAS01同期卡在并网过程中电压、频率不匹配情况检查

4.2.1 电压不匹配检查

回顾同期卡的动作情况，在同期投入并网时发现，FREQ指示灯亮，频率已匹配，同期卡VOLTS指示灯不亮，电压却未匹配，通过同对电压观察发现，此时系统侧电压10.1kV，而待并侧电压只有9.9kV，故两侧电压不能匹配，但发电机侧电压在缓慢上升，这说明同期卡在给AVR发升脉冲指令，因加压需用一个过程，故此时电压第一时间未能完成匹配。通过分析，主要原因是该厂AVR励磁系统投励后的给定值是9.9kV，此时投入同期后，低于系统侧电压，故需通过脉冲调整电压至匹配值，影响了同期时间。

4.2.2 频率不匹配检查

该厂并网同期时DCS汽机选择转数设置为3000r/min定速，在冲至3000r/min前，运行的冲转操作一般从0r/min开始逐步先冲至2950r/min，再由2950r/min冲至3000r/min，此时的冲转速率也由原来的400r/min调整到50r/min，由于阀门线性等问题，该厂冲至3000r/min的转数第一波均会超调，转数会冲高至3009r/min左右。然后有一个回调，回至3000r/min，当此时投入同期，由于3000r/min低于3007.2r/min，同期卡频率将无法匹配，同期卡需发升转数脉冲指令，由于DEH此时转数速率设置50r/min，为防止转数超调，加上机组调阀特性有了一定的改变等原因，上升速率缓慢，故转数到3007.2r/min匹配转数时间也将变长，对同期并网时间必定产生影响。

4.3 同期卡并网时间长问题的优化及措施

4.3.1 针对同期卡频率匹配优化

由于机组频繁启停，机组运行时间近17年，调阀特性有所改变，且主要问题从3000r/min到3007.2r/min升速时间过长，增加了匹配时间，为便于频率匹配，将TAS01同期卡的频率匹配参数7定值改为0.06Hz，参数8的死区改为0.06Hz。按此计算，若系统侧频率50Hz，则0.06Hz×60r/min=3.6r/min，发电机侧频率需大于3003.6r/min=50.06Hz，频率死区0.06Hz，则其频率允许范围在50.00～50.12Hz，即3000r/min～3007.2r/min，转速并未小于系统侧转速。

考虑逆功率问题，如按不等率5%计算，机组额定有功60MW，则3003.6r/min所对应负荷大致为60/150×3.6=1.44MW，即为并网初始负荷，一般不会出现逆功率。因此通过参数修改，相对于3007.2r/min原参数转数小了一半，即可使3000r/min～3003.6r/min同期匹配时间缩短一半，若转速为3007.2r/min，冲击电流800A左右，按此推算，冲击电流大致能降低到400A左右，可减少对系统的冲击。同期卡对转数调整后，自身内部将自动计算合闸相角，若相角不满足卡件会自动报错，通过转速调整相角仍满足要求，小于参数11，并未报错误代码。

4.3.2 同期并网操作时电压优化

通过年度系统电压数据统计发现，该厂系统侧电压一般均在10.1kV左右，△U=Ug-Us=0.1kV，考虑机组在同期投入时电压能及时匹配，待并则电压大致需设定在10.2kV。按照运行并网操作票在转数至2950r/min时投入AVR励磁调节系统建压，为及早做好电压匹配，该厂将原先的AVR励磁系统初始值由原来的9.9kV调整至10.2kV左右，使发电机侧电压能够在并网前较早完成匹配，以便缩短同期并网时间。

4.3.3 并网定数时转数优化

2950r/min冲转到并网定速时，运行人员会将DCS目标转速设定3000r/min，现为考虑能尽快与同期并网参数3003.2r/min匹配，规定运行人员DCS目标转速设定到3004r/min，减少同期卡通过脉冲指令再到DEH调节系统影响调速时间，从而更能使同期投入时转速快速的匹配，当然这里主要取决于DEH对调阀控制精度及阀门的特性情况。

4.3.4 对同期卡进行ADC自动电压校准

ADC自动校准是TAS01同期卡内自带，该程序通过从发电机侧和线路侧端子输入相同的电压源，确保交流输入转换相同的数字值，保证两侧电压匹配及校准，如电压有不匹配则会生成错误信息。

4.3.5 规范操作流程

目标转数至2950r/min，调整目标指令至3004 r/min，速率50r/min；同时合上励磁开关，励磁系统投励建压，检查发电机侧电压至10.2kV，并根据大于系统侧电压0.1kV适当进行手动调整，当汽机转数在3005r/min时投入同期，投入DEH汽机允许。

经过多次的并网试验，发电机开关合闸时，TAS01同期卡同期角度显示在359°或356°，基本满足准同期相位角0°要求。且同期并网投入启动到发电机开关合上基本在40s左右，最短只需23s。优化后的冲击电流只有350A左右，并网时间也得到了较大的改善。

5 结语

发电机的同期并网不仅影响机组的安全性也直接影响机组的经济性。本文对TAS01同期卡应用进行了一个说明，并对联合循环汽轮发电机同期并网中的一些问题进行了分析，结合TAS01同期卡及机组的特性，对存在的问题提出了可行的优化措施，通过参数优化及操作方法优化提升了机组并网效能，有效地保证了机组的经济性，为今后机组的安全稳定运行提供了一定的经验，值得同类型机组的电厂借鉴及参考。