一起水电机组非同期并网事件的分析处理和启示

摘 要：发电机组准同期并网时，需要机组与系统的电压幅值大小相等、频率相等、相序和相位相同，缺一不可。若准同期并网的这几个条件未达到允许值，机组并网时产生的巨大冲击电流将对发电机、变压器甚至系统造成严重冲击。现通过分析一起非同期并网事件，介绍非同期并网事件的处理过程，以便准确把握准同期并网条件的重要性，并提出相关改进措施，对其他电站有一定的借鉴作用。

关键词：非同期;并网条件;处理;防范措施

中图分类号：TM622  文献标志码：A  文章编号：1671-0797（2022）11-0006-04

DOI：10.19514/j.cnki.cn32-1628/tm.2022.11.002

0    引言

南水水电站#1发电机容量为32 MW，#2、#3发电机容量为34 MW。#1发电机为单元接线，通过10.5 kV Ⅰ段母线后经1号变压器升压，然后接入110 kV开关站设备;#2、#3发电机采用扩大单元接线，通过10.5 kV Ⅱ段母线后经2号变压器升压，然后接入110 kV开关站设备。#1主变容量为40 MVA，#2主变容量为90 MVA。其中主变接入110 kV系统，110 kV系统采用单母线接线。

南水水电站计算机监控系统配置有自动准同期装置和手动准同期控制回路，其中手动准同期回路配置同步继电器、相位表等，以实现手动操作机组同期并网。机组正常运行时，利用自動准同期装置，判断电压幅值大小、频率、相位，各判断条件合格后，开出断路器合闸命令，实现自动准同期并网。机组保护装置采用的是南瑞继保公司RCS-985RS/SS系列产品，机组励磁系统采用广州擎天EXC9100系列产品，故障录波器采用武汉中元ZH-3B系列产品。

1    事件发生过程

1号机组小修完成后，进行机组并网发电试验。

19：32：59，进行1F发电操作。并网前，自动同期装置启动正常，根据系统电压调节机组电压，电压频率、相角、幅值在准同期并网条件范围之内，观察到同期合闸继电器动作。

19：35：18，上位机报1F出口断路器合闸失败，流程退出;机组在空载态。

19：38：20，进行1F发电操作。

19：38：27，1F机组开关合闸后，失磁保护动作，1F灭磁开关和出口开关跳闸。

机组进入电气事故停机后，停机成功。

2    事件初步原因分析

（1）保护装置失磁保护动作，检查保护装置是否正常，励磁回路是否正常。

（2）两次操作机组发电间隔时间不长，需检查发电机出口开关是否存在合闸延迟故障;机组第一次进行发电操作，同期装置合闸命令已经发出，断路器第一次合闸失败后，须检查断路器操作控制回路是否存在接触不良的情况。

（3）机组第二次进行发电操作，发电机短时间实现并网后跳闸，与实际机组运行时同期装置调节电压大小、频率、相位的时间相差较大，需检查同期装置PT回路是否正常，同期装置是否存在误发允许合闸命令的情况;同时，检查允许合闸继电器是否存在空接点粘连导致机组快速合闸的情况。

3    事件检查处理过程

3.1    继保方面检查处理

（1）检查1号机保护装置，保护装置显示失磁保护Ⅱ段动作，出口跳开1号机出口开关、1号机灭磁开关，并报保护动作信号。同时，在保护装置上打印该事件跳闸报告。

机组保护装置失磁Ⅰ段未投入，失磁Ⅱ段保护投入。失磁Ⅱ段为RCS-985SS后备保护装置配置的保护功能，失磁判据为低电压判据投入+阻抗判据投入+转子电压判据，阻抗圆特性为异步圆，低电压判据电压为机端电压。

失磁阻抗保护圆如图1所示，阴影区为动作区。

查看保护装置跳闸报告可知：

1）19：38：27.591，装置开始录波，机组频率为49.6 Hz;

2）19：38：27.640，机组开关合闸并网，机组电压急速下降至47 V，机组电压低于失磁保护Ⅱ段低电压整定值90 V，机组频率接近49.8 Hz，机组定子电流突变至额定电流的6倍，保护装置启动;

3）19：38：27.670，机组无功由正向转为反向，机组开始吸收电网系统无功，逐渐进入失步运行，机组频率逐渐下降至49.6 Hz，定子电流逐渐下降后又升高，呈现周期性变化;

4）19：38：27.750，转子低电压开入;

5）19：38：28.695，失磁保护Ⅱ段动作，同时出口跳闸，跳开灭磁开关和机组断路器。

检查结果：从保护装置动作过程来看，失磁后，发电机定子电流下降后又升高并呈周期性变化，转子电压下降，机组吸收系统无功，符合失磁保护的动作原理。同时，根据《继电保护和电网安全自动装置检验规程》（DL/T 995—2016）[1]，继保专业技术人员进行1号机保护装置功能校验，失磁保护校验正常，其他保护功能均正常。

（2）故障录波器波形图检查：通过南水10 kV发电机发变组录波波形可以看出，在机组并网时，机组PT电压超前10.5 kV母线PT电压约90°。机组三相定子电流突增，机组电压和10.5 kV Ⅰ段母线电压下降，1号机励磁变电流增大。

3.2    励磁方面检查处理

（1）检查励磁系统调节器，励磁调节器运行正常，触摸屏上有欠励限制动作报警且无灭磁开关误分动作信号。

（2）根据《大中型水轮发电机自并励励磁系统及装置运行和检修规程》（DL/T 491—2008）[2]进行开环小电流试验，得到可控硅自动调节特性试验记录，如表1所示。

（3）根据《大中型水轮发电机自并励励磁系统及装置运行和检修规程》（DL/T 491—2008）[2]进行开环小电流试验，得到可控硅移相特性和波形检查记录，如表2所示。

（4）根据《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596—2021）[3]进行灭磁开关机械机构及开关特性试验检查，情况均正常。

（5）根据《大中型水轮发电机自并励励磁系统及装置运行和检修规程》（DL/T 491—2008）[2]进行励磁及转子回路绝缘试验，试验正常;再进行碳刷及滑环检查，碳刷及滑环表面无过热变色现象，碳刷与滑环接触良好，接触面无积垢，且绝缘检查正常。

检查结果：机组励磁调节器、功率柜可控硅整流回路、灭磁开关、励磁回路、转子检查均正常。

3.3    机组出口开关及定子检查处理

（1）电气一次人员打开断路器本体机构箱进行检查，未发现异常;根据《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596—2021）[3]进行机组开关绝缘试验、交流耐压试验、导电回路电阻检查、开关真空度检查、机械特性检查，均正常。

（2）电气二次人员对断路器操作控制回路也进行了检查和试验，检查控制回路绝缘、开关线圈直流电阻正常;现地和远方操作断路器分、合闸正常，控制回路无接触不良情况。

（3）电气一次人员进行定子绝缘、泄漏电流及耐压试验正常，定子端部检查无异常。

检查结果：机组出口开关机械机构正常、控制回路正常，不存在延时合闸现象，且断路器操作控制回路不存在接触不良的情况。

3.4    机组同期装置和同期回路检查处理

根据《自动准同期装置通用技术条件》（DL/T 1348—2014）[4]的要求进行如下检查：

（1）对同期回路进行绝缘测量，检查正常。

（2）对同期回路继电器进行检查，检查正常。

（3）对同步继电器进行相位检查，动作正常。

（4）核对自动准同期装置参数，如表3所示。

（5）对1号机组PT和10.5 kV Ⅰ段母线PT进行检查，一次保险接触良好，回路接触良好。

（6）对接入同期装置的10.5 kV Ⅰ段母线PT、1号机组PT的AB相硬接线进行核对。用对线灯进行每根硬接线的对线，确保从1号机组PT和10.5 kV Ⅰ段母线PT引出到1号机LCU盘柜后的硬接线无误。

（7）利用相序仪对1号机组PT和10.5 kV Ⅰ段母线PT的A、B、C三相进行相序检查，A、B、C三相正序运行，检查正常。

（8）对自动准同期装置进行本体试验。退出1号机组和10.5 kV Ⅰ段母線PT，拉开各PT在各转接端子箱处的空气开关，并在1号机LCU屏处解开同期装置合闸脉冲继电器控制机组出口开关合闸的硬接线，用继电保护测试仪输入机组和10.5 kV Ⅰ段母线AB相PT端子电压和频率值，模拟机组出口开关自动准同期合闸，同期装置本体试验记录如表4所示。

试验结果：该同期装置调节机组频率时出现误发允许合闸命令的现象，进行同期装置更换。

3.5    对更换后的同期装置进行相关投运试验

（1）根据《自动准同期装置通用技术条件》（DL/T 1348—2014）[4]的要求，进行回路绝缘检查、设备通电检查、同期装置内部PT极性/测量精度检查、本体试验、同相试验、反相试验，结果均正常。

（2）更换后同期装置的假同期并网试验：

1）核对同期装置整定参数，具体如表3所示。

2）采用同源核相的方法进行假同期并网试验。合上1号主变高压侧开关，将运行方式切为1号主变带10.5 kV Ⅰ段母线运行，将10.5 kV Ⅰ段母线PT和1号机组PT的AB相电压在LCU盘柜后分别并联接入便携式故障录波器，将同期装置允许合闸继电器的动作接点和机组开关合闸的动作接点接入便携式故障录波器作为启动源以计算出断路器的导前时间，同时记录合闸时机组PT和母线PT的相序、相位、电压和频率。运行人员在机组空转态后，进行机组零起升压试验，在每个试验电压点进行确认，确定1号机组PT和10.5 kV Ⅰ段母线PT的相序、相位、电压一致，以确保PT接线无误。在具备同期并网条件后，进行两次假同期并网试验，同期回路均正确动作，继电器无粘连，断路器均动作正常。

3）在假并网试验过程中，计算出断路器导前时间为90 ms。

4）拆除试验接线，其他设备均恢复至正常运行状态。

（3）假同期并网试验合格后，进行同期装置真并网试验。

进行1F空载至发电操作，同期装置启动，机组开关合闸正确，检查同期装置合闸过程正确，查看故障录波器合闸波形图无异常。

试验结果：更换后的自动准同期装置检查正常，并网试验正常，正式投运。

4    事件原因分析

（1）从上述保护装置和故障录波器录波情况分析可知，并网前，1号机组PT电压超前10.5 kV Ⅰ段母线PT电压约90°，机组并网时频率49.6 Hz，频差和相位差均未达到自动准同期并网的允许条件，可初步判定存在发电机非同期并网问题。并网后，三相定子冲击电流突变至约6倍额定电流，机组电压下降，机组失磁后进入失磁保护动作阻抗圆，转子低电压开入，机组保护失磁Ⅱ段动作。

根据上述检查，排除励磁、转子回路故障导致发电机失磁保护动作，排除机组出口开关延迟动作合闸和断路器控制回路接点粘连故障导致非同期并网，确定为自动准同期装置误开出导致发电机非同期并网。并网后，机组无法同步运行，机组保护动作，开出跳闸出口，机组保护动作正确。

（2）发电操作过程中，第一次并网发电，同期装置运行合闸命令开出，机组开关并未进行合闸，经检查，同期合闸控制回路和机组出口开关操作控制回路不存在接触不良的情况。第二次进行发电操作，同期装置启动约6 s，机组开关合闸。

根据机组实际的运行情况，机组并网同期装置需调节60～90 s才会发出同期合闸命令。经检查，监控上位机一览表没有记录允许合闸继电器是否动作的信号，无法判断第二次进行发电操作时自动准同期装置是否开出允许合闸命令，导致无法第一时间判断是否为同期装置误发断路器允许合闸命令，降低了事件处理速度。

5    防范措施

（1）如果在机组同期装置发出允许合闸命令后出现机组出口断路器未合闸现象，运行人员应及时通知相关检修班组检查处理，同时停止本台机组并网操作。

（2）在机组涉及断路器改造或参与自动准同期装置控制的机组PT、系统PT更换以及自动准同期装置更换时，应严格落实同期装置和同期回路的相关试验，同时确保电压回路接线、断路器合闸回路、同期装置参数设置正确无误。

（3）将自动准同期装置的允许合闸继电器动作信号作为SOE量点接入LCU进行监视，同时，举一反三，将其他影响机组运行的继电器信号点接入监控进行监视。

6    结语

發电机非同期并网直接影响发电机和变压器的安全与寿命，严重时将扰乱整个电力系统的正常运行，甚至会造成系统崩溃。一旦发生非同期并网事件，应及时检查机组定子、转子、机组出口开关及相关二次设备，如保护装置、励磁系统、监控自动化设备等，确保机组能安全稳定运行。

自动准同期装置是水电站实现远程控制的重要的自动化控制设备，在该设备投运时，应按照标准严格进行试验;在运行过程中，应加强技术分析;在检修过程中，应加强检修管理，落实检修质量。发电机同期并网时，应加强相序、相位、电压、频率监测，杜绝类似的非同期事件的发生。

[参考文献]

[1] 继电保护和电网安全自动装置检验规程：DL/T 995—2016[S].

[2] 大中型水轮发电机自并励励磁系统及装置运行和检修规程：DL/T 491—2008[S].

[3] 电力设备预防性试验规程：DL/T 596—2021[S].

[4] 自动准同期装置通用技术条件：DL/T 1348—2014[S].

收稿日期：2022-03-24

作者简介：周莎莎（1991—），女，湖南邵阳人，电力工程电气工程师，主要从事水电厂电气二次设备检修工作。