一起水電機組非同期并網事件的分析處理和啟示

摘 要：發電機組準同期并網時，需要機組與系統的電壓幅值大小相等、頻率相等、相序和相位相同，缺一不可。若準同期并網的這幾個條件未達到允許值，機組并網時產生的巨大沖擊電流將對發電機、變壓器甚至系統造成嚴重沖擊。現通過分析一起非同期并網事件，介紹非同期并網事件的處理過程，以便準確把握準同期并網條件的重要性，并提出相關改進措施，對其他電站有一定的借鑒作用。

關鍵詞：非同期;并網條件;處理;防范措施

中圖分類號：TM622? 文獻標志碼：A? 文章編號：1671-0797（2022）11-0006-04

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

0? ? 引言

南水水電站#1發電機容量為32 MW，#2、#3發電機容量為34 MW。#1發電機為單元接線，通過10.5 kV Ⅰ段母線后經1號變壓器升壓，然后接入110 kV開關站設備;#2、#3發電機采用擴大單元接線，通過10.5 kV Ⅱ段母線后經2號變壓器升壓，然后接入110 kV開關站設備。#1主變容量為40 MVA，#2主變容量為90 MVA。其中主變接入110 kV系統，110 kV系統采用單母線接線。

南水水電站計算機監控系統配置有自動準同期裝置和手動準同期控制回路，其中手動準同期回路配置同步繼電器、相位表等，以實現手動操作機組同期并網。機組正常運行時，利用自動準同期裝置，判斷電壓幅值大小、頻率、相位，各判斷條件合格后，開出斷路器合閘命令，實現自動準同期并網。機組保護裝置采用的是南瑞繼保公司RCS-985RS/SS系列產品，機組勵磁系統采用廣州擎天EXC9100系列產品，故障錄波器采用武漢中元ZH-3B系列產品。

1? ? 事件發生過程

1號機組小修完成后，進行機組并網發電試驗。

19：32：59，進行1F發電操作。并網前，自動同期裝置啟動正常，根據系統電壓調節機組電壓，電壓頻率、相角、幅值在準同期并網條件范圍之內，觀察到同期合閘繼電器動作。

19：35：18，上位機報1F出口斷路器合閘失敗，流程退出;機組在空載態。

19：38：20，進行1F發電操作。

19：38：27，1F機組開關合閘后，失磁保護動作，1F滅磁開關和出口開關跳閘。

機組進入電氣事故停機后，停機成功。

2? ? 事件初步原因分析

（1）保護裝置失磁保護動作，檢查保護裝置是否正常，勵磁回路是否正常。

（2）兩次操作機組發電間隔時間不長，需檢查發電機出口開關是否存在合閘延遲故障;機組第一次進行發電操作，同期裝置合閘命令已經發出，斷路器第一次合閘失敗后，須檢查斷路器操作控制回路是否存在接觸不良的情況。

（3）機組第二次進行發電操作，發電機短時間實現并網后跳閘，與實際機組運行時同期裝置調節電壓大小、頻率、相位的時間相差較大，需檢查同期裝置PT回路是否正常，同期裝置是否存在誤發允許合閘命令的情況;同時，檢查允許合閘繼電器是否存在空接點粘連導致機組快速合閘的情況。

3? ? 事件檢查處理過程

3.1? ? 繼保方面檢查處理

（1）檢查1號機保護裝置，保護裝置顯示失磁保護Ⅱ段動作，出口跳開1號機出口開關、1號機滅磁開關，并報保護動作信號。同時，在保護裝置上打印該事件跳閘報告。

機組保護裝置失磁Ⅰ段未投入，失磁Ⅱ段保護投入。失磁Ⅱ段為RCS-985SS后備保護裝置配置的保護功能，失磁判據為低電壓判據投入+阻抗判據投入+轉子電壓判據，阻抗圓特性為異步圓，低電壓判據電壓為機端電壓。

失磁阻抗保護圓如圖1所示，陰影區為動作區。

查看保護裝置跳閘報告可知：

1）19：38：27.591，裝置開始錄波，機組頻率為49.6 Hz;

2）19：38：27.640，機組開關合閘并網，機組電壓急速下降至47 V，機組電壓低于失磁保護Ⅱ段低電壓整定值90 V，機組頻率接近49.8 Hz，機組定子電流突變至額定電流的6倍，保護裝置啟動;

3）19：38：27.670，機組無功由正向轉為反向，機組開始吸收電網系統無功，逐漸進入失步運行，機組頻率逐漸下降至49.6 Hz，定子電流逐漸下降后又升高，呈現周期性變化;

4）19：38：27.750，轉子低電壓開入;

5）19：38：28.695，失磁保護Ⅱ段動作，同時出口跳閘，跳開滅磁開關和機組斷路器。

檢查結果：從保護裝置動作過程來看，失磁后，發電機定子電流下降后又升高并呈周期性變化，轉子電壓下降，機組吸收系統無功，符合失磁保護的動作原理。同時，根據《繼電保護和電網安全自動裝置檢驗規程》（DL/T 995—2016）[1]，繼保專業技術人員進行1號機保護裝置功能校驗，失磁保護校驗正常，其他保護功能均正常。

（2）故障錄波器波形圖檢查：通過南水10 kV發電機發變組錄波波形可以看出，在機組并網時，機組PT電壓超前10.5 kV母線PT電壓約90°。機組三相定子電流突增，機組電壓和10.5 kV Ⅰ段母線電壓下降，1號機勵磁變電流增大。

3.2? ? 勵磁方面檢查處理

（1）檢查勵磁系統調節器，勵磁調節器運行正常，觸摸屏上有欠勵限制動作報警且無滅磁開關誤分動作信號。

（2）根據《大中型水輪發電機自并勵勵磁系統及裝置運行和檢修規程》（DL/T 491—2008）[2]進行開環小電流試驗，得到可控硅自動調節特性試驗記錄，如表1所示。

（3）根據《大中型水輪發電機自并勵勵磁系統及裝置運行和檢修規程》（DL/T 491—2008）[2]進行開環小電流試驗，得到可控硅移相特性和波形檢查記錄，如表2所示。

（4）根據《電力設備預防性試驗規程》（DL/T 596—2021）[3]進行滅磁開關機械機構及開關特性試驗檢查，情況均正常。

（5）根據《大中型水輪發電機自并勵勵磁系統及裝置運行和檢修規程》（DL/T 491—2008）[2]進行勵磁及轉子回路絕緣試驗，試驗正常;再進行碳刷及滑環檢查，碳刷及滑環表面無過熱變色現象，碳刷與滑環接觸良好，接觸面無積垢，且絕緣檢查正常。

檢查結果：機組勵磁調節器、功率柜可控硅整流回路、滅磁開關、勵磁回路、轉子檢查均正常。

3.3? ? 機組出口開關及定子檢查處理

（1）電氣一次人員打開斷路器本體機構箱進行檢查，未發現異常;根據《電力設備預防性試驗規程》（DL/T 596—2021）[3]進行機組開關絕緣試驗、交流耐壓試驗、導電回路電阻檢查、開關真空度檢查、機械特性檢查，均正常。

（2）電氣二次人員對斷路器操作控制回路也進行了檢查和試驗，檢查控制回路絕緣、開關線圈直流電阻正常;現地和遠方操作斷路器分、合閘正常，控制回路無接觸不良情況。

（3）電氣一次人員進行定子絕緣、泄漏電流及耐壓試驗正常，定子端部檢查無異常。

檢查結果：機組出口開關機械機構正常、控制回路正常，不存在延時合閘現象，且斷路器操作控制回路不存在接觸不良的情況。

3.4? ? 機組同期裝置和同期回路檢查處理

根據《自動準同期裝置通用技術條件》（DL/T 1348—2014）[4]的要求進行如下檢查：

（1）對同期回路進行絕緣測量，檢查正常。

（2）對同期回路繼電器進行檢查，檢查正常。

（3）對同步繼電器進行相位檢查，動作正常。

（4）核對自動準同期裝置參數，如表3所示。

（5）對1號機組PT和10.5 kV Ⅰ段母線PT進行檢查，一次保險接觸良好，回路接觸良好。

（6）對接入同期裝置的10.5 kV Ⅰ段母線PT、1號機組PT的AB相硬接線進行核對。用對線燈進行每根硬接線的對線，確保從1號機組PT和10.5 kV Ⅰ段母線PT引出到1號機LCU盤柜后的硬接線無誤。

（7）利用相序儀對1號機組PT和10.5 kV Ⅰ段母線PT的A、B、C三相進行相序檢查，A、B、C三相正序運行，檢查正常。

（8）對自動準同期裝置進行本體試驗。退出1號機組和10.5 kV Ⅰ段母線PT，拉開各PT在各轉接端子箱處的空氣開關，并在1號機LCU屏處解開同期裝置合閘脈沖繼電器控制機組出口開關合閘的硬接線，用繼電保護測試儀輸入機組和10.5 kV Ⅰ段母線AB相PT端子電壓和頻率值，模擬機組出口開關自動準同期合閘，同期裝置本體試驗記錄如表4所示。

試驗結果：該同期裝置調節機組頻率時出現誤發允許合閘命令的現象，進行同期裝置更換。

3.5? ? 對更換后的同期裝置進行相關投運試驗

（1）根據《自動準同期裝置通用技術條件》（DL/T 1348—2014）[4]的要求，進行回路絕緣檢查、設備通電檢查、同期裝置內部PT極性/測量精度檢查、本體試驗、同相試驗、反相試驗，結果均正常。

（2）更換后同期裝置的假同期并網試驗：

1）核對同期裝置整定參數，具體如表3所示。

2）采用同源核相的方法進行假同期并網試驗。合上1號主變高壓側開關，將運行方式切為1號主變帶10.5 kV Ⅰ段母線運行，將10.5 kV Ⅰ段母線PT和1號機組PT的AB相電壓在LCU盤柜后分別并聯接入便攜式故障錄波器，將同期裝置允許合閘繼電器的動作接點和機組開關合閘的動作接點接入便攜式故障錄波器作為啟動源以計算出斷路器的導前時間，同時記錄合閘時機組PT和母線PT的相序、相位、電壓和頻率。運行人員在機組空轉態后，進行機組零起升壓試驗，在每個試驗電壓點進行確認，確定1號機組PT和10.5 kV Ⅰ段母線PT的相序、相位、電壓一致，以確保PT接線無誤。在具備同期并網條件后，進行兩次假同期并網試驗，同期回路均正確動作，繼電器無粘連，斷路器均動作正常。

3）在假并網試驗過程中，計算出斷路器導前時間為90 ms。

4）拆除試驗接線，其他設備均恢復至正常運行狀態。

（3）假同期并網試驗合格后，進行同期裝置真并網試驗。

進行1F空載至發電操作，同期裝置啟動，機組開關合閘正確，檢查同期裝置合閘過程正確，查看故障錄波器合閘波形圖無異常。

試驗結果：更換后的自動準同期裝置檢查正常，并網試驗正常，正式投運。

4? ? 事件原因分析

（1）從上述保護裝置和故障錄波器錄波情況分析可知，并網前，1號機組PT電壓超前10.5 kV Ⅰ段母線PT電壓約90°，機組并網時頻率49.6 Hz，頻差和相位差均未達到自動準同期并網的允許條件，可初步判定存在發電機非同期并網問題。并網后，三相定子沖擊電流突變至約6倍額定電流，機組電壓下降，機組失磁后進入失磁保護動作阻抗圓，轉子低電壓開入，機組保護失磁Ⅱ段動作。

根據上述檢查，排除勵磁、轉子回路故障導致發電機失磁保護動作，排除機組出口開關延遲動作合閘和斷路器控制回路接點粘連故障導致非同期并網，確定為自動準同期裝置誤開出導致發電機非同期并網。并網后，機組無法同步運行，機組保護動作，開出跳閘出口，機組保護動作正確。

（2）發電操作過程中，第一次并網發電，同期裝置運行合閘命令開出，機組開關并未進行合閘，經檢查，同期合閘控制回路和機組出口開關操作控制回路不存在接觸不良的情況。第二次進行發電操作，同期裝置啟動約6 s，機組開關合閘。

根據機組實際的運行情況，機組并網同期裝置需調節60～90 s才會發出同期合閘命令。經檢查，監控上位機一覽表沒有記錄允許合閘繼電器是否動作的信號，無法判斷第二次進行發電操作時自動準同期裝置是否開出允許合閘命令，導致無法第一時間判斷是否為同期裝置誤發斷路器允許合閘命令，降低了事件處理速度。

5? ? 防范措施

（1）如果在機組同期裝置發出允許合閘命令后出現機組出口斷路器未合閘現象，運行人員應及時通知相關檢修班組檢查處理，同時停止本臺機組并網操作。

（2）在機組涉及斷路器改造或參與自動準同期裝置控制的機組PT、系統PT更換以及自動準同期裝置更換時，應嚴格落實同期裝置和同期回路的相關試驗，同時確保電壓回路接線、斷路器合閘回路、同期裝置參數設置正確無誤。

（3）將自動準同期裝置的允許合閘繼電器動作信號作為SOE量點接入LCU進行監視，同時，舉一反三，將其他影響機組運行的繼電器信號點接入監控進行監視。

6? ? 結語

發電機非同期并網直接影響發電機和變壓器的安全與壽命，嚴重時將擾亂整個電力系統的正常運行，甚至會造成系統崩潰。一旦發生非同期并網事件，應及時檢查機組定子、轉子、機組出口開關及相關二次設備，如保護裝置、勵磁系統、監控自動化設備等，確保機組能安全穩定運行。

自動準同期裝置是水電站實現遠程控制的重要的自動化控制設備，在該設備投運時，應按照標準嚴格進行試驗;在運行過程中，應加強技術分析;在檢修過程中，應加強檢修管理，落實檢修質量。發電機同期并網時，應加強相序、相位、電壓、頻率監測，杜絕類似的非同期事件的發生。

[參考文獻]

[1] 繼電保護和電網安全自動裝置檢驗規程：DL/T 995—2016[S].

[2] 大中型水輪發電機自并勵勵磁系統及裝置運行和檢修規程：DL/T 491—2008[S].

[3] 電力設備預防性試驗規程：DL/T 596—2021[S].

[4] 自動準同期裝置通用技術條件：DL/T 1348—2014[S].

收稿日期：2022-03-24

作者簡介：周莎莎（1991—），女，湖南邵陽人，電力工程電氣工程師，主要從事水電廠電氣二次設備檢修工作。