一次机组非同期并网事件的分析及处理
邓鹏程吴德明谌斐鸣杨丹丹
五凌电力有限公司，湖南长沙，410007
摘要：通过对一次电厂机组非同期事件的分析，详叙了同期四要素在发电机同期并网过程中重要性，并提出了改进同期装置的建议和电厂在并网操作上的一些注意事项，也为其他电厂进行类似非同期事件分析时提供了方法。
关键字：发电机非同期相序
引言
发电机和电网的同期并列操作是电气运行最复杂、最重要的一项操作。随着电力系统的发展，发电机的单机容量越来越大，人们已逐步注意到对发电机和电网产生重大危害的发电机组转子轴系扭振问题。扭振并不是单纯的机械问题，而是在某种特定情况下电网与转子轴系机械系统发生的电磁共振，导致定子的电磁力矩和转子轴系的扭矩不断增长。它们相互间的这种能量交换最终引起转子轴系的严重损坏。非同期并网就是诱发扭振的重要原因之一，发电机转子在这瞬间将会被定子的电磁力矩强行地迫使与系统同步，对发电机造成极大的冲击。国内外由于同期操作或同期装置、同期系统的问题发生非同期并列的事例屡见不鲜，其后果是严重损坏发电机的定子绕组，甚至造成大轴损坏。
现象
2006年12月21日20:16:24:0532，三板溪电厂1F机组调试过程中用5001主变高压侧断路器（TCB）同期并网时，5001出现非同期合闸，导致系统振荡，发电机及变压器有异常声音，3F和1F机组振荡。20:16:25:0777稳控装置动作跳3F机组803发电机出口断路器（GCB），此时1F机因有功为负，GCB 801未跳闸，现场人员发现1F机组运行状态不正常，于20:16:40:0955在1F机现地控制柜LCU上现地跳GCB 801断路器开关。检查发现1F机LCU内主变高压侧PT端子A、C相保险（0.25A）已熔断，更换保险后，随继#3机和1F机用GCB再次同期并网成功。
分析及处理
“12·21”事件发生后，电厂专业人员立即会同厂家对1F机组同期回路及相关参数一一进行了详细检查，并对导致非同期并网现象发生的各种可能进行了详尽地分析、试验、
推论与论证。
1、对1F机LCU柜内PT端子接线、同期接线及同期装置参数设置进行检查，排除了接线错误及同期过程中误发合闸脉冲的可能；
2、分别检查1F机LCU柜内主变高低两侧 PT各相电压，均属正常范围；
3、在1F机LCU中解除同期合闸出口，用同期装置模拟5001同期合闸成功。试验发现从500kV母线侧PT和主变低压侧PT到同期装置的电压通过同期装置补偿—30°后，相序、相位、极性完全一致。
4、通过示波器对500kV母线侧PT AC相、AN相和主变低压侧PT AC相的电压波形进行录波，波形图（见图1、2）
图1 主变高低两侧AC相电压波形图
图2 500kV母线侧AN相、主变低压侧ac相电压波形图
检查发现500kV 母线侧PT 和主变低压侧PT 的电压波形均正常，500kV 母线侧AN 相与主变低压侧ac 相相序、相位、极性完全一致，并基本上排除了由于电压波形干扰引起同期装置误动作的可能性。
5、 将1F 机LCU 内500KV 母线PT A 相端子保险拔出以模拟保险熔断状况，同期装置在检测到同期电压消失后，闭锁同期出口，并在约2.5秒后报系统电压过低告警。由此初步判断保险熔断时间是在5001同期合闸之后。
6、 在1F 机LCU 中解除5001同期合闸出口，用继保测试仪给主变高压侧和主变低压侧A 、C 相PT 端子输入电压和频率值，模拟5001自准同期合闸，共做试验3次，均成功合闸，各项试验数据如下：
序号 待并电压 待并频率 待并角度 系统电压 系统频率 1 100V 50.02HZ 28.6° 100V 50.00HZ 2 100V 50.02HZ 28.6° 100V 50.00HZ 3 继保
仪设定值 100V 50.10HZ 27.3° 100V 50.00HZ 序号 待并电压 待并频率 相位差 系统电压 系统频率 1 99.7V 50.02HZ 1.4° 99.0V 50.00HZ 2 99.6V 50.02HZ 1.4° 98.8V 50.00HZ 3
同期合闸瞬间参数
99.6V
50.10HZ
3.7°
98.8V
50.00HZ
表1模拟5001自准同期合闸时的合闸参数
试验发现同期装置在满足同期条件时，均能准确发出合闸命令，误差范围均在允许范围内。
7、 用继保测试仪给500KV 母线和主变低压侧A 、C 相PT 端子输入电压和频率值做5001假同期试验，实际合闸5001断路器，测量从同期装置发出合闸命令开始到5001合闸信号返回的时间，共做试验两次，试验数据如下： 序号 待并电压 待并频率 待并角度 系统电压 系统频率 合闸时间 1 104.5V 50.1HZ 29.3° 100V 50.00HZ 100ms 2
94.694V
50.1HZ
28.6°
100V
50.00HZ
99ms
表2 5001假同期合闸时的合闸参数
试验发现，TCB 5001开关实际合闸时间与同期装置原导前时间设定值80ms 不符，GCB801开关的实际合闸时间为90ms 。检查发现5001断路器合闸无延迟现象。并按实际合闸时间对装置导前时间进行了修改。
8、 根据1F 机12月21日20:16:24的故障录波波形图分析：
图3 非同期时故障录波电压波形图
从波形图上分析，在发生非同期的那一时刻，主变低压侧的电压超前母线侧电压90°，减去由于主变Y/△-11接线引起的30°相角差，实际上合闸那一刻，主变低压侧的电压超前母线侧电压60°。根据电压向量图(图4)分析，假设同期装置工作正常的话，存在两种可能性，会出现主变低压侧的电压超前母线侧电压60°合闸。
①500kV母线侧PT电压取UAB，主变低压侧PT电压取Uac；
②500kV母线侧PT电压取UAC，主变低压侧PT电压取Ubc；
说明：
细虚线表示主变低压侧相电压；粗虚线表示主变低压侧线电压；细实线表示500kV母线侧相电压；粗实线表示500kV母线侧线电压。
c
图4 非同期时电压向量分析图
说明：同期装置补偿－30°，表示将母线侧电压向前移相30°。
9、 1F 机LCU 中解除同期合闸出口，用继保测试仪给500kV 母线侧和主变低压侧
PT 端子输入电压和频率值，模拟5001非同期合闸时的向量关系，同期装置也能发出合闸脉冲。继保仪所加电压向量关系（图5）
说明：
a相:57.7V 0° 50.00Hz B相:100V 180° 50.02Hz c相:57.7V 120° 50.00Hz
a
N
UBN
图5 模拟非同期时电压向量图
由于继保测试仪只能输出三相电压，因此用Uac 代表主变低压侧电压，UBN 代替UAB 代表500kV 母线侧电压，两者相角相差为30°，试验发现在500kV 母线侧电压B、C 相接反的情况下，同期装置仍能发同期合闸命令，而实际此时500kV 母线侧电压与主变低压侧电压相角相差了90°，合闸瞬间各项参数如下：
待并电压 待并频率 相位差 系统电压 系统频率
99.6V 50.02HZ 1.4 99.0V 50.00HZ
表3 模拟5001非同期合闸时的合闸参数
试验发现，同期装置不具备相序检测功能，只要外部给进两路不同系统的电压，装置通过调节电压、频率，总能找到满足相位差条件的同期点。
推 论
通过电厂专业人员与厂家详细而全面地检查，综合分析各项试验数据，一致认为：
1、WX-98G/X自动准同期装置工作正常，且同期回路正确，但不具备相序检测闭锁功能。
2、初步推断12月21日 1F机组主变高压侧断路器5001非同期合闸有可能是12月20日23:34 1F机并网甩负荷试验后，试验人员在拆除试验接线，恢复正常接线过程中误将LCU柜内主变高压侧PT端子B、C相接反，从而导致1F机在主变低压侧电压与500KV 母线电压相角相差90°的情况下非同期合闸，并在随后的系统振荡过程中将PT端子保险熔断。
论 证
由于1F机组调试完后处于消缺状态，无法模拟再现1F机组在12月21日5001非同期合闸时的运行工况。因此，经与网调协商同意，于2007年1月4日晚在2F机组上模拟12月21日出现5001非同期合闸时的1F机运行工况，进行5001断路器假同期试验。
1、2F机带主变零起升压至额定电压，仔细检查LCU柜内PT端子主变高压侧及低压侧三相相序与电压无误后。将LCU柜内主变高压侧PT端子B、C相接反，进行了三次5001断路器假同期合闸，经录波检查及对比分析，与非同期时故障录波电压波形（图3）完全相同。
2、同期装置起动前拉开PT端子 C相保险以模拟C相保险熔断，同期装置告警,闭锁同期出口；同期装置起动后，在同期过程中拉开PT端子 C相保险以模拟保险熔断，同期装置告警,闭锁同期出口。
3、恢复LCU柜内主变高压侧PT端子B、C相正常线序接线，再次进行5001断路器假同期合闸，故障录波波形正常。
由此论证了12月21日5001断路器非同期合闸确为LCU柜内主变高压侧PT端子B、C相接反所导致，保险熔断为5001非同期合闸后由系统振荡产生的。
结 论
同期装置是发电厂的重要自动装置，其直接影响着发电机和变压器的安全与寿命，并直接危及到系统的安全稳定运行，且每次并网冲击的累积将会给发电机造成致命的伤害。通过对“12·21”非同期事件的分析，可以看出恰恰正是缺乏对“发电机和电网的相序必须相同”的监视直接导致了2006年12月21日三板溪电厂1F机组的一次非同期并网事件的发生。因此，同期装置生产厂家不能简单地认为发电机同期并列前发电机和电网的相序就已经相同，而要在同期过程中对同期四要素(相序、电压、频率、相位)进行一一检测，杜绝非同期，避免系统对机组的冲击。
同时，电厂人员应规范作业的操作流程和试验步骤，在发电机带主变零起升压后仔细检查发电机出口断路器（GCB）两侧PT电压相序，主变冲击后认真检查主变高压侧断路器（TCB）两侧PT电压相序，做完GCB及TCB假同期试验后才能进行断路器的真同期试验，从制度上和措施上彻底避免非同期事件的发生。
作者简介：
邓鹏程 工程师，生于1977.11，毕业于西南科技大学，多年从事电力系统自动化设备维护检修和电力信息系统应用研究
吴德明 工程师，多年从事电力系统电气一次设备维护检修和继电保护系统应用研究 谌斐鸣 助理工程师，从事电力系统自动化设备维护检修
杨丹丹 助理工程师，从事电力系统自动化设备维护检修
通讯地址：贵州省锦屏县三板溪电厂（邮编556700）
电子信箱： dpcsbx@https://www.doczj.com/doc/e711480286.html,
联系电话：0855-******* FAX:0855-********
Analysis and Solution to the Issue of First Unit's Non-Synchronized
Interconnection
Deng Pengcheng, Wu Deming, Chen Feiming，Yang Dandan
Wuling Power Co., Ltd.
Abstract: By analysis of the issue of first unit's non-synchronized interconnection, the importance of four essential factors for the synchronization of generator unit is narrated in details, and some advices for improving the synchronization deivce and notices for operation of interconnection are proposed, as well as the method for solving the similar issues by other hydro power stations.
Key Words: Generator, non-synchronization, phase sequence,