小湾水电厂励磁系统起励失败案例分析

张会军，贺　臻（华能澜沧江水电股份有限公司小湾水电厂，云南　大理 675702）

小湾水电厂励磁系统起励失败案例分析

张会军，贺臻
（华能澜沧江水电股份有限公司小湾水电厂，云南大理 675702）

小湾水电厂励磁系统为西门子Thyripol型励磁装置。起励方式分为交流和直流2种，正常情况下采用厂用电源交流起励方式。起励过程中，当同步电压大于10%额定电压时，励磁调节器控制脉冲触发可控硅导通，转为自并励方式。投产以来，共发生4起励磁系统起励建压失败案例。针对不同原因导致的建压失败案例进行了分析。

励磁系统；起励失败；调节器；同步电压；小湾水电站

1　励磁系统简介

小湾水电站位于澜沧江中游云南省大理州与临沧市交界处，装有6台单机700 MW混流式水轮发电机组，总装机4 200 MW。2009年9月首台机组投产，2010年8月全部投产。励磁系统采用西门子Thripol励磁装置，调节器型号为SIMATIC-S7，直流调速器控制部分型号为 SIMOREG DC MASTER 6RA7000-0MV62。励磁系统相关参数为：发电机额定功率700 MW；发电机额定电压18 kV；发电机额定电流24 948 A；额定励磁电压370 V；额定励磁电流3 690 A。投产以来，共发生4起励磁系统起励建压失败案例。本文针对不同原因导致的建压失败案例进行了分析。

2　起励建压失败案例

2.1外部开关量异常导致

某日，5号机组开机过程中，机组在正常开机至空转态后，励磁系统投入起励，监控系统报“励磁系统A/B通道励磁事故跳闸”等信号，灭磁开关跳闸，计算机监控系统启动电气事故停机流程，机组转至停机态。事件发生在机组启动过程中，机组未并网。监控及励磁系统告警信息如下：

（1）监控系统简报信息：07∶36∶14灭磁开关合闸；07∶36∶16励磁A/B通道励磁系统投入；07∶36∶21励磁系统起励投入复归；07∶36∶31励磁系统报警；07∶36∶31励磁系统通道1、2状态完好复归；07∶36∶34励磁系统A/B通道告警动作；07∶37∶13发电机保护A/B通道保护装置故障报警；07∶37∶13发电机保护A/B通道励磁系统事故跳闸；07∶37∶14灭磁开关跳闸；07∶37∶15电气事故停机过程中。

（2）励磁系统告警信号：现场检查励磁调节柜操作面板报警信息，两通道调节器均报出“main low voltage on CM-module”（CUD板同步电压采样低，脉冲允许的情况下，功率柜阳极电压低于额定值5%时报警）；UAL Redundancy lost（冗余丢失，两通道均判定通道故障）；Colleective Fault CM-Module（CUD存在故障）；Collective Fault channel Error（通道存在严重故障）；Protection OFF from T400（T400开出励磁系统事故跳闸）。

小湾水电站励磁系统起励逻辑为：调节器收到起励命令，首先投入400 V厂用交流电源起励；当机端电压大于10%额定电压时，调节器控制脉冲触发整流柜可控硅导通，转入自并励运行；当机端电压大于2 339 V时，切除交流起励回路；若起励10 s后机端电压仍小于2 339 V时，则认为起励失败［1］。

调取PMU系统5号机组机端电压和转子电压曲线可知，起励时机端电压最高已升至2 414.96 V，大于2 339 V，此时初励已成功，初励回路已切除。因此，机组开机失败的直接原因初步判断为励磁系统初励时未切至自并励升压［2］。

查阅电站内同步相量测量装置PMU故障时录波图可知，5号机组建压过程如下：07∶36∶13交流起励投入；07∶36∶18机端电压升至1 801.4 V（约10%额定电压）；07∶36∶20机端电压上升至约2 339 V时切除交流起励回路；07∶36∶21机端电压升至最大值2 414.96 V，历时约8.06 s。励磁系统从投入起励至机端电压升至 2 339 V（11.8%额定电压）用时6.87 s，交流起励过程正常。

对比发电机正常起励励磁电压波形可知，当机端电压上升至10%额定电压时（约1 800 V），转子电压未上升，结合励磁系统报“main low voltage on CM-module”（CUD板同步电压采样低）预警信号，初步判断为同步采样异常导致励磁系统未正常发出脉冲至可控硅，导致5号机组起励建压失败。

07∶36∶31监控系统报“5号机组励磁系统通道1、2状态完好复归”，对应励磁系统UAL Redundancy lost（冗余丢失，两通道调节器故障）告警，励磁系统因双通道调节器故障发出事故信号至发变组保护，随后发变组保护跳开灭磁开关，进入事故停机流程。

专业人员根据励磁程序、故障时励磁装置操作面板报警信息进行详细讨论分析，发现问题如下：07∶36∶21 B通道“励磁调节器CUD故障”；07∶36∶21 B通道“冗余丢失”；07∶36∶26 A通道“同步采样电压低报警”；07∶36∶27 B通道“同步采样电压低报警”；07∶37∶04 A通道“励磁调节器CUD故障”；07∶37∶04 A通道“冗余丢失”；07∶37∶04 A通道“励磁调节器T400板跳闸”；07∶37∶09 B通道“励磁调节器T400板跳闸”。

由于两通道均报“同步电压采样低报警”，初步判断CUD故障报警为“F004”故障。根据励磁系统6RA70直流调速器技术说明书及调速器CUD逻辑图，“同步电压采样低报警”逻辑：脉冲允许且同步电压采样值低于5%（额定809 V），延迟15 s报警。“F004”报警逻辑：调节器应在≤o5状态（o5为调节器运行状态的一种，在调节器显示面板上显示，下同），且同步电压采样值小于10%延时10 s报警。

两种报警所采同步电压为同一个源，“同步电压采样低报警”两通道基本同时出现，说明同步采样电压过低。两通道CUD报警时间差43 s，推断原因如下：起励时，A通道调节器状态＞o5，此时不判定同步电压，而B通道状态≤o5，正常采集同步电压。由于起励时A通道主用，机端电压达到10%时，A通道未进入运行状态无法触发脉冲，导致机端电压回落，功率柜阳极电压（同步电压）回落，经延时后同步电压低报警。而43 s后A通道调节器又进入正常状态（≤o5），开始判定同步电压，经延时报警，双通道均报警后励磁系统开出事故跳闸信号送至发变组保护柜。因此，故障当日起励时A通道调节器可能的状态为o7、o8或o10。

（1）o7状态：等待合闸命令（有调节器T400板开机令和灭磁开关合闸位置信号）。

（2）o8状态：合闸禁止（有外部跳闸令或调节器T400板停机令）。

（3）o10状态：合闸禁止和自由停车令，停机后励磁调节器即为此状态。

根据上述分析结果进行模拟试验，开机前将A通道CUD灭磁开关合闸位置信号光耦器件拔除，进行起励，过程如下：

（1）起励时，交流起励回路正常投入，A通道调节器进入o7状态，B通道调节器进入o4状态（等待同步电压）。

（2）当机端电压大于10%时，B通道状态进入I（调节器正常运行状态）。由于A通道处于o7状态，触发脉冲无法正常发出，起励回路正常退出后，机端电压开始下降，接着B通道又进入o4状态，延迟10 s报“F004”故障。

（3）约5 s后，A、B通道均报出“同步采样电压低告警”（PLC报出与调节器状态无关）。

（4）将A通道调节器CUD灭磁开关合闸位置信号光耦器件恢复，A通道进入o4状态，延时10 s报“F004”。

（5）两通道均报警后，励磁系统开出事故跳闸信号送至发变组保护柜。

操作面板报警信息与故障时一致，机端电压及励磁电压波形与故障时相同。

由于A通道一段时间后重新进入o4状态，判断励磁程序内开机令一直为1（高电平有效），停机令一直为1（低电平有效）。若有外部调节器跳闸信号，操作面板应有相关报警。由此断定，当时起励后A通道由于未收到灭磁开关合闸位置信号，调节器CUD进入o7状态，等待来自外部的灭磁开关合闸位置信号。

送入调节器A通道的灭磁开关合闸位置信号来自灭磁开关位置扩展继电器K604，K604由灭磁开关柜内的一对常开、一对常闭辅助节点控制，相对比较可靠，且K604上其他位置信号并未变化。因此，判断K604继电器扩展节点至调节器CUD的光电耦合回路存在问题。更换灭磁开关位置扩展继电器K604和灭磁开关合闸位置信号光耦K14后，现5号机励磁系统已稳定运行至今，未发现异常现象。

2.2起励变压器副边电压不足导致

某日，1号机组在正常开机过程中，励磁系统于07∶46∶18起励，07∶46∶28报励磁系统起励失败，随后发变组保护A、B通道出口报“励磁系统事故跳闸”信号，机组电气事故停机。类似情况在小湾水电厂各机组励磁系统中先后出现过3次，并非个例。

从监控系统历史数据及曲线可以看出，机组励磁系统起励电源投入正常，但机端电压并未超过10%的额定电压，励磁系统调节器报出“F004”故障，判定起励失败，向机组发变组保护发出事故跳闸令［3］。

小湾水电厂励磁装置内部励磁变副边电压定值设置：P078.001=809 V；P353=10%；P086=10 s。在调节器正常工作过程中（起励后，灭磁完成前），若励磁变副边电压低于10%的额定电压，则立即封锁脉冲。同时，若该故障保持时间小于10 s恢复，装置能够正常运行；若大于10 s未恢复，则报出故障“F004”。考虑到装置本身对参数修改范围的限制，故对装置参数调整的方案不可取［4］。

交流起励是通过变比为400 V/32 V的变压器将厂用400 V交流电源降压至32 V，再经过二极管整流桥整成43 V左右的直流电源，加在发电机转子两侧完成起励过程。

根据上述硬件配置及程序要求，再结合发电机参数Td=12.57 s，励磁绕组电阻0.085 Ω（75℃），空载额定励磁电流2 140 A，计算出交流起励方式下机端电压达到11.8%所需的时间大约为8.5 s（理论值）。但实际运行中，由于起励过程易受转子充、放电过程，厂用400 V电源是否稳定以及励磁系统PT采样精度等因素的影响，导致10 s内未能建压至程序所需的数值，励磁系统判定“F004”故障，报出起励失败信号，机组电气事故停机，影响了电厂的正常运行需要。因此，抬高副边电压，可缩短起励时间，有效地降低了起励失败的可能性［5-6］。

将原起励变压器（变比为400 V/32 V）更换为400 V/38 V的起励变压器，其他参数不变。6台机组在更换起励变压器后，起励时间缩短为6.8 s左右。更换至今，未发生因励磁系统起励失败而造成机组电气事故停机现象。

3　结语

励磁系统外部设备、回路及信号与励磁系统安全稳定运行息息相关，应关注外围设备参数是否满足实际需求，日常维护及检修中应加强对外部继电器、光电耦合器件的检查及校验，及时发现劣化及损坏现象，避免励磁系统异常现象的发生。

［1］许其品，许其质.励磁系统的起励问题［J］.水电厂自动化，2004 （3）：63-66.

［2］王斌.自并励静止励磁系统起励失败原因分析及处理［J］.电力安全技术，2011，13（3）：62-64.

［3］孟凡超，吴龙.发电机励磁技术问答及事故分析［M］.北京：中国电力出版社，2008.

［4］竺士章.发电机励磁系统试验［M］.北京：中国电力出版社，2005.

［5］王君亮.同步发电机励磁系统原理与运行维护［M］.北京：中国水利水电出版社，2010.

［6］王兴贵，黄忠良.小型同步发电机可控硅励磁起励问题研究［J］.水力发电，2005，31（4）：71-73.

（责任编辑杨健）

Analyses on Excitation Failure Cases of Excitation System in Xiaowan Hydropower Plant

ZHANG Huijun，HE Zhen
（Huaneng Hydro Lancang Xiaowan Hydropower Plant，Dali 675702，Yunnan，China）

The type of excitation system in Xiaowan Hydropower Plant is Siemens Thyripol excitation device.The excitation methods include AC and DC excitation modes，and the AC mode supplied by auxiliary power is used under normal operation condition.In the process of excitation，the excitation regulator will trigger the thyristor when the synchronous voltage is greater than 10%Un，and then switches to self-shunt excitation mode.Four excitation failures occur in the operation of hydrogenerators in Xiaowan Hydropower Plant.The failure cases are analyzed.

excitation system；excitation failure；regulator；synchronous voltage；Xiaowan Hydropower Station

TM761.11（274）

A

0559-9342（2015）10-0054-03

2015-07-27

张会军（1986—），男，山东费县人，工程师，主要从事水电厂励磁及继电保护、维护及检修工作.