浅析发电机并网失败的原因分析及处理

黄信培

0 引言

发电机并网是通过断路器的合闸，把发电机和电网联接起来，让电能源源不断地输送出去。发电机并网是发电厂最频繁的一项操作，并网是否快速、可靠直接影响到电厂的经济效益，同时影响电厂和电网的安全性。发电机并网有四个条件：发电机与系统的相序必须相同、发电机与系统的频率应相等或在允许偏差的范围内、发电机与系统的电压应相等或在允许偏差范围内、发电机与系统的电压相位角应相等。其中相序相同是绝对条件，其他三个条件都是相对的，允许有一些偏差。如条件满足即可操作发电机合闸并网，发电机不会受到或受到很小的电流冲击，可以顺利并入系统运行。如其中一个条件不满足，操作发电机合闸并网属于非同期并列，会引起很大的冲击电流，严重的非同期并列可能使机组大轴扭曲及发电机的绕组变形、撕裂、绝缘损坏，甚至引发电网扩大事故。因此电力系统将发电机并网列为一项非常重要的任务。

发电机并网，目前普遍采用的是自动准同期方式。随着微机技术的发展，自动准同期装置（以下简称同期装置）已基本取代模拟电路构成的电路同期装置。同期装置的测量精度高、运算速度快、参数整定方便、接线简单，能够选择更合适的导前时间发出合闸脉冲，实现机组并网，以减少对机组和电网的冲击，其准确性、可靠性及安全性得到了很大提高。同期装置的可靠性虽然已有较大提高，但在日常使用过程中也会因为外围接线、参数设定、调试不到位或其它方面原因造成并网失败。本文针对三起水电厂机组并网失败的处理过程、原因分析及改进措施进行详细阐述。

1 故障分析

1.1 同期装置参数设置不合理

在国家能源局颁布的《防止电力生产事故的二十五项重点要求》中明确规定，新投产的同期回路（包括同期有关的交流电压回路、直流控制回路、整步表、自动准同期装置及同期把手等装置）应进行全面的校核、传动试验，并进行机组假同期试验［1］。

电厂改造的同期装置为国内广泛应用的国立智能SID-2AS 同期装置［2］，其充分考虑了发电机与系统的频差以及断路器固有合闸时间，通过不断求解并网时微分方程获取理想提前合闸角，同时不断快速测量当前并列点断路器两侧实际相角差，当理想提前合闸角和实际相角差两者相等时装置发出合闸指令，实现零角差并网［3］。新的同期装置和同步表的参数设定正确和同期回路传动试验正常情况下，将机组开机至空载状态，出口开关拉到“试验”位置，在自动方式进行假同期试验，从监控系统下发机组的并网指令，现场观察同期装置和同步表均已启动工作，同期装置所显示机组和系统的电压和频率，所检测的压差和频差在允许范围以内，同期条件已满足，同期装置的合闸指示灯点亮，但出口开关没有动作合闸，一定时间后监控系统显示“同期合闸失败”“同期并网流程退出”，进而发电机并网失败。

某电厂自动同期合闸原理如图1 所示，其控制流程为在自动方式下，监控上位机（或现地单元）发出并网指令，启动选线继电器动作，同时给同期装置和同步表上电，5s 后启动同期命令，同期装置对机端和系统的电压、频率及相位角进行检测，在满足同期条件下发出合闸命令，驱动合闸继电器HJ 动作，如同步表也在满足条件下驱动继电器ZDBS 动作，两个继电器ZDBS、HJ的常开触点和自动方式继电器25AX 的位置触点串联后去驱动继电器25CX 执行动作，由25CX常开触点启动出口开关的合闸。

同步表集同步电压表和同期闭锁继电器于一体，用于手动同期相位角指示、手动同期和自动同期闭锁功能，可设置允许范围内的压差、频差和闭锁角［4］。当压差、频差或闭锁角超过允许值时，闭锁继电器自动闭锁合闸回路。同期装置能够自动检测电网和发电机的压差、频差和相位角差，并对发电机的频率及电压进行调节，设置允许压差、频差、角度及开关合闸时间等参数，确保在差频并网时捕捉到第一次出现的零相角差瞬间，进行无冲击合闸并网。可见同期装置和同步表在压差、频差和相位同时满足的条件下，控制回路才可以正式启动出口开关合闸，即同期“双保险”，从技术上可以防止非同期合闸。但也要求同期装置与同步表间配合默契，否则当出现一个条件满足另一个条件不满足时，造成自动同期失败，这种情况时有发生。

针对所出现的故障现象并结合同期的静态试验情况进行综合性分析并查找故障原因，电压信号输入、开关量输入、同步表同期点选线点以及开关合闸回路等接线均正确，只要压差、频差和闭锁角条件满足，同步表对合闸回路的闭锁也会解除。实际上同期装置条件已满足，同步表很可能没有解除闭锁，可能是同步表对实际引入动态电压信号与模拟加入静态电压信号检测有不同的结果。再检查同步表与同期装置的参数设置，两者的允许压差、允许频差均相同，分别为±5%和±0.25Hz，同期装置的导前时间Tq 为200ms、合闸脉冲时间Td 为60ms，同步表闭锁角=1.5°，很可能是由于同期装置在判断电压信号过零点前200ms 就发合闸脉冲，但在合闸脉冲终止时，电压相位角差Δ 尚未等于或小于闭锁角，因此闭锁未解除，并网就失败。下面通过计算分析机端电压和系统电压在转角度差的速度下在导前时间内所旋转的角度与闭锁角的匹配是否合理：

1）已知发电机额定转速ne=375（r/min）、额定转速fn=50Hz，电网频率fs=50Hz；Td=60ms。

2）并网前，因调速器的机频是跟踪网频方式而进行频率调节，其转速死区为0.5%，设并网前机组运行于转速死区边缘，假设fg=50+（50×0.5%）=50.25Hz；机频与网频转速差为Δ 。Δ=｛［ne×（fg-fs）/fn］×360｝/60=｛［375×（50.25-50）/50］×360｝/60=11.25（°/s）。

3）同期装置发出脉冲宽度所转过角度：d=Δ ×Td=11.25×60/1000=0.675（°）。

4）导前时间所启动同期合闸的角度：q=Δ ×Tq=11.25×200/1000=2.25（°）。

5）脉冲终止时刻到过零点的电压相角度差：Δ=q-d=2.25-0.675=1.575（°）。

可见：Δ ＞=1.5 度，说明同步表的闭锁尚未解除，同期装置已终止脉冲了，因此确定并网失败的原因。

1.2 并网流程时间偏短

运行人员在监控系统上位机向同期装置发出并网合闸指令瞬间，如果刚好错过机端与电网的电压从正向负方向的过零点并网最佳时机，同期装置就要等待下次机端与电网的电压该时间点的出现。因此，最佳并网点重复出现间隔，应该是监控系统同期并网流程中时间设定的主要参考依据，如果并网流程时间设置偏短会造成并网失败。因为目前大多数电厂采用的励磁与调速系统均有系统电压跟踪与系统频率跟踪功能，只要励磁与调速系统在调试时把系统电压和系统频率校准，机端电压及频率在并网前的幅值就基本与电网一致，不使用同期装置的调压与调频功能，因此同期装置只能等待在过零点出现前发合闸命令。以某水电厂发电机为例分析最佳并网点重复出现的时间间隔T：

1）已知发电机额定转速ne=93.8（r/min）、额定转速fn=50Hz，设电网频率fs=50Hz；调速器的转速死区为0.5%。

2）设并网前机组运行于转速死区边缘，机频fg=50+（50×0.5%）=50.25Hz，机频与网频转速差为Δ，Δ=｛［ne×（fg-fs）/fn］×360｝/60=｛［93.8×（50.25-50）/50］×360｝/60=2.81（°/s）。

3）假设机端电压与系统电压从正向负方向的过零点在定子绕组的正X 方向轴上相遇，那么在空间位置上也是经过=360°再次在正X 方向轴上相遇。所以T=/Δ=360/2.81=128（s）。

通过以上计算分析，该发电机最佳并网点理论重复出现的时间间隔为128s，因此监控系统发出同期并网指令流程时间设置必须长于128s，否则会出现并网失败。

1.3 失磁保护的误动作

发电机失磁保护是指发电机的励磁突然消失或部分消失，当发电机完全失去励磁时，励磁电流将逐渐衰减至零，发电机保护装置动作于发电机出口断路器，使发电机脱离电力系统，防止发电机损坏和保护电网稳定运行而采取的主设备继电保护［5］。从理论分析上看，似乎发电机失磁保护与发电机并网失败并无关联，然而某水电厂发生过一起真实的案例。

电厂在机组检修结束后进行开机试验，机组自动开机到空转、空载状态时均正常，机组假同期并网也正常，开机流程来到机组正式并网节点上。运行人员按常规开机流程进行操作，先将机组开到空载状态，在各方面并网条件都具备的情况下，下达机组自动准同期方式的并网命令，同期装置从启动、检测和发出合闸命令均正常，然而在出口开关完成合闸后又立即分闸，机组不但并网未成功还出现事故停机。

查看监控系统历史记录，简报先出现“出口开关合闸”，紧接着出现“发电机失磁保护”动作、“出口开关分闸”动作、“灭磁开关分闸”动作、“机组停机”等信息。保护装置上有“失磁保护”动作出口分闸信息。

通过对故障现象和故障信息进行分析，证明开关自动准同期方式合闸成功，而立即分闸且事故停机的原因，易误判为并网失败。在机组正式并网前，已完成了开关假同期并网试验，可以判断励磁系统建压和调速器调节转速均正常，且机端和系统的压差、频差及相位角差也满足同期装置和同步表的要求，出口开关的机械性能也正常。判断是否为非同期并网，上述同期装置判断机端和系统的压差、频差及相位角差表面上满足要求，如果是同期装置和同步表检测有误，从其静态试验数据看其检测正常，最关键是保护装置的“失磁保护”动作，不是因非同期合闸产生很大冲击电流而会引起过流、速断或负序等，因此排除了非同期并网合闸。机组保护装置检验记录、保护定值和相关出口压板也是故障原因检查和分析对象，经检查保护装置在机组检修期间也进行过全面校验，失磁保护定值设置及校验正确。又因该电厂没有发电机故障录波装置，所以无法判断开关跳闸前后的机端电压、定子电流、转子电压和系统电压的波形变化情况。

从检查和分析看，与并网有关联的设备及参数均无异常。因此再次开机建压至空载状态，检查机组的电压、频率和转子电压、电流正常，保护装置的机端电压、转子电压测量值正常，再度进行开关假同期试验，合闸也正常。经分析判断“失磁保护”误动可能性很大，因此在并网前先将保护装置的“失磁保护”功能压板退出，再从监控系统发出同期并网指令，现场发现同期装置从启动、检测、发出合闸命令和开关合闸等并网流程正常运转至结束，机组并网后调节有功、无功负荷均正常。后经保护装置生产厂家检测确认，失磁保护功能硬件回路有元器件老化引起误动出口，可见这是一起保护装置误动引起并网失败案例。

2 改造措施

发电机并网失败涉及到多方面的原因，除从发电机并网的四个条件进行分析和查找外，还应从同期装置和同步表的参数设置、同期合闸流程、同期合闸回路及相关的保护装置进行分析和查找。上述所列举三起并网失败是发电机并网四个条件以外的原因引起的，其改造措施如下：

1）发电机励磁系统应具有系统电压跟踪功能，在机组并网时应处于“投入”状态，励磁系统采集的机端电压和系统电压应进行校准，保证待并的发电机电压与系统电压保持基本一致，防止出现发电机与系统两侧电压偏差大于同期装置设定值，导致并网失败。

2）水轮机组调速系统应具有系统频率跟踪功能，在机组并网时应处于“投入”状态，调速器系统采集的机组频率和系统频率应进行校准，调速的转速死区满足要求，不能为零值也不能过大，保证待并机组频率与系统频率的偏差在规定范围以内，防止出现发电机与系统两侧频率偏差为零或大于同期装置设定值导致并网失败。

3）设置合理的同期参数，同期装置的参数包括压差、频差、相角差和导前时间，为了避免出现因同期装置和同步表参数设置不合理导致并网失败，除了压差、频差、相角差应充分考虑同期装置的导前时间Tq 及脉冲发出宽度时限Td 与同步表闭锁角度配合，使同期装置在发出合闸脉冲期间，同步表的闭锁应处于放开状态。如同期装置设定的导前时间Tq 及脉冲发出宽度时限Td 所确定的导前角度为2.25°，那么同步表的闭锁角度设定应大于2.25°，就能保证不会因为该参数设置不合理导致并网失败。

4）监控系统的并网流程是机组并网成功的关键因素，并网流程应充分考虑同期装置和同步表通电后自检所需的时间，还有开关从分闸到合闸所需的时间，特别是发出同期并网指令流程时间设置，应大于发电机最佳并网点理论重复出现的时间间隔，否则会出现并网失败。

3 结语

现代社会不断发展，机组和电网的容量随之发展壮大，电网看似越大越安全可靠，但其复杂程度和不可预知的安全隐患也在随之增大，突发事故可能会造成电网大面积停电。因此电网容量增大反而对机组入网的可靠性和安全性要求更高，特别是大机组和负责电网黑启动的任务机组，不允许有非同期并网或并网失败的现象出现。随着微机技术的发展，自动准同期装置的测量精度、可靠性和安全性越来越高，机组并网看似变得容易和简单，但参数设置不合理也会造成并网失败甚至非同期并网，技术人员检修维护水平跟不上新技术需求，故障分析、处理方法不合理，也会耽误并网失败的处理，从而影响电厂的经济效益和电网安全性。本文三例水电厂并网失败的原因分析及处理案例，为其他电厂处理类似问题提供了参考，具有实际的参考价值。