（映秀湾水力发电总厂 四川 成都－都江堰市611830）
摘要：通过对渔子溪电站3G机组非同期并列原因分析，找出了发电机非同期并列的原因并进行了相应的整改；同时对我厂映秀湾电站、耿达电站的机组出口断路器进行了相应检查和整改，避免了发生相同情况的发电机组非同期并列事件，确保了设备的安全经济运行。对类似机组的运行起到借鉴作用。
关键词：发电机 非同期并列 分析处理 防范措施
发电机同期并列必须满足四个条件：发电机相序、频率、电压、相位必须与系统相序、频率、电压、相位保持一致。非同期是发电机在没有满足同期条件下并列时产生的。发电机非同期并列时，发电机定子将产生巨大的冲击电流，定子电流剧烈摆动，定子电压表随之摆动，发电机发生剧烈振动，发出轰鸣声，其节凑与表计摆动相同。非同期并列时，由于合闸冲击电流很大，巨大的冲击电流对发电机、变压器及系统造成严重冲击；机组将发生强烈振动，使待并发电机组绕组变形、绝缘崩裂、定子绕组并头套熔化，甚至将绕组烧毁；即使当时没有烧坏，也会造成严重隐患。下面就映秀湾水力发电总厂渔子溪电站3号机组出口断路器非同期合闸，详细分析动作原因，相关的检查处理情况，并提出相应的整改措施。
渔子溪电站位于四川省汶川县映秀镇境内，是岷江右岸支流渔子溪梯级电站的第一级水电站。厂址在岷江右岸渔子溪口上游约2公里处，闸址在渔子溪上的月亮地。本电站为径流引水式电站，装机容量4×40MW，电站最大引用流量69.2m3/s，设计水头290m；发电机由哈尔滨电机厂制造，型号：TS425/125-12；发电机出口断路器由西门子公司制造，型号：3AH3228-7。本电站始建于1966年9月，至1972年6月底主要水工建筑物（除沉沙池外）基本建成，厂房内第一台机组（四号机）安装完毕，7月初电站充水试运行，12月初第一台机组正式向系统送电。2008年5月12日因地震停产，2009年12月首台机组（一号机）启动试运行，2010年3月渔站恢复发电。2010年8月13日因特大泥石流灾害停产，2011年9月首台机组（四号机）恢复发电。
一、事故前运行方式
2014年05月07日：1G、2G、4G机组并网运行,3G机组停机备用；400V厂用电系统及10kV、13.8kV、220kV高压设备均标准运行方式。
二、事故现象及经过
1、 09:40开始准备开3G机组、停2G机组进行换机运行；
2、 09:46～09:52集控进行3G机组由停机转空载正常；
3、 09:55～09:58集控进行3G机组由空载转发电操作；我当时在发电机层3G机组监控屏处进行监视查看，3G机组同期装置启动后，3G机组开关室传出断路器合闸声，但监控屏上显示3G机组出口断路器3QF仍在分闸位，几秒后3G机组传来剧烈振动，查看3G机组监控屏上3G机组出口断路器3QF显示为合闸，3G机组已转发电。3G机组受冲击时，厂房内顶棚照明灯熄灭后自启正常。
4、检查3G机组并网后机组及保护装置运行正常，无异常信号。检查厂用电设备运行正常。查看监控信号显示：9点55分47秒发空载转发电令，9点56分21秒同期装置动作发合闸令，上位机简报显示3G机组出口断路器于9点56分21秒01毫秒合闸成功（断路器实际未合闸到位，还是处于分闸状态），31毫秒后简报显示3G机组分闸成功。8秒后断路器非同期合闸。事故简报见下图：
5、由此判断3G机组发生了非同期并网，汇报调度及相关领导，并申请调度同意将3G机组停机转检修进行处理。
三、事故检查处理情况
1、检查情况：
事故发生后，由专业人员到现场对断路器本体，二次同期回路进行检查，并对定子端部进行了巡查。
通过对断路器本体箱机构打开检查，发现辅助接点转换开关严重松动，其传动部分已经处于半游离状态。松动部位如下图所示。
经过对其进行紧固后恢复正常，现场手动分、合断路器正常，辅助接点转换正常。
二次人员对断路器操作回路也进行了检查和试验，回路未发现异常。远方电气分、合正常，位置反馈正常。机组监控同期回路通过假并试验3次，正常动作，回路各继电器动作灵活，无粘连。
2、模拟试验情况：
高压专业人员对定子进行了直流电阻测试，数据正常。测试了定子的泄漏电流及耐压试验正常。测试转子电阻正常，定子端部检查无异常。在本次非同期合闸发生后，机组保护未动作，据此推断在断路器非同期合闸瞬间，转差角并不是很大。由于非同期产生的故障电流较小，未达到保护动作值。
在检查回路无异常后，对断路器的自动分、合和闭锁功能进行了检查。断路器防跳跃功能正常，储能正常，远方分闸、保护传动分闸、远方合闸正常。
四、事故原因分析
1、断路器第一次合闸不成功原因分析
从现场检查结果来看，事故的直接原因是断路器本体箱的辅助接点转换开关松动是引起断路器合闸不成功的直接原因。分析如下：
从断路器操作回路接线图和上位机信号反馈结果可以看出，在机组同期装置发出合闸命令后，断路器也有合闸动作。在断路器合闸还未完成，机构未到卡销位置时由于辅助接点转换开关松动，导致合闸回路中的辅助接点S1提前转换并断开（见图中S1接点），合闸回路被提前断开。断路器合闸动作中断，并返回到分闸位置，S1接点重新闭合。此过程历时31毫秒，实际断路器合闸到位需要50毫秒左右。
断路器操作回路如下图：
这个未完成的合闸过程形成两个结果：
（1）、断路器辅助接点提前转换，给监控系统误发断路器已经合闸到位信号。
（2）、由于断路器已经有合闸动作，虽然未成功，但是储能弹簧的能量已经被消除，断路器进入储能状态。此储能过程需要7到8秒钟。
2、断路器第二次合闸，造成非同期合闸的原因
为了保证可靠合闸，按照厂家设计，同期装置发出的合闸命令脉宽至少300毫秒。也就是说在断路器合闸不成功，并且返回到分闸状态后（此过程用时31毫秒），同期装置的合闸命令仍然处于保持状态。由于断路器返回到分闸状态，S1重新闭合，合闸条件再次满足。同时断路器开始储能过程（此过程需要7到8秒）。
从上图中可以看出，合闸回路中厂家设计了合闸保持继电器HBJ，其主要功能是为了保证在外部合闸命令撤销后，通过自身保持回路，继续保持合闸命令，直到断路器成功合闸。300毫秒后同期装置合闸命令撤销，HBJ自保持回路动作，继续保持合闸命令。在断路器储能过程完成后，断路器又具备了合闸能量，在被保持的合闸命令下，断路器再次合闸。此时由于已经不是同期装置发出的合闸命令，也就是说由于转差的存在，机端和系统电气矢量不在同期点上，断路器在非同期点合闸，造成非同期并列。机组在非同期状态下并入系统，在电磁拉力的作用下强行拉入同步，同时监控系统判断机组进入发电态。
机组保护操作箱内被自保持的HBJ如下图：
从事件的分析中得知，发生本次事故的原因是由于断路器本体机构松动，导致断路器合闸异常，并且厂家的合闸回路设计存在固有缺陷，对于这种特殊情况下的合闸失败不能有效避免二次合闸，造成最终的非同期合闸。
五、防止事故重复发生的防范措施
1、对本站机组出口断路器本体进行一次排查，重点对断路器辅助接点转换开关的安装机构、传动机构、辅助接点端子进行检查和紧固。
2、将本站机组出口断路器防跳回路全部改为断路器本体箱防跳方式，并取消HBJ的自保持功能。
3、在上述正式整改措施完成前，对机组并网做如下临时规定：
1）、对机组发并网令前，确认断路器已储能，拉开储能电源，避免再次出现相同情况引起断路器二次合闸。
2）、机组并网时，如遇到断路器未合闸现象，确认上位机发电流程退出，拉开断路器操作电源，通知专业班组进行检查。
结束语
发电机非同期并列故障，因断路器本身的原因或断路器合闸回路设计缺陷造成的非同期并列情况比较少，而且比较难以查找，应吸取教训，减少断路器本身原因和断路器合闸回路设计缺陷造成的非同期并列。建议采取如下防范措施：一方面，在机组检修投入运行前进行假同期试验，以核对其电压回路接线的正确性和断路器合闸时间参数是否合格，还能检查断路器合闸回路接线是否正确；另一方面，加强机组出口断路器的定期检查维护，由于水电厂启停机组的次数比较多，机组出口断路器分合闸动作频繁，对断路器各项特性参数要求都很高，如果断路器异常，首先在其参数上表现出来，因此应适当缩短机组出口断路器的特性试验周期。
参考文献
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[2] 刘学军 继电保护原理 中国电力出版社 2004：118-286
[3] 国调中心编 电力系统继电保护实用技术问答 中国电力出版社 2001：42-233
论文作者:郑文蓉
论文发表刊物:《电力设备》2016年第23期
论文发表时间:2017/1/16
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