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[摘 要]本文通过巴基斯坦某一电厂在检修后的并网试验中发生了发电机非同期并网的动作情况，分析了引起发电机非同期并网的原因，探讨了发电机同期系统中应注意的问题，以及调试工作过程的调试方法及内容浅析。
[关键词]发电机、自动装置、同期
中图分类号：TM711 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）21-0001-01
1.概述
巴基斯坦某一电厂采用“二拖一”联合循环模式，其中#1、#2机组为燃机发电机组，#3机为汽轮机发电机组。#2机的发电机容量为323MW，设发电机出口断路器（GCB），#2主变容量为340MVA，主变为YNd11接法，带有载调压。#2高厂变容量为35MVA，采用Dyn11接法，带有载调压。#2励磁变容量为2500Kva，Yd1接法。500kV升压站采用3/2接法。
#2燃机发电机组，发电机保护采用两套GE的G60保护装置，主变保护采用GE的T60与ABB的RET670保护装置，发变组保护单独采用一套GE的T60保护装置，高厂变保护采用ABB的RET650保护装置，励磁变保护采用ABB的REC650保护装置。GCB失灵保护采用GE的C60保护装置。发电机主保护设发电机差动、失磁、失步、逆功率、定子接地、发电机不平衡、相过流等，主变主保护设主变差动、主变高压侧零序过流、主变低压侧零序过电压保护等。
2.事故经过：
当地时间2016年1月29日下午4时，巴基斯坦某电厂#2燃机机组进行并网前冲转，当机端侧电压达到额定电压时，运行人员启动自动准同期装置开始同期并网，当同期合闸时，#2发电机出口断路器GCB、#2主变高压侧断路器420CB、422CB瞬间跳闸，#2号机组解列停机。发电机综保装置G60 A套与B套的发电机不平衡与相过流动作，主变综保装置RET670的主变差动动作。故障电流A相56041A、B相57903A、C相47389A、零序16057A（动作一次值）。保护装置20毫秒发跳闸指令，断路器分闸时间是25毫秒左右。（主变低压侧额定电流13087A，发电机额定电流12433A，发电机不平衡为两段，一段为反时限，反时限曲线公式为： ，K=6.4，Inom=0.829A。二段为定时限，整定值电流为0.46A，时间为1s。相过流为反时限，反时限曲线为IEC B曲线，启动值为0.953A，TDM为0.43。发电机机端CT变比为15000：1。主变差动定值为：启动值为0.3IB，K1=0.25，K2=0.9，第一拐点为1.5IB，第二拐点为5IB，差动速断为6IB，主变高压侧二次额定电流为0.186A，低压侧二次额定电流为0.872A。主变高压侧CT变比为2000/1，低压侧CT变比为15000/1。）
事故前运行状态：电厂#1、#3机组在停机状态，#2机组在空载待并网状态，电气设备运行正常，发电机保护装置及自动准同期等装置无报警。
3.事故原因分析：
#2机组解列停机后，首先检查了PT二次回路，发现发电机机端侧PT至发电机保护柜二次回路的线缆A相与B相的颜色与线缆编号混淆，见附图一（按照国际标准A、B、C三相颜色分别为红、黄、蓝，安装时接成了黄、红、蓝），了解得知检修过程中拆除是由班组A进行的，但在恢复时由班组B恢复的，由于当时线号为手涂改问题、比较模糊，在恢复过程中是班组B电话沟通的班组A，班组A明确告知按照红、黄、蓝颜色接线，导致A相与B相反接（711、712、713组电压）。启机前管理单位未通知调试人员要并网或检查机端侧与系统侧电压的相序与电压，直接启机稳定后，投入励磁，启动准同期装置并网。并且准同期装置只检A相电压，最后自动准同期装置误将机端侧的B相电压与系统侧的A相电压进行比较，造成了非同期并网（#2机组同期通过燃机控制系统MarkVI进行，GCB同期合闸时取发电机出口A相电压和主变低压侧A相电压）。
4.处理措施：
查明原因之后，将接错的电压二次回路改正。多方协商后，确定检查发电机定子线圈绝缘、直组、吸收比；发电机转子直组、绝缘、交流阻抗。检查主变高压侧绝缘、低压侧直阻、绝缘、介损、直流泄露，检查主变绝缘油耐压试验。检查厂变高低压侧绝缘。GCB开盖检查，测试绝缘。上述检查发现无异常，试验测量数据与设备上次测量及出厂数据进行核对无异常。此次检查历时2天。于2月1日9：30對#2主变进行充电，充电后无异常无报警信号，各项测量数据无异常。11：00 #2发电机冲转进行高盘，检查无异常报警。再次启机并网前，对发电机机端侧电压、主变低压侧、主变高压侧的相序、相电压、相间电压进行了测量核对，各侧电压的二次核相，核相无误后，11：50对准同期装置进行了假同期试验。最后，#2燃机发电机组于2月1日下午1时顺利并网。
5.预防措施：
一 针对本现场检修出现的问题，避免此类问题的发生：
1）在试验过程中我们拆除二次线时，要有专人负责（一人负责拆除，一人监督），拆除过程中采用记录卡片记录拆除信息（端子排位置、二次线号等信息）。在试验完成后要由专人恢复（即拆除和恢复应为同一人）。
2）恢复接线后，当发电机起机稳压后，未并网前，检查各侧电压的幅值、相序并与同侧的二次电压核相。这样即使在出现本问题后（二次回路恢复线错误），也可以通过同源二次核相的过程最终确定与系统同侧电压一致，避免此类问题的发生（本现场在对电压有疑问的情况，试验人员不能只是口头说明要核相电压，应在正式场合或书面上表述核相问题，而启机后而又应通知试验人员要进行并网操作）。
二 对于同期系统，我们在调试过程中，我们应做到以下几点：
1）确认自动装置定值设置与定值单一致。自动装置动作值在整定值允许范围、逻辑功能正确。核查二次回路，确认保护、信号、操作及控制回路与设计图纸一致。核查TV二次回路，确认极性正确，接地符合涉及要求。
2）在系统调试中，我们要采用一次同源二次核相的形式确定同期二次电压回路的正确性：根据系统接线方式采取主变倒送电过程中（系统电源）或发电机空载试验中（发电机电源）检查电压二次核相，对同期回路、设备进行全面、细致的检查；
3）核实发电机电压相序与系统相序一致。
4）自动准同期装置、同步表、同期继电器应进行校验。同步表与同期检查继电器动作应一致。
5）发电机断路器操作控制二次回路电缆绝缘应保持合格状态。
6）核查增、减速回路和增、减磁回路是否正确。必须进行假同期试验，根据录波波形调节并网断路器导前时间。
7）发电机解列后，应按规定断开断路器操作控制电源，拉开发电机出线刀闸，防止断路器误合，造成发电机非同期并网事故。（即系统同期点断路器的隔离）
8）发电机准同期并列前，如断路器操作控制二次回路发生直流接地，必须消除缺陷后，方可将发电机准同期并列，以避免二次回路两点接地造成发电机非同期并网事故。
6.结束语：
此次事故的发生直接原因是检修人员对同期二次电压回路在拆装环节导致电压接线错误，间接原因是检修时间短、工作不严谨、管理混乱、沟通不畅，造成此次#2机组停机事故。虽然事故未造成对电网的影响，机组设备未受到损坏，但对于电力系统人员来说应该敲醒警钟，发电机非同期并网关系到机组设备的安全以及机组的商业运行。
参考文献：
[1]中华人民共和国国家标准。继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 14285-2006.
[2]中华人民共和国电力行业标准。火力发电建设工程机组调试技术规范 DL/T 5294-2013.
[3]李佑光、林东主编。电力系统继电保护原理及新技术。科学出版社。2003.
[4]何仰赞，温增银主编。电力系统分析。华中科技大学出版。2002.
[关键词]发电机、自动装置、同期
中图分类号：TM711 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）21-0001-01
1.概述
巴基斯坦某一电厂采用“二拖一”联合循环模式，其中#1、#2机组为燃机发电机组，#3机为汽轮机发电机组。#2机的发电机容量为323MW，设发电机出口断路器（GCB），#2主变容量为340MVA，主变为YNd11接法，带有载调压。#2高厂变容量为35MVA，采用Dyn11接法，带有载调压。#2励磁变容量为2500Kva，Yd1接法。500kV升压站采用3/2接法。
#2燃机发电机组，发电机保护采用两套GE的G60保护装置，主变保护采用GE的T60与ABB的RET670保护装置，发变组保护单独采用一套GE的T60保护装置，高厂变保护采用ABB的RET650保护装置，励磁变保护采用ABB的REC650保护装置。GCB失灵保护采用GE的C60保护装置。发电机主保护设发电机差动、失磁、失步、逆功率、定子接地、发电机不平衡、相过流等，主变主保护设主变差动、主变高压侧零序过流、主变低压侧零序过电压保护等。
2.事故经过：
当地时间2016年1月29日下午4时，巴基斯坦某电厂#2燃机机组进行并网前冲转，当机端侧电压达到额定电压时，运行人员启动自动准同期装置开始同期并网，当同期合闸时，#2发电机出口断路器GCB、#2主变高压侧断路器420CB、422CB瞬间跳闸，#2号机组解列停机。发电机综保装置G60 A套与B套的发电机不平衡与相过流动作，主变综保装置RET670的主变差动动作。故障电流A相56041A、B相57903A、C相47389A、零序16057A（动作一次值）。保护装置20毫秒发跳闸指令，断路器分闸时间是25毫秒左右。（主变低压侧额定电流13087A，发电机额定电流12433A，发电机不平衡为两段，一段为反时限，反时限曲线公式为： ，K=6.4，Inom=0.829A。二段为定时限，整定值电流为0.46A，时间为1s。相过流为反时限，反时限曲线为IEC B曲线，启动值为0.953A，TDM为0.43。发电机机端CT变比为15000：1。主变差动定值为：启动值为0.3IB，K1=0.25，K2=0.9，第一拐点为1.5IB，第二拐点为5IB，差动速断为6IB，主变高压侧二次额定电流为0.186A，低压侧二次额定电流为0.872A。主变高压侧CT变比为2000/1，低压侧CT变比为15000/1。）
事故前运行状态：电厂#1、#3机组在停机状态，#2机组在空载待并网状态，电气设备运行正常，发电机保护装置及自动准同期等装置无报警。
3.事故原因分析：
#2机组解列停机后，首先检查了PT二次回路，发现发电机机端侧PT至发电机保护柜二次回路的线缆A相与B相的颜色与线缆编号混淆，见附图一（按照国际标准A、B、C三相颜色分别为红、黄、蓝，安装时接成了黄、红、蓝），了解得知检修过程中拆除是由班组A进行的，但在恢复时由班组B恢复的，由于当时线号为手涂改问题、比较模糊，在恢复过程中是班组B电话沟通的班组A，班组A明确告知按照红、黄、蓝颜色接线，导致A相与B相反接（711、712、713组电压）。启机前管理单位未通知调试人员要并网或检查机端侧与系统侧电压的相序与电压，直接启机稳定后，投入励磁，启动准同期装置并网。并且准同期装置只检A相电压，最后自动准同期装置误将机端侧的B相电压与系统侧的A相电压进行比较，造成了非同期并网（#2机组同期通过燃机控制系统MarkVI进行，GCB同期合闸时取发电机出口A相电压和主变低压侧A相电压）。
4.处理措施：
查明原因之后，将接错的电压二次回路改正。多方协商后，确定检查发电机定子线圈绝缘、直组、吸收比；发电机转子直组、绝缘、交流阻抗。检查主变高压侧绝缘、低压侧直阻、绝缘、介损、直流泄露，检查主变绝缘油耐压试验。检查厂变高低压侧绝缘。GCB开盖检查，测试绝缘。上述检查发现无异常，试验测量数据与设备上次测量及出厂数据进行核对无异常。此次检查历时2天。于2月1日9：30對#2主变进行充电，充电后无异常无报警信号，各项测量数据无异常。11：00 #2发电机冲转进行高盘，检查无异常报警。再次启机并网前，对发电机机端侧电压、主变低压侧、主变高压侧的相序、相电压、相间电压进行了测量核对，各侧电压的二次核相，核相无误后，11：50对准同期装置进行了假同期试验。最后，#2燃机发电机组于2月1日下午1时顺利并网。
5.预防措施：
一 针对本现场检修出现的问题，避免此类问题的发生：
1）在试验过程中我们拆除二次线时，要有专人负责（一人负责拆除，一人监督），拆除过程中采用记录卡片记录拆除信息（端子排位置、二次线号等信息）。在试验完成后要由专人恢复（即拆除和恢复应为同一人）。
2）恢复接线后，当发电机起机稳压后，未并网前，检查各侧电压的幅值、相序并与同侧的二次电压核相。这样即使在出现本问题后（二次回路恢复线错误），也可以通过同源二次核相的过程最终确定与系统同侧电压一致，避免此类问题的发生（本现场在对电压有疑问的情况，试验人员不能只是口头说明要核相电压，应在正式场合或书面上表述核相问题，而启机后而又应通知试验人员要进行并网操作）。
二 对于同期系统，我们在调试过程中，我们应做到以下几点：
1）确认自动装置定值设置与定值单一致。自动装置动作值在整定值允许范围、逻辑功能正确。核查二次回路，确认保护、信号、操作及控制回路与设计图纸一致。核查TV二次回路，确认极性正确，接地符合涉及要求。
2）在系统调试中，我们要采用一次同源二次核相的形式确定同期二次电压回路的正确性：根据系统接线方式采取主变倒送电过程中（系统电源）或发电机空载试验中（发电机电源）检查电压二次核相，对同期回路、设备进行全面、细致的检查；
3）核实发电机电压相序与系统相序一致。
4）自动准同期装置、同步表、同期继电器应进行校验。同步表与同期检查继电器动作应一致。
5）发电机断路器操作控制二次回路电缆绝缘应保持合格状态。
6）核查增、减速回路和增、减磁回路是否正确。必须进行假同期试验，根据录波波形调节并网断路器导前时间。
7）发电机解列后，应按规定断开断路器操作控制电源，拉开发电机出线刀闸，防止断路器误合，造成发电机非同期并网事故。（即系统同期点断路器的隔离）
8）发电机准同期并列前，如断路器操作控制二次回路发生直流接地，必须消除缺陷后，方可将发电机准同期并列，以避免二次回路两点接地造成发电机非同期并网事故。
6.结束语：
此次事故的发生直接原因是检修人员对同期二次电压回路在拆装环节导致电压接线错误，间接原因是检修时间短、工作不严谨、管理混乱、沟通不畅，造成此次#2机组停机事故。虽然事故未造成对电网的影响，机组设备未受到损坏，但对于电力系统人员来说应该敲醒警钟，发电机非同期并网关系到机组设备的安全以及机组的商业运行。
参考文献：
[1]中华人民共和国国家标准。继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 14285-2006.
[2]中华人民共和国电力行业标准。火力发电建设工程机组调试技术规范 DL/T 5294-2013.
[3]李佑光、林东主编。电力系统继电保护原理及新技术。科学出版社。2003.
[4]何仰赞，温增银主编。电力系统分析。华中科技大学出版。2002.