陈昌山, 康晓义, 马聖恒, 方书博

(河南国网宝泉抽水蓄能有限公司，河南 新乡 453636)

1 基本概况

某抽水蓄能电站总装机容量为1 200 MW (4×300 MW)，承担着系统调峰、调频和事故备用功能。电气接线采用发电机-变压器组单元接线，并列点在主变低压侧。该电站采用ALSTOM公司生产的P320微机励磁系统，励磁调节器完全双通道设计，2套调节器之间通过串口通信进行互检及跟踪，正常时一套作为主用调节器运行，另一套作为备用调节器运行，当主用调节器出现故障时，将自动切换到备用调节器运行。

2套调节器从软件到硬件上完全独立。在自动电压调节模式下，2套调节器分别采集不同的机端PT信号，并将采集到PT信号与电压设定值进行比较，计算二者之间的差值，将差值信号放大后送至不同的脉冲触发模块TTM211，通过TTM211控制可控硅的导通角，实现对励磁电流的控制，从而保持机端电压相对恒定。

该电站采用ALTOM公司生产的Alspa CSR620微机式自动准同期装置。该装置由CPU模块和输入/输出模块组成。同期装置检测机组与系统之间的压差、频差和相角差，根据频差向调速器发出调节转速命令，根据压差向励磁系统发出增/减磁命令。同期装置接线如图1所示。

图1 同期装置接线

同期装置并列点PT配置如表1所示。

表1 并列点PT配置

2 事故现象及原因分析

2.1 事故现象

2019-11-15T06:00，某电站2号机发电工况启机，机组并列瞬间，无功功率最高达-97.22 Mvar，有功负荷约1.3 MW。

2.2 影响进相深度的可能因素

2.2.1 同期条件

发电机同期并列的理想条件：UG=UN(发电机电压与系统电压幅值相等)，fG=fN(发电机频率等于系统频率)，δ=0 (发电机与系统相角差为0)。实际并列过程中，这3个条件不可能完全满足，故允许有一定偏差，使机组既能快速并网，又能减少对系统和机组的冲击。该电站同期装置设定压差限值为 ±5 %US，频差为 ±0.05 Hz，相角差为 4°。

2.2.2 同期合闸导前时间

当频差和压差信号小于同期限值设定时，同期装置给机组GCB发送同期命令。该命令在机端电压和系统电压相角重合之前发出，以确保GCB在相角差为零时同期，该提前时间约等于GCB合闸时间和合闸脉冲宽度，即我们所说的导前时间。该电站同期合闸导前时间设定值为200 ms。

2.2.3 励磁系统建压模式

在自动电压模式下，励磁系统建压模式如图2所示。

图2 自动电压模式励磁系统建压示意

图2中，预波电压为额定电压的70 %；最小电压为额定电压的95 %；最大电压力额定电压的105 %；机端电压从 70 % 上升到额定电压需 4.29 s；机端电压从额定值上升到105 %额定值需要0.65 s，从励磁系统投入到机端电压达到额定电压值需要4.65 s。

2.2.4 电压调节脉冲宽度

并列过程中，同期装置发出调压脉冲给励磁自动电压调节器，励磁自动电压调节器根据图2的PCA1曲线斜率调节励磁电流，从而控制机端电压。该装置调压脉冲宽度为100 ms。

2.3 合闸瞬间无功冲击具体原因分析

2.3.1 同期合闸导前时间的分析

若同期合闸导前时间大于或小于GCB合闸时间，均会造成同期时机端电压和系统电压相角差不为零，时间偏差越大，相角差越大。

检查GCB合闸回路，未发现异常。查看GCB出厂试验报告，GCB合闸时间为35.7 ms。

查看2017年GCB试验报告，GCB合闸时间为36.7 ms左右，二者合闸时间如表2所示。对比二者试验数据可知，GCB合闸时间未发生明显变化。而合闸脉冲宽度为标准的100 ms，由此可知，同期合闸导前时间基本不变。根据机组长期运行积累的数据可知，同期合闸导前时间设置是合适的。若导前时间设置不合适，会导致同期时相角差偏大，相角差偏大主要会引起有功功率冲击，使机组轴系受到冲击。从当时机组同期过程来看，有功功率几乎为零，机组振动和摆度未发生明显变化,因此，可以忽略导前时间和相角差对机组进相过深的影响。

2.3.2 电压调节脉冲宽度的分析

该电站同期装置向励磁调节器发送的电压调节脉冲周期为 3 s，脉冲宽度为 100 ms。

脉冲周期和宽度影响AVR的调压效果。当同期装置检测到机端电压和系统电压存在偏差时，同期装置发出增/减磁命令，励磁调节器根据该命令输出一个4～20 mA量给脉冲触发模块TTM211。脉冲触发模块根据该模拟量控制晶闸管的导通角，从而控制机端电压。若脉冲周期和宽度设置不合适，将会影响励磁系统电压调节响应速度或造成超调。根据2017年励磁系统复核性试验结果可知，电压调节脉冲周期和宽度是合适的。

2.3.3 机端电压和系统电压压差的分析

压差的存在主要会引起无功冲击，机端电压小于系统电压时，吸收无功；机端电压大于系统电压时，机组发出无功；偏差越大，无功冲击越大。从监控历史曲线可以看出，并网时机端电压只有17.76 kV，而系统电压为 18.18 kV。

根据文献[4]，当待并机组和系统侧只有电压幅值不同时，机组出口断路器合闸时，流过发电机的冲击电流标幺值为：

根据文献[5]，冲击电流最大瞬时值为：

冲击电流ICJ为感性电流，故可计算得最大无功功率：

上式中，10.713是发电机额定电流有名值，单位kA，18是发电机额定电压有名值，单位kV。根据上述公式计算出来的无功值与监控历史记录值非常接近。

综上所述，此次进相深度过深是由于并网时的电压偏差过大导致。机组在升压过程中，同期装置检测到压差、频差在限定值范围内，又恰好捕捉到了第一个并网时机，所以机组快速并网了。从监控历史记录可知，从发出投入励磁系统命令到机组同期并网时间只有5 s，机端电压升到额定值需要4.65 s，即正在升压过程中，机组就并网了。由于机端电压小于系统电压，并网瞬间产生了无功冲击，该无功冲击电流对发电机起助磁作用，对系统起去磁作用。

3 故障处置

根据以往的运行情况统计，只出现过2次并网瞬间机组吸收大量无功的情况。且都是在励磁系统投入后几秒钟之内快速并网。

机组并网瞬间，虽然机组进相深度没有达到励磁低励限制动作值-131 Mvar，但定子绕组端部机械强度最弱，这种冲击日积月累会对发电机造成致命伤害，应采取措施减小冲击电流对其造成的危害。

为了减少并网瞬间的无功冲击，又不影响并网速度，对压差范围重新设置，将压差范围改为±4 %。这样既能避免上述极端情况的发生，又能减少机组受到的冲击。通过观察发现，重新修改同期装置压差参数后，机组并网时吸收的无功明显减少，最低降到了-5.8 Mvar。