電網并網需滿足同期三要素：電壓相等，頻率相同和相位一致。非同期并網對電網存在很大的危害，特別當電壓相位差180°時，沖擊電流最大。發生非同期并網后，應查看故障錄波，檢查同期裝置的整定值和同期試驗。防止發生非同期事故的措施有同期技術改造、同期定值優化、提高調度員的事故處理能力和完善應急預案等。

位于新疆塔克拉瑪干沙漠北部邊緣的塔河油田電網，擔負著三區五縣約2.6萬余km2的油氣生產和生活用電。在油田電網運行中，發生了一次電網故障處理時同期并網事故。

1 事故電網運行方式

油田電網的供電電源有巴州電網、阿克蘇電網和兩個自備發電廠。

事故前，電網分網運行，具體情況為阿克蘇電網、發電一廠和發電二廠帶油田主體電網，巴州電網帶采油一區10kV配電網，并網開關為發電一廠的110kV母聯1150開關。如圖1所示。

圖1 塔河油田電網主構架圖

2 事故發生經過

9月23日01:18，油田主體電網110kV布四聯線接地保護跳閘，油田主體電網與阿克蘇電網解網，成為孤網，由自備發電廠帶負荷。為提高電網運行可靠性，電力調度員決定將油田主體電網并入巴州電網。

調度員未分析兩邊電網的并網條件，給發電一廠的運行員下發了同期調度令。運行員在并網操作中，前兩次同期合閘未成功，第三次同期操作時開關合閘成功。但合閘后，兩個自備發電廠的所有發電機組相繼保護跳機，并網開關也保護跳閘，發生油田主體電網失電事故。

3 事故調查經過和原因分析

事故發生后，電氣技術組開展了以下調查工作并進行分析。

3.1 故障錄波調閱

調閱故障錄波，如圖2所示。

從故障錄波圖可以得到1150母聯開關閉合時間為9月23日01:32:32:536，即并網時間。將并網時兩側電網同期電壓幅值、相位和頻率整理成表，同時計算出差值填入表1中。

圖2 電網相位差圖

表1 故障錄波記錄表

故障錄波記錄表的差值是同期動作值，與同期保護定值單表2比較可知：

表2 同期保護定值單表

1）電壓相位差194.47°，大于定值18°；電壓幅值差為89.11V，大于定值8V；電壓頻率差0.76Hz，小于定值0.8Hz；只有電壓頻率差滿足同期條件。

2）同期裝置只有在電壓頻率差、幅值差和相位差3項數值同時達到條件，同期裝置才出口開關。而實際情況為，電壓幅值差和相位差均未達到同期定值，同期裝置卻出口了開關，說明同期裝置存在問題。

3）電網并網時間點的電壓相位差194.47°，屬于嚴重的非同期合閘，相當于系統發生了短路故障。

3.2 非同期并網的危害性分析

非同期并網，由于兩個電網的電壓差很大，開關合閘時會產生很大的沖擊電流，巨大的沖擊電流對發電機、變壓器和電力系統造成嚴重沖擊。發電機組將發出強烈的振動，使發電機組繞組變形甚至燒毀。對整個電力系統來說，系統將會發生功率振蕩，嚴重擾亂整個系統的正常安全運行，造成整個電網的崩潰。

電網并網的沖擊電流計算如下：

從上式可以看出，并網沖擊電流大小同兩邊電網的電壓差、相位差和系統短路阻抗有關系。此次并網由于相位差194.47°，電壓差為9020V，沖擊電流很大。

3.3 同期裝置校驗

1）同期裝置采樣

用繼保儀對同期裝置進行電壓數據采樣，發現裝置的同期電壓頻率采樣值存在數據固化，始終為50.1Hz，說明同期裝置存在死機。重啟裝置后，電壓采樣值恢復正常。

2）校驗同期定值

試驗數據見表3。

表3 同期試驗記錄表

結果：同期保護動作正確。

3）同期裝置誤動作分析

（1）同期裝置運行超10年，裝置里面的電子器件老化，可靠性降低。

（2）運行員同期操作不符合規范是裝置誤動作的直接原因。同期裝置工作原理為打同期把手的“同期”位后，裝置開放40s尋找同期點，若達到同期條件則出口開關合閘，否則40s后報“同期失敗”，才能開始下一次同期操作。

本次同期操作，由于調度員下達錯誤同期操作令，兩邊電網未達到同期條件，裝置判同期失敗是正確的。運行員不知情，頻繁同期操作，且每次操作間隔小于40s，導致裝置死機。

4 采取措施

4.1 對同期裝置進行雙冗余改造

同期裝置為電子產品，必然存在可靠性問題，通過加裝機械式同期繼電器，實現雙冗余判斷，可避免其中一個同期裝置損壞造成非同期并網事故。

雙冗余同期需注意同期定值的整定和配合，特別是相位定值。如果相位定值設置偏小，并網成功率低。如果相位定值設置偏大，對電網的沖擊大。

下面介紹一種相位定值配置方法：機械式同期繼電器的相位差定值設為20°，用作防非同期閉鎖；同期裝置的相位差定值整定設為12°，作為同期判斷。

4.2 同期定值優化

原同期定值電壓差8V，相位差18°，同期頻率差0.8Hz，考慮開關60ms的動作特性，最大沖擊電流計算為：

最大沖擊電流154.8A，超過發電一廠的3臺12MW的發電機組承受能力，應該將定值調小。

根據電網抗沖擊能力，整定定值為電壓差4V，相位差12°，同期頻率0.3Hz。整定后最大沖擊電流計算為39A。

4.3 信息化改造

本次電網同期事故，電調員的錯誤調度令是其中一個原因，但電調室沒有電網電壓實時波形的監測設備也是一個原因。

電調室建立遠程故障錄波系統，可實現電網電壓實時波形監測，再通過調節5臺發電機組的勵磁電流和閥門開度，可調節油田電網電壓的幅值和頻率。

4.4 定期校驗同期裝置

為防止同期操作時同期裝置故障，定期校驗同期裝置，如做假同期試驗。

4.5 規范同期操作

操作人員在同期并網操作前，應檢查同期裝置和機械式同期繼電器，必要時對同期裝置重上電。同期操作嚴格遵守操作流程，兩次操作必須間隔40s，等同期裝置顯示“同期判斷失敗”才可進行下一次操作。

4.6 提高調度員業務能力

提高調度員對事故情況下電網特殊運行的認識、分析和處理能力。

4.7 完善應急預案的編制，并定期演練

完善獨立網運行、頻率異常、電壓異常的應急預案，定期同期操作演練。

5 結論

此次油田電網同期并網事故，調度員未分析兩邊電網是否具備并網條件，下達錯誤調度命令是主要原因。操作人員的同期操作不符合規范，導致裝置死機后誤動作是直接原因。

事故發生后，油田電管部門采取了同期裝置雙冗余改造、同期定值優化、信息化改造、定期校驗同期裝置、規范同期操作、提高調度員業務能力和完善同期操作預案并定期演練的措施。

本文編自2021年第2期《電氣技術》，論文標題為“一起油田電網故障處理時同期并網事故的分析”，作者為蒲軍。