摘要：在柴油发电机组处于静止状态或已起动但未同步并网时，如果并网断路器不受控突然合闸，会导致发电机遭受非常严重的损坏。此时的发电机如同一台异步电动机，在转差很大的情况下起动，会在转子回路中感应出超出允许值的大电流，最终可能导致转子损坏，甚至破坏电力系统稳定。本文通过某电厂一起真实的误上电保护动作事故，系统分析事故过程、保护动作原因及改进措施，为同类柴油发电机组的运行维护提供参考。
一、事故前概况
某电厂6号机组为一台日起停调峰型柴油发电机组，该机组承担电网调峰任务，频繁启停是其运行特点。机组以发电机-变压器组接线方式接入220kV升压站，电气主接线设置发电机出口开关（GCB）和主变高压开关（HVCB）两个同期点，分别对应两种并网方式：通过GCB直接并网和通过HVCB经主变并网。
1. 机组基本配置与运行模式
（1）6号机组为日起停调峰机组，设计为每日启动、每日停机运行模式，频繁的启停操作对机组控制逻辑的可靠性和保护的抗干扰能力提出了较高要求。
（2）机组设置两个同期点：发电机出口开关（GCB）和主变高压侧开关（HVCB）。GCB位于发电机与主变低压侧之间，用于发电机直接并网；HVCB位于主变高压侧与220kV母线之间，用于经主变升压后并网。两个同期点的设置提供了更灵活的并网方式选择，但也增加了逻辑控制的复杂性。
2. 事故前的运行操作计划
（1）事故发生前，6号机组已经通过GCB完成了首次并网，发电机正常带负荷运行。根据电网调度下发的启动方案，机组在运行稳定后，需要执行一系列操作以验证HVCB同期回路的正确性。
（2）按照计划，机组需首先拉开HVCB，将主变高压侧与系统解列，然后对HVCB同期点进行假同期试验（即在HVCB两侧不同期的情况下，验证同期装置的检测、判断和合闸逻辑是否正常）。试验完成后，机组最终经HVCB与电网实现第二次并列，完成全部并网操作流程。
（3）拉开HVCB后，机组处于经GCB带主变、主变高压侧断开的状态。此时机组负荷已转移至GCB回路，主变处于空载运行状态。
3. 事故的触发因素
（1）在执行拉开HVCB操作后不久，机组因高压管道法兰漏气被迫停机。高压管道法兰密封失效导致压缩空气或燃气泄漏，触发了机组保护动作，发电机自动解列。
（2）发电机解列后，柴油发电机组控制系统（DCS）执行顺控停机逻辑，自动分断GCB，将发电机与主变彻底隔离。主变随之失电，退出运行状态。
（3）随后，抢修人员对高压管道法兰漏气故障进行了紧急抢修处理，修复了密封件并完成了压力试验。抢修结束后，机组准备按原计划重新启动并完成剩余的并网试验。
（4）需要注意的是，此时主变已处于完全无压状态（已从高压侧和低压侧同时断开），需要进行重新充电才能恢复备用状态。这一状态为后续误上电保护动作埋下了伏笔。
4. 事故背景的关键特点
（1）本事故的核心背景在于机组存在两个同期点（GCB和HVCB），且需要在并网过程中完成假同期试验。控制系统的起励逻辑和保护定值应能适应两种不同的并网方式，但设计时未充分考虑所有运行工况的组合。
（2）高压管道法兰漏气属于突发性设备故障，导致机组非计划停机，打乱了原定的操作顺序，使后续恢复操作需要在非标准流程下进行。
（3）检修结束后，主变处于完全无压状态，需要重新充电。在常规操作中，主变充电通常通过高压侧断路器从系统侧倒送电完成，但当主变高压侧不具备倒送条件时，可能考虑从低压侧反充——这正是本次事故中采取的操作方式，也是导致误上电保护动作的直接原因。
二、事故过程
抢修结束后，运行人员按照恢复方案，计划先通过同期装置的双侧无压合闸功能合上GCB，然后发电机带主变零起升压，再对HVCB进行假同期试验。过程中在合上GCB后，发现励磁系统闭锁，机组无法起励。经与励磁厂家沟通，确认GCB已合闸时，励磁系统逻辑将闭锁起励——这是为防止发电机在GCB已合闸状态下意外起励并网而设置的安全保护。
1. 原定恢复方案与第一个操作步骤
（1）抢修完成且恢复条件具备后，运行人员制定了分步恢复方案。第一步计划通过同期装置的双侧无压合闸功能，在确认GCB两侧均无电压的条件下闭合GCB，使发电机与主变低压侧连通。
（2）双侧无压合闸是同期装置的一种特殊功能，当检测到断路器两侧均无电压时，允许直接合闸。该功能通常用于变压器充电等操作场景，不要求同期条件。
（3）按照原计划，第二步为发电机带主变零起升压——即发电机起励后，输出电压从零逐渐升高至额定值，同时对侧主变低压侧同步建压，使主变从零开始建立磁链。这种操作方式理论上不会产生励磁涌流，因为变压器铁心的磁链是随着电压同步上升而建立，而非在电压已建立的状态下突然合闸。
2. 励磁系统闭锁与方案调整
（1）在运行人员成功通过双侧无压合闸闭合GCB后，准备执行第二步起励操作时，发现励磁系统处于闭锁状态，无法正常起励，机组无法建立电压。
（2）经与励磁厂家沟通确认，该励磁系统逻辑中设置了起励允许条件——GCB必须在分闸位置。这一安全逻辑的设计初衷是防止发电机在GCB已合闸的状态下意外起励，避免发电机突然并网导致非同期冲击。但该逻辑未能区分“GCB合闸但主变高压侧断开”和“GCB合闸且主变高压侧闭合”两种不同工况，导致在需要带主变零起升压时无法操作。
（3）运行人员与技术人员商议后，决定调整操作方案——先在GCB分闸状态下完成起励和建压，待发电机电压建立后，再通过同期装置的单侧无压合闸功能闭合GCB，对主变进行反充电。即：将“起励→合GCB→升压”的顺序调整为“起励→升压→合GCB（单侧无压合闸）”。
（4）单侧无压合闸功能是指同期装置仅检测到主变侧无电压而发电机侧有电压时，允许合闸的操作模式。该模式用于对无压设备充电，但合闸时刻不能像正常同期那样控制角度。
3. 误上电保护动作
（1）在通过同期装置单侧无压合闸功能合上GCB、对主变进行反充电的瞬间，发电机定子绕组中出现大幅值冲击电流。发电机“误上电”保护立即启动，经0.2s延时后保护出口动作。
（2）误上电保护动作后，执行以下跳闸指令：跳开GCB（断开发电机与主变的连接）、跳开灭磁开关（切除发电机励磁）、停柴油发电机组（停止原动机运行）。机组从运行状态迅速转为停机状态，恢复操作失败。
（3）此次保护动作发生在抢修恢复的操作过程中，操作人员按方案执行操作，但保护定值未能躲过主变反充电产生的励磁涌流，导致正常充电操作触发了误上电保护。保护动作虽然正确反映了过电流故障，但其动作的逻辑前提——“误上电”——并不符合实际工况（实际为计划内的反充电操作），因此属于保护与操作方式不匹配导致的“正确动作、错误场景”事件。
三、误上电保护原理及发电机反充主变的风险分析
1. 误上电保护的原理与整定原则
（1）发电机误上电保护（又称“断路器闪络保护”或“意外合闸保护”）是针对发电机在停机或未并网状态下，断路器非预期合闸导致的异常工况而设置的后备保护。其典型应用场景为：发电机处于静止状态或起励未并网状态时，若并网断路器不受控合闸，发电机将作为异步电动机从系统吸收电能，转子回路感应出远超允许值的大电流，数秒内即可造成转子绕组过热甚至烧毁。
（2）PCS-985BG发电机保护装置中的误上电保护采用低频低电压过电流原理，如图1所示。其判据组合为：主判据为发电机过电流，辅助判据包括低频判据、低电压判据和断路器位置判据。各判据的组合对应不同的误上电工况，确保在真正误上电时可靠动作，同时在系统振荡等异常工况下不误动。
（3）误上电保护的动作电流整定，相关规程规定：应以误上电时应可靠启动为条件，动作电流应为误上电时最小可能短路电流的50%，一般可整定为（0.3～0.8）In（In为发电机二次额定电流）。定值过低可能导致变压器正常空载合闸涌流误动，定值过高可能导致真正误上电时拒动。本事故前该机组误上电保护定值为0.2In（0.81A），偏低。
（4）误上电保护通常设置短延时（0.1～0.3s）以躲过合闸瞬间的暂态冲击，同时兼顾快速性要求。本事故中保护延时整定为0.2s。
图1 柴油发电机误上电保护逻辑
2. 发电机反充主变时的励磁涌流特性
（1）当通过发电机侧（低压侧）合闸对主变进行反充电时，主变铁心中的磁通不能突变——根据磁链守恒原理，在合闸瞬间，铁心中需要建立与电源电压相对应的磁链，这个建立过程会产生数值很大的励磁涌流。
（2）励磁涌流具有以下典型特征：含有大量二次谐波（通常为基波的20%～80%）、波形偏向时间轴一侧（存在间断角）、幅值可达到变压器额定电流的5～10倍、衰减时间常数从几秒到几十秒不等。这些特征与短路电流有明显区别，可用于变压器差动保护的涌流闭锁判据。为进一步确认此电流是否为励磁涌流，对误上电保护动作时的发电机机端电流谐波含量进行分析，发电机机端各次谐波含量对比如图2、图3、图4所示。
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图2 发电机机端A相谐波含量 |
图3 发电机机B相谐波含量 |
图4 发电机机端C相谐波含量 |
（3）本事故中，发电机保护A柜所录波形显示，如图5所示。GCB合闸后，发电机机端A、B相电流分别为1.39A和1.48A，明显超过0.81A的动作定值。电流波形偏向时间轴一侧，具有明显的间断角，A相二次谐波含量在55%～60%，B相在47%～51%，属典型的励磁涌流波形。
图5 发电机保护A柜保护录波波形
（4）同期装置的单侧无压合闸功能，只能判断主变侧是否处于无电压状态，并不能控制合闸角度来减小空载合闸时的励磁涌流。涌流倍数与合闸初相位直接相关——当合闸瞬间电源电压处于峰值附近时，涌流最小；当合闸瞬间电压过零时，涌流最大。单侧无压合闸的合闸角度是随机的，不能保证在最优相位合闸，因此涌流幅值不可控。
3. 发电机反充主变对机组的主要风险
（1）转子过热风险：励磁涌流中含有较大的负序分量，在发电机转子表面感应出涡流，产生附加温升。特别是大型发电机转子槽楔和护环部位，若频繁承受负序电流冲击，可能产生局部过热，加速绝缘老化和金属疲劳。
（2）保护误动风险：如本事故所示，励磁涌流幅值可能超过误上电保护定值，导致保护误动作，干扰正常操作顺序，延长检修恢复时间。
（3）轴系扭振风险：涌流冲击产生的电磁转矩中含有交变分量，可能激励发电机轴系扭转振动。对于柴油发电机组，频繁的扭振冲击可能加速联轴器疲劳损伤。
（4）定子绕组电动力损伤：涌流峰值可能达到额定电流的数倍，产生的电动力可能造成定子绕组端部振动、绝缘磨损。虽然本事故中涌流幅值仅为主变低压侧额定峰值电流的0.76倍，未超过设备耐受能力，但在更恶劣的工况下（如剩磁较大的变压器合闸），涌流可能达到数倍额定值，风险显著增大。
（5）断路器开断负担增加：保护动作后需要开断涌流，虽然保护装置在0.2s内完成了跳闸，但涌流对断路器触头的电磨损仍然存在。频繁进行反充操作会缩短断路器触头寿命。
4. 工程中应避免发电机反充主变的理由
（1）正常运行方式中，变压器充电应由电源侧（高压侧）断路器完成，此时涌流由系统电源提供，发电机不直接承受涌流冲击。从低压侧（发电机侧）反充主变是将发电机组临时作为电源，让发电机承受本应由系统承担的励磁涌流冲击，对发电机组不利。
（2）反充操作使发电机承受额外的负序电流和冲击转矩，频繁操作或大型变压器的反充可能超出发电机负序电流承受能力（I2t容量限制）。
（3）本事故充分说明，发电机反充主变可能因误上电保护定值与涌流不配合而导致保护误动，造成操作失败和非计划停机。因此，在工程设计、保护定值整定和运行操作中，应尽可能避免采用发电机反充主变方式，或在必须采用时，制定专门的涌流抑制措施和保护定值临时调整方案。
四、改进措施的分析及验证
事故处理完成后，对发电机保护定值、励磁启动逻辑、DCS起励逻辑等进行了系统梳理和分析。
1. 发电机保护定值的优化
PCS-985BG误上电保护采用低频低电压过电流原理。相关规程规定：以误上电时应可靠启动为条件，动作电流应为误上电最小电流的50%，一般可整定为（0.3～0.8）In。根据各厂运行经验，此动作电流定值一般设为0.5In。
对发电机反充主变进行简单仿真分析，如图6所示，设置主变、厂高变铁心剩磁为0.9倍额定磁链。
图6 简单的发电机反充主变仿真模型
仿真结果如图7显示，涌流峰值最大可接近9kA，远远超过原定值0.81A的启动范围。主变反充电时，励磁涌流会在发电机定子中产生很大的负序电流，可能对发电机转子造成损伤。因此，不采取发电机反充主变方式并网，也应避免发电机反充主变。
图7 发电机反充主变仿真结果
考虑到误上电启动电流需躲过同期装置最大电压差并网时的冲击电流，故将误上电启动电流调整至0.5In（即发电机二次额定电流的0.5倍）。该定值满足规程对误上电保护定值的规定，同时具有足够的裕量避免励磁涌流误动。
2. 抑制涌流措施
为尽可能减小主变冲击时励磁涌流的幅值，应在主变预试后对主变进行退磁处理或采取其他抑制涌流的措施。当用GCB作为同期点时，主变由220kV母线倒送，主变高压侧采用SID-3YL涌流抑制器来抑制涌流——该装置的涌流抑制效果较好，五次主变冲击时涌流倍数的实测数据表明涌流得到了有效控制。
当用HVCB作为同期点时，经对励磁起励逻辑进行修改，发电机可带主变零起升压后与电网并列，此时发电机端电压从零逐渐升至额定值，主变铁心磁链从零开始建立，不会产生励磁涌流，故发电机低压侧不需要额外的涌流抑制措施。
3. 励磁系统逻辑的修改
该电厂设置机端断路器GCB和主变高压侧HVCB两个同期点，各控制系统应满足任一开关作为同期点进行并网的要求。然而，励磁系统虽然采样HVCB和GCB的节点来判断机组是否在并网状态，但其逻辑中起励的允许条件为GCB必须在分位，并未考虑发电机带主变零起升压通过HVCB并列的情况。
经与厂家讨论，在励磁系统逻辑中增加了发电机带主变零起升压工况的判断：将励磁系统起励允许条件中的“GCB分位”改为“HVCB或GCB在分位即可起励”。修改后，当HVCB分位、GCB合位（即发电机已通过GCB并网带主变运行）或GCB分位、HVCB合位（即发电机带主变零起升压准备通过HVCB并网）时，励磁系统均可正常起励。修改后的励磁系统起励逻辑如图8所示。
图8 修改后的励磁系统起励逻辑
4. 柴油发电机组控制系统中的起励逻辑修改
检查DCS中有关励磁系统起励指令允许逻辑时发现，该指令的允许条件中需“GCB分位且HVCB合位”。DCS起励允许逻辑中同样没有考虑发电机带主变零起升压通过HVCB并列的情况。
经与设计院讨论，在该逻辑中删除了GCB和HVCB位置条件——起励指令是否允许不再依赖两个断路器的位置组合，而由励磁系统自身根据实际工况判断。修改后的逻辑使机组能够更加灵活地选择同期点，避免了因控制逻辑僵化而导致的误操作风险。修改后的TCS起励允许逻辑如图9所示。
图9 修改后的TCS起励允许逻辑
5. 效果验证
根据以上分析，对励磁系统起励逻辑及DCS中的允许起励逻辑进行了修改，同时调整了误上电保护的启动电流值至0.5In。修改逻辑后进行发电机带主变零起升压验证试验。发电机带主变零起升压波形如图10所示。
在整个升压过程中，发电机定子中涌流最大仅为0.05A（约0.03In），几乎为零，其他参数无异常，表明机组带主变零起升压通过HVCB并列是安全可行的。随后，机组经HVCB并网，冲击电流为1712.00A（未超过允许值），并网后发电机有功功率为23.45MW，其他设备无异常，验证了改进措施的有效性。
图10 发电机带主变零起升压波形
总结
本文介绍了一起柴油发电机组误上电保护动作事故及其分析过程，提出了若干预防措施及改进建议，并对修改后的逻辑进行了验证，成功实现了发电机带主变零起升压。通过对本次事故的深入分析，可以得出以下结论：
（1）同期装置单侧无压合闸功能在合GCB对主变反充电时，因无法控制合闸角度，会产生幅值较大的励磁涌流，其二次谐波含量可达47%～60%，足以导致误上电保护误动作。因此，应避免采用发电机反充主变方式进行并网操作。在必须进行主变充电时，应优先选择从高压侧进行，或制定专门的操作方案以限制涌流影响。
（2）励磁系统和DCS的起励逻辑中若未考虑发电机带主变零起升压的工况，会导致机组无法在HVCB同期点完成并网。修改逻辑后，将“GCB分位”的单一起励条件改为“HVCB或GCB在分位均可起励”，可有效解决此问题。逻辑修改的核心理念是将断路器位置从“起励允许条件”转变为“工况识别条件”，由励磁系统根据不同工况自主判断允许起励。
（3）修改后的机组可任选GCB和HVCB作为同期点进行并网，并网方式更加灵活，保证了机组的可靠运行。发电机带主变零起升压过程中涌流几乎为零（最大仅0.05A），充分证明了该方案的安全性。该方案从根本上避免了励磁涌流的产生，是一种更为优越的并网操作方式。
（4）对于设有多个同期点的柴油发电机组，在逻辑设计和定值整定中应全面考虑各种可能的运行工况，避免控制逻辑与保护定值之间的不协调导致误动或拒动。误上电保护定值应兼顾灵敏性与选择性，在规程允许范围内合理整定（如0.5In），既要保证真正误上电时可靠动作，又要避免励磁涌流等正常暂态过程引起误动。
（5）本事故的经验教训表明：发电机组控制逻辑的设计必须覆盖所有可能的运行工况，包括非标准操作顺序和故障恢复过程；保护定值的整定应进行全面的暂态过程校核，特别是对于变压器空载合闸等会产生励磁涌流的操作，应对各种可能的方式（高压侧充电和低压侧反充）分别校核保护定值的适应性；多同期点的并网方式设计应保证各控制子系统（励磁系统、原动机控制系统、同期装置）之间的逻辑协调一致，避免某一系统的逻辑限制导致运行人员采用非理想操作方式。
本次事故的成功分析和改进，为同类带有多个同期点的柴油发电机组提供了宝贵的经验参考，有助于提升机组在各种运行工况下的安全可靠性和操作灵活性。
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