走出变电站同期和重合闸的设计误区.docx
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走出变电站同期和重合闸的设计误区
走出变电站同期和重合闸的设计误区
叶念国
（深圳市智能设备开发有限公司518033）
摘要我国变电站的同期和重合闸设计长期陷于一个认识误区中，数十年来一个个变电站都按陈旧的“检同期”概念设计同期和重合闸接线，尽管由此引发的事故和无奈一直困扰着运行人员，但人们却丝毫没感受到有任何改进的迹象，甚至一个个的新型微机保护和自动装置还在继承这种陈旧的概念，不自觉地制造事端和加深人们的无奈。
本文将剖析这一误区的表现形式及根源，并提出相应的对策。
关键词检同期同期闭锁差频并网合环
1并网操作的两种形式
并网、同期、同步、并列等是一个同一含义的词汇，即通过断路器将两个电源进行互联的操作。
然而至今还有不少人将其仅仅理解为是将两个独立的电源进行联接的操作，例如将一台发电机并入电网，或将两解列的系统通过联络线进行并列。
事实上人们忽视了当前复杂的电力系统中更为常见的另一种并网形式，即环型网络开环点的合环操作，它也是通过断路器将其两侧的电源联接起来，这就是并网操作的另一种形式。
我们可以将前一形式称为差频并网，即并网前断路器两侧存在频率差。
将后一形式称为同频并网，即并网前断路器两侧的频率相同。
正是人们忽略了同频并网这一广泛存在的并网操作形式，导致长期没有制造厂家研制和生产既能差频并网又能同频并网的自动同期装置，进而导致全国100%的变电站不能实现输电线路的自动同期，以及双端电源的自动重合闸屡屡失败。
因为当前电力系统的网络结构越来越复杂，几乎可以说所有线路都存在同频并网的问题。
显然，这是无法实现变电站真正无人值班的重要原因，也是阻滞变电站提高自动化水平的重大障碍。
2两种并网形式的特征
2.1差频并网的特征
2.1差频并网线路及相量图
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并网前同期点断路器两侧是两个独立的电源,如图2.1中如在联络线L的断路器2DL进行并网操作,其两侧的电源电压U1、U2在并网前因存在频率差Δf=f1-f2，因此，U1及U2之间的相角差Φ不断在0-3600间变化。
如以U1为参考轴，则U2将以角频率ωs=2πΔf相对U1旋转，最理想的并网时机应发生在Δf=f1-f2及ΔU=U1-U2小于给定值时的Φ=00处。
过大的Δf、ΔU及Φ将导致并网时产生不能容忍的有功和无功冲击。
由于在变电站进行并网操作，运行人员无法控制Δf和ΔU，因这必需借助调度员的调度解决，在变电站唯一能做到的是限制并网时的相角差Φ，运行人员能娴熟地捕捉到较小的Φ时合闸。
为防万一，在断路器合闸回路中串入了同期闭锁继电器TJJ的接点，该继电器的闭锁角定值传统的做法是200-300，具体接线如图2.2所示。
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图2.2手动同期接线示意图
在U1、U2的相角差超过TJJ定值时合闸回路将被断开，在线路进行充电时，即2DL母线侧有电压，而线路侧无电压时TJJ也将接点断开，为保证此时能合上断路器，可通过合上STK开关将TJJ接点短路即可。
2Φ
不难看出，当断路器两侧频差较大时，TJJ继电器接点持续闭合时间将变短，如图2.3所示，当继电器闭锁角定值为Φ时，其接点闭合的持续角度为2Φ，而在频差为Δf时对应2Φ相角差TJJ接点的持续闭合时间为：
2×20
1×3600
则tb==0.11秒
例如:
Φ=200Δf=1HZ
（2.1）
Δf×3600
tb=
从式（2.1）可以看出频差Δf越大，TJJ接点提供开通合闸回路的时间越短，也就是说运行人员手动合闸成功的概率越低，当tb小于断路器最低保证合闸时间时，合闸将不可能成功。
据调查，目前国内不少110KV系统和220KV系统还存在为数不少的弱联络线，这些线路一旦停运或事故跳闸后将导致系统解列为两个系统，原来的受端系统因不堪重荷，频率将急剧下降，而原来的送端系统因供大于求而频率升高，此时要通过人工或当前流行的按传统“检同期”功能设计的测控装置来恢复两解列系统的并列根本不可能，同样，传统的检同期重合闸也只能望洋兴叹，自动退出。
例如广东省从化电力局温泉110KV变电站的110KV从温线，其一端始于省网的流溪河水电站，另一端则是一群负荷不能自给自足的小水电站，一旦线路跳闸（多为雷电所致）两侧系统立即解列，并快速出现很大频差，据变电站操作人员反映，有时连续操作断路器合闸20余次都难以恢复供电。
广西贺州电力公司的西湾110KV变电站也有这样的小水电群与大网联接的弱联络线。
这一现实向人们提出这样的问题：
•差频并网时断路器合闸控制回路还需要TJJ吗？
如需要又该如何整定其闭锁角呢？
•如何在大频差下能快速和精确地捕捉到并网时机？
这两个问题留待下面讨论。
2.2同频并网的特征
并网（合环）前开环点断路器两侧是同一个系统,如在图2.2中的1DL处进行并网即属同频并网,开环点1DL的左侧电压U1和右侧电压U2均为
图2.2同频并网（合环）示意简单系统图
PXd∑
同一频率，但在其两侧有电压差和相角差，此相角差为由线路L2、L3、L4构成的等值线路的运行功率角δ，如等值线路的传输功率为P，电抗为XL，则E1（发电厂等值发电机的电势）和U2间的功角δ可由下式表述：
-1
E1U2
δ=Sin（2.2）
式中Xd∑=Xd+XT+XL，Xd、XT分别为发电机同步电抗及变压器电抗。
图2.3功角相量图
从图2.3功角相量图中可更具体的看到δ与线路传输的负荷电流I及电抗Xd∑有关，负荷电流越大，线路越长（即XL大）则δ越大。
如测量装置由母线电压互感器及线路电压互感器二次电压取样，则测得的将是
δ′，该值也同样反映负荷电流的大小，只不过其较真正意义的功角δ小。
如果需要，完全可以由δ′推算出δ值。
当合上1DL时，相当于在原运行等值线路两端突然并联了一条线路L1，其直接导致的结果是分流了原运行线路的一部分负荷，改善了电压质量，提高了系统的稳定储备，这是同频并网的共性。
新投入运行线路必然会缓解原运行线路的过负荷压力，但其分流的负荷应受以下条件制约：
2.2.1分得的负荷不能因过大而导致继电保护动作再次断开线路；
2.2.2分得的负荷不能因超过该线路的稳定极限，导致线路两侧电源失步而再次断开线路。
从前面的分析可知，在合环点1DL进行合环操作前所测得的δ′已定量的含有合环后L1将要分得的负荷数值，这可以通过在该运行方式下的潮流计算获知。
从定性的角度讲，δ′越大，合环后新接入线路所分得的负荷也越大。
这一分析不得不勾起人们提出这样的置疑：
•为什么不论电压等级，不论运行方式，传统的检同期设计都在断路器合闸控制回路中串入一个定值为300的同期闭锁继电器的接点？
•在δ′超过300时进行合环操作一定会诱发灾难吗？
这两个问题也留待下面讨论。
3剖析对传统检同期认识误区的由来和后果
3.1模糊了差频并网和同频并网的本质差别
如前述，差频并网的主要特征是并网前同期点两侧因存在频率差而出现不断变化的相角差，这说明完全有可能而且也必须做到在相角差为00时并网，因两个独立的电源在相角差较大时进行并网会给发电机组带来致命的伤害。
在电力系统形成初期系统结构单薄，经常会碰到一条联络线断开后就导致系统解列的情况，联络线再投运也多为差频并网方式，利用TJJ接点来闭锁断路器合闸回路的措施是正确的，正像发电机通过机端断路器或发变组高压断路器进行差频并网时至今还在使用TJJ是正确的一样。
但是同频并网时在合环点断路器两侧是注定要出现相角差的，这就是功角，除非当时另半环运行线路的负荷为零。
功角δ与线路传输功率P是正弦函数关系，因此其取值随着P的增加在00-900范围内。
不知是否人们长期认定并网（实际上是差频并网）时同期点两侧不能有相角差已形成惯性，就不自觉地将此规则移植到了同频并网中去，把图2.2的同期接线照搬到同频并网的断路器合闸回路中，而且TJJ继电器的300定值也如法炮制，这是个贻害无穷的继承。
首先人们似乎忘却了进行合环操作的目的是要投入一条线路以分担正在运行线路的负荷，以达到增加负荷输送能力、改善电压质量、提高稳定储备等目的。
忘却了新线路一旦投入就会立即带上负荷的现实，错误地将新分得的潮流视为要避开的冲击。
于是在我国电力系统中不论线路电压等级，一律在断路器合闸回路中串入定值为300的同期闭锁继电器接点，连那些微机型的继电保护装置，线路测控装置也都原封不动的移植了这个自己都不明究里的300。
事实上同频并网引起的“冲击”是潮流重新分配的表现，它和差频并网因存在相角差引起的冲击有本质上的差别。
前者是人们操作前期望的结局，后者则是人们力求要规避的后果。
3.2“检同期”给同频并网可能带来的恶果
3.2.1剥夺了停运线路的大量投运机会
300的同期合闸闭锁角是长期莫明其妙继承下来的数据,谁都说不清楚其依据是什么,事实上这个闭锁角的定值应来源于潮流计算的结果,即在开环点测量到的δ′值所对应的合环后潮流值不应引起投入线路的再次跳闸。
可以说每次合环操作的结果都会改善系统运行工况，从稳定的角度看，如是在δ′=300时投入新的线路，必将使原运行线路的功角向小于300的方向变化，即稳定储备更大。
所以说把闭锁角死死定在300上将白白失去很多投运的机会。
3.2.2制造扰动或事故
由于闭锁角定为300在系统运行中是一个很容易突破的门槛,这样一来新线路将会因TJJ断开了合闸回路而无法投运,但有些情况,例如其他线路已不堪重负、电压质量低下或是稳定储备不足等原因，必须立即投入新线路。
于是这就不得不动用图2.2中的STK开关来退出TJJ接点的闭锁，然后手动强行合闸。
显然，此时的操作人员只知道δ′>300,但δ′到底是多少度并不清楚，如果在很大的δ′时强行合闸就可能诱发因过负荷或失步而再次使线路跳闸，对系统造成不必要的扰动，甚至酿成事故。
3.3300的“检同期”给差频并网可能带来的恶果
3.3.1对系统造成不必要的冲击
目前的技术完全可以实现快速且精确的差频并网或重合闸，没有必要制造300或更大角度的冲击，这对系统中的发电机会造成伤害，并波及其他设备。
3.3.2加大并网难度
通过联络线将两系统实现差频并网的成功率与频差有密切关系，当频差很大时由TJJ接点提供的合闸回路接通时间tb非常短，使重合闸或手动合闸成为不可能，而恰恰在一个不能自给自足的小系统和大系统解列后频差会非常大，这种情况下仅靠这300的检同期是完全无法实现再并列的。
4走出误区的对策
4.1忘掉这个不明究里的300“检同期”紧箍咒
既然说不清300的来龙去脉，就别再继承，就别再沿用，就别再把它视为清规戒律。
4.2各级调度把潮流计算的触角延伸到同频并网和重合闸的领域中
事实上各级调度运行方式部门的潮流计算早已完成了网络有关节点在不同运行方式下合环操作后潮流预测值的求解。
只需再往前跨出一小步，计算出与潮流预测值对应的δ′，及基于允许负荷极限所对应的允许功角δ′max值。
显然向用户下达δ′max是可行的，因在变电站可以在开环点测量到δ′值。
为了便于适应不同运行方式的要求，可以向各变电所下达各种运行方式计算出的各个δ′max值中的最小值。
这一方法也适用于发电厂的线路。
4.3更新继电保护和自动装置的设计，淘汰不称职的二次
设备
用电磁型同期闭锁继电器来闭锁断路器合闸回路的同期接线几乎遍布全国发电厂和变电站，其危害性不言而喻。
而近年推出的一些微机型测控装置以其集测量、保护、控制于一体的特点受到了变电站综合自动化设计师的青睐，正因其独到的先进性，使其顺带的传统检同期功能也打上了新技术的标签，使一些设计师和用户误认为线路自动同期的问题从此就迎刃而解了，于是继电磁型TJJ继电器之后，这种测控装置的检同期又大行其道。
殊不知这种微机检同期和电磁型TJJ的检同期毫无差异，同样是需要淘汰的。
基于前面的分析，线路的自动同期必须能自动适应两种形式的同期方式，并具备快速、精确的特质和具备向上级调度自动发送并网过程工况遥信信号的功能，将这些功能附加到测控装置中必将导致装置的CPU开销不堪重负，实时性恶化。
因此，在变电站使用带自动选线的同期装置实现全部线路的集中同期是合理的，因同期装置的使用概率比全天候工作的保护装置和测控装置低得多，如按每条线路单独配置同期装置既不合理，又使硬件投资大幅增加。
按分布式控制方式设计的测控装置仍是自动化的重要部件，只是应删除其粗糙的检同期功能。
目前已在一些发电厂和变电所使用了能自动识别同频并网和差频并网的线路同期装置，这种同期装置设计为多条线路所共用，通过自动同期选线器在上位机的控制下自动进行同期点的切换，每个同期点具有独立的整定参数组，其中包括允许功角的定值。
例如深圳市智能设备开发有限公司研制的SID-2CT型和SID-2HT线路同期装置分别可为12条或8条线路共用，与其配套的SID-2X型自动同期选线器实现同期点在上位机控制下的自动切换。
这些装置还赋予了重合闸功能，这对于两系统联络线进行差频并网有重要意义，其特点是能确保捕捉到第一次出现的并网时机，其允许频差整定范围为0-±5HZ，允许压差整定范围为0-±40%Ue，使在较恶劣的情况下也能实现精确的准同期并网。
5应用实例
5.1广西溯水500KV变电站
广西溯水500KV变电站是一个顺应电力企业体制改革形势而设计的新建变电站，与之相距约900米的新合山电厂2台300MW机组的同期装置和变电站220KV及500KV出线的同期装置都安装在变电站，主接线为发-变线组方式。
如图：
广西合山溯河500KV变电所主接线图
全站共有同期点17个，与新合山电厂#1、#2发电机相关的同期点分别由两台SID-2CM型发电机线路复用同期装置控制，这些同期点既可能出现差频并网方式，还有可能出现同频并网方式，而且在进行差频并网时还有自动调节发电机频率和电压的需求。
由于每台同期装置都控制不只一个同期点的断路器，因此各配有一台SID-2X型同期自动选线器。
剩余的220KV及500KV的11个同期点断路器由一台配有自动选线器的SID-2CT型输电线同期装置控制。
全站的同期装置及选线器都分别受控于新合山电厂的DCS和变电站的自动监控上位机。
线路同期装置的“频差越限”、“压差越限”、“功角越限”、“差频并网时同频”的遥信信号经由SCADA系统送往上级调度局，以便调度员及时创造线路并网条件。
5.2甘肃嘉峪关大庄子110KV变电站
大庄子110KV变电站是我国卫星发射基地的供电变电站，进线电源多，且5个同期点都有同频并网问题。
为确保供电的可靠性，配置了一面SID-2LA型自动同期屏，屏内选用了一台SID-2CT型输电线路微机同期装置，装置最多可纳入12个同期点，目前仅纳入变电站新扩容线路的5个同期点，随后将逐步纳入其他同期点。
5.3广东从化温泉110KV变电站
温泉110KV变电站配置主变二台、110KV出线4条、同期点7个，其中110KV从温线是广东省网与温泉小水电群的唯一联络线、线路跨越雷电活动频繁的山区，雷雨季节时频频因雷击跳闸。
由于小水电群的容量较当地负荷有较大功率缺口，因此，联络线因雷击跳闸导致系统解列后，两侧频差急速增大，传统的检同期重合闸及手动检同期控制根本无法实现联络线的安全并网。
为此，配置了一台具有自动同期和自动重合闸复用功能的SID-2CT型输电线路微机同期装置，在需要对线路或主变进行同期操作时，调度通过遥控选择同期装置为“同期”工作方式。
实施对选定线路的同期操作，装置将自动识别并网性质，进而采取差频或同频并网方式自动完成并网操作，操作完成后遥控同期装置退出“同期”工作方式，并自动转换为从温线的24小时全天候“重合闸”方式。
一旦线路跳闸，同期装置将以其绝不放过第一次并网时机的特性，迅速在同期点频差还未过分增大时完成并网操作，恢复联络线运行。
如在“充电时间”内线路再次跳闸，装置将拒绝二次重合闸。
为了适应系统解列后频差及压差急剧增大的特点，同期装置提供了较大的允许频差及允许压差整定范围。
6结束语
变电所的线路同期和自动重合闸直接关系到系统运行的安全，不能再继承几十年前小型电力系统的粗糙检同期方式了，必须引入具有精确及快速运算功能的微机自动同期装置。
由于同期操作使用频度低，采取多同期点共用一台同期装置是合理的。
眼下测控装置的检同期功能无异于电磁型同期闭锁继电器，应改由同期装置实施同期操作。
概括起来讲，“检同期”概念的原意是给差频并网设置一条相角差警戒线，以限制过大的冲击。
但此警戒线被原封不动、不计后果地移植到合环操作上，以“自动”同期的面目造成人们的误解，进而导致长期无人去解决：
①警戒线水平如何设置的问题？
②在警戒水平以下时如何保证并网一定成功的问题？
现在应该是解决这些问题的时候了！
叶念国（1935-）男教授、董事长、研究方向为电力系统自动化、自动装置、电力遥视警戒系统等。
TEL:
（0755）83663318E-mail：
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走出变电站同期和重合闸的设计误区
深圳市政府科技顾问
武汉大学电气工程学院兼职教授叶念国
深圳市智能设备开发有限公司董事长
深圳市智能设备开发有限公司
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