同期和重合闸的设计误区

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[摘要] 我国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，这是无法实现电站真正无人值班的重要原因，也是阻滞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

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0o-360o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=0o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20o-30o，具体接线如图2.2所示。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。
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：



例如：φ=20o , Δf=1HZ，则tb=0.11秒 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烝C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2.4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：


式中Xd∑=Xd+XT+XL ，Xd、XT分别为发电机同步电抗及变压器电抗。
从图2.5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30o的同期闭锁继电器的接点？
•在δ′超过30o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0o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0o-90o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30o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30o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30o。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。