新型微机线路保护装置与常规变电所同步系统的配合

1　微机保护装置应用概况　　目前，我局管辖的220 kV以上电压等级变电所共有7座，除了恩和变是按照综合自动化变电站设计的之外，其余6座均是投运时间较长的常规变电所。从1996年开始，我们陆续将220 kV线路保护屏更换为微机型线路保护屏。其中CSL100、SCI100系列第三代微机型保护屏在大部分变电所均有采用。对提高保护装置安全可靠性，确保电气设备安全稳定运行起到了重要的作用。
2　CSI101A断控单元装置简介　　为了满足超高压输电线路保护配置原则，即保护按线路设置，重合闸按开关设置的原则，对比第二代微机线路保护（例如：WXH－11型），CSI101A断控单元从保护插件中分离出来，构成一单独机箱。由单片机系统构成的数字式断路器综合控制装置主要包括综合重合闸、三相不一致保护、充电保护和失灵起动等功能单元。
　　该装置的一个特点是设有“手合”开入，可以进行手动同期合闸，且手动同期的方式不受重合闸检同期方式控制字的影响，在收到“手合”命令时首先检查两侧是否有电压，如果任一侧无电压就允许合闸，若两侧均有电压则自动转为检同期方式。定值采用重合闸检同期定值。经现场校验，手动同期合闸有很高的可靠性。
3　CSI101A断控装置在常规变电所同步系统的应用　　1998年10月份，在五里坡变电所的一次设备操作过程中，中央控制屏上的绝缘监察装置应该动作而未动作。经检查发现是因为中央控制屏上YQMN未引线，二次回路不完善所致。如图1所示。

　　以上的事例暴露出一个问题：即没有TQMN时，同步系统也失去了作用。之所以一直未发现，原因在于变电所装设的同步系统很少使用。运行人员执行手合开关操作时，往往采用解除同期方式，即投入手动准同期开关1STK。投入解除同期闭锁开关STK。再投入相应屏上的同期开关，然后手合控制开关。如图2所示。

　　如此造成的后果是变电所与系统联络线可能会非同期合闸，破坏系统稳定，造成系统振荡，从而引发重大的电网事故。
　　《220～500 kV变电所设计技术规程》SDJ2－88的规定，“电力系统内经常解列、并列的变电所或调相机采用同步并列的变电所应装设同步装置。”综合考虑我局大部分变电所的手合开关操作，均采用上述方式，并且大多数变电所装设的同步系统很少使用，经常性的维护差，真正使用时往往不好用。而且在运行人员执行手动准同期合闸操作时，需要眼明手快，对人员的素质要求较高。这些给电网的安全稳定运行埋下了隐患。
　　因此我们利用CSI101A装置设有“手合”开入这一功能，从回路设计上想办法，改变常规变电所的集中同期控制方式为分散式同期控制方式。参照图2所示，即本线路的手合开关操作不再需要中央控制屏上的同期装置，而由本线路控制开关KK的⑤、⑧接点启动一个中间继电器ZJ，而ZJ的一副动合触点作为CSI101A装置的手合开入量，由CSI101A装置完成手合检同期功能，在同期条件满足的情况下，发出合闸令，开关合闸。这样充分发挥了新装置的各项功能。从技术条件上确保了同期合闸的可靠性（因与重合闸共用检同期回路，故由保护人员做的维护工作是必然的），减少了运行人员的工作量，降低了集中同期控制方式下进行同期合闸时，对运行人员严格的要求，现在运行人员只需手合控制开关，检同期功能由CSI101A装置完成。这一改进已在实际运地中收到良好的效果。
4　配合问题的提出及改进　　在所有采用CSI101A装置的线路保护控制屏上，我们均做了以上改进设计。稳定、可靠运行了较长的时间。但在2000年9月份青铜峡变电所运行人员在执行网调命令，进行3851铜靖线手动同期合闸操作时，3321开关合上的同时，将处于冷备状态的05212大青乙、05213大青甲线开关也合上。虽未造成事故，可这一现象是明显不合理的。经检查发现，参照图2，在进行设计接线时，忽略了3THM的作用，且青变330 kV系统搬迁工程中遗留了330 kV系统与220 kV系统同期小母线并接的缺陷。从图上可知中央控制屏上的合闸按钮HA会向所有跨过本屏TK⑤⑦接线的开关发出合闸令，原因就在于控制开关KK在分闸后位置闭合的②④接点直接接到开关的合闸线圈上。对CSI101A装置则发出了“手合”开入量。问题的症结在于常规设计的控制开关KK的④⑧连线应打掉，经打掉KK的④⑧连线后实际验证，未再发生误合其他开关的现象。由此，我们将6个220 kV已做过同期回路改线的线路控制屏逐一仔细检查，发现各个变电所均有此类问题，现已全部解决。消除了这一类的事故隐患。
5　结论　　随着科学技术水平的提高和微处理机技术的发展，今后新装置应用会越来越多。总结上文提到的各类情况，要求我们一定要处理好新、老装置设备之间的配合问题，以完善继电保护的安全可靠性，确保电网的安全稳定运行。

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