李蔡慎1，丁洪玲2，張 雯2，沈曉麗2
（1. 上海市電力高壓實業(yè)公司，上海 200063；2. 國網上海市電力公司檢修公司，上海 200063）
摘 要： 隨著當前變電站自動化程度的不斷提高，變電站測控裝置中的斷路器同期合閘功能的重要性也日益突出。由于合閘前斷路器兩側系統(tǒng)狀態(tài)不同，需要測控裝置實時采集斷路器兩側電氣量信息并進行計算和比較，以確定當前狀態(tài)是否允許合閘并確定與之相應的最佳合閘時刻。介紹了變電站測控裝置同期功能的原理和合閘方式，并重點分析了同期功能的實現(xiàn)方式，對當前公司下屬變電站所采用的不同測控裝置同期功能方式進行了比較。
關鍵詞： 測控裝置；同期功能；同期合閘
0 引言
隨著用戶對供電可靠性要求的提高，網絡結構的日趨緊湊，在電力系統(tǒng)并網過程中斷路器的同期合閘操作越來越多。測控裝置作為電力系統(tǒng)自動化的重要組成部分，除了能實現(xiàn)測量和控制外，還能實現(xiàn)斷路器的同期合閘這一重要功能，減小并網操作時對系統(tǒng)和設備的沖擊，在提高電力系統(tǒng)穩(wěn)定性和提高線路合閘成功率等方面都發(fā)揮著重要作用。
斷路器分、合閘是變電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)最常見的操作。其中對于斷路器手動合閘命令，由于合閘前斷路器兩側系統(tǒng)狀態(tài)不同，需要測控裝置實時采集斷路器兩側電氣量信息并進行計算和比較，以確定當前狀態(tài)是否允許合閘并確定與之相應的最佳合閘時刻。一般而言，斷路器合閘操作所需要采集的電氣量信息是電壓、頻率和相角。
1 同期合閘的原理
測控裝置通過設定值給定臨界的頻差、壓差、角差，并與測量計算出的頻差、壓差和角差相比較。只有當斷路器兩側的電壓、相位角和頻率差保持在設定的范圍內時，才允許合閘，實現(xiàn)同期功能。
1.1 常用電壓差算法
電壓量是一個向量，包括幅值和相位角兩部分，可表示為：
U=|U|∠δ=|U|·（cos δ+j sin δ）（1）
式中，|U| 為電壓幅值(有效值)；δ為電壓相角。
通常采用電壓差和相位差相分離的算法，即用電壓的有效值直接進行算術相減獲得電壓差ΔU；用相位角直接相減獲得角差Δδ。用算式表示為：
ΔU=|Ub|-|Ua| （2）
Δδ=δb-δa（3）
按照該算法，取電壓差值條件為20％額定電壓，相位差條件為20°，設參考電壓幅值為1，相位為0°，則準同期區(qū)域是一個扇形區(qū)，如圖1所示： Ubus=1；Uline.min=0.8；Uline.max=1.2。
圖1中，以u為參考電壓，則另一側的電壓向量只要落在扇形區(qū)內便可允許同期合閘。
1.2 斷路器合閘時間常用補償算法
同期合閘還需要考慮斷路器的固有合閘時間，通常對于斷路器動作延時的考慮是：允許進行合閘的窗口時間應該大于穩(wěn)定時間和斷路器動作延時之和。所以，如果設穩(wěn)定時間為110 ms，總導前時間(等于斷路器合閘時間和繼電器響應時間之和)為100 ms，則允許合閘最小窗口為210 ms。如果實際同期窗口小于210 ms，則不應該進行同期操作。只要滑差進一步減小，直到實際允許同期窗口大于允許合閘最小窗口210 ms，才允許同期。如圖2所示。
2 同期合閘方式
測控裝置在接受來自就地或者遠方的合閘命令后同期合閘功能便處于激活狀態(tài), 在合閘命令有效期內, 根據裝置當時的運行工況，選用不同的合閘判據，執(zhí)行相應的控制。根據合閘點兩側系統(tǒng)的情況可以將合閘操作分為檢無壓合閘、檢同期合閘、準同期合閘等幾種方式[3]。
2.1 檢無壓合閘
以雙母接線方式為例，斷路器無壓狀態(tài)分為線路側和母線側均無壓、線路側有壓而母線側無壓、線路側無壓而母線側有壓三種。檢無壓合閘的允許判斷條件如下：
?。?）母線側和線路側均為無壓。如果母線和線路都沒有電壓(小于給定的無壓定值)，則無TV斷線閉鎖信號，同期合閘可自動滿足條件，裝置執(zhí)行合閘命令向斷路器發(fā)合閘脈沖，允許斷路器合閘。
（2）母線側或線路側一側為有壓。如果母線側或線路一側有電壓(大于給定的有壓定值)，而另一側無電壓(小于給定的無壓定值)，即線路對母線充電或母線對線路充電，無TV斷線閉鎖信號，同期合閘同樣滿足條件，裝置執(zhí)行合閘命令向斷路器發(fā)合閘脈沖，允許斷路器合閘。
2.2 檢同期合閘
也稱為環(huán)網合閘，一般用于同一系統(tǒng)內的斷路器同期合閘，特點是斷路器兩端的系統(tǒng)頻率是相同的。檢同期合閘的允許判斷條件如下：
（1）斷路器兩側的電壓均在有壓定值范圍之內。
?。?）斷路器兩側的壓差和角度差均小于定值。
只要滿足以上兩個條件，測控裝置的斷路器合閘出口接點會立刻閉合。此外，通過設置同期控制字，檢同期時可以實現(xiàn)無壓合閘。
2.3 準同期合閘
準同期合閘也稱為準同期合閘或并列，一般用于兩個不同系統(tǒng)之間的斷路器同期合閘， 特點是斷路器兩端的系統(tǒng)頻率不相同，需要捕捉同期，默認無壓不能合閘。準同期合閘的允許判斷條件如下：
?。?）斷路器兩側的電壓均在有壓定值范圍之內。
?。?）兩側電壓差小于壓差定值。
?。?）頻率差小于定值。
?。?）滑差(即頻率差變化率dΔf/dt) 小于定值。
在以上條件均滿足的情況下，測控裝置將根據合閘導前時間定值自動修正合閘角度，以保證斷路器在0°角時刻合閘，即：當捕捉到相位角等于導前相位角時，給斷路器發(fā)合閘脈沖，此時對系統(tǒng)產生的沖擊最小。其合閘角度的計算公式為：
式中：Δδ為兩側電壓角度差；Δf為兩側電壓頻率差；dΔf/dt 為滑差；Tdq為提前時間(不同廠家和型號的測控裝置計算方式可能略有差異)。
3 測控裝置同期合閘功能的實現(xiàn)
3.1 同期合閘二次回路原理圖
目前綜合自動化變電站的測控裝置中，典型的手動同期合閘功能的二次回路原理圖如圖3所示[4]。在滿足五防條件的前提下，可以實現(xiàn)斷路器的同期或非同期遙控及手動分、合閘。在“遠方”狀態(tài)時，9ZK的③、④接點導通，如果9LP2“遙控投入”壓板在合位，則可以在后臺機上對斷路器進行遙控分合，合閘時219與220之間的接點導通，分閘時，219與221之間的接點導通，從而實現(xiàn)遠方分合。在“就地”狀態(tài)時，9ZK的①、②接點和⑤、⑥接點導通，可在測控屏上對斷路器進行就地手動分合。當需要手動同期合閘時，將同期轉換開關9TK打在“同期”位置，其①、②接點導通，在滿足同期條件的情況下，測控裝置內的222端子和223端子之間的同期判別接點導通，同期合閘成功。
3.2 裝置同期定值整定
目前為止，華東地區(qū)對同期定值作了統(tǒng)一規(guī)定，具體如表1所示。
電壓是根據額定電壓而言；導前時間的設定是要同期的開關的合閘時間（該時間隨現(xiàn)場開關的不同而不同，一般由現(xiàn)場調試的中試所或設計院人員提供。通常室外開關為110 ms，室內GIS開關為80 ms）加上遙控繼電器的時間。經過試驗證明，穩(wěn)定時間一般設為10 ms。
3.3 同期電壓近區(qū)優(yōu)先原則
變電站采用3/2接線方式時，分3/2接線無線刀和3/2接線帶線刀兩種情況，下面就這兩種接線方式下同期電壓的選擇進行分析。
采用3/2接線無線刀斷路器進行同期合閘時，選擇固定的同期電壓節(jié)點。如圖4所示，當開關1進行同期合閘時，固定U1和U2作為同期合閘的條件。當開關2、開關3進行同期判別時，分別以U2和U3、U3和U4作為同期電壓。
在3/2接線帶線刀斷路器進行同期合閘時，裝置考慮了同期電壓采用近區(qū)優(yōu)先原則。實現(xiàn)方法如圖5所示。
對同期電壓近區(qū)優(yōu)先的實現(xiàn)，是通過對線刀的實際狀態(tài)，自動判斷選擇應該采取的同期電壓回路來實現(xiàn)的。如圖5所示，當開關1進行同期合閘時，裝置會檢測線刀1和線刀2的狀態(tài)；當線刀1在合位時，裝置會自動選擇U1和U2作為同期合閘的條件；當線刀1在分位，線刀2在合位時，裝置會自動選擇U1和U3作為同期合閘的條件；當線刀1在分位，線刀2也在分位時，裝置會自動選擇U1和U4作為同期合閘的條件。同理，當開關2和開關3進行同期合閘時，裝置會根據線刀的實際狀態(tài)，自動選擇同期電壓組合。
3.4 同期合閘方式
當前華東電網500 kV變電站斷路器測控單元及220 kV變電站母聯(lián)斷路器和分段斷路器測控單元均已使用同期合閘功能。公司下屬變電站所采用的測控裝置主要有D25測控裝置（惠安公司）和CSI－200E測控裝置（四方公司）。這兩種測控裝置在實現(xiàn)同期合閘功能的方式上有所不同。
3.4.1 D25測控裝置同期合閘實現(xiàn)方式
D25所采用的合閘方式為同期（無壓）、直合方式，測控屏上裝有同期功能把手，分為同期投入、同期退出兩檔，而后臺數(shù)據庫及操作畫面都只提供一個遙控點。當測控單元上的同期把手切至同期投入狀態(tài)時，后臺遙控令下發(fā)后，測控單元自動根據當前開關兩側的電壓條件（壓差、角差和頻差）判斷同期或者無壓合閘（開關單側無壓、雙側無壓均認為無壓）；當同期把手切至同期退出狀態(tài)時，測控單元直接采用直合方式合閘。
D25裝置同期功能實現(xiàn)方式簡單，遙控合閘操作簡便，易于運行值班人員掌握。且該測控裝置內，每個開關只設置一個遙控點號，由此，本地后臺及中心站后臺也只須設置一個遙控點號。在接入中心站自動化系統(tǒng)時與不帶同期功能的普通開關調試方法相同，調試相對簡單。
運行人員下達遙控命令后，要求D25自行判斷合閘方式。而測控裝置主要根據合閘點兩側電壓的情況區(qū)分無壓合閘和有壓合閘，但是如果出現(xiàn)電壓回路斷線的情況，測控裝置有可能誤將斷路器兩側均有壓的情況判為無壓，按無壓方式合閘造成非同期合閘，對系統(tǒng)造成不良后果。此外，從維護人員角度來說，由于D25裝置是由其內部邏輯來實現(xiàn)同期合閘方式的選擇的，若裝置同期功能出現(xiàn)問題，維護人員看不到裝置內部邏輯，不易查找問題源，維護工作難度增加。
3.4.2 CSI-200E測控裝置同期合閘實現(xiàn)方式
CSI-200E采用的合閘方式為同期、無壓、直合方式。測控單元同期功能把手有同期投入、同期退出兩檔，但測控單元以及后臺操作畫面分同期、無壓、直合，如果操作選擇與設備情況不一致，則閉鎖操作。
CSI-200E測控裝置除外部設有同期功能把手外，裝置內部設有檢無壓、檢同期、準同期功能軟壓板，可進入裝置表面液晶面板進行投退。在正常情況下，為了運行人員操作方便，三個軟壓板同時投入。后臺數(shù)據庫及操作畫面分同期、無壓、直合三個遙控點。以某變電站500 kV第一串開關5012為例，如圖7所示，后臺畫面中，設有同期合閘、無壓合閘兩個虛擬開關點，與5012開關關聯(lián)。裝置投入同期功能，操作人員根據當前開關兩側的電壓情況在后臺界面選擇合閘方式（同期合閘或者無壓合閘），在虛擬開關點上操作，若后臺人員選擇的合閘方式與裝置判定的同期方式不一致，則閉鎖操作；若與裝置判定的合閘方式相同，則進行合閘操作。當需要采用開關直合方式時，首先將同期功能把手切至同期退出，然后在開關5012上進行斷路器合閘操作。
CSI-200E采用“人機判斷結合”的合閘方式，運行人員通過對電網運行方式的了解，下達相應的合閘命令，可以防止電壓二次回路斷線時裝置誤判斷非同期并列的發(fā)生。且CSI-200E帶有液晶面板（中文顯示），每次遙控操作后無論成功與否均有報文顯示，當同期合閘失敗時，維護人員可根據液晶面板上報文的提示查找失敗原因，便于日常的處缺維護。
由于CSI-200E測控裝置的后臺數(shù)據庫及操作界面增加了兩個虛擬開關點，導致自動化系統(tǒng)中遙控點增多。在接入中心站自動化系統(tǒng)時，本站的遠動機與中心站后臺的遙控點也相應增多，遙控點數(shù)量的增加大大加重了兩側核對點號的工作量，也提高了人為失誤的概率。另一方面， 當驗收人員需要通過實際操作來驗證遙控點號時（例如受控站為新站，中心站有條件進行遙控試驗的情況），由于同期、無壓、直合采用的是不同的遙控點，理論上三種方式的遙控均操作成功后才得以驗證點號的正確性。而對開關進行同期、無壓合閘必須滿足相應的電壓條件，這就要求維護人員用三相校驗儀給測控單元加相應的電壓量，且電壓必須滿足當前合閘方式的要求，這就大大增加了中心站自動化的驗收工作量。
從以上分析不難看出，CSI-200E與D25測控裝置各有優(yōu)缺點。CSI-200E閉鎖條件相對復雜，在裝置新裝和調試過程中難度較大，但利于日常維護；D25的操作相對簡單，但維護工作相對較難。當前“大運行”體系不斷完善，要求盡快實現(xiàn)“集中控制”、“統(tǒng)一調度”、“統(tǒng)一維護”，變電站綜合自動化接入中心站工作正在不斷進行中，實現(xiàn)中心站對受控站斷路器的遙控操作是中心站的一項重要功能。若采用CSI-200E測控裝置，由于其所存在的缺點，使維護人員工作量大量增加，影響自動化接入中心站的進度。此外，采用不同廠家及型號的測控裝置，增加了日常運行和維護的難度，不利于自動化系統(tǒng)的維護。因此，建議在制造廠家和調度部門協(xié)同合作的基礎上，采用統(tǒng)一斷路器同期合閘的實現(xiàn)方式，提高維護效率。
4 結論
隨著當前變電站自動化程度的不斷提高，變電站測控裝置中的斷路器同期合閘功能的重要性也日益突出。本文對測控裝置同期合閘功能進行了闡述，通過對同期合閘功能實現(xiàn)方式的分析，對CSI-200E測控裝置與D25測控裝置同期功能方式進行了總結比較，從運行維護人員角度提出了相關建議。
參考文獻
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