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1、发电厂同期接线设计的新尝试=太原第二热电厂9号机全自动化同期接线设计简介=赵燕茹1 叶念国21 山西省电力勘测设计研究院，太原030001 2 深圳市智能设备开发有限公司，深圳518033摘要 断路器的操作自动化是发电厂和变电站自动化的基础，然而我国变电站的断路器100%不能实现真正意义的自动操作，发电厂则有90%以上的断路器需要人工手动操作。究其原因是合环操作作梗，它成为实现断路器自动操作的拦路虎。为了突破这一障碍，实现发电厂、变电站全部断路器的操作自动化，我院采用SID-2CM型发电机线路复用自动同期装置与SID-2X型多同期点共用同期装置自动选线器配合，实现了太原第二热电厂9号机的发-变
2、-线组断路器、高厂变断路器、启备变断路器接受DCS的全自动控制设计。这一设计不仅可用于任意制式的主接线和厂用电接线，还可用于各类变电站的同期接线，其意义在于奠定实现电站全盘自动化的基础。关键词 合环 功角 同频并网 潮流 自动选线器 1 概述 随着电力系统的迅猛发展，同期操作亦日趋复杂，长期以来提及“同期”这一词汇给人们的联想就是将一台发电机并入电网，或是将两个解列系统通过一条线路实现并列。而如今，除了在发电厂内不时会碰上发电机的同期操作外，几乎很少碰到通过一条线路实现两解列系统的并列。更多的则是将系统中一个开环点再次合环。合环操作必将引起系统潮流的再分配，即新投入的线路会分流一部分负荷。显然
3、，分流的这一部份负荷对新投入线路是一次突发性的负荷冲击，它将产生三种后果：其一是合环操作成功，线路正常运行。其二是分流的负荷引起线路电流型保护动作、合环失败。其三是分流的负荷超过该线路的稳定极限，引起线路两端电源失步、合环失败。而后两种合环失败的同时还有可能诱发新的事故。这也正是数十年来人们一直回避合环操作的原因之一。为把合环操作的不良后果控制在最低限度，于是长期流行着这样的电气二次线设计，即用同期检查继电器（TJJ）来闭锁合环操作的合闸回路，TJJ的定值一般设置为30o。 图1.1是一个在发电厂和变电站广为流行的同期操作接线图，从图中不难看出当合环点断路器两侧的TV二次电压相角差大于30o时
4、TJJ的5、7触点将断开合闸回路，使合环操作成为不可能。如要强行合闸，只有操作STK开关将TJJ的5、7触点短接，显然，强行合闸后将会出现前述三种后果中的一种，操作人员由于不掌握任何有关合环后潮流重新分配的情况，因此，其无从预测后果，只得听天由命。 本文将探讨如下问题：合环操作时开环点测量相角差的物理意义；开环点合理相角差定值的确定；发电厂变电站同期接线设计面临的变革；新型同期接线设计方案在太原第二热电厂9号机上的实践。2合环操作时开环点测量相角差的物理意义 以一条简单的双回路输电线为例，如图2.1（a）所示，输电线L联接着隐极发电机G和无限大容量系统S。图2.1（b）为系统的等值电路图，Xd
5、、XT、XL分别为发电机、变压器及线路的电抗（忽略的设备电阻及线路的导纳），据此可以画出系统的相量图，如图2.1（c）所示。 不难看出，随着线路传输功率P的变化，发电机G的电势Eq 与系统电压U的相角差将跟随变化，因此，将此相角差称为功率角，或简称功角，在作了一些简化处理后，可写出发电机输出电磁功率PE的表达式： PE=UIcos=(EqU/X)Sin（2.1） X =Xd+XT+XL 进而可画出系统的功率特性，如图2.2所示。当线路传输功率P小于最大功率PM时系统运行是稳定的，在此区间 0。如越出PM，即90o ，则 0，运行将失去稳定，即输电线两侧电源将失步而出现振荡。 通过图2.1（a）
6、可描述合环操作的物理过程。设双回线中L1在停运状态，所有负荷经由L2传输。如要投入L1其步骤是先使线路一侧的断路器例如DL3在单侧（线路侧）无压的状态下合上，线路带电。此时在断路器DL1两侧的母线电压互感器和线路电压互感器二次侧将可测得一个相角差，此相角差为图2.1（c）中UL与U的相角差，即功角中不含Eq与UL的相移。近似反映了正在运行线路L2的传输功率及运行在功率特性曲线上的工作点，显然越大，表明传输功率越大，系统的稳定储备越小。跨接在DL1两侧电压互感器二次侧的同期检查继电器TJJ测得的就是，在已知线路、发电机、变压器参数及负荷的前提下是可以计算出在不同运行方式下与对应的值的。 通过操作
7、断路器DL1实现L1的投运是一次合环操作，在合闸瞬间将引起原来流过L2的负荷被L1分流一部份，即所谓的潮流重新分配。L1分流的负荷大小与L1的线路参数及L2的原来负荷有关。定性的看，在DL1两侧测得的越大，意味着L2的原来负荷越重，则在DL1合环操作后被L1 分流的负荷也越大。因此，的值与合环操作后的潮流分配有确切的对应关系。3 开环点合环相角差定值的确定 制约合环操作的条件有两点：一是新投入线路的负荷电流值不能超过该线路的电流型继电保护（过流、速断、距离等保护）的启动值；二是新投入线路的传输功率不能超过其稳定极限功率，并需留有一定的储备。这两点是保证合环操作成功的必要条件。不难看出，这两个条
8、件都取决于负荷电流，而新投入线路的负荷电流与其合闸前在断路器DL1 两端测量到的准功角（姑且如此给命名）相关，目前使用的能量管理系统（EMS）的潮流计算软件是完全可以算出及合闸后的潮流的。因此，开环点合环准功角的定值应以满足前述两条件的值为准。 由于合环操作点的准功角值涉及系统的运行方式，在发电厂或变电站是不可能获得与测量对应的合环后负荷电流值的，而在调度所则通过遥测、遥信等手段及所掌握的线路参数却很方便能通过EMS软件获取在各种运行方式时的值及与之对应的潮流值。所以我们应该彻底摒弃按一个固定角度定值（一般取30o）的TJJ来不分青红皂白闭锁合环操作的传统做法，而应该由上级调度部门的运行方式科
9、对系统各合环点下达准功角的定值。这样既大大提高了合环操作的成功概率，又不会出现用STK开关退出TJJ闭锁强行合环操作诱发的事故。在不同运行方式时对同一合环点可能有不同的允许准功角值。可以通过两个途径来解决的定值的问题：一是取各种运行方式中最小的允许准功角值作为整定值，此法的缺点是减少了合环操作的机会，优点是整定简单。另一途径是自动装置设有多个准功角定值，调度通过遥控或通讯改变定值，其优点是不放过任何合环机会，缺点是整定较复杂。 应该指出，当前我国的线路自动重合闸、厂用电快速切换装置、自动同期装置、手动同期装置、输电线路测控装置等的设计都犯有采用固定角度定值的错误。这是必须改正的。此外，既然有准
10、功角定值制约合环操作，就有可能出现实际准功角值大于整定值的情况，传统的做法是宣告合闸失败，退出操作，这也是错误的。正确的做法是电站通过向调度提供相关遥信信号，使调度员进行对潮流的调度减小，一旦当达到定值时电站的同期装置立即自动进行合环操作。这就为发电厂和变电站全部断路器自动操作奠定了基础，特别是为变电站实现真正的无人值班创造了条件。 4 发电厂、变电站同期接线设计面临的变革 电力系统的同期操作有两类。一为差频并网，一为同频并网，前者是指在待操作断路器的两侧为两个独立的电源，相互间存在着压差、频差及相角差，例如发电机往系统并网，此时要求在压差和频差满足要求的前提下捕捉相角差为零的时机完成并网操作
11、。后者则是在同一个电源的系统中的开环点进行合环操作，其特点是在待操作断路器的两侧是同一个电源，其间存在着压差和功角，此时要求在压差及功角满足要求时完成合环操作。在差频并网的同期接线设计中为保证发电机的安全，在合闸回路中串入了一个同期检查继电器TJJ的触点，其定值一般为20o-30o，这一设计是合理的，因发电机经不起大相角差下的并网冲击。然而这一设计又延伸到同频并网的同期接线里，正如前所述，这是错误的，应予纠正。 此外，由于我国的自动同期装置产品长期以来都是为差频并网设计的，即只是为发电机并网设计的，完全无法用于同频并网。因此就出现了只在发电厂内的发电机出口断路器和发变组高压断路器能安装同期装置
12、，而其他断路器因大部份有同频并网问题，因而只能人工操作。所以就出现了我国发电厂90%的断路器和变电所100%的断路器不能实现自动操作，这一现状必须改变，否则所谓的厂、站自动化都是空谈。 为此，传统的同期接线设计应毫不犹豫的作如下变革 4.1 废除仅能进行单一差频并网的同期装置,推广具备自动识别并网性质的同期装置.取消同频并网合闸回路的同期检查继电器。 4.2 将所有需要进行差频或同频并网的断路器都纳入自动同期装置的控制范畴。 4.3 废除手动同期开关，实现同期装置同期点切换的完全自动化。 4.4 各级调度担负起向各厂、站下达合环点同期装置允许合环功角定值的任务。这样就能真正实现电厂和变电站全部
13、断路器的操作自动化，变电站和水电厂才能实现真正意义上的无人值班。5 新型同期接线设计方案在太原第二热电厂9号机上的实践 综上所述，我们在太原第二热电厂9号机的同期接线设计上引入了前述观点，选用了深圳市智能设备开发有限公司开发生产的SID-2CM型发电机线路复用微机同期装置及SID-2X型多同期点共用同期装置自动选线器，SID-2CM同期装置可为8或12个同期点共用，具有自动识别各同期点并网性质的功能，每个同期点具有独立的整定参数，对合环并网点增加了允许功角（实质上为前述准功角）定值，整定范围0-80o。SID-2X自动选线器也是一台微机型智能控制设备，其取代了传统的同期开关和同期小母线，可实现
14、多达12个同期点的同期信号切换。上位机可通过RS-485现场总线或一对一的开关量信号对自动选线器进行选线控制，选线器将被选中同期点的同期信号（同期点两侧TV的二次电压；断路器辅助接点；合闸、调速、调压控制回路等）输送到同期装置，并同时起动同期装置进行并网操作。并网完成后，同期装置向自动选线器发出并网操作结束信号，继而自动选线器断开同期装置的电源及一切对外联系，自身则进入扫描上位机新的选线命令状态。可以看出，同期自动选线器与同期装置的搭配不仅简化了同期接线设计及施工作作量，而且为一台同期装置供多个同期点共用创造了条件，更为重要的是使发电厂和变电站的所有需要同期的断路器能真正的实现自动化。太原第二
15、热电厂9号机的主接线如图5.1所示，发电机-变压器-线路组接线。纳入SID-2CM同期装置控制的断路器有发变线组220KV 断路器1DL、6KV厂用A分支断路器2DL、6KV厂用B分支断路器3DL、6KV备用A分支断路器4DL及6KV备用B分支断路器5DL共五个断路器。起动/备用变压器由老厂110KV线路供电。1DL同期电压取自1YH和2YH电压互感器，2DL同期电压取自2YH和3YH电压互感器，3DL同期电压取自2YH和4YH电压互感器，4DL同期电压取自3YH和5YH电压互感器，5DL同期电压取自4YH和6YH电压互感器。 同期自动选线器的原理框图如图5.2所示，其实质是一个由微机控制的1
16、2个自动多路开关的集合体。多路开关的选择受控于上位机，控制命令可由RS-485总线下达，也可由DCS启动的接点或人工按钮（同期开关KK）下达。在选线器故障时还可由人工操作面板上的12个带钥匙的手动选线开关执行选线控制。输入自动选线器的信号有两类，一类是各同期点的专用同期信号，一类是各同期点的公用信号（如复位、报警、同期装置准备就绪和上位机命令同期装置进入工作等信号）。自动选线器的输出则经专用电缆送入同期装置。因此，在设计时只需而向自动选线器即可。 自动选线器应与同期装置安装在同一面同期屏内，如图5.3所示。 图5.4为SID-2X型同期自动选线器与SID-2CM型同期装置的联接图，图中只画出了
17、1号多路开关插件1KD、公共信号插件GD及航空插座X3、X4与同期装置的联线，航空插X1、X2为经专用电缆与同期装置联通的接口，未标出接线名称。 太原第二热电厂9号机只使用了1KD-5KD五个多路开关，1KD用于发变线组220KV侧断路器1DL，使用了同期装置的自动调频和自动调压功能，并引入了同期点两侧电压互感器的三相二次电压及一相熔丝前电压，目的是使同期装置具有监视TV二次断线的功能，这对于进行单侧无压合闸或双侧无压合闸是必须的。 2KD、3KD、4KD、5KD四个多路开关分别用于厂用电的2DL、3DL、4DL及5DL，除未使用自动调频和自动调压外，其他与1DL接线相同。图5.4，图5.5，
18、图5.6，图5.7，图5.9为实际的联线图，表5.1为SID-2CM同期装置接线端子图。 本设计没有选用手动同期作备用。如需要手动同期备用，则可从自动选线器的航空插座X3、X4引出相应的信号到同步表、加速按钮、减速按钮、升压按钮、降压按钮、合闸按钮。自动选线器的多路开关1KD-8KD（最多可到12KD）插卡用一50芯插座与同期屏端子排联接，如图5-4表左侧所示。各多路开关插卡的输出在自动选线器的总线板（相当于传统设计的同期小母线）上汇集，总线板的输出为被选中的那一路多路开关的同期信号，将其与微机同期装置联通，如图5.4的右侧所示。自动选线器有一块公共信号插卡GD，它是联接自动同期装置与上位机（
19、含声光报警系统）的桥梁,如图5.4所示。航空插座X1、X2是自动选线器与自动同期装置的接口，图中未画出。航空插座X3、X4则是自动选线器与手动同期部件及自动同期装置部分开入及开出量的接口，如图5.4所示。应特别指出，除多路开关是每个同期点配备一个外，其他自动选线器部件（GD、X1、X2、X3、X4）均为公用。 图5.4说明： 1、此图为SID-2CM同期装置与SID-2X同期选线器的联线示意图。 2、SID-2X与SID-2CM间用专用电缆及插头联接，由厂家提供。 3、设计部门设计同期接线时只对SID-2X，将SID-2CM视为黑匣子。设计时请参阅“SID-2CM型发电机线路复用微机同期装置”
20、及“SID-2X型多同期点共用同期装置自动选线器”使用说明书。 4、此图只画出1号并列点多路开关1KD的接线，28号相同，未画出。 5、SID-2CM的合闸输出JK4-12、1接点容量不够，应驱动合闸中间继电器，中间继电器常开接点再送入选线器，经隔离处理后再由多路开关19、42端子送往断路器合闸回路。 6、按1对1设置的同期按钮可与DCS启动同期常开接点并联，以便手动启动同期。 7、X4插头与外接同期方式选择开关相连。 自准时：1-2之间短接，3-4之间短接。 手准时：1-2之间断开，3-4之间断开。 若没有设手准/自准开关时，需在端子排上分别短接1-2和3-4。 8、同期装置JK6-3、4是
21、用于录波的合闸接点从选线器与同期装置相连的专用电缆输入选线器，用以在同期装置发出合闸命令后延时一段时间对选线器复位。如需用此合闸控制空接点进行录波时，则应将选线器与同期装置相连的专用电缆上的JK6插头拨下，另行换上录波插头，录波完毕后还原。9、外加合闸中间继电器的线圈一端接直流控制电源正极，另一端接航空插头X3的端子21，端子20则接直流控制电源负极。外加中间继电器的接点接X3的端子22、24再在选线器内部引到每个多路开关的端子19、42，请注意这只是一个空接点，使用时用以将合闸电源引到断路器合闸回路。 10、在调速、调压及合闸输出回路中如使用直流电磁型中间继电器时，应在各中间继电器线圈两端并
22、接续流二极管，JK4-8与控制电源负极相联。如用交流电磁型中间继电器则无需续流二极管或上述接线。 11、航空插座X4的6、7脚为功角越限开关量输出，可承受350V DC或240V DC，容许电流为0.13A。X4的5脚为起动同期工作开入量，由上位机发来。 12、可以看到，选线器对外的联接插座有多路开关KD、公共信号插座GD、航空插座X3及X4四部份，多路开关KD的数量与同期数相同。注:在实现DCS的电站中，一般对直接操作发电机并网的同期点要求按以下流程执行同期操作：上位机通过RS-485总线或DCS选线开关量控制选线器进行选线操作选线器给同期装置上电同期装置自检若自检通过则通过选线器向DCS送
23、去“同期装置准备就绪”信号同期装置等待DCS的“起动同期工作”命令DCS在DEH和AVR等准备好后通过选线器向同期装置发出“起动同期工作”命令同期装置进入同期检测、控制流程发出合闸命令完成并网选线器10秒后退出同期装置电源及其他同期信号进入待命状态。（JK3-18、JK3-17）作为“起动同期工作”输入端，如将此两端子短接则同期装置上电或复位后直接进入同期操作，直至合闸。关于表5.1中符号的说明：*“装置接线号”JK2-6表示的意思为JK2航空插头的第6脚，其余类推。如果并列点断路器两侧PT的B相线中性共地，则将JK2-5端子与JK2-6端子引出线合并作为公共端的连线。与JK3相关的连线要用屏
24、蔽电缆线。JK3-13、JK3-14、JK3-15用屏蔽双绞线。*本端子用来粗略测量断路器合闸时间，及反映断路器的分、合状态，使用时由TK同期开关切换至相应断路器的辅助接点。相关的连线要用屏蔽电缆线。* JK3-16作为将控制器仅仅作为智能同步表的命令输入端。*为确保单侧无压合闸的安全，除在该并列点设置参数时选定了单侧无压合闸功能，还应从JK3-24送入一确认无压合闸操作的开入信号。# 航空插座JK4的9、15脚为“功角越限”开关量输出，可承受350V DC或240V AC，容许电流为0.13A。6 结束语 电力系统不断扩大，单机容量不断增大，任何一次错误的操作都可能酿成事故，传统的同期接线设计既藏着危险的隐患，又阻碍着电站自动化的进程。因此，改进电站同期接线设计已刻不容缓，希望我们这次设计的尝试能获得抛砖引玉的回应。
