现代发电厂和变电站中90%以上的双侧电源断路器不能实现自动合闸操作的症结剖析

叶念国  

[摘要]  走进现代“高度”自动化的发电厂和变电站的豪华控制室里，行外的人们由衷地惊羡值班员仅靠握在手掌中的鼠标，掌控着偌大一座电站的运行。然而在这貌似先进的驱壳里，很少有人会质疑为什么电站中90%以上的断路器还得人工进行合闸操作？也很少有人会质疑吆喝了几十年的变电站无人值班，为什么还缺不了整日东奔西跑的操作队？原因何在？恐怕是人们在编织艳丽的电站自动化华服时，忘却了漠视和曲解电站“同期”操作实质，以及电力调度部门忽视电站操作自动化与潮流和稳定计算的紧密相关性，这是导致这个徒有其表的电站自动化的重要原因。人们只有正视电站中“同期”操作的实质，和填补调度部门运行方式控制工作的疏漏，才能真正实现不仅由继电保护执行的跳闸自动化，还能完成由同期装置实施的合闸自动化。相信将要展现在我们眼前的是一个真正实现了电气操作自动化的发电厂和变电站。

[关键词] 差频同期   同频同期  潮流   功角

 

0         引言

电力是国民经济的重要能源，随着国民经济的快速发展，电力系统也在同步地高速发展，电力系统中发电机组的数量及容量不断增长；高压输电的电压不断提高；网络的结构越来越复杂。向社会提供高质量及高可靠性电能要求的呼声也日益高涨，因此，利用新技术不断提高电力生产及供应链的可靠性、安全性及经济性就是电力工作者的首要任务。然而，基于人们对“安全”的片面理解，使一种在技术上“保守”的思潮大面积滋生，无形中表现为不自觉地抵制新技术，使早已过时乃至隐患重重的设计、产品、工艺、规程还大行其道，它们反过来更变本加厉的威胁着电力系统的安全。

为什么现代貌似自动化程度很高的发电厂和变电站居然连最基本的断路器合闸操作自动化都做不了？究其原因，大概是“保守”思想作祟。由于在电力系统中比比皆是的“同期”操作人们在认识上存在片面性，把同期操作单纯的理解为发电机向系统并网，或是两个解列的小系统通过联络线并列。而对于无处不在的环网开环点的合环操作则采取回避的策略，事实上合环操作也是“同期”操作的另一形式。确切地说“同期”操作应定义为：联接两个交流电源的操作。它有两种表现形式，作者为其定义了两个名称，即“差频同期”和“同频同期”。“差频同期”是指两个完全没有电气联系的交流电源的联接操作，其主要特点是两电源的频率不同，发电机并入系统即属差频同期。“同频同期” 是指两个已有电气联系的交流电源经过另一电气通道再联接的操作。其主要特点是两电源的频率相同，环网的合环操作即属同频同期。当今主要在“同频同期”问题上存在较多的模糊认识，因此而引发出当今电力系统的诸多安全问题及自动化程度低下问题。

 

1         差频同期和同频同期两种同期操作特征

1-1 差频同期

图1-1是由两个系统S1、S2和一条线路组成的简单双电源系统，在断路器B1、B2、B3、B4上都可以进行S1、S2的同期操作，如按准同期原则操作，则同期条件有三个，即

图1-1 简单双电源示意图

 

(1)   断路器两侧的电压幅值相近，其差值△U在给定容许值内；

(2)   断路器两侧的电压频率相近（不能相等），其差值△f在给定容许值内；

(3)   断路器两侧的电压的相位差Φ为零或很小。

在同期操作时因压差和频差的存在，将引发断路器合闸瞬间产生与差值相应的无功和有功的交换。相位差的存在将引发两电源间轴系的冲击，这种冲击会给发电机组轴系带来伤害，甚至诱发后果更为为严重的次同步谐振（扭振）。为了避免在大相位差的情况时同期，人们一直在沿用相角差闭锁断路器合闸回路的措施，如图1-2所示，用分别跨接在两同期电压上的同期

（a）                                             (b)     

图1-2 带同期检查继电器TJJ闭锁同期操作回路示意图

 

检查继电器TJJ的接点闭锁同期操作合闸回路，操作回路只有在两同期电压相位差Φ小于整定值（传统定值为20º至30º）时才可能实施同期合闸。这是差频同期时的安全措施，应该说是合理的，而且可以继续沿用下去。

 

1-2 同频同期（合环操作）

图1-3是一个可能出现差频同期也可能出现同频同期操作的简单双电源双回线路的系统示意图。当S1和S2两电源解列时可通过线路L1经断路器由B1、B2、B3、B6实施差频同期，或通过线路L2经断路器B1、B4、B5、B6实施差频同期。当双回线选择单线运行方式过程中，随线路传送功率增加较大时，为提高系统的稳定储备，或改善受电端的电压质量，或减少线损都有必要投入另一条线路。例如原来B1、B2、B3、B6在合闸状态，线路L1带电运行，现要通过断路器B4、B5将L2投运。可以选择先在线路L2无压的前提下合上一侧断路器，如B5，此时人们在断路器B4两侧发现存在电压差和相位差，而无频率差，此时在B4上进行的操作即是同频同期。同期条件只有两个，即

图1-3  简单双电源双回线路系统示意图

 

(1)    断路器两侧的电压幅值相近，其差值△U在给定容许值内；

(2)    断路器两侧的电压相位差’（即近似运行线路L1的功角）在给定值内。

不难看到，在B4实施同频同期操作后将引起L2分流L1一部份负荷。L1分流负荷的数值取决于L1原来负荷的大小，及L1与L2两条线路的阻抗比。由于合上B4后L2的负荷是突然出现的，人们习惯上称其为冲击或环流，迄今不少人视环流为不详之物，因为人们多次碰到当合上B4后随即被继电保护再次跳闸，甚至诱发新的事故。这大概是为什么我们在全国的发电厂和变电站中，那些有可能碰上同频同期或称合环操作的断路器合闸回路中，都串联了如图1-2所示的同期检查器TJJ的闭锁接点的原因。其整定闭锁的定值也是全国统一的为20º或30º。这不能不说是一个荒唐的对策。

2  环流可怕吗？

接着上节在B4进行同频同期操作往下看。在B4两侧人们看到的相位差实际上是正在传输负荷P1的线路L1两端的功角的一部份，系统的等值电路和相量图如图2-1所示。可写出传输电磁功率P的表达式：P

式中为Eq对末端母线U的功角，而在B4两侧测量的

则是的一部份’，显然，随着传输功率P的增加，或’将增大，当接近90º时输电线两侧将出现振荡而失步。

 

 

图2-1（b）相量图

不难看到，人们使用同期检查继电器TJJ是对’进行闭锁，即当’>30º时TJJ将切断合闸回路，图1-3中的L2将无法投运。事实上闭锁角的选择依据绝不应是一成不变的30º，而是要通过潮流计算来确定。以图1-3的系统为例，当L1传输的功率为P1时合上B4后，L2将分流负荷P2，其表达式为：，

 

XL1及XL2分别为线路L1及L2的电抗，用电流表示则为

B4合闸时的功角’越大，则环流I2越大。XL2较之XL1的值越小，环流I2也越大。在线路和电抗已定的前提下，环流I2与B4合闸前测得的功角’成比例。因此，应该通过不同运行方式下的潮流计算来确定同频同期的允许功角，其极限值应选择不要导致在B4合闸后再次被继电保护跳闸。因此，我们应摒弃固定30º闭锁角的禁锢，用潮流计算和保护定值两项原则确定进行同频同期操作的允许功角整定值。这将大大地提高电力系统运行的稳定性、可靠性及经济性，彻底解放长期以来被闲置浪费的线路资源。

    环流实际上就是负荷电流，没有任何可怕之处，只不过它的数值人们在盲目进行合环操作时因没进行定量控制，进而诱发再跳闸或是其他事故。只要根据不同运行方式潮流计算的结果，确定同频同期操作所允许的合闸功角’，就可确保操作的安全性。

 

3  调度部门应负起向厂站下达合环操作允许功角定值的责任

人们惧怕环流以及不敢轻易进行合环操作，其原因一方面是对合环操作实质理解的片面性，更重要的是有关调度部门没有提供是否能进行合环操作的任何依据，例如允许合环功角的定值。在发电厂和变电站没有获取允许功角的任何信息和手段，因该定值与系统结构及运行方式有关，只有调度部门能通过遥测、遥信数据进行潮流及稳定计算才能获取这一定值，但遗憾的是当前没有进行这项工作。正因为如此，各发电厂及变电站只得沿用传统30º定值闭锁合闸操作回路的对策，进而导致所有可能发生合环操作的断路器都不可能实现符合运行工况需求的

图3-1  一个火力发电厂的主接线图

 

自动合闸。以图3-1这个发电厂的主接线路为例，在其37个断路器中，只有1DL和2DL是纯粹的差频同期点，而3DL到37DL共35个断路器全都有可能遇上同频同期即合环操作。人们只能放弃这35个断路器的合闸自动化。而在图3-2的变电站主接线中的22个断路器中，除22DL外，则是100%的放弃了自动合闸的可能。

图3-2  一个变电站的主接线图

 

4  出路

解决电站操作自动化的落后问题，应从以下几个方面入手：

 

4-1 正确认识电力系统差频同期及同频同期操作的实质

合环操作是地道的同期操作，既不能回避，也不能盲目蛮干，要认识到如不正确处理同频同期问题，自动化或无人值班只是空谈。

 

4-2 各级电力调度部门要意识到调度提供的信息是合理执行合环操作的关键

随着系统运行方式的变化，执行合环操作的允许功角定值理论上也是随之变动的，但为简便起见，调度部门在实现实时下达允许功角定值之前，可下达在各种可能出现的运行方式下诸允许功角定值中的最小值，这要比电站用固定30º闭锁角要好得多，至少是能支持较合理的操作自动化，使电站摆脱当前的落后境地。

 

4-3 具备自动识别同期性质的同期装置是支持电站操作自动化的重要手段

电力系统中的大量断路器的同期性质都与系统方式的变化有关，以最简单的图1-3系统为例，当线路L1在停运状态（B2、B3在分状态）时，B4这个同期点面对的是差频同期（B5在合状态）。而当L1在运行状态（B2、B3已在合状态）时，B4这个同期点面对的是同频同期（B5在合状态）。也就是说要实现B4断路器的自动同期操作，首先对同期装置要求其具备自动识别同期性质的功能，同期装置根据识别的结果来进行相应的同期操作，没有自动识别同期性质功能的同期装置，就无法实现电站的操作自动化。遗憾的是，当前我国除SID-2系列微机同期装置外，没有一个同期装置具有自动识别同期性质的功能。

 

5  纠正“在变电站没有同期问题”的模糊认识

由于变电站的大量线路断路器都有可能出现同频同期的操作，而以往基于前述原因，不论是设计院还是发电厂、变电站都认为只要使用了按30º整定的同期检查继电器TJJ就万事大吉了，以至包括那些先进的微机测控装置里的所谓同期功能，也是这个TJJ的翻版。因此，认真清理电站、特别是变电站的二次接线设计就变得格外重要，应该用具备自动识别同期性质的微机同期装置去改造原来的线路合闸控制回路。最合理的方案是多条线路共用一台同期装置，用SID-2X同期自动选线器在上位机的控制下自动进行同期点的切换，为实现真正的变电站无人值班奠定基础。

 

6  结束语

    电力系统中有很多陈旧的技术一直在流传，这是多种原因造成的，面对当今的电力系统，它不仅要适应国民经济飞速发展的需求，还要面对电力市场的挑战，因此，淘汰陈旧技术迫在眉睫，这恐怕是电力系统的业主、设计人员、研发人员、运行人员、维护人员责无旁贷的义务。

 

作者简介：

叶念国  男 （1935—）教授  深圳市国立智能电力科技有限公司董事长，武汉大学电气工程学院兼职教授，深圳市科技顾问，长期从事电力系统自动化技术领域的科研与教学工作。