重新审视发电厂和变电所的同期接线设计
更新时间：2014-5-29
叶念国
[摘要] 随着电力系统的扩展，同期问题日显突出。人们已意识到同期操作不再是一台发电机并入系统的单一模式，而出现了更多合环操作模式。然而，我国发电厂和变电所同期接线（甚至包括重合闸）的现行设计很少针对这一现实，在厂用电系统和输电线的同期接线设计中继续沿袭带同期闭锁继电器闭锁的手动同期。这种继承不仅仅只是与当今自动化水平不相适应的问题，而更重要的是这种同期接线已引发了很多设计者未曾想到的事故。本文在分析传统同期接线设计疏漏的基础上，提出解决合环操作安全性的同期接线设计方案。
[关键词] 同期 差频并网 同频并网 失步
1. 从传统的同期接线说起
图1是摘自1991年出版的“电力工程电气设计手册”第二册P426的图26-15，此图用以阐明最基本的手动准同期接线原理。TQMc、TQMc’、YMb(YMN)是同期小母线，分别送来待并列断路器两侧PT的二次电压。1THM、2THM是同期合闸小母线，是进行手动并网的合闸通道。1STK是手动同期转换开关，用以将供同期条件检测的仪表（电压表V、频率表HZ、相位表S）接到同期小母线上。TJJ是同期闭锁继电器，用以在同步电压间的相角差大于整定值ФZ时切断合闸回路。STK是同期闭锁接入/解除开关，当STK 开关的1、3接点断开时，TJJ 继电器执行同期闭锁功能，而1、3接点闭合时则意味着解除同期闭锁。设计者的初衷是为在实行单侧无压合闸时不致因为TJJ继电器接点处在断开状态，而无法执行合闸操作。
不难看出，这个同期接线是为发电机并网设计的，说得再确切一点，是为处在与系统解列状态下的发电机并网设计的。这个同期过程的特点是在并网前断路器两侧存在压差、频差 ，由于存在频差 ，同步电压间的相角差不断在 0°--180°--360°间变化。理想的并网时机是在压差和频差満足要求的前提下在相角差为0°时完成断路器合闸。同期闭锁继电器TJJ的引入是为避免在大相角差时并网导致发电机受损，其定值ФZ一般在20°--30°之间。
随着电网架构的日益紧凑，以及发电厂及变电所主接线的复杂化，传统的同期接线已无法适应这一变化，甚至酿成严重的不良后果。
图2是一个中、大容量发电厂的主接线图。一些中、大型变电所的主接线也有许多与其相似之处。该主接线的同期点从IDL到37DL共37个，这37个同期点中能套用图1同期接线的断路器只有1DL和2DL两个，其特征是这两个断路器合闸前其两侧是完全解列的两个电源、一侧是待并发电机、另一侧是运行系统。其余的35个断路器在同期时有可能其两侧为完全解列的两个电源，但有时则可能两侧是存在着电气联系的同一个系统。在后一情况下断路器两侧的同步电压因没有频差，因此不存在相对运动。但这也不说明它们之间没有相角差，恰恰相反，它们之间将会出现一个固定的相角差，其值与联接断路器两侧的正在运行联络线的电气参数（电抗）及输送的有功功率有关。该相角差即是该联络线的功角δ。从理论上讲，该功角的取值可在0°－90°之间。显然，在图1的同期接线上人们将会碰上两个棘手的问题，其一是相位表S停在功角δ的位置上，不存在出现相角差Ф＝0°的并网机会。其二是如果当时的功角δ大于同期闭锁继电器的定值ФZ时，合闸回路将被TJJ接点断开，无法合闸。在走投无路之时，大多数电站采取强行合闸，或是利用同期闭锁开关STK解除TJJ的闭锁后再强行合闸。他们的理论依据是：既然待并点断路器两侧是同一个系统，就不存在同期问题，当然就可以强行合闸了。尽管有些情况强行合闸真能奏效，无疑这更加坚定了他们如法炮制的信念。但在有些情况下则使这些人大惊失色，强行合闸失败，断路器被继电器保护再次跳闸。尽管好些发电厂和变电站都碰到过这种情况，人们只是知道这些断路不能强行合闸，但又无能为力，因为电站设计者没有向他们提供任何解决这一问题的手段。迫不得已，人们只能采取迂回的方法，先设法把这个断路器两侧的电源断掉（例如让发电机停机），在无压情况下合上这个断路器，然后再开机并网。
前述现象在全国的发电厂和变电所中比比皆是，原因是设计人员都是套用同一个同期接线设计模式来设计同期接线的，即图1的模式。这一模式给变电所及发电厂的网控室、厂用电系统带来无尽的烦恼，电站自动化搞得轰轰烈烈，但走到这里就止步了。下面将对此问题作进一步探讨。
2. 从环网的特征分析入手
图3是一个简单的环网接线图。断路器1DL—12DL都是同期点，但它们具有不同的并网特点。1DL、2DL、5DL、6DL四个断路器属差频同期点，即在实施并网操作前这些断路器的两侧电压频率是不同的，即其两侧为两个独立的电源。在压差及频差満足要求的前提下捕捉相角差为零的时机实施并网。而其他断路器则不同，例如利用断路器4DL恢复MN线路送电，此时可能遇到下述两种情况：
（1） MA线、AK线、KN线中任一条线路在断开状态
此时4DL面临的是差频同期，即M发电厂和N发电厂两个电源处在解列状态，故按前述的差频同期方式实现并网，图1的同期接线可以实现这一操作。
（2） MA线、AK线、KN线都在正常运行
此时4DL是个开环点，因此4DL的投运实质上一次合环操作，我们姑且称其为同频同期。4DL两侧的电压只可能有压差，但没有频差，因而装设在4DL两侧的同步表或同期装置感受到一个固定的角差，即功角δ。它反映母线M和母线N间的功角，此功角可由正在运行的MA线、AK线、KN线的参数及输送的有功功率计算出来，线路越长（即电抗X越大），输送的有功功率越大，则功角就越大。从理论上讲，δ在90°之内都能稳定运行。显然，图1的同期接线将无法实现在4DL上进行并网操作的目的。如采取强制手段（例如通过STK开关将TJJ继电器接点短路）合闸将会产生三种后果：
（a）合闸成功
这是因为合上4DL后引起潮流的重新分配都不涉及MN线路的继电保护误动或超过静稳极限而失步。
（b）继电保护随即跳开断路器
这是因为当功角δ较大时，4DL合闸后导致MN线所分得的潮流超出原继电保护（电流保护、距离保护）的定值。
（c）引起系统振荡失步跳闸
这是因为当功角δ较大时，4DL合闸后导致MN线所分得的潮流超出线路的静稳极限引起失步。
从这三种后果可以得出这样的结论：在可能出现同频并网（合环）的断路器上进行同期操作时，必须考虑功角δ的因素。允许进行同频并网操作的功角应确保合闸后产生的突发性潮流再分配不致引起新投入线路的的继电保护误动或失步。显然，调度局的运行方式和继电保护部门要事先按不同运行方式进行计算，并向有关电厂及变电所下达线路合环操作时的允许功角整定值。应该说我国对这一常见的操作在调度运行管理和设计上是滞后的。
3、发电厂和变电所同期点性质的分类
在发电厂和变电所里的同期点有两类，即差频并网同期点和合环并网同期点。前者指不论在何种运行方式下同期点两侧都是两个独立的电源，而后者则是随着运行方式的变化，同期点两侧有时是两个独立的电源，而有时则是同一个系统。现以图2为例，选择几个有代表性的同期点分析其性质。
（1） 同期点1DL：
按常规运行方式1DL是一个差频并网同期点，1F发电机在断路器1DL断开时是个独立的电源，并网时1DL两侧的电压存在频差，故是差频并网点。
但在一个不太可能的运行方式下1DL则是一个合环同期点。例如发电机1F启动前厂用电由起动/备用变压器9B经22DL和23DL供电，开机成功后厂用电将由厂用变压器6B供电。此时一般是先通过同期装置或快切装置合上20DL或21DL，然后再断开22DL和23DL。通常的操作是发电机1F开机成功后即通过1DL进行差频并网，然后再将6B厂用电工作变压器去置换起动/备用变压器。如果先进行厂用变压器的置换，再通过1DL进行发电机1F并网，则此时1DL面临的将是合环操作，因起动/备用变压器9B的高压侧和1DL系统侧已是同一系统，并网时面临的将是一个固定的功角。
（2） 出线1同期点5DL：
当出线1和出线2--出线7均不构成电气联接关系时，5DL是一个差频并网同期点。只要出线2--出线7中任一条出线的对端通过其它线路与出线1构成电气联接关系，则5DL就是合环同期点。
（3） 3F、3B发变组同期点9DL、10DL：
发电机3F开机并网前9DL及10DL都在断开状态，如通过9DL并网，则9DL为差频同期点（不考虑（1）节所描述的厂用电迂回构成的合环运行方式），即发电机3F通过9DL与出线3所联接的系统并网。完成并网后必须合上10DL，而此时10DL则是合环同期点，因10DL是实现将发电机3F、出线3联接的系统与发电机4F、出线4--出线7联接的系统进行合环操作。如果发电机3F先通过10DL并网（9DL在断开状态），则10DL为差频同期点。完成并网后合上9DL的操作则是合环操作。因此在
主接线中利用某串相邻两个断路器进行并网操作时，先操作的断路器为差频并网，后操作的断路器为合环并网。
（4） 厂用电系统同期点20DL-37DL：
在发电厂厂用电系统中最常见的操作有：
(a) 发电机开机过程中起动/备用变压器替代厂用变压器
例如发电机4F起动时，由于发电机尚未具备带负荷条件，厂用变压器10B无电压，故应将36DL、37DL断开，将34DL、35DL合上（32DL、33DL已合上）。厂用电由起动/备用变压器9B供给，此时不存在同期问题。
(b) 发电机开机并网成功后投入厂用电变压器，退出启动/备用变压器
仍以前述例子描述，如采用相继切换方式，则是先合上36DL、37DL，再断开34DL、35DL，显然，合上36DL及37DL的操作均属合环操作。如采用并联切换方式，则是在合上36DL、37DL同时断开34DL、35DL。严格讲，操作36DL，37DL时也可能是合环操作，因合36DL、37DL和断34DL、35DL不可能做到绝对同时。
从以上分析可知，变电所除没有发电机并网外，其它都与发电厂相似，我们可以得到如下结论：
·发电厂除发电机端断路器或发电机-变压器组高压侧断路器同期点是单纯的差频并网同期点外，其他的断路器都可能出现合环并网的情况。
·变电所的同期点都可能出现合环并网的情况，除非是终端变电所的某些线路。
·没有自动识别同期点并网性质且有允许功角定值的自动同期装置，仅靠同期闭锁继电器TJJ不仅与事无补，而且有害。
4、发电机-线路复用及线路专用同期装置是当今发电厂、变电所不可或缺的自动化设备
通过前面的分析，我们看到当今的发电厂及110KV电压等级以上变电所的同期问题已不再是人们传统观念的“同期”。相反，这种以“差频”为特征的同期点数量甚少，而大量的同期点都具有双重性，即时而是差频并网性质，时而是合环并网性质，其归类与当时的系统运行方式相关。故而如图1的同期接线和按此原理构成的自动同期装置必须淘汰，因它们面对合环并网无能为力，此类接线和同期装置不仅没有应对出现功角δ的措施，还会诱发不明究里的运行人员强行手动合闸而酿成事故。
看来，首先应从设计着手，必须摒弃过去那种认为线路同期比发电机同期简单的观念，否则今后将不断在我国的发电厂和变电所里出现如图1的手动同期接线，也就是将不断制造同期失败和扩大事故的后果。其次还应改进运行调度管理，调度部门不能只管下达继电保护定值，还应下达有合环并网可能的同期点在不同运行方式时的允许合闸功角。
近10年来我们不仅通过各种场合和渠道宣传要重视电力系统的同频并网（即合环操作）问题，取消传统的手动同期，而且研制出相应的6种自动同期装置。这些同期装置可归纳为三类：
（1）供发电机差频并网用的同期装置
例如SID-2V型微机同期装置，可供多达15台发电机进行差频并网用。有自动调频和调压功能。
（2）供发电机、线路差频和同频并网复用的同期装置
例如SID-2VT型、SID-2CM型、SID-2H型微机同期装置，其特点是先行自动识别同期点当前的并网性质，然后按确定的流程实施差频或合环并网操作。SID-2VT可供14台、条发电机和线路共用，SID-2CM和SID-2H则可供8台、条发电机和线路共用，SID-2CM具有与上位机通讯功能。均有自动调频和调压功能。
（3）供线路、厂用电系统差频及同频并网复用的同期装置
例如SID-2T型、SID-2CT型微机同期装置。其特点是先行自动识别同期点当前的并网性质，然后按确定的流程实施差频或合环并网操作。SID-2T可供14条线路共用，SID-2CT可供12条线路共用，且具备与上位机通讯功能。此两类同期装置都未配备自动调频和调压功能，但提供并网不成功的各类遥信信号，作为无人值班变电所提供给调度的信号，以便调度员调整潮流分配，创造合环并网条件。
将具备自动识别同期点并网性质的自动同期装置引入发电厂和变电所的同期接线中，将大大简化接线，提高自动化水平，更为重要的是防止事故。显然，除了专供差频并网用的同期装置合闸回路中可以保留图1的同期闭锁继电器TJJ外，其他凡涉及有合环并网的自动同期装置合闸回路中均不能再串入TJJ的接点，因在合环并网时的允许功角定值不是一个固定的值，理论上在90°之内都是可能的。而TJJ的整定值ФZ只能是一个固定的值，它将会造成本可以安全实施的合环操作的功角，因大于TJJ的整定值ФZ而无法进行合闸。所以，除发电机差频并网专用的同期装置外，在发电厂网控室、厂用电系统及变电所使用的自动同期装置既不需要外接TJJ继电器，也不需要STK同期闭锁投入/解除开关。因自动同期装置本身就具备角度闭锁和识别是否需要进行单侧无压合闸的功能。
5、发电厂、变电所自动同期装置的配置
配置同期装置的基本原则应是在保证可靠性的基础上尽可能做到经济。DCS的出现实际上是电站自动化发展的必然结果，人们从过去的集中式控制系统中尝到了不少苦头，高度集权模式经常导致系统大面积瘫痪，同时造成控制电缆大量耗费及故障概率高居不下。DCS的主体思想是权力下放，控制设备物理分散，进而使危险分散。这一思想也同样影响到同期接线的设计，过去的集中同期方式用同期小母线将各同期点的信号通过同期开关汇集到一台或两台同期装置上。这种设计的优点是经济，但缺点是连线及操作复杂，实现自动化困难，但毕竟由于发电厂和变电所的规模和重要性千差万别，因此，非常有必要在可靠和经济两个方面寻找平衡点。作者推荐以下配置原则：
（1） 大型火力发电厂
这是指单机容量在125MW以上的电厂，每台机单独配备一台同期装置，但这并不意味这台同期装置只控制一个同期点，而是这台同期装置应能控制与这台发电机有关的所有同期点，以图2中的发电机3F为例，9DL、10DL、28DL、29DL、30DL、31DL各同期点的同期操作都应由该同期装置完成。SID-2CM型发电机线路复用微机同期装置即是为此而设计的。
发电厂网控室的线路因操作频度不大，因此，各线路可共用一台或两台（视线路数量）线路同期装置。SID-2CT型线路微机同期装置即是为此而设计的。
（2） 中、小型火力发电厂
这是指单机容量为100MW及以下的电厂，可根据中控室的布置，在同一控制室监控的发电机及线路各共用一台同期装置，或发电机、线路混合共用一台同期装置。
（3） 大型水力发电厂
这是指单机容量在100MW及以上的水电厂，每台机单独配备一台同期装置。线路公用一台或二台同期装置。
（4） 中、小型水力发电厂
这是指单机容量在100MW以下的水电厂，可机组、线路共用一台或多台同期装置，SID-2H型发电机、线路复用同期装置比较适应这种场合，功能强、价格低，且为分体式结构，主机可装在机盘旁或保护室、仪表式控制显示面板可装在中控室，主机与面板最长电气距离可做到1200米。
（5） 各类变电所
采取多线路共用一台或多台同期装置，SID-2CT和SID-2T同期装置适合于变电所使用，前者可接入12条线路，后者可接入14条线路。
6．同期装置与快切装置、自动重合闸的配合
（1）同期装置与快切装置的配合
过去的同期装置无法进行合环操作，虽然在发电厂厂用电系统的断路器都有同期问题，但同期装置做不了。于是快切装置就勉为其难地把正常的厂用电系统的操作也揽了过来。大部份快切装置也是借助于同期闭锁继电器TJJ来应付合环操作的功角问题。正如前面分析的一样，这根本不能正确的解决合环操作问题。
作者认为快切装置的职责是解决事故情况下备用电源的操作问题。即快速、安全地实现备用电源的投切，最大限度地减少对厂用电动机的伤害。没有必要让快切装置去实施厂用电系统的正常倒闸操作，正像人们并没有用继电保护装置去进行正常的分闸操作一样，尽管继电保护装置可以实施分闸操作。
在电站自动装置的设计中合理的分工是：同期装置负责正常情况下同期点断路器的合闸操作，快切装置负责事故情况（厂用电工作母线失电）下的厂用电系统断路器的分、合操作。
（2） 同期装置与自动重合闸的配合
人们对重合闸的传统认识和对同期装置的传统认识一样，忽视了合环操作，于是同期闭锁继电器TJJ大行其道。所谓的检同期重合闸就使TJJ代代相传。人们以为这样就安全了、就同期了。实际上当合环功角大于TJJ的整定角时线路根本无法重合。再退一步，就算TJJ的整定角大于合环功角，或是纯属差频并网，线路能在TJJ的整定角完成重合闸。而我们为什么不能在差频重合闸时让合闸相角差更小甚至为零呢？
为此，我们在设计线路同期装置时赋予其两种工作模式，一种是同期装置平时不工作，需要并网时将其切入该同期点。另一种是同期装置平时就固定接在某条重要线路的同期点上，并带电工作，当线路断路器在合闸工作状态时，同期装置实行监视断路器状态和自检。一旦线路因故障跳闸，同期装置立即精确捕获第一次出现的零度将断路器无冲击地重合上。如继电保护再次跳开断路器，同期装置不再动作，除非由上位机或人工进行复位。如为合环性质的重合闸，同期装置将迅速地按整定的允许功角确定是否重合闸。前述的后一种工作方式并不排除这台同期装置还可为其他的线路同期服务。
7．结束语
“安全”是电力系统追求的第一目标，不论设计、施工或运行，人们都倍加重视安全。但我们也深感存在着这样一个认识误区，似乎凡继承过去做过的设计和执行的规程就必定是安全的。正因为如此，在新设计的发电厂和变电所里还能看到好些早该淘汰的有害方案和设备，它们背叛了原设计者的初衷，频频制造麻烦甚至事故。我想，是否应该随着电力系统的不断发展，随着技术的不断进步，经常审视一下我们过去所使用的方案是否还合理？是否还安全？名称没变功能过时的自动同期装置是否还用下去？
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。