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对若干电气二次设计问题的探讨

更新时间:2014-5-29

对若干电气二次设计问题的探讨

叶念国

 摘要  电力系统迅猛发展,在小机组、小系统年代不曾出现或无关痛痒的问题开始突现并威胁着电力生产的安全。然而,这些显然不容忽视的问题却被传统习惯和规程封存着、保护着,并继续扩散着。当前的各类新技术本可消除这些隐患,但不合时宜规程的枷锁,却扭曲了新技术的应用走向,于是人们看到了市场上一个个卫道士的新产品潮涌般地问世,为迎合传统的习俗,它们绝不造老规程的反,用最新的技术手段不自觉地干着坑害电力系统的营生。本文试图从自动同期、自动重合闸、厂用电快速切换、变压器励磁涌流、1½主接线断路器同期电压控制等电气二次设计问题探讨适应电力系统发展需要的思想方法及对策。

关键词  功角  潮流  励磁涌流  主接线    

0  引言

习惯、规程的形成均源于生产环境的实践,但环境在变,这些变化不仅是量变,更多的是质变,习惯和规程就得跟着变,如果不变,只能承受客观规律的惩罚。

电力行业是个视安全如生命的行业,谨慎处事理所当然,但谨慎与守旧不是同义词,绝不能视无条件继承为保安全的上策,它保的只是决策者或执行者自身的“安全”,因为无条件继承是推卸责任的最好盾牌。近年来因忽视技术改造而引发的事故屡见不鲜,这是一个发人深省的现实。

一个简单的例子,电力系统越来越大网络结构越来越复杂,大环套中环,中环套小环。相对二、三十年前的放射型和树型系统结构而言有很多的变化,以往线路故障,动辄导致系统解列,而如今则很少发生系统解列的情况,这是环型架构的功劳。而处理过去弱联络线路跳闸导致系统解列事故的方法,和当今处理环网事故的方法完全不同。但我们的调度管理方式、电站设计、继电保护、自动装置等技术措施都没有跟上去,还保留着不适时宜的固定角度闭锁的检同期来处理重合闸、线路同期和厂用电快切等的事故和正常操作。置与功角密切相关的潮流重新分配的现实于不顾。致使大量事与愿违的情况发生,尽管如此,但还有为数不少的人没有警觉。

作者以为客观分析当前电力系统的现状及走向,对当前各项技术措施进行梳理,断然废除有害的落后技术,以科学的态度大胆开发适应系统需要的技术,并及时修改各项规程、方法及技术措施,这样才能大幅度地推动电力系统各项经济技术指标的提升。

新技术研发命题的选择原则我们一直奉行“不人云亦云、不亦步亦趋、走自己的路”的信条,即不要看别人怎么做,我们就怎么做,而是要把目光紧紧盯住电力系统的薄弱环节或盲区、分析它、解决它,接着推出新产品。下面将介绍几个电气自动装置的研发思路,望读者指正。

1       从对传统“检同期”概念的质疑引出全新概念的自动同期装置

传统的“检同期”概念已沿用几十年,至今我们还能在自动重合闸装置、自动同期装置、厂用电快切装置、测控装置等处找到它的身影。坦率地讲,这是一个不适时宜的错误继承,是一个制造事故的危险继承。

前述自动装置都涉及到同期操作,我们首先应对“同期”赋予一个准确的定义,作者认为:断路器两侧都存在电源的合闸操作就是同期操作。过去人们把“同期”片面的理解为发电机并入系统的操作和两解列系统通过联络线进行并列的操作。事实上当前的电力系统中更多的环网开环点的合环操作也是同期操作。作者根据同期操作前断路器两侧电源的频率值,将同期操作分为差频同期和同频同期两类,发电机并入系统和通过联络线将两解列系统进行并列属差频同期,因断路器两侧电源的频率是不相等的。而环网开环点断路器在进行合环操作时两侧的电源频率是相等的,故属同频同期。

   

1.1是一个2×600MW火电厂的电气主接线图,不难看出,所有断路器中仅201DL202DL两个发电机出口断路器是差频同期性质外其他的断路器都可能出现同频同期的操作。而两种性质的同期所执行的操作是完全不同的,差频同期是在同期点断路器两侧的电压差及频率差达到允许值时,快速捕捉相角差为零的时机实现并网。同频同期则是在同期点断路器两侧的电压差及相角差达到允许值时完成并网,要特别指出的是同频同期因是环网的合环操作,所以必将导致潮流的重新分配,即原来运行线路传输的功率,将因合环操作分流部分功率到新投入的支路,即常称的环流,环流的大小取决于合环操作前开环点两侧的相角差及线路参数,这个相角差实质是合环前运行线路的功角。制约同频同期的条件就是合环后新投入支路所分流的功率不应导致继电保护动作及失步,否则断路器将跳闸,使合环操作失败。

沿用数十年的“检同期”原则,初始是用于发电机的差频同期,用一个固定角度定值的同期闭锁继电器TJJ闭锁发电机的合闸回路,以免在大相角差下并网损坏发电机,这是很必要的。随后又将TJJ用于解列两系统联络线的同期闭锁,这也是必要的。很自然它又延伸到联络线的同期重合闸。再往后,电力系统开始出现了环网,发电厂内部也有了环网,例如厂用电系统,人们对合环操作出现的相角差不知所措,但带相角差合闸是电力操作的大忌已是人们的共识,于是不问清红皂白把差频同期用的同期闭锁继电器TJJ移植到环并的合闸回路,而且把其20º-30º的闭锁角整定值也一同搬了进来。从此就开始了我国电力系统应对环并的错误年代,直到今日。

环并是一种系统改变运行方式的正常操作,其目的不外是调压、分流重载线路负荷,提高稳定储备、降低线损等。因此用同频同期操作接入新的负荷支路就必然会导致投入瞬间立即带上负荷,我们不应把这种所谓环流看成是冲击,唯恐避之不及。正确的做法应该是通过不同运行方式的潮流计算,预测环并后新投入支路的潮流,只要不导致该支路因过流或失步而再次跳闸,这种环并就是允许的。

而我国电力系统至今不论电压等级,不管运行式,对同频同期或称环并操作,一律用20º-30º定值的同期闭锁予以封杀。细想起来,这实属荒唐。作者一直在呼吁电力调度部门应负起指导环并操作的职责,通过科学的潮流计算,下达合理的环并功角定值,使环并在允许的条件下自由的实施。显然,电力设计部门、继电保护和自动装置的研发制造部门、运行部门也应突破这一不合理的传统枷锁,拿出相应的技术对策。

在图1.1中除发电机出口断路器201DL202DL的同期性质只有差频同期一种可能,而其他的断路器则可能在一种运行方式时是同频同期,而另一种运行方式时则为差频同期。以500KV5012DL为例,在5011DL5012DL均在分断状态而201DL在合上状态时,要通过5012DL#1发电机变压器组并入系统,此时5012DL为差频同期性质,5012DL合上后需要通过5011DL将系统合环,此时5011DL 就是同频同期。反之如在5011DL5012DL均在分断状态,201DL在合上状态时,要通过5011DL#1发电机变压器组并入系统,此时5011DL又变成差频同期性质,而5012DL则要以同频同期方式进行合环操作。同样220KV 的出线断路器、厂用电系统工作分支和备用分支断路器也都存在同期方式会随运行方式变化而变的问题。

这就给自动同期装置提出一个非常重要的功能,即不仅要能适应不同性质的同期操作,而还必须会“自动”识别同期性质,这里要特别强调是“自动”识别。否则同期装置要么就拒动,要么就胡动。我们研制的SID-2系列发电机、线路微机同期装置就是根据相应的数学模型对同期性质进行自动识别,然后按识别结果使装置进入相应的同期操作。当前国内的其他所有同期装置都是用参数设置来应对不同性质的同期操作,即用拨码开关、跳针等硬件设置,或用软件设置为“发电机”或“线路”,“发电机”是指差频同期,“线路”是指同频同期。这种参数设置方法不仅是极端错误的,而且是危险的。例如同频同期是按整定的允许功角进行同期操作,但如果同期性质整定为“线路”,而当时的同期方式却是差频同期,结果将造成发电机在整定的允许功角时并网,其后果是严重的。

有了自动识别同期性质的同期装置,就彻底改变了当前发电厂和变电站大量有同频同期性质操作的断路器不能自动化的问题,从真正意义上实现电站断路器操作的完全自动。我们适时地推出了“SID-2X型多同期点共用同期装置自动选线器”,用同期选线器和SID-2系列同期装置配合,实现在上位机的控制下,一台同期装置控制多个同期点。例如在图1.1,可实现一台同期装置控制与#1发电机相关的201DL5011DL5012DL61ADL61BDL62ADL62BDL同期点。图1.2为同期选线器与同期装置的联接示意图:

 

 

 
  文本框:   同期自动选线器文本框:    同 期 装 置文本框:   同期自动选线器文本框:    同 期 装 置

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


 

1.2  同期选线器与同期装置联接示意图

 

对于变电站则可全站用一台同期选线器和一台线路同期装置,在出线数量较大时,也可按电压等级各自配置选线器和线路同期装置。

不难看出,使用具有对同期性质自动识别的同期装置,加上能与上位机进行通讯的同期选线器,不只是提高了自动化程度,更重要的意义在于一改只能在发电机上实现自动同期操作的落后局面,而是把发电厂和变电站全部有同期需要的断路器都纳入自动同期操作的范畴,使发电厂的安全运行、变电站的无人值班得以实现。

 

2       检讨“检同期”自动重合闸的设计概念

双侧电源实现自动重合闸应考虑两侧电源间的同期问题,常用的方法有检无压、检同期、检平行线路电流等。这里所谓的“检同期”实质上是检相角差,即认为当两电源间的相角差在整定范围内时即为同期,也就是可执行重合闸。但这里忽视了重合闸有差频重合闸和同频重合闸之分。差频重合闸是线路两侧电源解列后的重合闸。同频重合闸则是线路因故障跳闸引起环网开环后的合环重合闸。这两种重合闸有本质上的差异,理想的差频重合闸应在满足线路两侧断路器切除故障后短路点熄弧要求的前提下,准确捕捉到最早出现零相角差的时机实施重合闸,由于线路跳闸导致两系统解列,破坏了原来的负荷供需平衡关系,必然出现重合闸断路器两侧的频差不断加大。当频差大到一定程度时将出现如图2.1所示的情况。图中Φ为同期闭锁继电器的整定闭锁角,即当断路器两侧的相角差小于±Φ时,

 

 

Φ

 

闭锁继电器将开放合闸回路,也就是说在断路器两侧电压因存在频差而相对运动360º的过程中,有2Φ的相角差区间允许执行重合闸,剩下的360º-2Φ区间则闭锁重全闸。于是可写出开放重合闸时间TR 的表达式:

 

 

 
 

2Φ

 

 


 

 

 

Δf×360º

 
 

             TR =                式中Δf为频差

 

 

 

 
 

0.11

 

 


 

 

 

Δf

       
   


Δf×360º

2Φ

如整定闭锁角Φ=20º,则TR =             =         

 

 

可以看出频差Δf越大,TR 越小,当TR小到不足以保证可靠合闸时,重合闸必定失败。我们常听到不少变电站的值班员反映,在两系统联络线因雷击跳闸后不仅重合闸重合不上,就连人工手动连续操作合闸十余次都无法使线路恢复运行,这就是因TR太小之故。

这就说明传统基于相角差的检同期早该淘汰了,应代之以能快速且精确捕获最早出现零相角差的重合闸,实现这一目的技术已极成熟,即快速同期重合闸。

至于另一类型的重合闸——同频重合闸更是应从潮流合理分配的基点出发计算其“检同期”的闭锁角定值,而绝不能千篇一律的采用30º的闭锁角定值。从图2.2的简单环网示意图中我们可以看到当线路L1故障跳闸后,如在断路器8DL完成了检无压合闸后,在断路器2DL检同期重合闸的闭锁角应根据潮流计算获得,保证2DL重合闸的相角差(实为正在运行L2L3的功角)不致因2DL重合后L2分得的功率使线路再次跳闸,这个允许功角值完全可能大大超过30º。因此,按传统30º定值设计的检同期重合闸使大量的重合闸机会失去,完全违背了采用重合闸的初衷,即80-90%线路故障的自消性完全可以因重合闸而重新使线路正常运行的机会被白白的放弃了。

3  检验厂用电快切装置品质的要点

厂用电是发电厂特别是大型机组火力发电厂的重要电源,确保厂用电的供电可靠性是极端重要的,厂用电快切装置就是一种重要技术措施。国内外的类似装置林林总总,但应该说大多数的快切装置未抓住要害。作者认为厂用电快切装置有两种工作方式,即厂用工作电源与备用电源间的正常切换和事故切换两种,正常切换是地地道道的同期操作,事故切换则是特殊工况下的同期操作,这里所说的特殊工况是指备用电源向已经失去电源,但还保存着频率及电压不断在衰减的厂用工作母线残压并网。因此,设计厂用电快切装置时一方面要继承同期装置的设计原则,另一方面还应考虑事故切换的特殊性。

3.1为一个厂用电接线的示意图,厂用电快切装置的控制对象就是1DL2DL两个断路器,UM是厂用工作母线电压,UB是备用分支母线电压。IGIB分别为高厂变工作时或起备变工作时给厂用电负荷提供的电流。

由于受传统“检同期”概念的束缚,及对同频同期的不理解,把在同频同期合环点两侧出现的功角看成是要躲避的灾星,没有意识到这个功角是必定会出现的,它决定了合环后的潮流分配份额,只要这种潮流重新分配不会导致继电保护因过负荷或失步而再次断开新投入的或原来工作的线路,那么与之对应的功角就是容许的,而绝不应该不论运行方式,不论电压等级千篇一律用30º来闭锁同期、闭锁重合闸、闭锁快切。

基于前述误解,当前的厂用电快切装置设计者对正常切换搞了一些“对策”,例如串联切换(相继切换)、同时切换、延时切换、检残压切换等。概况起来,其目的只有一个,就是逃避工作电源和备用电源两者正面

 “冲突”,这都是被因功角而产生环流吓住了。事实上在厂用电系统中大量正常切换操作都以同频同期(合环)的方式出现,如果通过潮流计算,找出合环点的允许功角,完全可以用并联切换方式来完成,这不仅提高了切换速度,更重要的是不会出现厂用负荷断电的情况。如果在某些运行方式下在1DL2DL上可能出现差频同期的话,就应使用确保捕捉首次出现零相差并网的数学模型快速实现精确的差频同期。我们设计的“SID-8BT厂用电同期快切复用装置”就是按此原则设计的,把同期和快切有机的结合在一起。

厂用电的事故切换,如前所述是备用电源电压UB和频率、电压不断在下降的工作母线电压UM的同期问题,这一工况的特点是:

3.1 由于电动机群反馈电压的频率及电压衰减轨迹与电动机的负荷大小及负荷性质有关。

3.2 由于在厂用电切除前厂用母线电压UM和备用电源电压UB之间存在一个初始相角,即由当时运行方式决定的功角。

3.3 随着UM 的频率下降,电动机群的等值阻抗(漏抗、励磁电抗)与频率成正比下降,这意味着投入备用电源产生的冲击电流会随频率下降而增大。电磁转矩随转差增大及电压下降而急剧下降。因电动机的电磁转矩与电压平方成正比。

3.2是在厂用母线断电后的母线残压UMUM与备用电源电压UB的压差ΔU的变化示意图,图中所有电压相量都用以厂用母线额定电压UMe为基准的标么值表示,并设其备用母线电压的额定值UBe=UMeOK为厂用母线电压失电前备用母线电压UB的相量,UB=1.0OA为厂用母线电压UMUM=1.0,OAOK的相角差δ。为初始角,其数值与当时的运行方式有关。图3.2定性地描述了厂用母线在A点失电后电压 的变化,A点开始以0点为圆心往相对UB滞后的方向(顺时针方向)经由ABCDEFG

径旋转,旋转过程中UM的相量长度逐步在减少,旋转的速度正比于UM频率下降的速度,UM相量长度减小的速度正比于厂用母线反馈电压下降的速度,这些速度与母线失电前电动机群的数量、容量、负荷类别及大小有关。

 

 

XL

快切装置执行备用电源投入到厂用母线瞬间,当时施加在电动机群上的电压UL可由下式表达:

 

 

 

XT + XL

 
 

            UL=ΔU                       3-1

 

式中XL——厂用母线上联接的所有负荷(含电动机群)的等值电抗。

XT——备用电源(起备变)等值电抗

从式(3-1)可以看出,厂用母线负荷上所承受的电压ULXLXT的比值有关,而电动机群的等值电抗还会随频率的下降而减小。

快切装置的设计重点应兼顾不中断电力生产过程和厂用电动机不受伤害两大方面,归结起来就是一个字“快”,只有快,厂用母线残压的频率和电压才能保持较高的数值,电压差ΔU还不致太大,因而电动机群才不会因备用电源接入时产生过大的起动电流受到伤害。在图3.2中,如果说在电压差为KD时电动机群所分得的电压是其承受的极限(利用式3-1可计算出施加在电动机群上的电压),则快切装置应在断路器2DL合闸时间允许的前提下在D点前完成备用电源的投入,这就是通常说的快速切换。D点后ΔU开始变大,直到F点都因ΔU超过电动机群的耐受值(一般电动机能耐受的起动电压是其额定工作电压的1.1倍)而不允许投入备用电源,F点后虽然ΔU减小了,但投入备用电源的条件恶化了,因这时电动机群的电压越来越低,电磁转矩急速下降,加之电动机电抗下降,备用电源投入后将产生数值更大、持续时间更长的起动电流,导致备用电源电压长时间处在低水平状态。因此,如果由于初相角过大或是断路器动作时间过长,不可能在D点前完成电源切换,则应捕捉在F点过后距F点最近的时刻实现切换,而不是再继续等残压降低到很低的值切换,这是因为随着时间的拖延,频率和电压下降的速度愈来愈快,有些电动机甚至被低压保护切除,其余电动机的自起动条件愈益恶化,大幅度降低了切换的成功率,增加了电动机受创的概率。当前国内某些厂用电快切装置产品号称在快切失败后采用了独创的捕捉同期算法,可以捕捉到残压UM与备用电源电压UB同相时实现切换。这是一个很大的错误,设计者混淆了正常同期操作与厂用电事故切换的本质差别,前者对并网精度的要求甚于速度,而后者则是分秒必争。事故切换遵循的原则是只要切换时所产生的冲击电流不超过电动机的安全极限,就应尽早完成切换。事实上如果设计者进一步分析一下当精确捕捉到同期时机G点时,其他条件(电压下降值、频率下降值、电动机电磁转矩下降值、重要电动机被切除数量等)的恶化程度,就可得出取“精”抑或取“速”孰优孰劣的结论。

还应强调一点,即在进行厂用电断路器选型及分合闸控制回路设计时,动作速度也是重点。例如应选择快速断路器,减小分、合闸回路中间继电器的动作时间等,这是提高事故切换成功率的重要硬件保证。我们研制的SID-8BT型厂用电同期快切复用装置使用了与日本松下电工联合开发的AQZ164B02光隔大功率MOS继电器取代常规的电磁型中间继电器,把中间继电器动作时间由几十毫秒降低到1毫秒,再加上选用高速断路器,基本可做到实现快速切换,除非在特殊运行方式初相角过大时,才会转入在F点切换。这里应指出,在图3.2中压差KDKF都是电动机群可耐受的电压差,而KD1.5KF1.4,这是因为在F点的切换条件劣于D点,如两点电压差相同,则切换时产生的电流F点要大于D点。

厂用电快切装置还应考虑起备变在冷备用状态进行切换时产生励磁涌流的影响,为了减少热备用状态起备变造成的空载损耗,不少工程采用了高备变按冷备用方式设计,由于变压器差动保护对励磁涌流的抑制难以做到百分之百,快切装置在投入高备变时很可能失败。因此,SID-8BT厂用电同期快切装置专门设计了励磁涌流抑制部件。

4        正视等复杂主接线断路器同期电压自动切换问题

4.1  功能描述

1½主接线是发电厂及变电所常用的主接线方式,主接线由若干断路器串组成,每串含三台断路器,共同控制两个元件(发电机或线路)的分与合。如下图,每台断路器的合闸都有同期问题,且同期的方式与当时系统的运行方式有关。同一个断路器合闸,有时是差频同期,有时则可能是同频同期。而每个断路器串供同期使用的电压互感器有四个,如下图中,两边母线的两个TV1TV4TV),和两个元件的TV2TV3TV)。对于同一断路器因运行方式及操作目的不同,它所使用的两个同期TV也不同,这就为同期操作带来了麻烦。为了解决这一问题,我国设计部门一直沿用“近区电压优先”原则确定断路器的同期电压来源。实现方法则是通过该断路器串中的断路器DL及隔离开关GL的辅助接点进行某种逻辑组合后完成同期电压切换,经验证明这种方法接线复杂,可靠性差,设计施工费时。为此我公司推出了SID-2SE型数字式1½主接线断路器同期电压自动切换器,切换器根据输入的断路器串中各断路器和隔离开关辅助接点状态,自动选出相应的两个TV二次电压送给自动同期装置或手动同期装置。切换器还能送出四个TV二次断线的开关量信号,及根据当前同期对象(线路1或线路2)发给自动同期装置选择整定参数的开关量信号。

4.2  框图

SID-2SE型切换器的原理框图如下

输入信号有两组,一组为四个电压互感器1TV2TV3TV4TV的三相二次电压Ua

UbUcUn输入,另一组为断路器1DL2DL3DL及隔离开关1GL2GL3GL4GL5GL6GL7GL8GL的分合状态开关量信号输入,此组信号可取自辅助接点或由辅助接点驱动的中间继电器接点,信号方式为断路器及隔离开关在分状态时对应的开入信号为断开空接点。

 

输出信号有三组,一组为对应断路器及隔离开关当前状态的同期电压输出,即送到自动或手动同期装置的待并侧和系统侧TV二次电压。第二组信号为四个TV二次断线开关量信号,作为有关继电保护和自动装置的闭锁信号。第三组信号为送给自动同期装置的同期定值选择的开出信号,因1DL2DL3DL三个断路器都有可能进行线路1或线路2的同期操作,不同线路在自动同期装置中设置有不同的同期定值,例如允许压差、允许频差、允许功角等,如同期对象为发电机变压器组,还涉及到自动调频和调压等定值,所以需要根据同期的对象不同切换器要自动调出同期装置中相应的同期定值。

4.3  使用

为了接线清晰,便于扩展,SID-2SE切换器的配置方式是每一个1½主接线的断路器串配置一个切换器,切换器的输入信号为该串的各辅助接点状态和四组TV二次电压,输出的同期电压及同期参数选择信号送到自动控制同期装置,TV二次断线信号则作为相关装置的闭锁信号及报警信号用。

切换器对所有输入输出信号都采用了严格的电磁隔离及光电隔离措施,可适应在较恶劣的电磁环境中工作。

根据相似原理4/3主接线及带旁路双母线主接线的同期电压切换器很容易实现。

应予指出,为简化主接线的运行方式,一些电站取消了隔离开关7GL8GL,这样断路器串中的三个断路器的同期电压就可固定选用断路器两侧的两个TV,不再存在按近区电压优先的需求了。

5  同期自动选线器不仅是同期点切换装置,它更是实现变电站完全自动化的必需环节

从下面这个典型的发电厂主接线中我们可以看到按传统同期定义的断路器只有1DL2DL两个,它们是地地道道的差频同期,过去在设计中只为它们配备自动同期装置,而剩下的几十个断路器(3DL-37DL)全都用手动同期,因为它们都面临同频同期即合环操作的问题。而长期以来自动同期装置是不处理这样的同期操作的。如此下去,不管你DCSNCS搞的自动化水平如何的高,但最基本的操作自动化水平则是出奇的低下,这是我们自动化畸型发展的一个信号。

为此,我们很早推出了SID-2CMSID-2CTSID-2HSID-2HT等自动识别同期性质(差频或同频同期)并自动进行相应同期操作的发电机和线路微机同期装置。自此,开始了把发电厂和变电所除馈线以外的全部断路器都纳入到自动同期的控制范畴。一台同期装置可控制多个断路器,例如图中1F1DL20DL21DL22DL23DL3F9DL10DL28DL29DL30DL31DL各用一台同期装置控制。这样一来,必然涉及到同期点的切换问题。我们适时推出了SID-2X型多同期点共用同期装置自动选线器,实现发电厂和变电所的同期操作完全自动化。

 

 

 

   

 

   

从下图可以看出由于SID-2X选线器可受控于上位机,进行同期点的切换,因而只要发电厂有DCS,变电站有NCS,断路器的同期操作就完全无需人工介入。

 

    

山西的太原二热电厂、平旺电厂、漳山电厂、河曲电厂、广西新合山电厂、500KV溯河变电所、嘉峪关220KV 变电所……数十个发电厂和变电所都成功地采用了这一技术。同期自动选线器的诞生,有力地推动了电站完全自动化的进程。

6 不要把无触点继电器一棍子打死

我们曾经吃过可控硅无触点继电器的亏,它对干扰耐受力之差至今还记忆犹新。为此,专门制订了规程,彻底封杀了无触点继电器。但是,人们忽略了电子技术高速发展的现实,今天由MOS场效应管,IGBT等器件构成的无触点继电器,不论在抗干扰水平、动作速度、灵敏性、遮断容量等在本质上有极大的提高。不少继电保护装置和自动装置都对速度有很高的要求,这是常规电磁继电器所无法满足的,例如线路保护,发电机保护、厂用电快切装置等如果速度做不上去、效果将大打折扣。因此,我们必须重新回到使用无触点继电器的思路上来,科学地鉴别无触点继电器的品质,摒弃一棍子打死的禁锢。

可控硅无触点继电器之所以误动频繁,主要原因是它是电压驱动器件,不需要驱动功率,因而即使内阻很大的干扰源也能导致继电器误动。但现在的带光电隔离的MOS继电器是需要一定的信号功率先去驱动光隔离器,再驱动MOS继电器,这就大大地抑制了干扰。我公司和日本松下电工合作研发的AQZ164 B02大容量光电隔离MOS继电器具有直接驱动断路器分、合闸的功能,动作速度1毫秒左右,详细参数如下表:

我们已成功地将其用在自动同期装置、厂用电快切装置、励磁涌流抑制器、1½主接线同期电压切换器、带同期闭锁数字同步表等设备中,取得了良好的效果。可以预期如果将这种继电器用于微机保护和自动装置的出口中,将会引起这些装置质的飞跃。电磁型中间继电器因自感形成的反电势干扰将彻底消除。

下面是我公司与日本松下电工共同研制的AQZ164 B02大功率光隔MOS继电器的技术参数表:

7       UPS应退出发电厂和变电所、分布式直流电源系统该出台了

为了电力生产和传输的可靠,必须提高测量、控制、保护、通讯乃至现场照明和厂用辅机电源的可靠性,于是在发电厂和变电所出现了由蓄电池及充电器构成的直流电源。由于所有的测量、控制、保护、通讯、照明等设备都是由交流供电,于是出现了不间断电源UPSUPS是将蓄电池的直流电源逆变为交流电源,然后再向有关设备供电。

人们忽视了当前各类仪器、控制设备、计算机及其外设电源设计的大变革,过去这些设备为了取得电子电路所需的直流电源,采取了变压器降压、整流、稳压的方案、如下图:

 

 

 
  文本框: 整   流文本框: 滤   波文本框: 稳   压文本框: +文本框: 交流电源

 

 

 

 

 

 


 

 

 
  文本框: T:大功率三极管
B:高频率变压器
D1~D4:整流桥
C1、C4:滤波电容

显然,由于变压器的存在,这些设备不能用直流电源供电,必须要用交流电源。但是现在的电源都是高频开关电源,其原理如下图:

 

 

 

 

 

这种电源效率高、体积小、重量轻,当今几乎所有电子设备都用开关电源,可以看出由于开关电源输入端的第一个环节不是变压器,而是整流器。这样,它就既可以用交流电源,也可以用直流电源。计算机、显示器、打印机、扫描仪、继电保护及自动装置等都可接上直流电源。

既然如此,我们为什么不可以用发电厂和变电所的直流电源直接向这些设备供电呢?为什么还要花大价钱去买UPS呢?不仅花钱、占地,还多了一个故障停电环节。为了直流电源供电可靠,应该将电站的集中式大型蓄电池组的模式改成分散式,即生产体积与控制屏尺寸相当的直流电源柜,内置免维蓄电池组、充电器、监测保护设备、通讯接口等,每一面电源柜向若干保护、自动、通讯设备屏供电。并配备若干直流电源柜作备用电源,对出故障的工作直流电源柜进行自动切换。

这样一来是不是更可靠了?是不是更经济了?是不是更便于布置设备了?

我们设计了一个如下图所示的交直流电源无缝切换装置,作为交、直流电源互为备用的措施,正常由交流电源经整流供电,一旦交流失电、直流电源无延时切入。

 

 


 

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                         交、直流电源无缝切换电路

下图是分布式直流供电系统的布置示意图,可以看出,直流电源柜按贴近用电设备屏方式布置。

 

线路保护屏

线路保护屏

#1直流电源屏

线路故障录波屏

线路自动同期屏

公共备用直流电源屏

 

 

微机监控装置

 

 

微机监控装置

开关电源充电器

 

 

开关电源充电器

交直流电源自动切换

 

 

交直流电源自动切换

 

蓄电池组

 

 

 

 

 

蓄电池组

 

 

发电机保护屏

主变压器保护屏

#N直流电源屏

机组故障录波屏

机组厂用电同期屏

厂用电快切装置屏

 

 

微机监控装置

 

 

 

开关电源充电器

交直流电源自动切换

 

蓄电池组

分布式直流电源系统屏布置示意图

作者简介:

叶念国  男 (1935—)教授  深圳市智能设备开发有限公司董事长,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。