传统及“检同期”概念不能再沿用下去了

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1、传统的“检同期”概念不能再沿用下去了叶念国 深圳市智能设备开发有限公司 518033 “检 同期 ”是服 务于两个交流 电源进行并网操作的技 术措施，其主要内容是将并网时两电源的相角差控制在规定值内，一般取值小于 30。这一技术始于半个多世纪前，一直沿用至今，甚至大有继续延续之势。应该说这一技术措施在系统容量小，网络结构脆弱的过去，尚可应对动辄系统就解体为若干个独立系统的并网操作要求，至少把并网合闸角控制在一定范围内有利于恢复系统重组。然而如今系统内合环操作几乎随时都能遇到，此时再沿用传统的“检 同期” 方法构造自 动装置和进 行二次线设计就是个原则性错误，但遗憾的是这一错误继续在国内电力系统

2、蔓延。本文将剖析这一错误根源及提出纠正错误的对策。关键词 检同期 合环操作 功角 潮流计算一 传统“检同期”的内涵两个交流电源的互联操作即常说的“同期” 、“同步”、“ 并列”、“并网” 等， 该操作应 遵循的规则是在两 电源的压差、频差小于允许值且在相角差接近零度时完成并网操作。例如发电机与系统同期、两独立系统之间同期都需进行此种操作，这个操作过程就是进行“检同期 ”的过程。 严格地说，数十年前提出 “检同期“这一概念是指两个完全独立电源的同期。由于当时的系统很单薄，控制技术也很落后，“检 同期” 实质上变成单 一的检相角差，即利用一个同期闭锁继电器来限制同期操作时的相角差，以避免产生过大的

3、冲击。过去除发电机同期还附加了检压差和检频差的功能外，所有的线路同期包括重合闸在内都只是检相角差。直至今天还是如此模式。然而今天的电力系统已不是几十年前的那样了，我们很少碰到因一条线路停运或跳闸而引起系统解列的情况，也就是说我们很少碰到需要进行两个解列电源的同期操作（姑且将其称之为差频并网），而更多碰到的是一个环网开环点的再合环操作（姑且将其称之为同频并网）。这就引发了人们对传统“ 检同期 ”概念的质疑，它不再是解决两个交流 电源互联操作的万全之策，反而成了贻害系统制造事故的诱因。二 同频并网（合环操作）的特征在图 1 的一个简单环网接线图中可以看到三个电源G1、G2、G3 通过三条 输电线

4、L1、L2、L3 联接，任何一条线路停运或跳闸都会导致开环，例如断路器 A（或 F）就是一个开环点。此时在开环点两侧的电压数值不相同，但频率都是一样，而且两电压间存在一个角差，这个角差实质上是正在运行线路 L1 和 L2等值电路的功角 ， 的取值范围为 0-90，线路传输的功率越大、线路的阻抗越大， 值就越大，如 F 点在合闸状态，则可以在开环点 A 测量到 L1、L2 等值电路的功角 ，显然，在 A 点测到的 越大，则在 A 点进行合环操作后线路 L3 将分流 L1、L2 更多的功率。通过系统不同运行方式的潮流计算，可以获得各开环点的测量功角与合环后潮流重新分配功率值的关系。如果将合环线路的

5、潮流控制在允许潮流值内则合环操作是安全的，否则将引起合环线路的电流型继电保护跳闸，或因功率超过稳定极限引起振荡而跳闸。不难想到，传统“检同期” 用一个固定角度定 值（一般为 30以内）的同期闭锁继电器 TJJ 来闭锁合环点的合闸回路是完全错误的，如图 2 所示，它忽视了合环操作引起潮流重新分配这一重要因素，造成只要合环点的测量功角大于 30 就闭锁合环操作，使本可以在更大测量功角时都可以进行合环操作的线路失掉了投入运行的机会。事实上，由于系统负荷的需要，不可能允许某条线路或某台变压器在合环点测量功角大于 30 时就长期不运行，迫于无奈，设计者不得不给运行人员提供一个解除角度闭锁的开关（STK

6、开关），通 过此开关可以将同期闭锁继电器的触点短路，开放手动合闸回路。这一设计实质上就是意味着允许运行人员对测量功角 或是预期潮流分配情况毫不知情的状况下进行合环操作。显然，合闸后可能投运成功，也可能投运失败。如果把这种靠碰运气的设计，改为在调度局通过预先对各种运行方式的潮流计算所得到的允许潮流值，或与之对应的开环点允许测量功角值作为一个整定值来确定是否可进行合环操作，是不是更合理一些呢？三 导致传统“检同期”概念流行至今的认识误区“检同期 ”概念最早源于 发电机与系 统并列和两个解列系统通过线路并列。这两种情况的特征是并列点两侧是两个独立的电源，即所谓的差频并网，实现并列前由于两侧电源存在频

7、率差，因此它们的相角差不断在 0-180-360 间变化。基于早期没有自动同期装置，并网操作几乎全为人工手动，为了防止在大相角差下并网造成过大的冲击，以一个反映并列点两侧相角差的同期闭锁继电器来闭锁合闸回路的“检同期” 方法就 应运而生了。应该说这一措施至今还是可取的，它不仅避免了在差频并网时由于人工误操作产生过大的冲击而损坏机组和波及系统稳定运行，而且防止了在自动同期装置出现问题时不致产生严重后果。然而随着系统结构的不断复杂化，双回路、环网架构比比皆是，此时电力元件（发电机、变压器、线路等）的切除和投入经常会表现为开环或合环的形式，即这些操作不是将两个电源解列或是并列，而是在原有的系统架构中

8、减少或增加一个元件（或称支路）。显然，这就不是差频并网的概念了，它没有前述因相角差过大造成误操作的问题，但却存在着因测量功角过大导致投运失败的问题。应再次指出，此处的测量功角不是指待投入元件的功角，而是开环点另外正在运行半环的功角。例如在图 1 中如 A 点开环，则在 A 点两侧测量到的功角是正在运行的 L1、L2 所组成等值线路的功角。其表达式为式中： P-L1、L2 等值线路传输的有功功率X -L1、L2 等值线路的电抗E-G1 的电势U3-G3 的母线电压（当 F 处在合闸位置时，可在 A 点线路侧测量到）不难看到，功角 的取值范围为 0-90，P 和 X 越大， 也越大。不论是开环或合

9、环操作都会引起系统潮流的再分配，在进行合环操作后，新投入的元件必定会突然带上一定的负荷，这也可以理解为冲击，但这和差频并网不同，它是不可避免的，也是人们预期的，投运一个元件的目的就是让它分担一些负荷。但是在我国的传统设计中则把因合环时功角引起的冲击也视为需要闭锁的操作，在这些断路器的合闸回路中也串进去了同期闭锁继电器的触点，其角度定值一般选为 30，正如前所述，合环点的测量功角超过 30 时将无法实现合环操作。似乎这样就避免了冲击，不言而喻，这种做法是荒唐的。完全可以通过潮流计算得到各合环点在不同运行方式时的允许合环功角，为方便起见，可以将该功角定值取为不同运行方式中较小的计算值，这要比采用一

10、个固定的 30 闭锁合理得多，至少不会失去大量的合环机会。当然，这给各级调度机构的运行方式管理部门提出了一个新的但却是一定要做的工作任务，即向发电厂和变电站存在合环操作但又可能因合环操作不当引起恶劣后果的合环点下达允许功角定值。如果必要，该定值可以因运行方式变化而改变。当合环点的测量功角大于定值时，调度部门有责任实施相应的潮流调度，以期安全实现合环操作。 四 重新审查手动同期回路、检同期重合闸、备自投、自动同期装置、线路测控装置的设计传统的“检同期 ”概念已渗透到大量的 电站二次线设计及自动装置中，如果继续下去，我国变电站的所有断路器及发电厂的绝大部份断路器将永远处在当前的手动控制水平，因为操

11、作回路和自动装置无法胜任自动进行合环操作的能力，必须操作人员介入。如前所述，即使操作人员介入也是盲目的，他们不知道合环操作的结果是成功还是失败，这就靠运气了。难道我们的分布式控制（DCS）、综合自动化、“无人值班 ”就是这个水平 吗？！所以，在电站断路器操作回路中不能再用同期闭锁继电器（TJJ ）来 闭锁合 环操作；检同期重合闸也不能因 TJJ 遇到 30 功角就退出，莫明其妙地放弃重合闸机会；备自投更不能因 TJJ 遇到 30 功角就不投或是用 STK 开关解除 TJJ闭锁强行手动合闸；自动同期装置不具备自动识别并网性质的产品早该退出市场，因它无法适应电力系统 90%以上断路器的自动合环操作

12、；各类线路测控装置虽然解决了测量和保护的需要，但它不具备解决线路同期操作的需要，它不折不扣继承了传统的“检同期” 概念， 误导了设计人员，使他们以为用测控装置就能解决了线路的自动同期问题，事实上还需要操作人员介入，而这个介入也是糊里糊涂且极有可能诱发事故的介入。所以，我们应该从电力系统当前运行的实际情况出发，正视大量存在合环操作的现实，应用当今已很成熟的潮流和稳定计算方法，计算不同运行方式下合环点的允许潮流及其相应的测量功角。以此为依据，作出合环点是否能立即进行合环操作的决定，或是调度在计及安全、稳定、经济、电力市场等约束条件的前提下，对负荷进行调整，创造合环操作的条件。不难想到，前述自动装置

13、就应具备设置允许功角定值甚至由上位机在线改变该定值的功能。而且这些自动装置在遇到不满足合环操作条件时不能轻易的退出，而是应向上级调度发送遥信信号，通知当前不能进行合环操作的原因，例如合环点的压差或功角超过允许值，以利上级调度及时调整潮流，创造合环条件。可以看出，阻滞我国电力系统真正实现自动化的一大障碍就是传统的“检同期 ”概念，我们扫描一下当前的 继电保护和自动装置，着实令人伤心的是极少例外摆脱了“检同期”的阴影，错误的设计思想实在辜负了先进的硬件电路。五 调度部门、制造厂家、设计院联手治理综上所述，要纠正当前发电厂、变电站某些二次线的设计错误，首先要从调度部门着手，调度所的继电保护科负起了下

14、达各厂站有关元件继电保护定值的责任，为什么运行方式科不能负起下达各厂站合环点允许潮流或允许功角定值的责任呢？其实当前调度的计算工具和软件足以支持进行这方面的计算，只有调度对运行提出了具体要求，设计院才有设计的依据。当然如制造厂家不提供适应实际需要的继电保护和自动装置，设计院也难为无米之炊。几十年来我们就被卡在这个死循环里，调度部门不要求，制造厂家不研究，设计院只得照抄老图纸，于是一个同期闭锁继电器就这样混了半个多世纪，留下了与当今技术水平格格不入的大量手动操作。六 发电厂、变电站合环点自动控制回路的合理设计原则1 应具备实时测量合环点功角值的功能进行合环操作前必须确认因合环操作造成的潮流再分配

15、，不致使新投入的元件（线路、变压器等）因保护启动或失步而再跳闸。所以应能实时测量开环点的功角（正在运行的另半环的功角），该功角值确定了合环后新投入元件的潮流大小。调度局通过对各种可能运行方式的潮流计算，可获知该新投入元件的允许潮流以及与之对应的开环点的测量功角。2 应具备允许功角的整定元件测量合环点功角的目的是通过实测值与允许值比较，确定是否可以执行合环操作，因此，需要设置允许功角整定元件，决定是开放还是闭锁合闸回路。这里应特别强调的是当整定元件闭锁了合闸回路时，既不应放弃合闸操作机会，也不允许强行手动合闸。在运行方式较复杂，且一个允许功角定值不够时，应具备遥控改变定值的可能。对于纯粹差频并网

16、的同期点显然不存在功角问题，当然也不存在整定的需要。3 应具备向上级调度发送合环操作不具备条件的遥信信号功能当合环点实测功角大于允许功角定值时，合闸回路将被闭锁，此时应立即向调度发出合环操作不具备条件的遥信信号，例如“合环 点压差越限” 、“合环点测量功角越限”等，以便调度员或 EMS 实施潮流调配，创造合闸条件。应特别强调，不论是自动同期装置、或备用电源自动投入装置、或多功能测控装置等都不能因合闸条件不满足而自动退出，而是应向上级调度或 EMS 发出信号，请求处理。一旦当条件满足，立即实行自动合闸。过去的二次线设计和自动装置设计的重大弊端就是白白放弃了大量本可以完成合环操作投入新的线路输送负荷的机会。电力系统中各类电气元件断路器的分、合自动操作是电力系统自动化的重要基础，当前我国电力系统大量断路器的操作还要人工进行，如何实现无人值班？如何实现综