浅谈变电站测控装置同期功能的调试应用

陈再强

摘要：随着对服务质量要求的不断提高，供电企业越来越重视电力系统的安全稳定性。同期合闸操作是变电站的重要操作，关系到系统的安全与稳定运行。作者结合工作实践阐述了对同期合闸的一些认识，常见的同期方式原理及一般变电站不能实现同期合闸功能的测控装置改造方案、功能调试方法、调试过程中的注意事项及未来发展趋势。以供参考！

关键词：变电站；测控装置；同期功能；发展趋势

0、引言

随着我国经济的快速发展，电网改造加大，电力系统网络越来越复杂化，变电站在并网的过程中，一般要求断路器经同期合闸。所谓同期，是指电力系统中将两个系统并网的操作。理想的同期条件为两侧频率相等、电压幅值相等、相角差为零。同期合闸操作是解决电网系统中分开运行的线路断路器正确投入的重要保障，它可以实现电网并网、系统并列运行，提高系统的稳定与可靠运行。

1、测控装置非同期合闸事故引出的问题

同期操作是变电站重要的操作。如果发生非同期合闸，由于合闸冲击电流很大，巨大的冲击电流将对系统、变压器、发电机造成严重冲击，严重扰乱整个系统运行甚至造成整个电力系统崩溃。2009年7月20日云南玉溪110kV南恩变电站小系统和主网非同期合闸，导致小系统崩溃，110kV南恩变电站全站失压事故，影响重大。

2、测控装置同期合闸方式分析

目前变电站测控装置经常用到的同期合闸方式一般为准同期、检同期和检无压方式。

（1）准同期方式。并网两侧的电气条件在完全满足电压、频率、相序、相位都相同时才能进行的合闸操作，叫准同期。（2）检同期方式。在合开关之前，先检测开关两端（线路侧和母线侧）是否满足同期条件（即电压、相位、频率都相同）时，再合开关。（3）检无压方式。在合开关前，先检测开关线路是否有电压，确定无电压后，再合开关。不过以上3点是理想化的同期判定条件，而电网运行时电压、频率、相角不可能达到完全相同，所以在实际运用时只要能满足测控装置内的同期定值即可。

3、测控装置不能实现同期功能测控装置的改造方案

经过对清远电网110kV及以上测控装置同期功能的统计，清远供电局一些变电站测控装置不能实现同期功能，主要是以下3种情况：测控装置本身无同期功能；测控装置具有同期功能，但未接入同期电压；无同期把手、硬压板。本身不具有同期功能的测控装置，只能要求厂家对装置进行升级或更换设备。而对后2种的情况，则设计了相应改造方案，以满足测控装置实现同期合闸的要求。

以国电南瑞科技NSD500系列测控装置为例。某变电站220kV#1主变测控装置未接同期电压线、无同期把手或同期硬压板、后台机遥控断路器无同期合闸选项。整改方案如下：根据主变同期原理，主变高压侧电压为母线电压，中压侧为抽取侧电压。将#1主变高压侧三相母线电压引入同期电压即可。

由于#1主变测控装置无同期把手或同期硬压板，在备用压板中找出一块作为同期硬压板，完善压板接入即可（按220kV测控装置压板接入原理进行接入）。而针对后台机不具备同期遥控功能的问题，则打开后台机数据库，将节点类型选择为“测控”，将要进行同期操作的开关在开关表中“存在同期操作”选上，保存。此时，后台进行遥控操作，即有同期操作菜单。其他厂家的测控装置改造原理与此类似。

4、测控装置同期功能的调试方法及注意事项

4.1同期功能的调试方法

电压异常闭锁:当测控装置输入Ua或Usa小于额定值的80%或大于额定值的120%时，应闭锁同期合闸。

频差闭锁：假定某测控装置同期定值中频差闭锁值为0.2Hz，检验频差闭锁值的方式如下：以母线侧频率为基准（线路侧电压和角度符合同期条件），在调试仪器中设母线侧频率为50Hz，线路侧频率为49.7Hz，则频率差值为0.3Hz,同期合闸不成功。我们不断增大线路侧频率，减少频率差值，直到断路器经同期合闸成功，便得到频差闭锁值。同理，同期角差、压差闭锁值的校验方法与上面相同。值得一提的是，像南瑞继保RCS-9705C型测控装置，无压方式有7种之多，如果每次都带开关试验，将造成开关频繁分合，对开关造成损害，可以通过测量出口压板电压的方法来判断是否有合闸出口。

4.2注意事项

由于目前测控装置的生产厂家较多，那么在同期功能调试的过程中，可能因为忽略一些小细节，而导致同期调试的失败。（1）注意线路PT的安装相别。测控装置中，一般只用一相线路电压与母线电压进行比较，而在110kV线路中只安装单相PT，所以调试前必须去现场核查PT的安装相别，否则有可能由于测控装置内设置用于比较的相电压与实际PT安装相不符而导致同期功能无法实现。（2）注意线路抽取侧电压选择的区别。一般线路二次侧抽取电压有57.7 V和100 V两种。若同期控制字中定义抽取电压为57.7V，则在压差闭锁试验中，可直接用母线电压与线路抽取电压幅值的差来计算同期压差闭锁值。若同期控制字中定义抽取侧电压为100 V，则需先将母线电压转化为100 V，再通过计算母线与线路电压的幅值差来验证压差闭锁值。（3）注意同期控制字或同期定值的设置。不同厂家的测控装置中同期控制字或同期定值的设置方法不同，最容易被忽视的是TA、TV断线判别投入的问题。若TA、TV断线判别投入，则在做同期实验时，一定要加上所有的母线电压值、线路电流值，否则TA断线或TV斷线报警，同期合闸不出口；反之，TA断线、TV断线判别退出，则同期合闸只需要满足相应的合闸条件即可。（4）同期定值更改时的注意事项。南瑞继保RCS9700系列测控装置，在更改同期定值后，需将装置进行复归操作，否则同期定值更改无效。国电南瑞科技NSD263系列测控装置，在更改同期定值前需要将装置面板上的设置按钮拔到允许位置（更改后恢复到禁止），否则同期定值不能进行更改。（5）注意同期合闸时遥控的选择方式。南国续保RCS9700系统测控装置，在监控后台进行遥控合闸时，有“一般遥控、检同期、检无压、”3种选择方式。若选择一般遥控则合闸不经同期出口。北京四方CSL-200E系列测控装置，后台遥控合闸是不经同期出口的。若要进行同期合闸，在测控装置投入同期软压板的前提下，必须在就地kk把手上进行手合操作，才经同期出口。（6）同期合闸遥控时的注意事项。国电南自PSR662系列测控装置，当接收到断路器非同期合闸命令时，遥控板（DO）发出OUT8出口命令后合闸。同期合闸时，遥控板先发出OUT8出口命令，综合管理机驱使交流模块（AC-2）启动同期逻辑判别，满足同期合闸要求则OUT1出口；但交流采集板无信号电源供给，不能发出OUT1出口命令，这时需要投入“遥控出口压板”提供信号电源给交流集板，方可发出合闸命令。而国电南瑞NSD263系列测控装置，同期功能逻辑别是在CPU板上进行的。

5、同期装置的未来发展趋势

5.1应具备实时测量合环点的功角值

在进行合环操作前必须确认因合环操作造成的潮流再分配，不致使新投入的原件（线路、变压器等）因保护启动或失步而再跳闸。所以装置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原件的潮流大小。

5.2应具备允许功角整定的元件

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的元件，确定是开放还是闭锁合闸回路。这里应该特别强调的是当整定元件闭锁了合闸回路时，既不应该放弃合闸操作机会，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。

5.3应具备向上级调度发送同期闭锁条件、合闸方式等遥信信号功能

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”、“检同期合闸失败”等，以便调度员及时实施潮流调配，创造合闸条件，一旦当条件满足，立即实行自动合闸。

若上述3点功能得以应用，不仅大大提高了同期合闸的可靠性，还可以对目前正在研究开发的“调度防误操作系统”中的部分功能提供理论和实际的支持。