变电站稳控装置原理（变电站测控装置同期功能实现方式分析）

李蔡慎1，丁洪玲2，张 雯2，沈晓丽2

（1. 上海市电力高压实业公司，上海 200063；2. 国网上海市电力公司检修公司，上海 200063）

摘 要： 随着当前变电站自动化程度的不断提高，变电站测控装置中的断路器同期合闸功能的重要性也日益突出。由于合闸前断路器两侧系统状态不同，需要测控装置实时采集断路器两侧电气量信息并进行计算和比较，以确定当前状态是否允许合闸并确定与之相应的最佳合闸时刻。介绍了变电站测控装置同期功能的原理和合闸方式，并重点分析了同期功能的实现方式，对当前公司下属变电站所采用的不同测控装置同期功能方式进行了比较。

0 引言

随着用户对供电可靠性要求的提高，网络结构的日趋紧凑，在电力系统并网过程中断路器的同期合闸操作越来越多。测控装置作为电力系统自动化的重要组成部分，除了能实现测量和控制外，还能实现断路器的同期合闸这一重要功能，减小并网操作时对系统和设备的冲击，在提高电力系统稳定性和提高线路合闸成功率等方面都发挥着重要作用。

断路器分、合闸是变电站计算机监控系统最常见的操作。其中对于断路器手动合闸命令，由于合闸前断路器两侧系统状态不同，需要测控装置实时采集断路器两侧电气量信息并进行计算和比较，以确定当前状态是否允许合闸并确定与之相应的最佳合闸时刻。一般而言，断路器合闸操作所需要采集的电气量信息是电压、频率和相角。

1 同期合闸的原理

测控装置通过设定值给定临界的频差、压差、角差，并与测量计算出的频差、压差和角差相比较。只有当断路器两侧的电压、相位角和频率差保持在设定的范围内时，才允许合闸，实现同期功能。

1.1 常用电压差算法

电压量是一个向量，包括幅值和相位角两部分，可表示为：

U=|U|∠δ=|U|·（cos δ j sin δ）（1）

式中，|U| 为电压幅值(有效值)；δ为电压相角。

通常采用电压差和相位差相分离的算法，即用电压的有效值直接进行算术相减获得电压差ΔU；用相位角直接相减获得角差Δδ。用算式表示为：

ΔU=|Ub|-|Ua| （2）

Δδ=δb-δa（3）

按照该算法，取电压差值条件为20％额定电压，相位差条件为20°，设参考电压幅值为1，相位为0°，则准同期区域是一个扇形区，如图1所示： Ubus=1；Uline.min=0.8；Uline.max=1.2。

图1中，以u为参考电压，则另一侧的电压向量只要落在扇形区内便可允许同期合闸。

1.2 断路器合闸时间常用补偿算法

同期合闸还需要考虑断路器的固有合闸时间，通常对于断路器动作延时的考虑是：允许进行合闸的窗口时间应该大于稳定时间和断路器动作延时之和。所以，如果设稳定时间为110 ms，总导前时间(等于断路器合闸时间和继电器响应时间之和)为100 ms，则允许合闸最小窗口为210 ms。如果实际同期窗口小于210 ms，则不应该进行同期操作。只要滑差进一步减小，直到实际允许同期窗口大于允许合闸最小窗口210 ms，才允许同期。如图2所示。

2 同期合闸方式

测控装置在接受来自就地或者远方的合闸命令后同期合闸功能便处于激活状态, 在合闸命令有效期内, 根据装置当时的运行工况，选用不同的合闸判据，执行相应的控制。根据合闸点两侧系统的情况可以将合闸操作分为检无压合闸、检同期合闸、准同期合闸等几种方式[3]。

2.1 检无压合闸

以双母接线方式为例，断路器无压状态分为线路侧和母线侧均无压、线路侧有压而母线侧无压、线路侧无压而母线侧有压三种。检无压合闸的允许判断条件如下：

（1）母线侧和线路侧均为无压。如果母线和线路都没有电压(小于给定的无压定值)，则无TV断线闭锁信号，同期合闸可自动满足条件，装置执行合闸命令向断路器发合闸脉冲，允许断路器合闸。

（2）母线侧或线路侧一侧为有压。如果母线侧或线路一侧有电压(大于给定的有压定值)，而另一侧无电压(小于给定的无压定值)，即线路对母线充电或母线对线路充电，无TV断线闭锁信号，同期合闸同样满足条件，装置执行合闸命令向断路器发合闸脉冲，允许断路器合闸。

2.2 检同期合闸

也称为环网合闸，一般用于同一系统内的断路器同期合闸，特点是断路器两端的系统频率是相同的。检同期合闸的允许判断条件如下：

（1）断路器两侧的电压均在有压定值范围之内。

（2）断路器两侧的压差和角度差均小于定值。

只要满足以上两个条件，测控装置的断路器合闸出口接点会立刻闭合。此外，通过设置同期控制字，检同期时可以实现无压合闸。

2.3 准同期合闸

准同期合闸也称为准同期合闸或并列，一般用于两个不同系统之间的断路器同期合闸， 特点是断路器两端的系统频率不相同，需要捕捉同期，默认无压不能合闸。准同期合闸的允许判断条件如下：

（1）断路器两侧的电压均在有压定值范围之内。

（2）两侧电压差小于压差定值。

（3）频率差小于定值。

（4）滑差(即频率差变化率dΔf/dt) 小于定值。

在以上条件均满足的情况下，测控装置将根据合闸导前时间定值自动修正合闸角度，以保证断路器在0°角时刻合闸，即：当捕捉到相位角等于导前相位角时，给断路器发合闸脉冲，此时对系统产生的冲击最小。其合闸角度的计算公式为：

式中：Δδ为两侧电压角度差；Δf为两侧电压频率差；dΔf/dt 为滑差；Tdq为提前时间(不同厂家和型号的测控装置计算方式可能略有差异)。

3 测控装置同期合闸功能的实现

3.1 同期合闸二次回路原理图

目前综合自动化变电站的测控装置中，典型的手动同期合闸功能的二次回路原理图如图3所示[4]。在满足五防条件的前提下，可以实现断路器的同期或非同期遥控及手动分、合闸。在“远方”状态时，9ZK的③、④接点导通，如果9LP2“遥控投入”压板在合位，则可以在后台机上对断路器进行遥控分合，合闸时219与220之间的接点导通，分闸时，219与221之间的接点导通，从而实现远方分合。在“就地”状态时，9ZK的①、②接点和⑤、⑥接点导通，可在测控屏上对断路器进行就地手动分合。当需要手动同期合闸时，将同期转换开关9TK打在“同期”位置，其①、②接点导通，在满足同期条件的情况下，测控装置内的222端子和223端子之间的同期判别接点导通，同期合闸成功。

3.2 装置同期定值整定

目前为止，华东地区对同期定值作了统一规定，具体如表1所示。

电压是根据额定电压而言；导前时间的设定是要同期的开关的合闸时间（该时间随现场开关的不同而不同，一般由现场调试的中试所或设计院人员提供。通常室外开关为110 ms，室内GIS开关为80 ms）加上遥控继电器的时间。经过试验证明，稳定时间一般设为10 ms。

3.3 同期电压近区优先原则

变电站采用3/2接线方式时，分3/2接线无线刀和3/2接线带线刀两种情况，下面就这两种接线方式下同期电压的选择进行分析。

采用3/2接线无线刀断路器进行同期合闸时，选择固定的同期电压节点。如图4所示，当开关1进行同期合闸时，固定U1和U2作为同期合闸的条件。当开关2、开关3进行同期判别时，分别以U2和U3、U3和U4作为同期电压。

在3/2接线带线刀断路器进行同期合闸时，装置考虑了同期电压采用近区优先原则。实现方法如图5所示。

对同期电压近区优先的实现，是通过对线刀的实际状态，自动判断选择应该采取的同期电压回路来实现的。如图5所示，当开关1进行同期合闸时，装置会检测线刀1和线刀2的状态；当线刀1在合位时，装置会自动选择U1和U2作为同期合闸的条件；当线刀1在分位，线刀2在合位时，装置会自动选择U1和U3作为同期合闸的条件；当线刀1在分位，线刀2也在分位时，装置会自动选择U1和U4作为同期合闸的条件。同理，当开关2和开关3进行同期合闸时，装置会根据线刀的实际状态，自动选择同期电压组合。

3.4 同期合闸方式

当前华东电网500 kV变电站断路器测控单元及220 kV变电站母联断路器和分段断路器测控单元均已使用同期合闸功能。公司下属变电站所采用的测控装置主要有D25测控装置（惠安公司）和CSI－200E测控装置（四方公司）。这两种测控装置在实现同期合闸功能的方式上有所不同。

3.4.1 D25测控装置同期合闸实现方式

D25所采用的合闸方式为同期（无压）、直合方式，测控屏上装有同期功能把手，分为同期投入、同期退出两档，而后台数据库及操作画面都只提供一个遥控点。当测控单元上的同期把手切至同期投入状态时，后台遥控令下发后，测控单元自动根据当前开关两侧的电压条件（压差、角差和频差）判断同期或者无压合闸（开关单侧无压、双侧无压均认为无压）；当同期把手切至同期退出状态时，测控单元直接采用直合方式合闸。

D25装置同期功能实现方式简单，遥控合闸操作简便，易于运行值班人员掌握。且该测控装置内，每个开关只设置一个遥控点号，由此，本地后台及中心站后台也只须设置一个遥控点号。在接入中心站自动化系统时与不带同期功能的普通开关调试方法相同，调试相对简单。

运行人员下达遥控命令后，要求D25自行判断合闸方式。而测控装置主要根据合闸点两侧电压的情况区分无压合闸和有压合闸，但是如果出现电压回路断线的情况，测控装置有可能误将断路器两侧均有压的情况判为无压，按无压方式合闸造成非同期合闸，对系统造成不良后果。此外，从维护人员角度来说，由于D25装置是由其内部逻辑来实现同期合闸方式的选择的，若装置同期功能出现问题，维护人员看不到装置内部逻辑，不易查找问题源，维护工作难度增加。

3.4.2 CSI-200E测控装置同期合闸实现方式

CSI-200E采用的合闸方式为同期、无压、直合方式。测控单元同期功能把手有同期投入、同期退出两档，但测控单元以及后台操作画面分同期、无压、直合，如果操作选择与设备情况不一致，则闭锁操作。

CSI-200E测控装置除外部设有同期功能把手外，装置内部设有检无压、检同期、准同期功能软压板，可进入装置表面液晶面板进行投退。在正常情况下，为了运行人员操作方便，三个软压板同时投入。后台数据库及操作画面分同期、无压、直合三个遥控点。以某变电站500 kV第一串开关5012为例，如图7所示，后台画面中，设有同期合闸、无压合闸两个虚拟开关点，与5012开关关联。装置投入同期功能，操作人员根据当前开关两侧的电压情况在后台界面选择合闸方式（同期合闸或者无压合闸），在虚拟开关点上操作，若后台人员选择的合闸方式与装置判定的同期方式不一致，则闭锁操作；若与装置判定的合闸方式相同，则进行合闸操作。当需要采用开关直合方式时，首先将同期功能把手切至同期退出，然后在开关5012上进行断路器合闸操作。

CSI-200E采用“人机判断结合”的合闸方式，运行人员通过对电网运行方式的了解，下达相应的合闸命令，可以防止电压二次回路断线时装置误判断非同期并列的发生。且CSI-200E带有液晶面板（中文显示），每次遥控操作后无论成功与否均有报文显示，当同期合闸失败时，维护人员可根据液晶面板上报文的提示查找失败原因，便于日常的处缺维护。

由于CSI-200E测控装置的后台数据库及操作界面增加了两个虚拟开关点，导致自动化系统中遥控点增多。在接入中心站自动化系统时，本站的远动机与中心站后台的遥控点也相应增多，遥控点数量的增加大大加重了两侧核对点号的工作量，也提高了人为失误的概率。另一方面， 当验收人员需要通过实际操作来验证遥控点号时（例如受控站为新站，中心站有条件进行遥控试验的情况），由于同期、无压、直合采用的是不同的遥控点，理论上三种方式的遥控均操作成功后才得以验证点号的正确性。而对开关进行同期、无压合闸必须满足相应的电压条件，这就要求维护人员用三相校验仪给测控单元加相应的电压量，且电压必须满足当前合闸方式的要求，这就大大增加了中心站自动化的验收工作量。

从以上分析不难看出，CSI-200E与D25测控装置各有优缺点。CSI-200E闭锁条件相对复杂，在装置新装和调试过程中难度较大，但利于日常维护；D25的操作相对简单，但维护工作相对较难。当前“大运行”体系不断完善，要求尽快实现“集中控制”、“统一调度”、“统一维护”，变电站综合自动化接入中心站工作正在不断进行中，实现中心站对受控站断路器的遥控操作是中心站的一项重要功能。若采用CSI-200E测控装置，由于其所存在的缺点，使维护人员工作量大量增加，影响自动化接入中心站的进度。此外，采用不同厂家及型号的测控装置，增加了日常运行和维护的难度，不利于自动化系统的维护。因此，建议在制造厂家和调度部门协同合作的基础上，采用统一断路器同期合闸的实现方式，提高维护效率。

4 结论

随着当前变电站自动化程度的不断提高，变电站测控装置中的断路器同期合闸功能的重要性也日益突出。本文对测控装置同期合闸功能进行了阐述，通过对同期合闸功能实现方式的分析，对CSI-200E测控装置与D25测控装置同期功能方式进行了总结比较，从运行维护人员角度提出了相关建议。

参考文献

[1]北京四方公司.CSI-200E数字式综合测量控制装置说明书[Z]. 2008.

[2]上海超高压输变电公司.变电所自动化与监控[M].北京：中国电力出版社，2005.

[3]李佳．变电站测控装置中断路器同期合闸功能[J].云南电力技术，2012，40（2）:58-61.

[4]沙建峰，韩潇，李永敬,等．变电站同期合闸功能原理及典型故障的研究[J].电力系统保护和控制，2011(19):141-144.

[5]周斌，鲁国刚．具有检同期合闸功能的变电站测控装置[J].电力自动化设备，2004(1)：75-58.

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