变电站同期装置的正确运行VIP免费

变电站同期装置的正确运行戴燕玲(湖南岳阳电业局,湖南岳阳414000)摘要:目前岳阳电业局变电站的同期装置运行是按照传统的“检同期”概念设计及接线的。而由此引发的事故尚未引起高度重视,甚至有的新型微机保护和自动装置还在继承原设计理念。拟对此进行分析,并提出相应的对策。关键词:检同期;差频并网;合环;同频并网中图分类号:TM73文献标识码:B文章编号:1008-0198(2005)06-0025-04收稿日期:2005-07-22改回日期:2005-08-291问题的提出众所周知,并网、同期、同步、并列是同一含义,即通过断路器将2个电源进行并联的操作〔1〕。但有人错误地认为这只是将2个独立的电源进行联接的操作,例如:将1个用户并入电网或将2个解列的系统通过联络线进行并列。其错误在于忽视了目前复杂电网中的另一种并网方式,即环型网络开环点的合环操作,它也是通过断路器将其两侧电源联接起来,这是并网操作的另一种方式。我们称前一种形式为差频并网,即并网前断路器开关两侧存在频率差。而后一种形式称为同频并网,即并网前断路器两侧的频率一致。正是由于忽略了同频并网的操作形式,导致生产厂家和运行单位没有研制和生产既能差频并网又能同频并网的自动同期装置,进而导致100%的变电站不能实现输电线路的自动同期(不是自动并列),以及双端电源的自动重合闸屡屡失效。例如:2000年4月10日220kV巴陵变操作6025刀闸,因与华能岳阳电厂电源差频或同频并列而导致了谐振过电压发生,引发母线避雷器爆炸;又如洛王变220kV、新市变220kV多次发生下一级或相邻线路并列时造成母线差动保护误动而根本查不出原因的情况。2对并网形式特征的分析2.1差频并网特征〔2〕并网前同期点断路器两侧是2个独立的电源。图1中如在联络线XL的断路器2DL进行并网操作,其两侧电源电压U1,U2在并网前因存在频率差Δf=f1-f2。因此U1及U2之间相角差h不断在0～360°间变化。以U1为参考量,则U2将以W=2cΔf相对于U1旋转(图2)。最理想的并网时机应发生在Δf=f1-f2及ΔU=U1-U2小于给定值时的h=0°处。过大的Δf和ΔU及h将导致并网时产生很大的有功和无功冲击。由于变电站在并网操作时,运行人员无法控制Δf和ΔU(通过地调或中调解决),而在变电站唯一能做到的是限制并网时的相角h。如图3所示,为保证运行人员在h角很小时合闸,在断路器合闸回路中串入同期闭锁继电器TJJ的接点,该继电器的闭锁角度定值按传统是20～30°。在U1,U2的相角差超过TJJ定值时合闸回路将被断开。在线路进行充电时即2DL母线侧有电压,而线路侧无电压时TJJ接点将打开,保证此时能合上断路器,可以通过合上STK开关将TJJ接点短接。·25·第25卷/2005年第6期湖南电力安全与综合图3手动同期接线示意图当断路器两侧频差较大时,TJJ继电器接点持续闭合时间将变短,如图4所示。当继电器闭锁角定值整定为h时,其接点闭合的持续角度为2h,频率为Δf时对应2h相角差TJJ接点闭合时间为:tb=2h/Δf×360°(1)图4闭锁区由式(1)可见,Δf越大,TJJ接点提供开通合闸回路的时间越短,即运行人员手动合闸成功的概率越低,当tb小于断路器最低保证合闸时间时,合闸则不能成功。目前岳阳电业局110～220kV系统还存在一些弱联络线,这些线路一旦停运或事故跳闸后将导致系统解列为2个系统,原来的受端系统因不堪重负,频率将急剧下降,而原来的送端系统则因供大于送而频率升高。此时要经人工或“检同期”来操作是根本不可能的。但在差频并网时,相角差较大时并网会给发电机组带来极大危害,因此差频并网时断路器合闸控制回路还是需要TJJ,而且其闭锁角不能太大(一般为20～40°),在大频差下,只能通过低频减载和发电机组的自动调节等系统稳定装置动作后减少频差再行并网。2.2同频并网特征如图5,并网(合环)前开环点断路器两侧是同一个系统,如在1DL处进行并网即属于同频并网,开环点1DL的左侧电压U1和右侧电压U2为同一频率,但在其两侧有网压差和相角差,此相角差为线路XL1,XL2,XL3,XL4构成的等值线路的运行功率角W,如等值线路传输功率为P,电抗为XL,则E1(发电机电势)和U2间功角为:W=sin-1(PXd΢/E1×U2)(2)式中Xd΢=Xd+XT+XL,Xd,XT为发电机同步电抗及变压器电抗,其相量图如图6所示。由图6可见:负荷电流越大,线路越长(即XL大),则W越大。如测量装置由...