变电站装备中断路器的功能简述

1、变电站装备中断路器的功能简述     作者：李佳 单位：云南电网公司临沧供电局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。检同期合闸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。检同期合闸的主要允许判断条件是: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均小于定值。只要这两个条件满足，测控装置的断路器合闸出口触

2、电就会立刻闭合。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。准同期合闸的主要允许判断条件为: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(即频率变化率df/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00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:hz=360f+180(df/dt)T2dq公式中，为两侧电压角度差;f为

3、两侧电压频率差;df/dt为滑差;T2dq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)。强制合闸强制合闸也称为无条件合闸。此时测控装置同期合闸功能退出运行，对断路器合闸操作没有任何条件限制，只要发出合闸命令，测控装置的断路器合闸出口触点就会立刻闭合。一般仅用于断路器紧急解锁操作或检修时遥控合断路器用。由于目前同一个变电站内一次设备大都运行在同一个电网系统内，断路器两侧频率相同，因此测控装置大都采用检同期合闸方式。即使线路对侧是发电厂或水电站等电源点，由于同期点设置在电源侧，因此变电站侧一般采用无压合闸方式对线路充电，准同期工作电源侧完成。只有两个不同电网之间的联络线需要采用准同期

4、合闸方式。测控装置同期合闸功能的实现随着设备厂家对测控装置应用技术的不断完善，这些微机型装置有高精度的采集和分析处理单元模块，比传统的控制模式有了很大的进步。各个监控厂家的设备型号虽然各有不同，但实现同期合闸的功能基本上大同小异。下面以国电南瑞科技股份有限公司NSD500型断路器测控装置为例作介绍，并对目前定值进行说明2。NSD500同期判断条件具备同期功能的NSD500装置遥测采用4TV/4TA模式，其中3TV用于接入母线侧三相相电压(Ua，Ub，Uc);1TV用于接入线路侧电压(Usa)。同期操作是通过判断断路器两侧的电压Ua和Usa)、频率和相角差使断路器在同期点合闸到位，保证对电网的冲

5、击最小。装置具备如下同期判断功能:1)当断路器任意一侧电压幅值小于80%额定值或者大于120%额定值时，认为电压幅值异常，延时判断200ms后退出同期状态，并上送原因;2)当断路器任意两侧电压差的绝对值大于定值U)时，认为电压差异常，延时判断200ms后退出同期状态，并上送原因;3)当断路器任意一侧频率小于48Hz比或者大于52Hz比时，认为频率大小异常，延时判断200ms后退出同期状态，并上送原因;4)当断路器任意两侧频率差的绝对值大于定值F时，认为频率差异常，延时判断200ms后退出同期状态，并上送原因;5)当断路器任意两侧频率差的变化率dF/t大于定值Df/dt时，认为频率差变化率异常，

6、延时判断200ms后退出同期状态，并上送原因;6)当断路器两侧电压的相位差s大于定值时，认为相位差异常，延时判断200ms后退出同期状态，并上送原因。NSD500同期合闸方式计算机监控系统的“合”命令，被默认为“自动准同期”操作(根据断路器两侧电压状态，自动进行同期有压合闸、无压合闸、合环判断的一种控制方式)。当合闸点两侧有一侧以上无压时，被认为是无压合闸;两侧均有压时如果频率差大于0.02Hz时或者电网两侧相角差3秒钟发生转动超过5度被认为是差频并网，否则被认为是合环操作。该装置采用恒定越前时间的检同期合闸原理，同时具有完备的同期闭锁功能，其同期部分软件运行框图如图2所示。NSD500手动同

7、期功能:测控装置输出一副手动同期闭锁接点，可以串接于手动合闸回路，进行手动同期合闸闭锁。当“手动同期”把手在“当地”时，手动同期继电器TJJ开始工作，当满足定值的情况下TJJ导通来完成合闸操作。值得注意的是这种装置中的同期继电器TJJ已经不同于传统控制型变电站中的继电器功能，它只是在系统判断满足“自动准同期”条件后的一个执行元件，而不是集判断和执行功能于一身的元件。幅值补偿和相角补偿变电站同期部分的二次回路设计中，经常遇上断路器两侧电压由于接线方式不同而造成固有幅值差和相角差的情况，需要对幅值和相角进行补偿。该测控装置中能对待并侧电压进行初始幅值补偿和相角补偿，可极大地增强装置的灵活性和适应性

8、。同期方式及定值的整定同期点及同期方式的设置变电站中每一个有可能进行同期操作的断路器，称为同期点(并列点)，也就是说当断路器两侧有可能出现非同一系统电源时，此断路器是同期点。选择如下:1)母联断路器都是同期点，他们是同一母线上的所有电源元件的后备同期点;2)变压器的三侧断路器都是同期点，这些是为了减少并列时可能出现的倒闸操作，以保证事故情况下迅速可靠的回复供电;3)系统联络线的线断路器都是同期点。同期定值的整定监控装置要实现“检同期”功能，进行必要的参数设置是必须的过程。目前关于同期参数都是按根据电网调度管理规程中规定的要求执行，一般仅规定了压差、频差、相角差三个量的整定值。现有条件下对同期定

9、值有了新需要，以NSD500为例对装置完成同期功能必须具备的参数进行说明。Df/Dt:两侧电压频率加速度闭锁定值，单位Hz/s(一般小于0.5)。F:两侧电压频率差闭锁定值，单位Hz(一般小于0.2)。U:两侧电压差闭锁定值，单位V(一般小于10)。s:两侧电压相角差闭锁定值，单位度(一般小30?)。在合环方式时，断路器两侧电压相角大于此值，装置将不合闸。在差频并网时，如果装置根据当时频差和同期导前时间计算出的同期越前相角大于该定值，装置也将拒绝合闸。Tdq:合闸导前时间，含断路器动作时间和出口中间继电器动作时间。(一般小于100ms)。通过上面关于参数的说明可以看出，除了“调规”规定的参数之

10、外，电压频率加速度Df/Dt和合闸导前时间Tdq这两个定值是装置在现有条件下真正准确实现“检同期”功能所必须的3。变电站同期合闸功能的要求同期功能新要求如今的电力系统已经不是几十年前得那样，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无法合闸的问题。不论是开环或合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

11、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。随着系统规模的扩大，需要合环点的功角很可能大于这个固定值30?。这时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，这给调度机构的运行方式管理部门提出了一个新的工作要求，即向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

12、量功角大于定值时，调度部门有责任实施相应的潮流调度，以期实现安全的合环操作4。未来变电站同期装置应具备的功能要真正解决同期问题，除了管理部门通过对各种可能运行方式的潮流计算并结合开关实际合理确定参数定值外，将来的同期装置还应具备更多的功能实现变电站断路器操作自动化，当然它需要制造厂家和调度部门协同解决。应具备的主要功能如下: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，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。所以装置应能实时测量开环点的功角，该功角值确定了合环后新投入元件的潮流大小。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。当然对于纯粹差频并网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，以便调度员及时实施潮流调配