测控装置同期合闸功能原理及故障分析

王开冉 杨兵 冯俊超

云南电网有限责任公司红河供电局 云南红河 661100

摘要：在变电站中，测控装置是不可或缺的重要组成部分之一，它的运行稳定与否直接关系到供电可靠性。同期合闸是断路器的主要功能，该操作随着系统并网逐步增多。基于此点，本文从变电站同期合闸的主要功能分析入手，通过实例，对变电站同期合闸的常见故障进行论述。

关键词：同期合闸 故障分析 同期功能

0．前言

随着用户对供电可靠性要求的提高，电网结构的日趋复杂，在电力系统并网过程中断路器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，它除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，减小合环操作时对系统的冲击，在提高电力系统稳定性方面发挥着重要作用。

断路器分、合闸是变电站最常见的操作，其中对于断路器手动分闸命令，由于分闸前断路器两侧系统状态完全一致，测控装置一般不设出口限制条件；而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，则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采集的电气量信息主要是电压、频率和相角。

1．测控装置合闸方式与同期功能分类

测控装置在接受合闸命令(来自“就地”或“远方”)后，合闸功能便处于激活状态，在合闸命令有效期内，装置根据当时的运行情况(系统运行工况和装置自身的定值设置)选用不同的合闸判据，执行相应的控制。

1.1测控装置合闸方式

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、准同期合闸和强制合闸等几种方式。

检无压合闸

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为：母线侧和线路侧都为无压。如果母线和线路都没有电压(小于给定的无压定值)，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；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。

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：断路器两侧的电压均在有压定值范围之内；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点就会立刻闭合。

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)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。

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合闸方式。

1.2 同期功能的分类

同 期功能主要包括手动同期功能和重合闸同期功能。在综合自动化变电站中，手动同期合闸功能设置在测控装置中，运行人员可以在测控装置上或者在变电站后台机上，实现手动就地同期合闸或远方遥控同期合闸。重合闸同期功能设置在保护屏上，当线路瞬时性故障保护跳闸后，可以实现重合闸装置的同期合闸。本篇重点叙述手动同期合闸功能。

2.2.1手动同期合闸功能的原理

对于线路间隔来说，若实现同期合闸功能，首先要有线路 TV，一般安装在线路刀闸外侧 A 相 导线上。线路 TV能够把线路侧一次电压转变成二次电压，二次绕组有两个电压值可选，一个为 100 V，一个是 57.7 V。同期合闸时，将该间隔母线电压 A 相二次值与线路 TV 二次电压值进行比较，如果满足同期定值中对电压、频率和相角的要求，测控装置开出触点导通，开关同期合闸。（其原理如图所示）

2．手动同期合闸失败案例分析

运行人员对断路器进行手动同期合闸时，有时候会导致失败。在同期条件比较中，要对母线TV和线路TV的同相二次电压进行比较，不但要满足电压差的要求，还要满足相角差的要求。因此，线路TV二次电压的相别、大小和方向均要正确，才能保证同期合闸成功。

2.1断路器同期合闸失败案例分析

2.1.1故障概况

在110kV八宝变110kV云八线投运过程中，备自投试验结束后，调度下令将运行方式调整为由锡八线供全站负荷，云八线处于热备用，需要对110kV锡八线152断路器进行同期合环，运行人员在后台机执行合环操作后，发现断路器并未完成合闸操作，运行人员立即对现场设备进行检查，其控制方式为“远方”位置。随后运行人员选择在测控装置进行合闸操作也不成功，并且测控装置屏上发出“准同期角差条件不合格”

在发现故障后，运行人员使用万用表对断路器控制电源进行测量，全部正常，接着又对断路器进行检查，断路器处于分闸位置，SF6压力和断路器的机构也处于正常状态。

2.1.2故障原因分析

通过对断路器进行检查后，初步判断导致断路器未实现同期合闸的原因可能有以下几个方面：

（1）线路TV 与母线侧 TV进行比较的二次电压相别不同。压差及角差均过大，造成同期合闸失败。一般情况下，线路TV 安装在 A 相，假如不是A 相，就要对测控装置内的组态参数进行修改，才能同期合闸成功。

（2）同期定值出错：假如线路 TV 引出的二次电压是 100 V，而母线侧二次电压是 57.7 V，并且在同期定值中没有对这一情况进行调整，压差过大，造成同期合闸失败。

（3）线路TV或母线TV引出的二次电压极性反接，角差过大， 造成同期合闸失败。

2.1.3故障排除

当该断路器合闸失败以后，相关工作人员对断路器及电源的控制方式和同期合闸装置进行了现场检查，但在检查过程中并未发现任何断路器机构和控制回路的异常现象，排除了断路器机构和控制回路故障的可能性。随后对同期定值进行检查，也未发现问题。最后对同期合闸回路进行检查时，发现母线TV二次接线进入线路测控装置的A、B相相序接反，导致该断路器无法同期合闸

由于该故障发生前，110kV八宝变由110kV锡八线供全站负荷，因为是单电源供电，锡八线不具备同期合闸的能力，所以该故障一直没有发现。

3．结论

在电力系统存在大量合环操作过程中，变电站测控装置中的断路器同期合闸功能有着重要意义。在进行测控装置安装和检验时，尤其要注意同期二次回路和同期定值项的核查，并尽量模拟实际运行情况对装置进行同期模拟测试，在新设备投运时，尽量进行断路器同期试验，在投运前，进行母线及线路电压二次回路的电压值及极性的检查，确保同期合闸回路的正确完好。

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