text: [摘要]“检同期”是服务于两个交流电源进行并网操作的技术措施，其主要内容是将并网时两电源的相角差控制在规定值内，一般取值小于30º。这一技术始于半个多世纪前，一直沿用至今，甚至大有继续延续之势。应该说这一技术措施在系统容量小，网络结构脆弱的过去，尚可应对动辄系统就解体为若干个独立系统的并网操作要求，至少把并网合闸角控制在一定范围内有利于恢复系统重组。然而如今系统内合环操作几乎随时都能遇到，此时再沿用传统的“检同期”方法构造自动装置和进行二次线设计就是个原则性错误，但遗憾的是这一错误继续在国内电力系统蔓延。本文将剖析这一错误根源及提出纠正错误的对策。
  两个交流电源的互联操作即常说的“同期”、“同步”、“并列”、“并网”等，该操作应遵循的规则是在两电源的压差、频差小于允许值且在相角差接近零度时完成并网操作。例如发电机与系统同期、两独立系统之间同期都需进行此种操作，这个操作过程就是进行“检同期”的过程。严格地说，数十年前提出“检同期”这一概念是指两个完全独立电源的同期。由于当时的系统很单薄，控制技术也很落后，“检同期”实质上变成单一的检相角差，即利用一个同期闭锁继电器来限制同期操作时的相角差，以避免产生过大的冲击。过去除发电机同期还附加了检压差和检频差的功能外，所有的线路同期包括重合闸在内都只是检相角差。直至今天还是如此模式。
  然而今天的电力系统已不是几十年前的那样了，我们很少碰到因一条线路停运或跳闸而引起系统解列的情况，也就是说我们很少碰到需要进行两个解列电源的同期操作（姑且将其称之为差频并网），而更多碰到的是一个环网开环点的再合环操作（姑且将其称之为同频并网）。这就引发了人们对传统“检同期”概念的质疑，它不再是解决两个交流电源互联操作的万全之策，反而成了贻害系统制造事故的诱因。
  在图1的一个简单环网接线图中可以看到三个电源G1、G2、G3通过三条输电线L1、L2、L3联接，任何一条线路停运或跳闸都会导致开环，例如断路器A（或F）就是一个开环点。此时在开环点两侧的电压数值不相同，但频率都是一样，而且两电压间存在一个角差，这个角差实质上是正在运行线路L1和L2等值电路的功角δ，δ的取值范围为0-90º，线路传输的功率越大、线路的阻抗越大，δ值就越大，如F点在合闸状态，则可以在开环点A测量到L1、L2等值电路的功角δ，显然，在A点测到的δ越大，则在A点进行合环操作后线路L3将分流L1、L2更多的功率。通过系统不同运行方式的潮流计算，可以获得各开环点的测量功角与合环后潮流重新分配功率值的关系。如果将合环线路的潮流控制在允许潮流值内则合环操作是安全的，否则将引起合环线路的电流型继电保护跳闸，或因功率超过稳定极限引起振荡而跳闸。
  不难想到，传统“检同期”用一个固定角度定值（一般为30º以内）的同期闭锁继电器TJJ来闭锁合环点的合闸回路是完全错误的，它忽视了合环操作引起潮流重新分配这一重要因素，造成只要合环点的测量功角大于30º就闭锁合环操作，使本可以在更大测量功角时都可以进行合环操作的线路失掉了投入运行的机会。
  事实上，由于系统负荷的需要，不可能允许某条线路或某台变压器在合环点测量功角大于30º时就长期不运行，迫于无奈，设计者不得不给运行人员提供一个解除角度闭锁的开关（STK开关），如图2所示，通过此开关可以将同期闭锁继电器的触点短路，开放手动合闸回路。这一设计实质上就是意味着允许运行人员对测量功角δ或是预期潮流分配情况毫不知情的状况下进行合环操作。显然，合闸后可能投运成功，也可能投运失败。如果把这种靠碰运气的设计，改为在调度局通过预先对各种运行方式的潮流计算所得到的允许潮流值，或与之对应的开环点允许测量功角值作为一个整定值来确定是否可进行合环操作，是不是更合理一些呢？
  “检同期”概念最早源于发电机与系统并列和两个解列系统通过线路并列。这两种情况的特征是并列点两侧是两个独立的电源，即所谓的差频并网，实现并列前由于两侧电源存在频率差，因此它们的相角差不断在0º-180º-360º间变化。基于早期没有自动同期装置，并网操作几乎全为人工手动，为了防止在大相角差下并网造成过大的冲击，以一个反映并列点两侧相角差的同期闭锁继电器来闭锁合闸回路的“检同期”方法就应运而生了。应该说这一措施至今还是可取的，它不仅避免了在差频并网时由于人工误操作产生过大的冲击而损坏机组和波及系统稳定运行，而且防止了在自动同期装置出现问题时不致产生严重后果。
  不难看到，功角δ的取值范围为0º-90º，P和X∑越大，δ也越大。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。但是在我国的传统设计中则把因合环时功角引起的冲击也视为需要闭锁的操作，在这些断路器的合闸回路中也串进去了同期闭锁继电器的触点，其角度定值一般选为30º，正如前所述，合环点的测量功角超过30º时将无法实现合环操作。似乎这样就避免了冲击，不言而喻，这种做法是荒唐的。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30º闭锁合理得多，至少不会失去大量的合环机会。当然，这给各级调度机构的运行方式管理部门提出了一个新的但却是一定要做的工作任务，即向发电厂和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，以期安全实现合环操作。
  传统的“检同期”概念已渗透到大量的电站二次线设计及自动装置中，如果继续下去，我国变电站的所有断路器及发电厂的绝大部份断路器将永远处在当前的手动控制水平，因为操作回路和自动装置无法胜任自动进行合环操作的能力，必须操作人员介入。如前所述，即使操作人员介入也是盲目的，他们不知道合环操作的结果是成功还是失败，这就靠运气了。难道我们的分布式控制（DCS）、综合自动化、“无人值班”就是这个水平吗？！
  所以，在电站断路器操作回路中不能再用同期闭锁继电器（TJJ）来闭锁合环操作；检同期重合闸也不能因TJJ遇到30º功角就退出，莫明其妙地放弃重合闸机会；备自投更不能因TJJ遇到30º功角就不投或是用STK开关解除TJJ闭锁强行手动合闸；自动同期装置不具备自动识别并网性质的产品早该退出市场，因它无法适应电力系统90%以上断路器的自动合环操作；各类线路测控装置虽然解决了测量和保护的需要，但它不具备解决线路同期操作的需要，它不折不扣继承了传统的“检同期”概念，误导了设计人员，使他们以为用测控装置就能解决了线路的自动同期问题，事实上还需要操作人员介入，而这个介入也是煳里煳涂且极有可能诱发事故的介入。所以，我们应该从电力系统当前运行的实际情况出发，正视大量存在合环操作的现实，应用当今已很成熟的潮流和稳定计算方法，计算不同运行方式下合环点的允许潮流及其相应的测量功角。以此为依据，作出合环点是否能立即进行合环操作的决定，或是调度在计及安全、稳定、经济、电力市场等约束条件的前提下，对负荷进行调整，创造合环操作的条件。不难想到，前述自动装置就应具备设置允许功角定值甚至由上位机在线改变该定值的功能。而且这些自动装置在遇到不满足合环操作条件时不能轻易的退出，而是应向上级调度发送遥信信号，通知当前不能进行合环操作的原因，例如合环点的压差或功角超过允许值，以利上级调度及时调整潮流，创造合环条件。
  可以看出，阻滞我国电力系统真正实现自动化的一大障碍就是传统的“检同期”概念，我们扫描一下当前的继电保护和自动装置，着实令人伤心的是极少例外摆脱了“检同期”的阴影，错误的设计思想实在辜负了先进的硬件电路。
  综上所述，要纠正当前发电厂、变电站某些二次线的设计错误，首先要从调度部门着手，调度所的继电保护科负起了下达各厂站有关元件继电保护定值的责任，为什么运行方式科不能负起下达各厂站合环点允许潮流或允许功角定值的责任呢？其实当前调度的计算工具和软件足以支持进行这方面的计算，只有调度对运行提出了具体要求，设计院才有设计的依据。当然如制造厂家不提供适应实际需要的继电保护和自动装置，设计院也难为无米之炊。几十年来我们就被卡在这个死循环里，调度部门不要求，制造厂家不研究，设计院只得照抄老图纸，于是一个同期闭锁继电器就这样混了半个多世纪，留下了与当今技术水平格格不入的大量手动操作。
  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元件的潮流大小。调度局通过对各种可能运行方式的潮流计算，可获知该新投入元件的允许潮流以及与之对应的开环点的测量功角。
  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。
  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。
  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，以便调度员或EMS实施潮流调配，创造合闸条件。应特别强调，不论是自动同期装置、或备用电源自动投入装置、或多功能测控装置等都不能因合闸条件不满足而自动退出，而是应向上级调度或EMS发出信号，请求处理。一旦当条件满足，立即实行自动合闸。过去的二次线设计和自动装置设计的重大弊端就是白白放弃了大量本可以完成合环操作投入新的线路输送负荷的机会。
  电力系统中各类电气元件断路器的分、合自动操作是电力系统自动化的重要基础，当前我国电力系统大量断路器的操作还要人工进行，如何实现无人值班？如何实现综合自动化？这是发人深省的。如果我们继续使用图2中的TJJ继电器加STK开关的设计，那就不要再奢谈自动化了。作者以为上述三项设计原则是实现发电厂及变电站断路器操作自动化的必备条件，它需要调度部门、制造厂家及设计院协同解决。
  按照分布式控制的原则，1F-4F四台发电机应各配备一台自动同期装置，该台同期装置的合理设计原则是应由其负责与该发电机相关全部断路器的同期操作，以3F为例，500KV高压断路器9DL、10DL；高压厂变A段断路器28DL、高压厂变B段断路器29DL；起备变6KV备用分支A段断路器32DL、起备变6KV备用分支B段断路器33DL等6个断路器都应由3F的同期装置控制。显然，这6个断路器都可能出现合环操作，下面列举几种可能的操作：
  由于开机前高压厂变A、B段均无电压，因此需要将起备变的电源送到高压厂变母线提供厂用电源。此时应将28DL、29DL断开，让同期装置对30DL和31DL实施单侧无压合闸。
  发电机并网可通过9DL或10DL进行，如先通过9DL并网，则这是一次差频并网，无功角问题。接着应操作10DL合闸，由于发电机已并入系统，不可避免将会通过出线3经电网与10DL的母线侧发生电气联系，这样，10DL的合闸过程是一次合环操作。此时同期装置必定会在10DL的两侧测到一个功角δ，同期装置将实测δ值与由调度下达的允许功角整定值δy比较，如δ<δy则同期装置发出合闸命令，合上10DL。如δ≥δy，则同期装置向调度发出“功角越限”信号，由调度进行潮流调整，一旦出现δ<δy则同期装置立即合上10DL。相反，如先通过10DL进行发电机并网，则10DL是差频并网，而后合的9DL则是合环操作。因此，一个同期装置必须具备自动识别同期点的并网性质即是差频并网或是同频并网的功能，而当今市场上的大量同期装置只会差频并网，有的也号称能进行合环操作，实际上就是前述的检同期闭锁。
  起备变在完成发电机开机过程的供电后就应退出，回到备用状态。此时应使用同期装置依次合上28DL、29DL，再手动断开30DL、31DL。显然，28DL和29DL的合闸都属合环操作，因30DL和31DL通过起备变9B已与3F形成了环路，28DL和29DL成为开环点。具备自动识别并网性质的同期装置是可以胜任此项合环操作的。
  发电机进行停机操作首先减少发电机负荷，为了保证在停机后一些必要厂用电负荷的供电，须用起备变取代高厂变，即需用同期装置合上30DL、31DL，然后断开28DL、29DL。不难看出30DL和31DL的合闸也是一次合环操作。
  作者很早提出了用能胜任差频和同频并网的自动同期装置代替现行快切装置对厂用电断路器正常操作的观点，这是基于以下理由：
  （a）同期装置是实施正常情况合闸操作的自动装置，它具有精确的算法和控制准则，能确保差频或同频并网的精度和速度。而快切装置是实施事故情况下对厂用电断路器进行操作的自动装置，其任务是快速、准确的投入备用电源，没有实施正常倒闸操作的义务。
  （b）当前的各类快切装置没有正确应对合环操作的能力，完全继承传统检同期的概念，用固定的角度闭锁，要么丧失投入备用电源的机会，要么退出角度闭锁，盲目手动合闸，制造事故。
  目前已有不少大型电厂采纳了作者提出的这一合理设计模式，不仅提高了同期装置的利用率，更重要的是保证了操作的安全。
  历来发电厂网控室的断路器都是手动同期，原因是没有能进行合环并网的自动同期装置，及传统检同期概念带来的功角困惑。现在诸如SID-2CT型、SID-2HT型、SID-2K型等自动同期装置都成功的解决了前述问题，因此，在发电厂网控室解决全部断路器自动同期的问题已迎刃而解。
  以图3为例，3DL-7DL五个220KV断路器及8DL、11DL、12DL、13DL、14DL、17DL、18DL、19DL八个500KV断路器可各用一台线路型同期装置，这样两台同期装置各配一套SID-2X型同期自动选线器就彻底解决了电厂网控室操作自动化的问题。断路器9DL、10DL、15DL、16DL则纳入3F和4F的发电机线路复用微机同期装置中。
  我国的所有变电站无一实现线路的自动同期，原因和发电厂的网控室一样，即市场上的各类同期装置及测控装置没有应对自动合环操作的能力。也和上述发电厂网控室一样，在如图4的变电站中可以为220KV电压、110KV电压系统各配备一台带有同期选线器的线路型自动同期装置，如在35KV电压母线上还存在单侧电源的馈线，则这些线路的断路器无需纳入同期装置，可直接由调度所进行遥控。如果不采取按电压等级分区设计同期接线不致带来过多的不便，也可一台同期装置控制一个以上电压等级的多个断路器。目前深圳市智能设备开发有限公司的SID-2CT型输电线微机同期装置可控制12个断路器，SID-2HT型线路微机同期装置可控制8个断路器，都有与之配套的SID-2X型多同期点共用同期装置自动选线器。
  合环操作前必须清楚合环操作后引起的潮流变化情况，因为合环后新投入线路（或元件）所承载的负荷量直接关系到是否会引发振荡或保护误动。目前各级调度所使用的能量管理系统（EMS）计算软件，不论从适应网络节点数方面抑或运算速度方面都已达到较理想的水平，因此，调度所的运行方式部门可方便的取得在系统各种运行方式下的潮流分布数据，以及各开环点合环操作后的负荷数据。据此，如果直接由调度局用遥控的方式按潮流计算的结果进行合环操作也不是不可以的，但这样做将使控制系统变得异常复杂。比较实用的方式是在电站当地能获取指导合环操作的信息，显然，由调度所向电站发送潮流计算数据给电站的自动装置也是不可取的，这和在调度所实施遥控没有差别。
  由于在发电厂或变电站的开环点唯一能测量到的数据是功角δ，这个δ值是开环点两端正在运行的等值系统的功角，由它可推算出在开环点进行合环操作后所分得的负荷功率，它将决定合环操作是否会失败。因此如果调度所的运行方式部门能算出各开环点在不同运行方式时的允许合环功角值，将其下达给电站的自动同期装置、自动重合闸装置、备用电源快速切换装置等作为整定值，这样就能保证既不失去合环机会，又不诱发事故。当然，由于运行方式的变化，允许合环的功角值也可能变化，因此，要求这些自动装置应具备由调度所通过电站上位机在规定范围内改变定值的功能。为简便计，也可在多种运行方式计算出的允许功角值中取最小的值作为整定值，即使如此，也比用固定的300要争取到更多的安全合环操作机会。
  摆脱过时传统观念的束缚才有可能使电力系统的自动化水平大幅度提高，碰到问题不是绕开，而是面对，并加以解决。目前不少本可以闭环运行的系统，却不惜以牺牲供电可靠性为代价按开环运行，原因是回避环网可能碰到的运行和保护问题。合环点的同期闭锁本可以冲破30º的禁锢，但人们却不惜付出更多的气力在运行方式上迁就这30º。┅┅。作者以为：“继承必须服从发展需要，而且勇于吐故纳新”。
  令人欣慰的是近年来为数不少的设计院、大机组发电厂及变电站接纳了作者的观点，在好些单机容量为800MW、600MW、500MW、300MW及200MW的机组上及援外工程中使用了具备自动识别并网性质且有容许功角整定值的SID-2CM型同期装置，及SID-2X同期信号自动选线器实现将一台机的相关断路器（发电机出口断路器、发变组高压侧的1½接线断路器及高压厂用电断路器）全部由一台同期装置进行自动控制，取得了良好的效果。同样，在变电站使用SID-2CT型或SID-2HT型线路同期装置与SID-2X型同期信号自动选线器配合，实现变电站的全部断路器由一台同期装置进行自动控制，为彻底实现无人值班创造了条件。