[摘 要]本文以sid—2c型微机同期控制器为例，通过实例分析，详细介绍了同频并网和差频并网这两种常见模式的基本概念，以及微机型自动准同期装置的基本原理及基本控制方式，为今后更好地应用该装置奠定了良好的基础。
[关键词]自动准同期 同频并网 差频并网 系统 并列操作
1 概述
发电机并入系统，两个不同系统并列，或一个系统分解为两部分，通过输电线路再连接等，所实施的操作称之为同步并列操作。
随着电力系统容量及发电机单机容量的不断增大，不符合同步并列条件的同步操作会带来极其严重的后果，可能引起发电机组损伤甚至系统的瓦解。
在发电厂，发电机在并入系统前与其他发电机组和电力系统是不同步的，存在着频率差、电压差和相角差。通过同步操作，将发电机组安全、可靠、准确快速地投入，从而确保系统的可靠、经济运行和发电机组的安全。
在变电站或发电厂网控中，同步操作主要解决系统中分开运行的线路断路器正确投入的问题，实现系统并列运行，以提高系统的稳定、可靠运行及线路负荷的合理、经济分配。
2 电力系统并网的两种情况
目前，电力系统的并网方式按两并列系统之间的关系可分为两种情况: 差频并网方式和同频并网方式。
2.1差频并网方式
差频并网是指在发电厂中，发电机与系统并网或已解列两系统间联络线的同步并网，它们是两个电气上没有联系的电力系统并网。wWW.11665.Com其特征是在同步并列点处两侧电源的电压、频率均可能不同，且由于频率不相同，使 得两电源之间的功角（电压相位差）在不断变化。进行差频并网是要按准同期条件实现并列点两侧的电压相近、频率相近时，捕获两侧电压相位差为零的时机来完成的平滑并网操作。
2.2差频并网条件分析
差频并网的电压相量分析如图1所示
同步并列前的断路器两侧电压为:
发电机侧电压: ug = ugmsin(ωgt+φog )
系统侧电压: us = usm sin(ωst +φos)
上两式中:
ugm——待并发电机的电压幅值；
usm——运行系统的电压幅值；
ug——断路器待并发电机侧的电压;
us——断路器运行系统侧电压;
ωg——待并发电机的角频率;
ωs——运行系统的角频率;
φog——待并发电机电压的初相角;
φos——运行系统电压的初相角
由图1（b）的电压相量分析知，断路器并列的理想条件为:
（1）两电压幅值相等，即ugm=usm;
（2）两电压角频率相等，即ωg= ωs; 或两电压频率相等，即fg=f s;
（3）合闸瞬间的相角差为零，即φ=0°。
如果能同时满足上述三个条件，意味着断路器dl两侧电压相量重合且无相对运动，此时电压差ud=0，冲击电流等于零，发电机与系统立即同步运行，不发生任何扰动。应该指出，如真的出现ωg=ωs，两电压相对静止，无法实现φ=0°，故上述角频率相等的条件应表述为角频率相近。
2.3 同频并网方式
同频并网操作是实现系统中分开运行的线路断路器的正确投入，完成系统的并列运行，是发电厂和变电所中重要的操作。同频并网是指断路器两侧电源在电气上原已存在联系的两部分系统，通过并列点再连通的操作。未解列两系统间联络线并网属于同频并网，如线路断路器、母联断路器、单母分段断路器或３/２接线的中间串断路器等。
这是因为并列点两侧频率相同，但在实现并网前并列点两侧电压幅值可能不同，而且两侧会出现一个功角δ，δ值大小与联接并列点两侧系统其它联络线的电抗及传送的有功功率成比例。这种情况的并网条件应是当并列点断路器两侧的压差及功角在给定范围内时，即可实施并网操作。完成并网后，并列点断路器两侧的功角消失，系统潮流将重新分布。因此，同频并网的允许功角整定值取决于系统的运行方式及潮流重新分布后的影响，即以系统潮流重新分布后不致于引起电力系统内继电保护及其它安全自动装置的误动，或导致并列点两侧系统失步为原则进行合理整定。
2.4 同频并网条件分析
同频并网，从本质上讲,只不过是在有电气联系的两电源间再增加一条连线，功角δ特性如图2所示。功角的表达式为:
p = (e*u/ xlx )sinδ
或 δ＝sin-1(p* xlx /e*u)
式中 :p——输送的有功功率;
e——发电机等值电动势;
u——系统母线电压;
xlx——联系电抗;
xlx=xg+xt+xl
xg——发电机电抗
xt——变压器电抗
xl——线路电抗
从上式可看出，功角δ与传输功率p是正弦函数关系，也就是发电机有功功率的功角特性曲线，稳定运行的功角最大值是90°，其对应的pm值称为功率极限值。传送大功率的长距离线路的功角δ更接近于极限值，也就是稳定储备更小。从理论上讲，功角δ的取值可在0~90°之间。
“同频并网”无法按准同步的三个条件进行，因为三个条件中除了存在电压差需要检测外，频率差不存在，相角差（功角）已客观存在，也就是说这种并网注定要在一定电压差和相角差下进行。问题是多大的电压差和多大的相角差可以并网，超过多大的值就不能并网。因为电压差的数值决定了并网时两电源间的无功功率通过该连线的潮流冲击值，功角δ的数值决定了并网时两电源通过该连线潮流（包含有功功率和无功功率）的冲击值，这种冲击实质上是并网瞬间系统潮流进行了一次突发性的再分配。这种突发性的再分配可能会引起继电保护误动作，更严重的是在新投入的线路所分流的有功功率超过了其稳定极限时会导致该线路因失步而再次跳闸。
3 微机型自动准同期装置基本原理
3.1 准同期装置分类
准同期装置按其功能大致可分为三类:
一类为用于发电厂发电机的自动准同期装置，要检测系统和发电机的压差、频差和相角差，同时能自动对发电机的电压和频率进行调节，符合准同期并网条件时给发电机发出断路器合闸脉冲，发电机并入系统。
二类为用于发电厂、变电所的线路、母线分段联系断路器，检测并列点两侧的压差、频差和相角差，并能区别是差频并网还是同频并网，如为同频并网，应当在功角及压差为允许范围内时，给断路器发出合闸脉冲，使两系统合环并列。
三类为用于线路、旁路断路器的自动准同步捕捉和无压检定。前者为检测两系统间的压差、频差和相角差，在压差和频差符合条件，计算相角差过零点越前时间给断路器发出合闸脉冲。后者为线路断路器的重合闸回路，其中一侧无电压或任何一侧无电压时，即给断路器发出合闸脉冲。
3.2 微机型自动准同步装置功能特点
同步装置必须严格按准同步的三要素来设计，即应在待并侧与系统侧的电压差及频率差满足要求的情况下，确保相角差为零时将发电机平滑地并入电网。更确切地讲，应在压差及频压满足要求时捕获第一次出现的零相差将发电机并入电网。
所有发电机组都配备有调速器和发电机自动励磁调节器，在同步过程中其任务是维持待并发电机的频率和电压在给定水平，创造同步条件。由于各类调速器和励磁调节器的特性各不相同，因此在发电机同步过程中不可避免的会出现频率和电压的波动。一般这些波动较大的成分是频率差和压差及其一阶导数，在有些情况下二阶导数的成分也是不可忽略的。所以作为自动准同步装置不论在精确捕捉同步时机方面，或者是在有效实施均频均压控制方面，都应严格地按计及偏差、偏差一阶导数及偏差二阶导数的运动微分方程求解，确保快速、精确地实现同步操作。快速性和精确性自然是自动准同步装置所追求的主要目标。
微机型自动准同期装置与原模拟式准同期装置相比，在各项技术指标及功能上已生产了质的飞跃。微机型自动准同期装置的主要功能有:
（1）能适应电压互感器（tv）的不同相别和电压值;
（2）应有良好的均频均压控制品质;
（3）能实现无逆功率并网;
（4）确保在相差为零度时同步并网;
（5）应不失时机地捕获第一次出现的同步时机;
（6）应具备低压和高压闭锁功能;
（7）应能及时消除同步过程中的同频状态;
（8）能自动识别同频并网和差频并网两种模式;
（9）具有接入发电厂或变电所监控系统的通信接口;
（10）具有自动在线测量并列点断路器合闸回路的动作时间;
（11）其他附加功能，如自动转角功能、复合同步表功能、相关电量的录波功能等。
3.3 sid—2c型微机同期控制器的工作原理
3.3.1 差频并网合闸角的数学模型
准同期的三个条件是压差、频差在允许值范围内时应在相角差φ为零时完成并网。压差和频差的存在将导致并网瞬间并列点两侧会出现一定无功功率和有功功率的交换，不论是发电机对系统，还是系统对系统并网，对这种功率交换都有相当承受力，因此，并网过程中为了实现快速并网，不必对压差和频差的整定值限制太严格。但并网时相角差的存在，将会导致机组的损伤，甚至会诱发后果更加严重的次同步谐振（扭振）。因此，一个好的同期装置应确保在相角差φ为零时完成并网操作。
在差频并网时，特别是发电机对系统并网时，发电机组的转速在调速器的作用下不断变化，因此发电机对系统的频差不是常数，而是包含有一阶、二阶或更高阶的导数。加之并列点断路器还有一个固有的合闸时间tk，同期装置必须在零相差出现前的tk时发出合闸命令，才能确保在φ=0°时实现并网。或者说同期装置应在φ=0°到来前一个角度φk发出合闸命令，φk与断路器合闸时间tk、频差ωc、频差的一个阶导数及频差的二阶导数d2ωs/dt2等有关。基数学表成式为:
φk=ωc * tk + 1/2 * dωc/dt * tk 2 + 1/6* d2ωc/dt2* tk 3+……
同期装置在并网过程中需不断快速求解该微分方程，获取当前的理想提前合闸角φk，并不断快速测量当前并列点断路器两则的实际相角φ，当φ=φk时装置发出合闸命令，实现精确的零相差并网。
从上述可看出获得精确的断路器合闸时间tk（含中间断电器）是非常重要的，因此sid—2c系列准同期控制器具有实测tk的功能。同时也不难看出计算机对φk的计算和对φ的测量都不是连续进行的，而是离散进行的，从而使得我们不一定能恰好捕获φk=φ的时机，这就会导致并网的快速性受到极大的影响。sid—2c控制器用另一微分方程实现对合闸时机的预测，可靠实现了达到极值的并网速度。
3.3.2均频均压的控制方式
实现快速并网对满足系统负荷平衡及减少机组空转能耗有重要的意义。捕捉第一次出现的并网时机是实现快速并网的一项有效措施，而且良好的控制品质的算法实施均频与均压控制，促成频差与压差尽快达到给定值也是一项重要措施。sid—2c控制器使用了模糊控制算法，其发达式为:
u=g（e，c）
式中: u——控制量;
e——被控量对给定值的偏差;
c——被控量偏差的变化率;
g——模糊控制算法。
模糊控制理论是依据模糊数学将获取的被控量偏差及其变化率作出模糊控制决策。下面表1模糊控制推理规则表可描述其本质。
表１ 模糊控制推理规则表
表中将偏差e的模糊值分成正大到负大八档，将偏差变化率c的模糊值分成正大到负大七档，与它们对应的控制器发出的控制量u的模糊值就有56个，从正大到负大共七类值。以调频控制为例，如控制器测量的频差ωc=ωc-ωs（ωc、ωs分别为待并发电机及系统的角频率）为负大，而频差变化率dωc/dt也是负大，则控制量u为零（表中右下角的值）。这表明尽管发电机较之系统频率很低，但当前发电机频率正以很高的速度向升高的方向变化，因此无需控制发电机频率就能恢复到正常值。
然而，这些模糊控制量的值具体在控制过程中到底是多少呢？应该有个量化的环节，例如变成控制器发出控制信号的脉冲宽度和脉冲间隔。sid—2c控制器是通过均频控制函数kf和均压控制系统kv两个整定值来对控制量进行量化的，kf及kv是在发电机运行过程中通过观察同期装置在纠正频差及压差的过程中所表现的控制质量，经过数次试设来修改kf及kv，直到找到最佳值。不难看出，sid—2c控制器实质上是针对发电机组调速系统及励磁调节系统的具体特性来整定控制参数的。
总之，std—2c型自动同步装置首先对并列点性质进行判别，确定是差频并网还是同频并网。在差频并网时按φk=ωc * tk + 1/2 * dωc/dt * tk 2 + 1/6* d2ωc/dt2* tk 3的算法 ,每一个工频周期计算一次理想的导前角φk，并实测两次当前实际相位差角φ,然后按合闸角的预测算法准确捕获φ=φk的时机，将发电机在φ=0°时并入电网。在压差和频差不满足要求时，则对发电机组按模糊控制算法实施均频及均压控制。
在同频并网时则对压差及功角进行检测，按压差及功角定值实施快速 并网，如条件不满足，装置即进入等待状态，并发出信号，提请上级调度调整潮流，创造并网条件。
4 不同并网性质同步点实例分析
图3电力系统“同频并网”与
“差频并网”点分析图
图3为某电力系统接线示意图，从图中我们可以看到，有四个电源点: 发电厂g1、发电厂g2、发民厂g3。发电厂g4通过四条输电路: ab线、bd线、cd线及ac线连成一个环网电力系统。在本系统中，断路器dl1~dl12都是同步点，但它们具有不同的并网特点，即有些是同频并网点，有些是差频并网点。
在发电厂和变电所里的同步点通常可分两大类，一类是差频并网同步点，另一类是同频并网同步点。差频并网同步点是指不论在何种运行方式下同步点两侧都是两个独立的电源；而同频并网同步点则是随着运行方式的变化，同步点两侧有时是两个独立的电源，而有时则是同一个系统。下面就其性质作出详细的分析说明。
4.1 接在发电机——变压器组高压侧的断路器dl1、dl2、dl3、dl4
dl1、dl2、dl3、dl4均是差频并网同步点。以发电厂g1为例，发电机在dl1断开时是一个独立的电源点，并网时dl1两侧存在着压差，相角差和频差，故是差频并网点。通常操作是将发电机gs1启动，开机成功后即通过dl1进行差频并网。
4.2 线路断路器dl5~dl12、
dl5~dl12既可能为同步并网点，也可能为差频并网点。下面我们分析利用断路器dl5恢复线路ab线送电的情况。
⑴ ac线、cd线、bd线均正常运行。
从图3我们看到，发电厂g1、发电厂g2、发电厂g3发电厂g4通过ac线，cd线、bd线，使这四个电源构成了电气连接关系，此时，dl5是一个开环点，因此dl5的投运实质上是一次合环操作，故此时的同步点dl5是属于同频并网同步点。这时，dl5两侧电源电压可能不同，但频率相同，并且存在一个固定的相角差，这个相角差即为我们通常所说的功角δ。此时在dl5点两侧测量到的功角δ是正在运行的ac、cd线、bd线所组成的等值线路的功角。其表达为:
p = (e１*u２/ x∑ )sinδ
或 δ＝sin-1(p* x∑ /e１*u２)
式中:
p——线路ac、cd、bd等值线路传输的有功功率;
x∑——线路ac、cd、bd组成的等值线路的电抗;
e1——发电机gs1的电势;
u2——发电厂g2的母线电压（当dl6处在合闸位量时，可在dl5点线路侧测量到）.
不难看出，功角δ的取值范围为0~90°之间，p和x∑ 越大，功角δ也越大。不论是开环或合环操作都会引起系统潮流重新分配。在进行合环操作后，新投入的线路ab线必定会突然带上一定的负荷，会导致一定的负荷冲击，但这是不可避免的，也是人们预期的。传统的同期接线中，在断路的合闸回路中串进去了同期闭锁继电器（tjj常闭触点）触点，其角度定值范围一般为30°左右。如前所述，当测量点dl5处所测得的功角δ 大于30°时，同期闭锁继电器tjj的常闭触点打开，断开断路器的合闸回路，导致合环操作失败。在这种情况下，有些厂站则采取强制手段（例如通过stk开关将tjj继电器触点短路），将同期开关打在无闭锁位置，进行强行合环操作，这种强行合环操作合闸将会生如下三种后果:
① 合闸成功: 这是因为合上dl5后引起的潮流的重新分配都不涉及ab线路的继电保护误动作或未超过静稳极限。
② 继电保护随即跳开断路器: 这是因为当功角δ较大时，dl5合闸后导致ab线路所另得的潮流超出继电保护的定值而使继电保护动作跳闸。
③ 引起系统的振荡失步而跳闸: 这是因为当功角δ较大时，dl5合闸后导致ab线路所分得的潮流超出线路的静稳极限而引起的失步。
因此，在可能出现同频并网（合环）的断路器上进行同步操作时，必须考虑功角δ的因素。允许进行同频并网操作的功角应确保合闸后产生的突发性潮流再分配不至引起新投入的线路的继电保护误动作或失步。
⑵ ac线、bd线中任一条断开状态
当ac、bd线中任一条在断开状态时，由图3可知，发电厂g1和发电厂g2两个电源处于解列状态，故按前述的差频并网方式实现并网，此时dl5点属于差频并网同步点。
5 模拟型与微机型自动准同期装置比较
由以上分析可知，传统的同期装置已经不再适应于现代电力系统的并网操作的需要。它存在许多先天不足和缺陷，主要表现在:
⑴ 导前时间不稳定;
⑵ 同步操作速度很慢;
⑶ 构成装置元器件参数飘移不稳定;
⑷ 同频并网时所表现的问题更突出。由于同频并网时，同步点测得的相角差为一固定值，该相角差亦即为该联络线的功角δ。δ取值在0°~90°之间。这时，传统的同期接线方式会出现两个问题: 其一是相位表s停在功角δ的位置上，不存在出现相角差φ= 0°的并网机会; 其二是如果当时的功角δ大于同期闭锁继电器的整定值φz时，合闸回路将被tjj接点断开，无法合闸。在这种情况下，大多数电厂（变电所）采取强行合闸，或是利用同期闭锁开stk解除tjj的闭锁后再强行合闸。其后果如前所述。
而现代的微机型自动准同期装置不仅克服了上述的诸多不足外，还有其独特的优点:
⑴ 导前时间，均频均压控制，捕捉第一次并网时机等问题，以及其他各式各样的要求都可以通过描述同步过程的数学模型进行求解来解决。
⑵ 不再存在元件老化，环境温度，湿度变化引起的特性漂移。
⑶ 对同步点的并网性质能自动识别，不论是同频并网还是差频并网，装置均以精确的严密的数学模型确保并网时能捕捉到第一次出现的并网机会。在差频并网时，有均频均压控制，若发电机并网过程中出现同频状态时，装置会自动给出加速命令，摆脱同频状态，确保快速稳定的创造并网的频差和压差条件。而在同频并网时，装置能按压差和功角定值实施并网操作，如压差及功角大于定值时，会自动发信给有关调度部门，提请调度调整潮流，创造并网机会，其它特点前已论述，在此不再多叙。
6 总结
随着计算机技术，通信技术和电力电子技术的发展，同期装置的微机化、智能化是发展趋势，加之现代控制理论在同期装置上的应用，新一代微机型自动准同期装置已经在电力系统得到了广泛的应用，积累了丰富的运行经验，并取得了良好的经济效益和社会效益。我们相信，随着同步过程中的理论研究的不断深入，一批先进的新型自动准同步装置将会不断地推出，它必将为高速发展的电力系统的并网操作提供更加高效、可靠、安全的有力保证。
参考文献
[1]《sid—2c型发电机、线路复用微机同期控制器》使用说明书，深圳市智能设备开发有限公司。
[2]电力系统自动装置·杨冠城主编· 北京:水利电力出版社，1986
[3]电力系统设计手册·电力规划设计总院编.北京: 中国电力出版社，1999
