[摘 要]本文以SID—2C型微機同期控制器為例，通過實例分析，詳細介紹了同頻并網和差頻并網這兩種常見模式的基本概念，以及微機型自動準同期裝置的基本原理及基本控制方式，為今后更好地應用該裝置奠定了良好的基礎。

[關鍵詞]自動準同期 同頻并網 差頻并網 系統 并列操作

1 概述

發電機并入系統，兩個不同系統并列，或一個系統分解為兩部分，通過輸電線路再連接等，所實施的操作稱之為同步并列操作。 隨著電力系統容量及發電機單機容量的不斷增大，不符合同步并列條件的同步操作會帶來極其嚴重的后果，可能引起發電機組損傷甚至系統的瓦解。 在發電廠，發電機在并入系統前與其他發電機組和電力系統是不同步的，存在著頻率差、電壓差和相角差。通過同步操作，將發電機組安全、可靠、準確快速地投入，從而確保系統的可靠、經濟運行和發電機組的安全。 在變電站或發電廠網控中，同步操作主要解決系統中分開運行的線路斷路器正確投入的問題，實現系統并列運行，以提高系統的穩定、可靠運行及線路負荷的合理、經濟分配。

2 電力系統并網的兩種情況 目前，電力系統的并網方式按兩并列系統之間的關系可分為兩種情況: 差頻并網方式和同頻并網方式。 2.1差頻并網方式 差頻并網是指在發電廠中，發電機與系統并網或已解列兩系統間聯絡線的同步并網，它們是兩個電氣上沒有聯系的電力系統并網。其特征是在同步并列點處兩側電源的電壓、頻率均可能不同，且由于頻率不相同，使 得兩電源之間的功角（電壓相位差）在不斷變化。進行差頻并網是要按準同期條件實現并列點兩側的電壓相近、頻率相近時，捕獲兩側電壓相位差為零的時機來完成的平滑并網操作。 2.2差頻并網條件分析 差頻并網的電壓相量分析如圖1所示 同步并列前的斷路器兩側電壓為: 發電機側電壓: UG = UGmsin(ωGt+φoG ) 系統側電壓: US = USm sin(ωSt +φoS) 上兩式中: UGm——待并發電機的電壓幅值； USm——運行系統的電壓幅值； UG——斷路器待并發電機側的電壓; US——斷路器運行系統側電壓; ωG——待并發電機的角頻率; ωS——運行系統的角頻率; φOG——待并發電機電壓的初相角; φOS——運行系統電壓的初相角

由圖1（b）的電壓相量分析知，斷路器并列的理想條件為: （1）兩電壓幅值相等，即UGm=USm; （2）兩電壓角頻率相等，即ωG= ωS; 或兩電壓頻率相等，即fG=f S; （3）合閘瞬間的相角差為零，即φ=0°。 如果能同時滿足上述三個條件，意味著斷路器DL兩側電壓相量重合且無相對運動，此時電壓差Ud=0，沖擊電流等于零，發電機與系統立即同步運行，不發生任何擾動。應該指出，如真的出現ωG=ωS，兩電壓相對靜止，無法實現φ=0°，故上述角頻率相等的條件應表述為角頻率相近。 2.3 同頻并網方式 同頻并網操作是實現系統中分開運行的線路斷路器的正確投入，完成系統的并列運行，是發電廠和變電所中重要的操作。同頻并網是指斷路器兩側電源在電氣上原已存在聯系的兩部分系統，通過并列點再連通的操作。未解列兩系統間聯絡線并網屬于同頻并網，如線路斷路器、母聯斷路器、單母分段斷路器或３/２接線的中間串斷路器等。 這是因為并列點兩側頻率相同，但在實現并網前并列點兩側電壓幅值可能不同，而且兩側會出現一個功角δ，δ值大小與聯接并列點兩側系統其它聯絡線的電抗及傳送的有功功率成比例。這種情況的并網條件應是當并列點斷路器兩側的壓差及功角在給定范圍內時，即可實施并網操作。完成并網后，并列點斷路器兩側的功角消失，系統潮流將重新分布。因此，同頻并網的允許功角整定值取決于系統的運行方式及潮流重新分布后的影響，即以系統潮流重新分布后不致于引起電力系統內繼電保護及其它安全自動裝置的誤動，或導致并列點兩側系統失步為原則進行合理整定。 2.4 同頻并網條件分析 同頻并網，從本質上講，只不過是在有電氣聯系的兩電源間再增加一條連線，功角δ特性如圖2所示。功角的表達式為: p = (E*U/ XLX )sinδ 或δ＝sin-1(p* XLX /E*U) 式中 :P——輸送的有功功率; E——發電機等值電動勢; U——系統母線電壓; XLX——聯系電抗; XLX=XG+XT+XL XG——發電機電抗 XT——變壓器電抗 XL——線路電抗 從上式可看出，功角δ與傳輸功率P是正弦函數關系，也就是發電機有功功率的功角特性曲線，穩定運行的功角最大值是90°，其對應的Pm值稱為功率極限值。傳送大功率的長距離線路的功角δ更接近于極限值，也就是穩定儲備更小。從理論上講，功角δ的取值可在0~90°之間。

“同頻并網”無法按準同步的三個條件進行，因為三個條件中除了存在電壓差需要檢測外，頻率差不存在，相角差（功角）已客觀存在，也就是說這種并網注定要在一定電壓差和相角差下進行。問題是多大的電壓差和多大的相角差可以并網，超過多大的值就不能并網。因為電壓差的數值決定了并網時兩電源間的無功功率通過該連線的潮流沖擊值，功角δ的數值決定了并網時兩電源通過該連線潮流（包含有功功率和無功功率）的沖擊值，這種沖擊實質上是并網瞬間系統潮流進行了一次突發性的再分配。這種突發性的再分配可能會引起繼電保護誤動作，更嚴重的是在新投入的線路所分流的有功功率超過了其穩定極限時會導致該線路因失步而再次跳閘。

3 微機型自動準同期裝置基本原理 3.1 準同期裝置分類 準同期裝置按其功能大致可分為三類: 一類為用于發電廠發電機的自動準同期裝置，要檢測系統和發電機的壓差、頻差和相角差，同時能自動對發電機的電壓和頻率進行調節，符合準同期并網條件時給發電機發出斷路器合閘脈沖，發電機并入系統。 二類為用于發電廠、變電所的線路、母線分段聯系斷路器，檢測并列點兩側的壓差、頻差和相角差，并能區別是差頻并網還是同頻并網，如為同頻并網，應當在功角及壓差為允許范圍內時，給斷路器發出合閘脈沖，使兩系統合環并列。 三類為用于線路、旁路斷路器的自動準同步捕捉和無壓檢定。前者為檢測兩系統間的壓差、頻差和相角差，在壓差和頻差符合條件，計算相角差過零點越前時間給斷路器發出合閘脈沖。后者為線路斷路器的重合閘回路，其中一側無電壓或任何一側無電壓時，即給斷路器發出合閘脈沖。 3.2 微機型自動準同步裝置功能特點 同步裝置必須嚴格按準同步的三要素來設計，即應在待并側與系統側的電壓差及頻率差滿足要求的情況下，確保相角差為零時將發電機平滑地并入電網。更確切地講，應在壓差及頻壓滿足要求時捕獲第一次出現的零相差將發電機并入電網。 所有發電機組都配備有調速器和發電機自動勵磁調節器，在同步過程中其任務是維持待并發電機的頻率和電壓在給定水平，創造同步條件。由于各類調速器和勵磁調節器的特性各不相同，因此在發電機同步過程中不可避免的會出現頻率和電壓的波動。一般這些波動較大的成分是頻率差和壓差及其一階導數，在有些情況下二階導數的成分也是不可忽略的。所以作為自動準同步裝置不論在精確捕捉同步時機方面，或者是在有效實施均頻均壓控制方面，都應嚴格地按計及偏差、偏差一階導數及偏差二階導數的運動微分方程求解，確保快速、精確地實現同步操作。快速性和精確性自然是自動準同步裝置所追求的主要目標。 微機型自動準同期裝置與原模擬式準同期裝置相比，在各項技術指標及功能上已生產了質的飛躍。微機型自動準同期裝置的主要功能有: （1）能適應電壓互感器（TV）的不同相別和電壓值; （2）應有良好的均頻均壓控制品質; （3）能實現無逆功率并網; （4）確保在相差為零度時同步并網; （5）應不失時機地捕獲第一次出現的同步時機; （6）應具備低壓和高壓閉鎖功能; （7）應能及時消除同步過程中的同頻狀態; （8）能自動識別同頻并網和差頻并網兩種模式; （9）具有接入發電廠或變電所監控系統的通信接口; （10）具有自動在線測量并列點斷路器合閘回路的動作時間; （11）其他附加功能，如自動轉角功能、復合同步表功能、相關電量的錄波功能等。 3.3 SID—2C型微機同期控制器的工作原理 3.3.1 差頻并網合閘角的數學模型 準同期的三個條件是壓差、頻差在允許值范圍內時應在相角差φ為零時完成并網。壓差和頻差的存在將導致并網瞬間并列點兩側會出現一定無功功率和有功功率的交換，不論是發電機對系統，還是系統對系統并網，對這種功率交換都有相當承受力，因此，并網過程中為了實現快速并網，不必對壓差和頻差的整定值限制太嚴格。但并網時相角差的存在，將會導致機組的損傷，甚至會誘發后果更加嚴重的次同步諧振（扭振）。因此，一個好的同期裝置應確保在相角差Φ為零時完成并網操作。 在差頻并網時，特別是發電機對系統并網時，發電機組的轉速在調速器的作用下不斷變化，因此發電機對系統的頻差不是常數，而是包含有一階、二階或更高階的導數。加之并列點斷路器還有一個固有的合閘時間tk，同期裝置必須在零相差出現前的tk時發出合閘命令，才能確保在Φ=0°時實現并網。或者說同期裝置應在Φ=0°到來前一個角度Φk發出合閘命令，Φk與斷路器合閘時間tk、頻差ωC、頻差的一個階導數及頻差的二階導數d2ωS/dt2等有關。基數學表成式為: Φk=ωC * tk + 1/2 * dωC/dt * tk 2 + 1/6* d2ωc/dt2* tk 3+…… 同期裝置在并網過程中需不斷快速求解該微分方程，獲取當前的理想提前合閘角Φk，并不斷快速測量當前并列點斷路器兩則的實際相角Φ，當Φ=Φk時裝置發出合閘命令，實現精確的零相差并網。 從上述可看出獲得精確的斷路器合閘時間tk（含中間斷電器）是非常重要的，因此SID—2C系列準同期控制器具有實測tk的功能。同時也不難看出計算機對Φk的計算和對Φ的測量都不是連續進行的，而是離散進行的，從而使得我們不一定能恰好捕獲Φk=Φ的時機，這就會導致并網的快速性受到極大的影響。SID—2C控制器用另一微分方程實現對合閘時機的預測，可靠實現了達到極值的并網速度。 3.3.2均頻均壓的控制方式 實現快速并網對滿足系統負荷平衡及減少機組空轉能耗有重要的意義。捕捉第一次出現的并網時機是實現快速并網的一項有效措施，而且良好的控制品質的算法實施均頻與均壓控制，促成頻差與壓差盡快達到給定值也是一項重要措施。SID—2C控制器使用了模糊控制算法，其發達式為: U=g（E，C） 式中: U——控制量; E——被控量對給定值的偏差; C——被控量偏差的變化率; g——模糊控制算法。 模糊控制理論是依據模糊數學將獲取的被控量偏差及其變化率作出模糊控制決策。下面表1模糊控制推理規則表可描述其本質。 表１模糊控制推理規則表

表中將偏差E的模糊值分成正大到負大八檔，將偏差變化率C的模糊值分成正大到負大七檔，與它們對應的控制器發出的控制量U的模糊值就有56個，從正大到負大共七類值。以調頻控制為例，如控制器測量的頻差ωC=ωC-ωS（ωC、ωS分別為待并發電機及系統的角頻率）為負大，而頻差變化率dωC/dt也是負大，則控制量U為零（表中右下角的值）。這表明盡管發電機較之系統頻率很低，但當前發電機頻率正以很高的速度向升高的方向變化，因此無需控制發電機頻率就能恢復到正常值。 然而，這些模糊控制量的值具體在控制過程中到底是多少呢？應該有個量化的環節，例如變成控制器發出控制信號的脈沖寬度和脈沖間隔。SID—2C控制器是通過均頻控制函數Kf和均壓控制系統KV兩個整定值來對控制量進行量化的，Kf及KV是在發電機運行過程中通過觀察同期裝置在糾正頻差及壓差的過程中所表現的控制質量，經過數次試設來修改Kf及KV，直到找到最佳值。不難看出，SID—2C控制器實質上是針對發電機組調速系統及勵磁調節系統的具體特性來整定控制參數的。 總之，STD—2C型自動同步裝置首先對并列點性質進行判別，確定是差頻并網還是同頻并網。在差頻并網時按Φk=ωc * tk + 1/2 * dωc/dt * tk 2 + 1/6* d2ωc/dt2* tk 3的算法 ，每一個工頻周期計算一次理想的導前角φK，并實測兩次當前實際相位差角φ，然后按合閘角的預測算法準確捕獲Φ=Φk的時機，將發電機在φ=0°時并入電網。在壓差和頻差不滿足要求時，則對發電機組按模糊控制算法實施均頻及均壓控制。 在同頻并網時則對壓差及功角進行檢測，按壓差及功角定值實施快速 并網，如條件不滿足，裝置即進入等待狀態，并發出信號，提請上級調度調整潮流，創造并網條件。

4 不同并網性質同步點實例分析

圖3電力系統“同頻并網”與 “差頻并網”點分析圖 圖3為某電力系統接線示意圖，從圖中我們可以看到，有四個電源點: 發電廠G1、發電廠G2、發民廠G3。發電廠G4通過四條輸電路: AB線、BD線、CD線及AC線連成一個環網電力系統。在本系統中，斷路器DL1~DL12都是同步點，但它們具有不同的并網特點，即有些是同頻并網點，有些是差頻并網點。 在發電廠和變電所里的同步點通常可分兩大類，一類是差頻并網同步點，另一類是同頻并網同步點。差頻并網同步點是指不論在何種運行方式下同步點兩側都是兩個獨立的電源；而同頻并網同步點則是隨著運行方式的變化，同步點兩側有時是兩個獨立的電源，而有時則是同一個系統。下面就其性質作出詳細的分析說明。 4.1 接在發電機——變壓器組高壓側的斷路器DL1、DL2、DL3、DL4 DL1、DL2、DL3、DL4均是差頻并網同步點。以發電廠G1為例，發電機在DL1斷開時是一個獨立的電源點，并網時DL1兩側存在著壓差，相角差和頻差，故是差頻并網點。通常操作是將發電機GS1啟動，開機成功后即通過DL1進行差頻并網。 4.2 線路斷路器DL5~DL12、 DL5~DL12既可能為同步并網點，也可能為差頻并網點。下面我們分析利用斷路器DL5恢復線路AB線送電的情況。 ⑴ AC線、CD線、BD線均正常運行。 從圖3我們看到，發電廠G1、發電廠G2、發電廠G3發電廠G4通過AC線，CD線、BD線，使這四個電源構成了電氣連接關系，此時，DL5是一個開環點，因此DL5的投運實質上是一次合環操作，故此時的同步點DL5是屬于同頻并網同步點。這時，DL5兩側電源電壓可能不同，但頻率相同，并且存在一個固定的相角差，這個相角差即為我們通常所說的功角δ。此時在DL5點兩側測量到的功角δ是正在運行的AC、CD線、BD線所組成的等值線路的功角。其表達為: p = (E１*U２/ X∑ )sinδ 或δ＝sin-1(p* X∑ /E１*U２) 式中: P——線路AC、CD、BD等值線路傳輸的有功功率; X∑——線路AC、CD、BD組成的等值線路的電抗; E1——發電機GS1的電勢; U2——發電廠G2的母線電壓（當DL6處在合閘位量時，可在DL5點線路側測量到）. 不難看出，功角δ的取值范圍為0~90°之間，P和X∑ 越大，功角δ也越大。不論是開環或合環操作都會引起系統潮流重新分配。在進行合環操作后，新投入的線路AB線必定會突然帶上一定的負荷，會導致一定的負荷沖擊，但這是不可避免的，也是人們預期的。傳統的同期接線中，在斷路的合閘回路中串進去了同期閉鎖繼電器（TJJ常閉觸點）觸點，其角度定值范圍一般為30°左右。如前所述，當測量點DL5處所測得的功角δ 大于30°時，同期閉鎖繼電器TJJ的常閉觸點打開，斷開斷路器的合閘回路，導致合環操作失敗。在這種情況下，有些廠站則采取強制手段（例如通過STK開關將TJJ繼電器觸點短路），將同期開關打在無閉鎖位置，進行強行合環操作，這種強行合環操作合閘將會生如下三種后果: ① 合閘成功: 這是因為合上DL5后引起的潮流的重新分配都不涉及AB線路的繼電保護誤動作或未超過靜穩極限。 ② 繼電保護隨即跳開斷路器: 這是因為當功角δ較大時，DL5合閘后導致AB線路所另得的潮流超出繼電保護的定值而使繼電保護動作跳閘。 ③ 引起系統的振蕩失步而跳閘: 這是因為當功角δ較大時，DL5合閘后導致AB線路所分得的潮流超出線路的靜穩極限而引起的失步。 因此，在可能出現同頻并網（合環）的斷路器上進行同步操作時，必須考慮功角δ的因素。允許進行同頻并網操作的功角應確保合閘后產生的突發性潮流再分配不至引起新投入的線路的繼電保護誤動作或失步。 ⑵ AC線、BD線中任一條斷開狀態 當AC、BD線中任一條在斷開狀態時，由圖3可知，發電廠G1和發電廠G2兩個電源處于解列狀態，故按前述的差頻并網方式實現并網，此時DL5點屬于差頻并網同步點。

5 模擬型與微機型自動準同期裝置比較 由以上分析可知，傳統的同期裝置已經不再適應于現代電力系統的并網操作的需要。它存在許多先天不足和缺陷，主要表現在: ⑴ 導前時間不穩定; ⑵ 同步操作速度很慢; ⑶ 構成裝置元器件參數飄移不穩定; ⑷ 同頻并網時所表現的問題更突出。由于同頻并網時，同步點測得的相角差為一固定值，該相角差亦即為該聯絡線的功角δ。δ取值在0°~90°之間。這時，傳統的同期接線方式會出現兩個問題: 其一是相位表S停在功角δ的位置上，不存在出現相角差φ= 0°的并網機會; 其二是如果當時的功角δ大于同期閉鎖繼電器的整定值φz時，合閘回路將被TJJ接點斷開，無法合閘。在這種情況下，大多數電廠（變電所）采取強行合閘，或是利用同期閉鎖開STK解除TJJ的閉鎖后再強行合閘。其后果如前所述。 而現代的微機型自動準同期裝置不僅克服了上述的諸多不足外，還有其獨特的優點: ⑴ 導前時間，均頻均壓控制，捕捉第一次并網時機等問題，以及其他各式各樣的要求都可以通過描述同步過程的數學模型進行求解來解決。 ⑵ 不再存在元件老化，環境溫度，濕度變化引起的特性漂移。 ⑶ 對同步點的并網性質能自動識別，不論是同頻并網還是差頻并網，裝置均以精確的嚴密的數學模型確保并網時能捕捉到第一次出現的并網機會。在差頻并網時，有均頻均壓控制，若發電機并網過程中出現同頻狀態時，裝置會自動給出加速命令，擺脫同頻狀態，確保快速穩定的創造并網的頻差和壓差條件。而在同頻并網時，裝置能按壓差和功角定值實施并網操作，如壓差及功角大于定值時，會自動發信給有關調度部門，提請調度調整潮流，創造并網機會，其它特點前已論述，在此不再多敘。

6 總結 隨著計算機技術，通信技術和電力電子技術的發展，同期裝置的微機化、智能化是發展趨勢，加之現代控制理論在同期裝置上的應用，新一代微機型自動準同期裝置已經在電力系統得到了廣泛的應用，積累了豐富的運行經驗，并取得了良好的經濟效益和社會效益。我們相信，隨著同步過程中的理論研究的不斷深入，一批先進的新型自動準同步裝置將會不斷地推出，它必將為高速發展的電力系統的并網操作提供更加高效、可靠、安全的有力保證。

參考文獻 [1]《SID—2C型發電機、線路復用微機同期控制器》使用說明書，深圳市智能設備開發有限公司。 [2]電力系統自動裝置·楊冠城主編· 北京:水利電力出版社，1986 [3]電力系統設計手冊·電力規劃設計總院編.北京: 中國電力出版社，1999