同期点设置及同期电压引入技巧

一、同期点的设置

同期点是指在某些情况下需要通过同期操作进行合闸的断路器。一般当断路器跳闸后，断路器两侧电源可能出现不同情况时（不同指的是u、f、φ），此断路器就应设定为同期点。如图8-2中：

（1）母联断路器（QF）是同期点。它们是同一母线上的所有电源元件的后备同期点。

（2）旁路断路器（QFP）是同期点。因为它可以代替各个联络线断路器进行并列。

（3）发电厂与系统间联络线断路器（1QF）是同步点，这是发电厂中采用同期并列相对较多的断路器。

（4）在发电厂中，发电机—双绕组变压器组的高压侧断路器（2QF）、发电机出口断路器（如3QF）是同期点，这些同步点也是采用同期并列最频繁的断路器。

（5）厂用1、2段母线的电源进线断路器（如4QF）不是同期点。因为它们与备用厂用变压器等于在同一系统中，而厂用3段母线电源进线断路器（5QF）却是同期点，这是因为3号发电机—变压器组运行在500kV系统，厂用备用变压器接入的是220kV系统，即它们的高压侧未接在同一系统中。

图8-2　系统同期点示意图

（6）自耦变压器或三绕组变压器的三侧断路器（如6QF）都是同期点。这些同期点是将不同电压等级的系统连接起来，以保证事故情况下迅速可靠地恢复供电。

二、同期电压的引入

因为准同期并列操作是通过同期（同步）装置检测待并断路器两侧电压是否满足并列条件，而全厂（站）只装有一套同期装置（即多个同步点公用一套同期装置），这就需要把待并断路器两侧的高电压经电压互感器变为二次低电压，再经过其隔离开关的辅助触点和同期开关触点切换后，引到同期电压小母线上，然后再引入到同期装置中。所以，在没有并列操作（即全厂所有的同期开关断开）情况下，同期电压小母线均无电压；只有在并列操作时，才带有待并断路器两侧的二次电压。通常把同期电压小母线上的二次电压称为同期电压。同期电压的引入方式取决于同期装置（或同期表）的接线，有三相和单相两种接线方式。

（一）三相接线方式同期电压的引入

当同期系统采用三相接线方式时，设有四个同期电压小母线；即系统电压小母线L′1-620；待并系统电压小母线L1-610、和L3-610；公用接地小母线L2-600。系统的两相电压由L′1-620和L2-600引入到同期装置，待并系统的三相电压由L1-610、L3-610和L2-600引入到同期装置。

1.发电机出口断路器和母联断路器同期电压的引入

发电机出口断路器和母联断路器同期电压引入如图8-3所示。图中SS和SS1分别为母联断路器QF和发电机出口断路器QF1的同期开关，它有“工作（W）”和“断开”两个位置。

（1）发电机出口断路器同期电压的引入。当利用发电机出口断路器QF1进行并列时，待并发电机侧同期电压是电压互感器TV的二次U、W相电压，该同期电压经过同期开关SS1的触点25-27和21-23分别引至同期电压小母线L1-610和L3-610上。而系统侧同期电压是母线电压互感器TV1（或TV2）的二次U相电压，该电压从其电压小母线L1-630（或L1-640）经过隔离开关QS3（或QS4）的辅助触点切换，再经过同期开关SS1的触点13-15引至同期电压小母线L1-620上。经过QS3或QS4切换的目的是为了确保引至同期电压小母线上的同期电压与所操作断路器两侧系统的电压完全一致。即当断路器QF1经过QS3接至Ⅰ母线时，应将Ⅰ母线的电压互感器TV1的二次电压从电压小母线L1-630引至L′1-620上；当断路器QF1经过QS4接至Ⅱ母线时，应将Ⅱ母线的电压互感器TV2的二次电压，从其电压小母线L1-640引至L′1-620上。可见，上述切换是利用隔离开关的辅助触点，在进行倒闸操作的同时自动完成的。

（2）母联断路器同期电压的引入。当利用母联断路器QF进行并列时，其两侧同期电压都是由母线电压互感器TV1和TV2的电压小母线，经过隔离开关QS1和QS2的辅助触点及同期开关SS的触点，引至同期电压小母线上的。即Ⅰ母线的电压互感器TV1的二次U相电压，从其小母线L1-630经过QS1的辅助触点，再经过SS的触点13-15，引至L′1-620上；Ⅱ母线的电压互感器TV2的二次U、W相电压，从其小母线L1-640和L3-640，经过QS2的辅助触点，再经过同期开关SS的触点25-27和21-23分别引至L1-610和L3-610上。可见，此种接线Ⅱ母线侧为待并系统，而Ⅰ母线侧为系统。

图8-3　发电机出口和母联断路器三相同期电压的引入

2.双绕组变压器同期电压的引入

如图8-4（a）所示，对于具有Y，d11接线的双绕组变压器TM，当利用低压三角形侧的断路器QF1进行并列时，同期电压分别从其高、低压侧电压互感器引出。

由于变压器TM高、低压侧电压相位相差30°角，即三角形侧电压超前星形侧30°角。而高、低压侧电压互感器TV1和TV又都采用Y，y0接线，它们的一、二次电压没有相位差。因此，TV1和TV的二次侧电压的相位也差30°，即TV的二次线电压超前TV1的二次线电压30°。所以，同期电压不能直接采用电压互感器的二次线电压，而必须采用转角变压器TR对此相位差进行补偿。

常用的转角变压器TR的接线如图8-4（b）所示。TR的变比为绕组采用D，y1接线，即星形侧线电压落后三角形侧线电压30°角。

变压器TM三角形侧电压互感器TV的二次电压从其电压小母线L1-613和L3-613，经过同期开关SS1的触点25-27、2-23，分别引至转角小母线L1-790和L3-790上，即接在转角变压器TR的三角形侧绕组，在转角变压器TR星形侧，就可得到与TM星形侧相位完全相同的同期电压，再将其引至同期电压小母线L1-610、L3-610上。可见，转角小母线平时无电压，只有在并列操作并需要转角时，才带有同期电压。

变压器TM星形侧电压互感器TV1的二次电压从其电压小母线L1-630，经过隔离开关QS2辅助触点、同期开关SS1触点13-15引至同期电压小母线L′1-620上。这种接线是把TM的星形侧视为系统，三角形侧视为待并系统。

图8-4　双绕组变压器三相同期电压的引入

（a）系统图；（b）转角变压器接线图

总之，在三相接线中，除需要设置四个同期电压小母线外，为了在同期并列时消除Y，d11接线变压器两侧电压相位的不一致，需增设转角变压器及转角小母线。

此外，在具有35kV和110kV电压等级的发电厂和变电站中，可能会出现电压互感器二次侧V相接地和中性点接地并存现象。为了实现同期并列，需增设隔离小母线及隔离变压器，以使中性点直接接地系统的同期电压经隔离小母线及隔离变压器变换为V相接地。

（二）单相接线方式同期电压的引入

当同步系统采用单相接线方式时，通常设置三个同期电压小母线，即L′3-620、L3-610和公用接地小母线L2（N）-600。待并系统的线电压由同期电压小母线L3-610和L2（N）-600引入同期装置；系统的线电压由同期电压小母线L′3-620和L2（N）-600引入。单相接线与三相接线相比，减少一相待并系统电压小母线（L1-610），又不需要设置转角变压器及隔离变压器，因而接线较为简单，新建的发电厂和变电站普遍采用单相接线。

对单相接线，同期电压引入的要求是：

（1）110kV及以上中性点直接接地系统，电压互感器二次绕组采用中性点（N）接地方式时，同期电压取电压互感器辅助（开口三角形）二次绕组W相电压，即待并发电机电压G取为WN；系统电压S取为W′N，参见表8-1。

（2）35kV及以下中性点不直接接地系统，电压互感器二次绕组采用V相接地方式时，同期电压取电压互感器二次绕组的线电压，即G取为WV；系统电压S取为W′V′（或WV，因为V相为公用接地点）。

（3）对于Y，d11接线的双绕组变压器，变压器低压侧（待并系统）同期电压取其电压互感器（二次V相接地）二次绕组的线电压，即G取为WN。变压器高压侧（系统）同期电压可与零序功率继电器试验小母线取得一致，即S取为W′N。

综上所述，采用单相接线时，同期电压可根据电力系统的接地方式、发电厂和变电站主系统的接线方式以及电压互感器的接地方式，并参照表8-1引入。

表8-1　单相接线方式及相量图

1.发电机出口断路器和母联断路器同期电压的引入

发电机出口断路器与母联断路器同期电压的引入如图8-5所示。(www.xing528.com)

图8-5　发电机出口和母联断路器单相同期电压的引入

图8-5中，Ⅰ、Ⅱ母线为6～35kV系统，此系统是属于中性点不直接接地系统，其电压互感器二次绕组均采用V相接地方式。

（1）发电机出口断路器同期电压的引入。发电机出口断路器QF1并列时，待并发电机侧向同期电压是电压互感器TV的二次W相电压，经同期开关SS1的触点25-27引至同期电压小母线L3-610上。而系统侧同期电压是母线电压互感器TV1（或TV2）的二次W相电压，经隔离开关QS3（或QS4）辅助触点，再经同期开关SS1的触点13-15引至同期电压小母线L′3-620上。

（2）母联断路器同期电压的引入。当利用母联断路器QF进行并列时，其两侧同期电压都是由母线电压互感器TV1和TV2的电压小母线，经隔离开关QS1和QS2的辅助触点及其同期开关SS的触点，引至同期电压小母线上的。即Ⅰ母线的电压互感器TV1的二次W相电压从其小母线L3-630，经QS1的辅助触点，再经SS的触点13-15，引至L3-620上；Ⅱ母线的电压互感器TV2的二次W相电压，从其小母线L3-640，经SS的触点25-27引至L3-630上，此时，Ⅱ母线侧为待并系统，而Ⅰ母线侧为系统。

2.双绕组变压器同期电压的引入

对于具有Y，d11接线的双绕组变压器TM，当利用低压三角形侧的断路器QF1进行并列时，其同期电压的引入如图8-6所示。

图8-6　双绕组变压器单相同期电压的引入

图8-6中，110kV母线电压互感器TV1为中性点（N）接地，发电机出口电压互感器TV为V相接地。变压器TM低压侧同期电压可以直接取TV二次绕组的W和V相间电压WV其W相电压经SS1触点25-27引至同期电压小母线L3-610上；而高压侧同期电压，取TV1辅助二次绕组W相电压WN，其W相电压从试验小母线L′3-620（试）引出，经QS2的辅助触点及SS1的触点13-15引至同期电压小母线L′3-620上。此种接线，变压器低压三角形侧视为待并系统，高压星形侧视为运行系统。

三、发电厂3/2接线断路器同期电压引入

对于3/2接线，同期电压的引入方式有“近区电压优先”和“简化同期”两种接线方法。

1.“近区电压优先”方法

“近区电压优先”接线，其同期电压引入回路如图8-7所示。在3/2断路器接线的每一完整串中有三台断路器，连接四个可能断开的电源系统，即两条母线和两回线路。在每回线路和每条母线上都装有电压互感器，当任何一台断路器断开时，其触头两端的电压都有可能是非同步的。所以，在每台断路器合闸时，都应考虑同期。另外，3/2断路器接线的一次系统的运行方式较多，如某一元件（线路或变压器）停运，此时该元件回路的隔离开关也断开，该元件的电压互感器也退出运行。但停电元件所在串的断路器还可能继续保持在合闸状态，这使得每台断路器两侧同步所用的电压互感器也不是固定的。所以，3/2断路器接线的同期回路因可变条件多而使接线复杂。“近区电压优先”方法构成的3/2断路器接线同期电压切换示意图如图8-7所示，图中u1和u2为断路器同期合闸时需要比较的两个电压，在各断路器合闸时u1和u2的可能选取情况如下。

图8-7　3/2接线断路器“近区电压优先”原则同期电压引入

（1）QF11同期操作时：

1）u1：取自Ⅰ母线电压互感器TV1。

2）u2：①取自线路L1的电压互感器TV2；②当线路L1停电，QS11断开时，自动切换到线路电压互感器TV3；③当线路L1和L2全停电，QS11和QS22均断开时，自动切换到Ⅱ母线电压互感器TV4。

（2）QF10同期操作时：

1）u1：①取自线路L1的电压互感器TV2；②当线路1停电，QS11断开时，自动切换到Ⅰ母线电压互感器TV1。

2）u2：①取自线路L2的电压互感器TV3；②当线路L2停电时，QS22断开，自动切换到Ⅱ母线电压互感器TV4。

（3）QF12同期操作时：u1和u2的选取情况与QF11类似。

这种按“近区电压优先”原则考虑的同期接线，同期方式比较灵活，如果线路或变压器进线侧装有隔离开关，电压互感器装在发电机变压器组隔离开关的靠近主变压器一侧时（如图8-7所示），线路或变压器检修，不会影响该串断路器的同期操作，但同期接线比较复杂，同期电压回路要串接许多隔离开关和断路器的辅助触点。

2.简化同期方法

简化同期即直接取并列断路器两侧电压的方法。为了简化同期接线，在具体工程中可根据实际情况，在各串中选出指定的断路器用作同期操作，而其他断路器不考虑同期操作。在取同期电压时，也可根据实际情况减少切换或不切换。例如，只考虑在母线侧的断路器上进行同期操作，同期电压只取母线电压和靠近母线的线路侧电压，这样同期回路就可以大为简化。

这种方式电压互感器装在隔离开关与断路器之间（如图8-8中TV21）时使用较好，其接线如图8-8所示。

图8-8　3/2断路器简化同期系统电压引入

显然，这种接线方式较近区电压优先法简单，但断路器操作时，要注意其两侧电压互感器是否投入，这就使得选择同期点的顺序、操作不够灵活。

同期电压的引入方式与电压互感器的配置是相关联的。图8-9是3/2接线的电压互感器配置示例图。母线上装设单相电压互感器，用于同期和母线电压及频率的测量。变压器高压侧电压互感器为单相电压互感器，装于发电机变压器组高压侧隔离开关与断路器之间，这样可以使QF11、QF10和QF22、QF20同期回路得到简化。如果变压器不是有载调压，此电压互感器可以取消，同期电压可从变压器低压侧电压互感器取得。

图8-9　3/2接线的电压互感器配置图

主变压器高压侧一般情况可不设电压互感器，以节约投资，而用发电机出口电压互感器的主绕组二次电压进行同步。只有当主变压器为有载调压，其两侧电压差异比较大，经计算用变压器低压侧电压互感器的二次电压不能满足同步要求时，才在高压侧装设一台单相电压互感器。该电压互感器一般装在断路器与变压器高压侧隔离开关之间，可简化两侧断路器的同期接线。

线路是否装设隔离开关、线路电压互感器装设在何处均有不同的做法。如果电压互感器装在线路隔离开关的线路侧时，断路器的同期电压应采用“近区优先法”取得；如果线路不装隔离开关或电压互感器装在断路器与线路隔离开关之间时，为简化同期接线，一般采用简化法。

四、同频与差频并列

从图8-2的电气主接线运行方式中可以发现，同一断路器在不同的运行方式下，并网的条件并不完全相同，即存在所谓“差频并网”、“同频并网”的问题。所谓“差频并网”是指在同期点两侧电源的电压幅值、相位、频率都不同的情况下并列。如：①在发电厂中，将一台发电机与另一台发电机同期并网；②一台发电机与一个电力系统的同期并网；③两个电气上没有联系的电力系统并网。

所谓“同频并网”是指在并列的时候同期点两侧电压的幅值和相位角不同（存在一个固定的相角差，这个相角差即为功角），而同期点两侧电压的频率却是相同的。其原因是同期点两侧电源在电气上原本存在联系，现通过该断路器的同期合闸再增加一条通路的操作。

在图8-2中，标有“D”的断路器，表示差频并网点，标有“S”的断路器，表示同频并网点，标有“SD”的断路器既为同频并网点又是差频并网点，也就是说，该断路器两侧可能出现差频情况也可能出现同频情况。进行差频并网，是要在同期点两侧电压差、频率差均小于允许值时，捕获相位差为零的时机完成同期并列。

在发电厂的运行实践中，一般将差频并网认为是同期，根据准同期的三个条件，自动或手动进行同期操作。将同频并网看作是“合环”，认为同频并网同期点两边本来就是一个系统，只要合上断路器就可以了。但同频并网在电压差、相角差太大不满足并网条件时，用自动装置将会合不上闸；采用手动进行，因电压的大小和相角差不同，同样会使同期检定继电器励磁，闭锁合闸回路，只能利用同步闭锁解除开关SSM解除KY的闭锁之后再强行合闸。这样就有可能因冲击电流过大造成合闸失败，断路器被继电保护再次跳开。这种不加功角校核的手动同频并网即使成功，也很容易诱发继电保护误动及系统振荡。有一些电厂为稳妥起见，不得不把发电机先停了，然后在无压的情况下手动合上线路，再在发电机断路器上进行自动准同步操作，这样要进行繁复的倒闸操作，延误了同步时间，浪费了大量的能源和电力，误操作还可能引起事故。因此，对于同频并网的情况，必须引起高度重视。

随着技术进步，微机型同期装置可以自动判别并网的性质（同频还是差频），并且设有同频功角整定功能，根据电网运行方式由调度下达合适的合闸允许相角差，同期装置能自动切换各同频并网点的不同的允许功角（δ值），并具备对上位控制机的通信接口。各级调度部门应担负起向各厂、站下达合环点同期装置允许合环功角定值的任务。在进行合环操作时，若实测待并系统与运行系统的相位角差大于最大相位差角（δ＞δmax）或待并系统与运行系统的电压差大于最大允许电压差值（ΔU＞Umax），同期装置一方面应闭锁合闸回路，另一方面应将信息通过远动终端单元RTU（RemoteTerminalUnit）上传到调度中心，以便在调度的指挥下，创造δ＞δmax或ΔU＞Umax的条件以进行合环操作。

目前，在有些发电厂和变电站使用了能自动识别同频并网和差频并网的线路同期装置（如SID2CT，SID2HT型装置），装置设计为多条线路共用，通过自动同期选线器（如SID2X型装置）在上位机（NCS）的控制下自动进行同期点的切换，每个同期点具有独立的整定参数组（包括允许功角的定值等）。