1.引言随着大容量机组和超高压系统的不断出现，发电厂及变电所的主接线日趋复杂，以往的同步接线和装置已无法适应这一变化，运行中常发生手动同步操作引起机组冲击或系统并列时间延长，甚至酿成严重的系统解列后果。在设计和运行实践中比较突出的问题是：（1）是否还要手动准同步装置，可否用准确、可靠、快速的微机型自动准同步装置取代手动同步装置；（2）根据发电厂和变电所的特点及主接线要求，如何区别差频并网和同频并网；（3）如何选用自动准同步装置及同步系统二次回路接线如何满足发电厂DCS和变电所微机监控SDCS的要求等问题。本文就以上问题谈一些看法及提出发电厂和变电所的同步接线设计的要求，供大家参考。
    2.分析以往同步接线设计的存在问题同步接线是为发电机并网设计的，说得再确切一点，是为处在与系统解列状态下的发电机并网设计的。这个同步过程的特点是在并网前断路器两侧存在压差、频差，由于存在频差，同步电压间的相角差不断在0°- 180°- 360°间变化。
    手动准同步方式从原理分析及运行实践证明存在以下弊端：
    （1）存在重大安全隐患。由于操作人员技术不熟练，加之精神紧张，经常出现大的相角差下并网，不但给机组带来冲击，有时会诱发扭振，造成机组严重损伤。
    （2）并网时间延长。由于运行人员恐惧、紧张、延误并网时机时间，不仅造成大量能源损耗，更严重的是在系统稳定储备不够时带来系统不稳定延误用户的供电。
    （3）由于全厂共用l～2套手动准同步装置，各机组的同步接线复杂，控制电缆增多，同步表计距操作人员较远，从而因视觉误差，引起操作错误。
    因此，建议取消手动准同步方式，尤其是大容量机组，采用DCS，并独立设自动准同步装置，能完成机组起动并网的全过程，尤其有些微机同步自动装置与DCS接口有完善的监视手段，有些DCS带自动准同步的插卡，实际仍是独立的，因此，手动准同步更应取消。现在已有不少发电厂设计中取消。有些装设手动准同步装置的发电厂因长期不使用，不调试，形成虚设。有些单位耽心DCS或自动准同步装置出现异常，设一套手动准同步装置作备用。我们认为，电厂的DCS和自动准同步装置可靠率达 99.5%以上，如在起动并网开始就发现问题，理应停止机组并网，待调试修复正常后才起动并网。
    自动准同步方式由于可靠、准确、快速地完成同步过程，调频、调压、导前时间（或相角）均能自动调整等，可以代替手动准同步方式。以往设计的自动准同步接线至断路器合闸回路的出口回路中设有同步闭锁继电器触点TJJ，是害怕自动准同步装置误动作。实际TJJ有很大的弊端，它的整定相角差未经调度部门的验算，如果鰖过小，可能延误并网时机，如果太大，则不起闭锁作用，在重要的同步出口回路串入这触点，影响可靠性，同时一般微机型自动准同步装置都设有鰖的闭锁功能，我们认为可以取消 TJJ。如果电厂取消手动准同步装置，自动准同步接线可以简化。以前电厂普遍采用模拟式自动准同步装置，有的用电磁继电器构成，有的用晶体管与元件及部分小规模集成电路构成，原理陈旧，元器件参数不稳定，工艺较差等原因，发生误并网或并网失败的事例时有发生，故现已被微机型自动准同步装置所代替。
    3.从环网运行的特性分析差频和同频并网在发电厂和变电所的同步接线设计中，首先必须分析同步点的性质，即是差频并网还是同频并网，所谓差频并网是在实施并网操作前，断路器的两侧电压频率是不同的，即其两侧为两个独立的电源。在压差及频差满足要求的前提下，捕捉相角差为零时机实施并网。同频并网即在并网操作前，断路器两侧的频率是相同的，即在两侧为同一电网的系统，此时存在压差，同时存在相角差，即线路的功角，要求在涞脑市矸段谑凳┎⑼£
    4.采用适合于差频并网或差频、同频并网同步装置的必要性通过前面的分析，现阶段的发电厂及110kV电压以上变电所的同步问题已不再是人们传统观念的“同步”。相反，这种以“差频”为特征的同步点数量甚少，而大量的同步点都具有双重性，即时而是差频并网性质，时而是同频并网性质，其归类与当时的系统运行方式相关。因此，首先应从设计着手，必须摒弃过去那种认为线路同步比发电机同步简单的观念，否则今后将不断在我国的发电厂和变电所里出现手动同步接线，也就是将不断制造同步失败和扩大事故的后果。其次还应改进运行调度管理，调度部门不能只管下达继电保护定值，还应下达有同频并网可能的同步点在不同运行方式时的允许合闸功角。
    因此，为适应各个同步点操作的要求，必须使用能满足以下工况的同步装置：
    （1）能提供发电机或发电机变压器组差频并网用装置可供设主控制室的发电厂为多台发电机差频并网同步用，也可供1台发电机采用（大容量机组实现DCS控制时）差频并网同步用。有自动调频、调压功能，与DCS有通信接口。
    （2）供发电机、线路或供发电机、厂用电或供线路、厂用电系统用的差频及同频并网复用装置先行自动识别同步点当前的并网性质，然后按确定的流程实施差频或同频并网操作。对发电厂中的发电机同步装置应具有调频、调压和与DCS通信接口要求。对变电所可以不要调压、调频功能，但要与变电所监控系统通信接口和向调度所提供“并网条件不满足”的遥信信号。
    对线路的同步装置，除具备正常自动同步合闸功能外，尚应有与自动重合闸配合的功能。
    5.同步装置与备用电源快切装置、自动重合闸装置的配合（1）同步装置与快切装置的配合过去的同步装置无法进行同频并网操作，虽然在发电厂厂用电系统的断路器都有同步问题，但同步装置做不了。于是快切装置很难包括正常的厂用电系统的全部操作。大部分快切装置也是借助于同步闭锁继电器TJJ来应付同频操作的的功角问题。正如前面分析的一样，这根本不能正确的解决同频操作问题。
    在电厂自动装置的设计中合理的分工是：同步装置负责正常情况下同步点断路器的合闸操作，快切装置负责事故情况（厂用电工作母线失电）下的厂用电系统断路器的分、合操作。
    （2）同步装置与线路自动重合闸的配合220kV及以下线路广泛采用三相重合闸装置，以往对重合闸装置的传统认识和对同步装置的传统认识一样，忽视了同频并网操作，于是大部分线路采用的重合闸装置均用同步闭锁继电器TJJ。实际上当合环功角大于TJJ的整定角时线路根本无法重合。再退一步，就算TJJ的整定角大于合环功角，或是纯属差频并网，线路能在TJJ的整定角内完成重合闸。而我们为什么不能在差频重合闸时让合闸相角差更小甚至为零呢？
    为此，我们在设计线路同步装置时赋予其两种工作模式，一种是同步装置平时不工作，需要并网时将其切人该同步点。另一种是同步装置平时就固定接在某条重要线路的同步点上，并带电工作，当线路断路器在合闸工作状态时，同步装置实行监视断路器状态和自检。一旦线路因故障跳闸，同步装置立即精确捕获第一次出现的零度将断路器无冲击地重合上。如继电保护再次跳开断路器，同步装置不再动作，除非由上位机或人工进行复位。如为同频并网性质的重合闸，同步装置将迅速地按整定的允许功角确定是否重合闸。前述的后一种工作方式并不排除这台同步装置还可为其他的线路同步服务。