从国内目前电力系统来看，不同容量、不同类型的发电机组要并网发电，一般主要通过2种方式：自同步方式和准同步方式。

　　（1）采用自同步方式的发电机组，应符合定子绕组的绝缘及端部固定情况良好、端部接头无不良现象，自同步并列时，定子超瞬变电流的周期分量不超过允许值的要求。在系统故障情况下，水轮发电机组可采用自同步方式，100MW以下的汽轮发电机组也可采用自同步方式［1］。

　　（2）在正常情况下，同步发电机组的并列应采用准同步方式。为此，电力系统明文规定，在发电厂中，对单机容量在6MW及以下的发电厂，可装设带相位闭锁的手动准同步装置；对单机容量在6MW以上的发电厂，应装设自动准同步装置和带相位闭锁的手动准同步装置。

　　在20世纪90年代以前，除了当时全套引进国外设备的发电机组外，国内各发电厂基本上都是使用电磁型继电器、晶体管元器件或小规模集成电路构成的自动准同期装置。随着计算机技术的飞速发展，作为技术、经济高度密集型的电力系统，其自动控制技术及其产品开发已是日新月异，尤其是自动准同期装置，微机化、智能化产品也是型式多样。

　　1原有设备存在的主要问题大庆石化分公司热电厂以前采用的手动准同期装置，能将同期点断路器的合闸时间控制在一定的范围之内。但存在以下6个方面缺陷。

　　（1）没有自动选择时机的功能。合闸时机很难把握，而且各类开关的合闸时间各不相同，合闸时要求操作人员同时观察两侧电压表和转差表的情况，经常出现多次合闸不成功的事件。

　　（2）合闸时机随意性大。由于断路器有机械和电气传动延时和断路器的固有合闸时间，很可能断路器在合闸时实际上已经不在并列操作的允许范围之内，从而造成非同期合闸，对电气设备和电力系统造成较大冲击。

　　（3）如果过大的相角差并网。使发电机组的定子转子绕组、轴瓦、联轴器等过大的振动而受到严重的累积机械损伤，或诱发发电机组转子大轴系统扭振，有可能使发电机组正常的运行寿命大大缩短。

　　（4）不能自动调节。为追求理想的同期合闸点，对电压差、频率差过分精细的调节，不但会消耗大量的时间，而且会带来较大的因维持发电机组空转而造成的能耗浪费。特别是频率（转速）调节时，必须由主控室运行人员与汽轮机操作室相互联系协调好，才能进行调节，这使得一个发电机的并网操作往往需要0.5h才能成功。

　　（5）原有的手动准同期装置已经服役近20a，继电器已严重老化，用户维护调试困难，产品质量难以保证，可靠性已大大降低。

　　（6）由于集中控制的需要和节省投资，过去往往设计成多台不同类型的断路器、几台发电机组共用一组同期小母线和一套自动准同期装置，不可避免地共用了一套自动准同期并网定值。由于不同类型的断路器合闸性能差异性很大，例如合闸速度的不同，不同电压等级的电压互感器二次同期比较的幅值和相位也有所不同，直接导致合闸导前时间的不同，在唯一的导前时间定值下，从而不可避免地会出现合闸脉冲的不准确性。

　　基于以上6方面的原因，2002年隐患治理改造施工中，采用了一种能自动调节各种电参数，在条件满足的情况下，自动发出合闸脉冲指令的微机化智能型自准同期装置，对原有同期装置进行了改造。

　　2自动准同期装置的原理为了使并列操作满足条件，尽量使合闸时达到理想条件。自准同期装置必须设置3个控制单元［2］自准同期装置（1）频差控制单元。它的任务是检测待并系统（发电机）电压U G与大系统电压Us之间的滑差角频率ωS，且调节发电机转速，使发电机电压的频率接近系统频率。

　　（2）电压差控制单元。它的功能是检测U G和U S之间的电压差，且调节发电机电压U G，使之与U S之间的的差值小炼油与化工REFININGANDCHEMICALINDUSTRY第17卷于规定允许值，促使并列条件的形成。

　　（3）合闸信号控制单元。检查并列条件，当待并机组的频率、电压都满足并联条件时，合闸控制单元就选择合适的时间发出合闸信号，使并列断路器的主触头接通时，相角差δ接近0或控制在允许范围之内。

　　3MAS－2智能型自准同期装置的主要特点采用了南瑞系统控制公司的MAS－2型微机自准同期装置。该装置以INTEL公司的80C196单片机为核心，配以高精度交流变送器，准确快速的交流采样以及严格的计算技术，准确计算开关两侧的电压、频率和相角差；输入／输出光电隔离，采用进口密封快速中间继电器作为合闸输出和电压切换，装置的抗干扰能力强，技术先进［3］。

　　（1）通过控制待并系统机组调速、调压实现频率和电压的自动跟踪，使频差、压差尽快进入准同期允许的范围，平均每半个工频周期测量出相角差Δδn，在Δδn＝Δδdq＝Δω？

　　T dq＋Δaω？

　　T dq？

　　T dq／2时，即T＝T dq时发出合闸脉冲，实现快速并网。由于计及角速度（ω）和角加速度，确保了断路器合闸时相角差Δδn接近零。

　　（2）该装置检同期合闸具有频差闭锁（Δf）、压差闭锁（ΔU）和加速度闭锁（dΔf／d t）功能。

　　（3）除具有检同期合闸功能外，还具备检无压（一侧无压或两侧均无压）、电网环并（开关两侧为同一电源）等自动快速合闸功能。

　　（4）对输入的各侧电压和频差都进行双回路测量，双回路测量结果应一致，保证测量和计算的正确性。

　　（5）装置具有液晶显示屏菜单显示，便于监视和参数的设定和修改。装置掉电后，参数不会丢失。

　　（6）具有自试和自检功能。

　　（7）对于经变压器转角的系统电压和发电机电压之间进行判断时，在装置中设置了转角变进行调整和角度换算，避免了人为进行角度调整的困难。

　　（8）装置可以单独使用，也可与监控系统配合使用，实现远方遥控同期装置。多个同期点只需一台准同期装置。采用各同期点输入电压、合闸出口和调节出口选点开关切换，切换选点切换和装置上人工操作选点开关切换。

　　4应用情况及效果4.1应用情况在实际改造的应用过程中，结合实际情况进行了部分改进，设计思路分4步。

　　（1）同期装置与测控装置接口均以触点配合且并联接入，这样可以及时传递断路器和灭磁开关状态、增减励磁操作和电压正常反馈信息以及故障报警等多种信息。

　　（2）同期装置与DEH进行协调控制以完成同步操作，进行自动调速，将待并发电机组转速调整到电网同步转速，完成并网操作并带上初始负荷。

　　（3）提供了供操作人员确认进行单侧无压或双侧无压操作的QP转换开关，确保适应不同的运行和并网方式。

　　（4）同期装置故障告警接点直接接入选线器对应端子，以实现自动紧急中断同期操作，以防发生非同期合闸。

　　4.2应用效果（1）操作方便简单。操作人员在选择了不检、检无压和检同期任一方式后，只需在后台机上进行正常合闸操作，便无需其它任何操作。以后部分由微机装置自动完成采样、计算、分析以及执行。

　　（2）能自动选择适当的时机发出合闸脉冲。不象手动准同期装置那样，操作人员合操作把手的瞬间必须和同期检定继电器的角度配合得非常好才能合闸成功。以前0.5h的并列操作现在只需1min不到就能更好的完成，大大降低了操作人员的技术要求和劳动强度，也大大降低了能源的损耗和设备的损伤。

　　（3）能针对不同的同期点断路器而不同对待，通过整定各个同期点断路器的合闸导前时间T dq（约等于断路器的机械和电气传动时间和断路器固有合闸时间之和），使各个不同的断路器均能在最佳时机合闸成功。

　　（4）由于计算机的快速性和可靠性，使得断路器合闸时两侧的电参数基本接近一致，减小了因两侧电压、频率和相位存在较大差异而引起的合闸瞬间的冲击，有力的保障了电力设备特别是发电机和断路器的安全，大大加强了电力系统安全运行的可靠性。

　　（5）对于静设备（如母联、分段开关）两端的合闸能够实现几秒内完成操作，大大提高正常操作和事故处理时的响应时间，而且从未出现过非同期合闸情况的发生。

　　（6）取消了以往的同期小母线和T K同期开关接点，接线简单，设计思路清晰，自动化水平较高。

　　5结束语同期装置作为热电厂发电厂的重要自动装置，其直接影响着发电机的安全与寿命，不要忽视每次并网的冲击，这种冲击的累积将会给发电机造成致命的伤害。快速并网不仅减少了对系统的冲击，为事故处理等赢得了时间，还能节约了大量的能源。现在发电机的控制系统已纳入热控DCS系统和电气综合自动化控制系统，在热电厂发电的同期装置上，必须采用具有精确及快速运算功能的微机自动同期装置，来独立完成同期并网操作，所采用的同期装置不仅就地采集数据，而且能就地判断，就地控制，这样不仅有可能使电力系统的自动化水平大幅度提高，还将创造非常可观的经济效益。