2.2联络线的同期

    (1)传统同期装置工作原理的缺陷：

    根据怀化网历史运行经验，联络线跳闸后有压检同期重合很难成功，原因是它对频差要求很严。

    传统同期重合闸装置的起动条件是：事故跳闸后，在整定的满足故障点熄弧的延时内，同期检查继电器的接点必须始终闭合。同期继电器与时间继电器的配合，构成了频差检测及限定。例如：通常整定故障点熄弧时间最长为0.9s，同期检查继电器按最大允许角40°整定，再加上继电器返回系数0.8的返回角32°，在0.9s时间内，两侧相位角不能超出72°范围。这相当于滑差周期4.5s，允许频差0.22Hz/s。通常联络线路跳闸后，很难满足这样的频差限定，故重合成功的机会很少。这或许是这类重合闸装置长期未投，不能发挥作用的基本原因。其次，即使满足频差要求，设在临界角40°左右发合闸脉冲，加上断路器动作延时，合闸瞬间相角也将近60°，这时两侧电网的冲击也是比较大的。

    目前怀化网内几套微机保护都有无压重合及检同期重合闸的功能，它们用软件取代了传统重合闸装置的硬件，但是检查同期的原理还是与传统的一样。其整定输入也是两个指标：允许相角差和重合闸延时。南自设备厂的CSL-163B微机保护的检查同期重合闸功能曾用于石门变与大电网并网，长时间未能并上，就是因为采用传统的工作原理，定值又过于苛刻(允许相角20°，时间1.2s，验算允许频差仅为0.083Hz/s)。当时并网断路器一侧电压为5.7kV，另一侧电压为6.2kV，是否由于电压偏差过大并不上?按本装置说明书，有压同期的电压标准在0.7倍额定电压以上，这方面的限制很宽，主要的困难是频差限定。所以应用现在微机保护的同期重合功能，其前景也不是很乐观。

(2)大电网投入重合闸的方案：

    就联络线的同期问题，我们对大电网进行了解。大电网各线在主电网侧普遍投入了无电压重合，没有投同期。公司认为，同期是各电源点的事，一般联络线跳闸，小电源也就垮了，因此也不存在同期的问题。怀化网与大电网的结构不同，对同期的要求和关注也不一样。他们有一个过硬的主网，怀化网没有。怀化网的特点是电源容量小，电源点多且分散，电网运行稳定性差。我们关心同期就是关注主网的快速恢复。

(3)改进的检同期重合闸工作原理：

    根据上述经验及调查分析，我们认为侧重电源恢复的重合闸方案要取得实效，必须解决好同期重合技术问题，要解决好这个技术问题，必须改进传统的同期重合闸原理和方法。据了解国内某些微机准同期并网装置，根本上改变了传统同期的原理和技术，取得了安全、快捷、无冲击并网的效果。一般采用的原理是：从待并两侧的电势波形是提取相位差脉冲串，脉冲的宽度表征当前的相位差，从脉冲宽度的变化趋势可以计算频差并预测合闸提前量。这种判定只需要几个脉冲(几十毫秒)而不需要0.9s那样长的时间。这种原理和技术，加上重合闸逻辑，完全可用于联络线同期。因为有预测提前量，比照发电站用的0.5Hz/s的最大限制，频差还可以放宽到0.6～0.8Hz/s，并网时也不会产生冲击。放宽频差要受到保证两侧系统并列后牵入同步而不致再失步产生振荡的限制。

2.3变电所母线失去电压，无法同期的快速恢复

    如果遇到电网局部或全网失去电压，准同期一侧必须等本侧电源恢复才能同期，这往往不如利用线路电压向母线充电迅速。故建议对传统重合逻辑加以扩充：线路有电压，母线有电压同期；线路有电压，母线无电压可以重合闸向母线充电。例如：全网失电压，由新石、石湾、湾长，可以一段一段向长泥波充电，无需调度电话指挥安排，加快恢复。

    这种电网恢复安排只限于上述主电源线上，春－芷－湾线的湾512#断路器同期侧不作这种安排，以防止可能发生的非同期。

 3　重合闸配置具体方案 

    怀化网实施重合闸的重点放在重要的电源联络线，在取得运行经验之后，再逐步推广到全网。电源联络线重合闸的配置原则是：一侧无电压加同期，另一侧同期。

 4　事故低频率切负荷方案  

    电网事故后同期重合闸方案要获得成功，必须稳住频率。只有及时切除足额的负荷，加上发电机调速器的调节作用，才可使频率恢复到满足同期条件。无论切负荷要承担多大损失，同期重合一般比全网失去电压的恢复要快。

    具体低频减载实施方案，以联湖南大电网的频率为调频基准频率，通过计算后实施。