关于电力系统准同期并列的具体概述和分析及应用区级电网位于西北电网中G电网中北部，地处N电网和L电网之间，是连接G和N电网的枢纽电网，骨干网架形成3 3 0 kV> 2 2 0 k V为主网架的大型区域电网，110kV网络形成4个片区网络。
该地区电网3 5kV及以上变电站122座，主变容量9 3 9. 7 2万kVA，网统调装机容量44 10.4MW，其中火电3 4 4 0 MW，水电4 6 4.5 MW,风电4 3 6 MW，光伏69.9MW ;图1为该地区电网11 0kV 环网结构图。
1.2孤网运行情况分析从图1中可以看出，W水电厂由1 113WS—线、1114WS二线双回线并列运行，通过S变上网输送电量，异常情况下若1120 DH线和1120SS线同时发生故障，W水电厂将与大电网失去互联，孤网运行。
因主网线路故障而形成孤网系统时，W水电厂发电机组的调速系统可靠动作，变电站低频低压减载装置正确的、按次序逐步切除部分负荷，使孤网系统稳定下来。
此时，孤网系统中发电机组调速系统等自动装置可靠稳定、发电机组的出力与负荷基本平衡，孤网稳定运行。
孤网系统稳定运行可以确保孤网系统的重要用户不停电，但孤网系统无法长期保持稳定运行，在故障处理完成后，调度员需要将孤网系统恢复到主网系统中来。
孤网系统与主网恢复并网需要注意电网的同期条件，两个电网之间的频率、电压、相位可能存在偏差，无视同期条件的合闸操作会引发更大规模的故障。
2同期情况分析2.1同期情况分类及特点电网同期通常有2种情况：其一是差频并网，指2个独立运行着的电网之间通过一条线路同期并联；其二是同频并网，指同一电网中2个变电站之间再投入一条线路的同期并联。
差频并网的特点是待并列断路器两侧不仅存在着电压差，而且还存在着频率差和变化着的相角差，差频并网要通过准同期方式完成；同频并网的特点是待并列断路器两侧电压的频率相等，频差为零，压差存在，相角差是一个固定值，同频并网需要解决电网的合环（环并）问题。
2.2同期并列要因分析在实际电网并列过程中，除了压差是固有的以外，由于两个电网的频率也不可能完全一致，导致在并列点处的相角差也随着两侧频差的存在而呈现周期性的变化，因此，研究两侧的压差、频差和相角差对于电网的并列具有非常重要的意义。
图2为两个电网同期并列接线示意图及相量图。
图中，QF为同期并列的联络断路器，U1和U2分别是两个电网在并列点的电压，X1和X2分别是两个电网到并列点的等效电抗。
假定两个电网的电压都是标准的正弦波，31、32分别是两个电网电角速度，©1、©2分别为两个电网电压初相角，其瞬时值分别为：Ul=Ulmsin(wlt + ©l)U2=U2msin(w2t + ©2{)(l)2.2.1压差对冲击电流的影响电压差计算公式为：△U = Ul—U2(2)从图2可知，由脉动电压AU产生的冲击电流为:Ich=Ul-U2j(Xl+ X2) (3)假设U l=U2=U，其中3是系统的功角，贝S其大小为：Ich =2UXl+X2sinS2(4)2.2.2相角差对冲击电流的影响由式(1)可得系统两侧发电机在任意时刻的相角差为：8 = w1t + ©1 — (w2t + ©2) =(31 — co2)t +(©1 — ©2)(5 )因此，从冲击电流产生的机理上可以看出，发电机在并网时的冲击电流是两个电网之间的相互作用。
只要产生冲击电流，两个相连的电网之间就必然会出现有功功率或无功功率的交换，而且这一交换是瞬时发生的，对两个电网都有不同程度的影响。
一般而言，电网越大、网架结构越合理，其承受冲击的能力就越强；反之，电网越小、网架结构越不合理，承受冲击的能力就越弱。
在实际运行中，电压差和频率差两个要素与相位差相比，对于系统的影响相对要小，因为电压和频率较容易满足准同期要求，因此，电网并列的准同期操作过程，实际上就是同期装置捕捉相角差3为零的过程，而电压差和频率差仅仅是作为同期时的限定条件。
目前，该地区电网在H变110 0母联上安装了PSS 6 6 0数字式自动准同期装置。
在整定计算过程中，对电压差和频率差整定值如下：一5VW(Ug—Us)W5V;—0.25HzW(fg—f s)<0.25Hz(其中Ug和Us分别为G、N两电网的母线电压，fg和fs为其频率)，允许合环角15°;在进行电网间的同期并列过程中，由于初始相角无法控制，即使电压差△U满足同期要求，也很容易出现相角差3不满足准同期要求而使联网操作无法成功。
在这种情况下，唯一的方法就是调整某一侧电网机组的出力或对较大负荷进行投切来使其频率发生微小的改变，使之满足同期条件，然后再进行同期捕捉。
如果超过同期复归时间后仍未捕捉到同期，装置会报同期超时失败，使得同期操作难以成功。
综上所述，出现这种情况是必然的，在频率差很小时，只能通过多次操作来确保同期操作的成功，这在该地区电网事故处理期间进行电网联网操作时就曾出现过。
3频率、电压调整方法3.1频率调整方法调频率就是调整功率平衡。
调整的主要手段是调节发电机机端出力和调整受电侧负荷，使发电、供电趋向平衡。
当小电网与大电网解列后，小电网的发电机组根据功率平衡情况自行增减水轮机进水量，从而实现一次调频，一次调频是有差调频，还需要进行自动发电控制(AGC)或调频器调节，进行二次调频。
小电网调频的方法及手段要根据实际情况灵活掌握。
小电网调频操作的步骤是：首先利用小电网发电机调频，以频率过低为例，应先投入备用发电机发电，按照事故情况下带负荷能力增大运行机组出力，增加机端出力。
如果投入备用机组、增加出力仍然不能满足频率要求，则只能按照批准的事故拉闸限电序位表有序拉闸，进行负荷侧功率调整。
功率调整遵循“频率—负荷”变化规律，一般使用“二五”比率，即电网负荷变化5%, 频率变化2%,即负荷频率变化率比值为2.5。
如果独立小电网与大电网并网，正常大电网数万甚至数十万千瓦的功率波动，频率变动都微乎其微，所以正常情况下大电网进行调频不现实，也会扩大影响，因此，通常情况下调频操作只由独立小电网完成。
在独立小电网频率偏低的情况下，一方面提高独立小电网机组出力，另一方面限制小电网负荷，使小电网有功功率平衡，从而提升频率，满足同期条件。
调整幅度要适量，根据计算数据逐渐调控负荷，不能盲目调整，避免因调整不当造成独立小电网崩溃。
3.2电压调整方法电压调整的常用方法一般有以下几种：增减无功功率调压，改变有功功率和无功功率调压，改变网络参数调压，通过静止无功补偿器调压，特殊情况下采用调整用电负荷或限负荷调压。
如果独立小电网电压异常，则在调整独立小电网的同时可以调整正常电网的同期点电压。
以独立小电网电压过高为例，一般情况下，由独立网发电厂根据电压自行调整，减少无功出力，降低机端电压，同时可以调整正常电网电压，将正常电网的电容器组投入，调整主变分接头，从而调高正常电网同期点的电压，使电压满足同期条件；反之，小电网电压过低时，进行相反的操作，但独立小电网不宜进行容量过大的电容器组、电抗器的投切，避免大的功率扰动对小电网造成冲击，威胁小电网稳定，甚至使小电网电压崩溃。
在该地区电网中，W水电站孤网运行情况下进入小网模式运行，电网振荡较大，对水电机组冲击较大，甚至会造成水电机组的损坏，因此, 需要水电机组迅速保持稳定，尽一切能力保障水电机组的运行，防止因水电机组解列而导致脱网运行。
4防措施4.1加强网架结构，加装保护以及同期并列装置D变到H变增加一回线路，加强网架结构；建议1 12 0DH线加装光差保护，当线路发生故障时能快速切除故障实现全线速断，避免保护失配造成越级跳闸，缩小停电围，减少对电网的影响；在T变、D变、S变加装同期并列装置。
4.2加强对孤网运行的负荷特性分析与研究在孤网形成以后，孤网运行处于一个相对平稳的状态，在该地区电网，硅铁、电石等高耗能负荷在总用电负荷中所占比重大，产品生产与出炉时负荷变化快，高耗能负荷的突然变化造成孤网的电网崩溃也是重要原因之一。
针对网各类高耗能用户负荷特性，加强对其用电时段、负荷运行曲线及电网运行影响的分析与研究，总结规律，制定针对性防措施与保供电预案，把电网影响用户供电因素及用户负荷影响电网稳定运行的因素均降至最小，更利于电网调度顺利进行。
4.3增强调度员对电网孤网运行的事故处理能力增强调度员对电网孤网运行的事故处理能力，要求每一位调度员学习和研究孤网运行方案，特别是要增强每一位调度员学习孤网运行初期的运行特点，掌握电网事故解列后孤网运行的明显特征，在发生事故时做出准确判断，及时汇报、沟通，并在此基础上要求调度员加强电网孤网运行事故处理预案的学习，使各级专业人员做到反应快、联系快、操作快。
在该地区电网出现孤网运行情况下，首先应采取有力措施保障电网孤网运行的稳定性，确保孤网电压和频率均在正常围，防止孤网由于剧烈振荡而垮网；其次应尽快选择合适的并网地点进行并网操作，在最短的时间使单独运行的小网并联大电网，从而确保电网安全、稳定、可靠运行。
5结束语为了加强该地区孤网运行时电网的安全稳定性，并选择合适的并网地点在最短时间与大电网并网运行，通过加强网架结构，加装保护以及同期并列装置，加强对孤网运行的负荷特性分析与研究，增强调度员对电网孤网运行的事故处理能力，针对该地区电网结构制定相应的措施，确保了该地区电网的安全、稳定运行。
