第一章(同期).doc

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1、第一章同步系统综述发电厂中，发电机组的投人运行操作是经常进行的操作。在系统正常运行时，随着负荷的增加，要求备用发电机迅速投入系统，以满足用户用电量增长的要求；在系统发生事故时，会失去部分电源，要求将备用机组快速投入电力系统制止系统崩溃。这些情况均要进行同步操作，将发电机组安全可靠、准确快速地投入，确保系统的可靠、经济运行和发电机的安全。 在变电所或发电厂网控室中，同步操作可解决系统中分开运行的线路断路器正确投人的问题，实现系统并列运行，以提高系统的稳定、可靠运行及线路负荷的合理、经济分配。 同步操作是发电厂、变电所中重要的操作，但目前忽视同步操作重要性的情况还较普遍，主要表现在： （1）对采用

2、手动同步方式和老式不良的同步装置，给系统及发电机的安全所带来的危害认识不足，有些人错误地认为只要能把发电机并上电网就可以了，认为同步时机组的猛烈震动是正常的并网表现。 （2）同步操作时，对发电机与系统电压间存在一定的相角差下并网无所谓，以为在合闸回路中串进同步检查继电器触点就万无一失了。 （3）认为把待并发电机对系统的电压差和频率差调节得越小越好，把这看成是限制并网时冲击电流的最好措施，花多少时间去调节电压和转速、延长并网时间在所不惜。 （4）忽视线路断路器的同步分析。在设计上只设手动准同步操作方式或设同步检查继电器，没有意识到在一个系统两部分的联络线上，还有同频并网的问题，更没有考虑到在大功

3、角下合闸所带来的后果。 （5）不认真评价一个自动准同步装置的主要技术指标及性能，不清楚如何更好地满足同步的要求。 以上的片面或错误的认识，带来以下不良的后果： （1）大的相角差并网使发电机的绕组、轴承、联轴器等受到严重的累积损伤，使机组寿命大大缩短。 （2）消耗大量的时间，对电压差和频率差过分精细调节，不仅不能及时地将发电机投人电网去带负荷，而且带来极大的空转能耗浪费。（3）不考虑功角、压差的同频合环操作，可能造成系统继电保护误动作甚至造成系统振荡。 因此，认识同步操作的重要性，研究同步过程中的理论及采用新型的自动准同步装置是非常必要的。 第一节 同步系统的原理和分类 电力系统中，同步方法可分

4、为准同步和自同步两种方式。 一、准同步方式准同步方式是将待并发电机在投人系统前通过调节器调节原动机转速，使发电机转接近同步转速。通过励磁调整装置调节发电机励磁电流，使发电机端电压接近系统电压，在同步条件中的频差及压差满足给定值时，选择在零相角差到来前的合适时刻合上断路器，断路器触点闭合瞬间引起的冲击电流小于允许值，发电机迅速被拉入同步运行。 准同步并列的电压相量分析如图1所示。图1准同步方式的电压相量分析 （a）电路示意图；（b）相量图 同步并列前的断路器两侧的电压为： 同步并列前的断路器两侧的电压为： 发电机侧电压UGUGmsin（G t十0G） 系统侧电压 US USmsin（St十0S）

5、上两式中UGm一待并发电机的电压幅值； USm一运行系统的电压幅值； UG一断路器待并发电机侧的电压； US一断路器运行系统侧的电压； G一待并发电机的角频率； S一运行系统的角频率； 0G一待并发电机电压的初相角； 0S一运行系统电压的初相角。 由图1的电压相量分析可知，断路器并列的理想条件为： (1)两电压幅值相等，即UGm=USm (2)两电压角频率相等，即G=S，或两电压频率相等，即fG=fS； (3)合闸瞬间的相角差为零，即中=0。如果能同时满足上述三个条件，意味着断路器 QF两侧的电压相量重合且无相对运动，此时电压差Ud0，冲击电流等于零，发电机与系统立即同步运行，不发生任何扰动。

6、应该指出，如真的出现G=S，两电压相对静止，无法实现=0,故上述角频率相等的条件应表述为角频率相近。现将准同步的各个条件对同步过程的影响分析如下： （一）电压差值 发电机同步时的电压相量图如图1-2所示。 如频率相等 fG=fS =0 而两电压有效值不等，即 UG = US 电压差U则产生冲击电流的有效值为 一（G 一“S IP Xr。十X，X。式中X”。一发电机纵轴次暂态电抗； X。一线路电抗； Xs一等值系统电抗。从图l电可看出，冲击电流、滞后脉振电压氏90o，为无功电流分量，因此，主要考虑产生的电动力对发电机绕组的影响。电动力较大时，有可能引起发电机绕组的端部变形。 冲击电流最大的瞬时值

7、i”；。为i”；删一iKipim（l5）式中K；。一冲击系数，189。 （二）相角差值 如电压幅值相等，UcU卜频率相等，人一人。 而昨co即合闸瞬间存在相角差4，同步时电压相量如图l毛b）所示。 此时，冲击电流的最大值i”；。为 且y xVUC9。、 ltxrlax f。X。十 X。2式中X”。一发电机横轴次暂态电抗。 、。、卜。4。，必 当千J。时，Zsin吾o sin，此时 “”“2“ 11 sMM r G11t pew l八 十X，十六。 从图1毛）可见，这时冲击电流既有有功分量也有无功分量，主要为有功电流，发电机突然发生的功率输出，使机组的联轴器受到突然冲击，这对机组转子轴系列运行非

8、常有害。为了保证机组的安全运行，应将冲击电流限制在较小数值。 待并发电机电压和系统电压之差，既存在幅值差，又存在相角差，可综合以上两种情况进行分析。 （三）频率差 当 U。Uc和人fs时，待并发电机与系统的电压相量如图3所示。 断路器 QF两侧电压为脉振变化，脉振电压 U。为 U。 Uhsin（w t十中）一 U幼sin（ost十中）且一8）式中U。一发电机侧电压幅值； Usm一系统侧电压幅值； 叭一发电机的角频率； 叫一系统的角频率； 4。一发电机的初相角； 九一系统的初相角； t一时间。 设 4。二中一0，U。U。，贝 。r。I出G一 oSt州十oSt，。n Ud一二Uh别川一一一77一一

9、cI091一一一下7一一c且 人1y 如定义队。ZU。sinl fMrgtl为脉振电压的幅值，则 ”“”“”“2”l”“” ItoCtoQ UUaCOS ti 即U。波形可以看成是幅值为U。，频率接近于工频的交流电压。 断路器两侧电压的频率差，谓之滑差。滑差角频率则为 叫一则 一 的 此时，图l了两电压相量的相角差4为 4 a，d t（l10）。，；rtrTo dg。11P。11v。、囚h，Ud“二U CmCm别n M“二U GmGm别n W“二U hoo幻n W 人且一且呈 脉振电压U。的相量图及波形如图1上所示。由图l习）可看出，脉振电压Ud是频率接近于工频、振幅作脉动变化的电压，可将系统

10、电压Us设为参考轴，则待并发电机电压UG将以滑差角频率则相对US旋转，当相角4从0到。时，Ud相应的从零变到最大值；4从r变到27r（重合时）时，U。从最大值又回到零，旋转一圈的时间为脉振周期Td。 滑差角频率dd与滑差频率人的关系为 o。27rf（l12） 所以滑差周期 八一l仇一2体叫 儿13） 当滑差角频率用标么值叫。表示时 o。、 Zwt27rf od袄（11）式中 人一工频额定频率。 滑差周期几、滑差频率人和滑差角频率则都可用来表示待并发电机与系统间频率相差的程度，如图3所示。同步合闸时的相角差中与对断路器发出合闸命令的时刻有关。如果发出合闸命令的时刻不恰当就有可能在相角差较大时合闸

11、，从而引起较大的冲击电流。此外，如果在频率差较大时并列，频率较高的一方在合问瞬间会将多余的动能传递给频率低的一方，即使合闸时的4不大，当传递能量过大时待并发电机需经历一个暂态过程才能拉人同步运行，严重时甚至导致失步。 由以上分析可知在同步并列时，频率差、电压差和相角差都是直接影响发电机运行、寿命及系统稳定的因素。同步操作或研制自动准同步装置一定要遵循前述条件。事实上在准同步并网的三个条件中，电压差和频率差不象人们想象的那样是伤害发电机的重要原因，真正伤害发电机的是相角差。在两电源间存在着电压差和频率差的情况下并网会造成无功功率和有功功率的冲击，也就是说在断路器合上的那一瞬间，电压高的那一侧向电

12、压低的那一侧输送一定数值的无功功率，频率高的那一侧向频率低的那一侧输送一定数值的有功功率，但在发电机空载情况下，即使存在较大的电压差和较大的频率差，其所对应的无功功率和有功功率也是有限的，不会伤害发电机。因为发电机在正常运行中本来就能承受较大的负荷波动，例如线路的故障跳闸或线路的重合问都是较大的负荷波动。 但是，在具有相角差的情况下并网的后果就完全不同了。相角差是指发电机的转子直轴N轴）和定子三相电流合成的同步旋转磁场磁轴之间的角差。在断路器合闸的那一瞬间，系统电压施加在发电机定子上，由其产生的三相电流合成的以角速度则旋转的旋转磁场将产生一个电磁转矩强迫发电机转子轴系（发电机转子、原动机转子、

13、励磁机转子等的合成体）的磁轴与其取向一致，可以想象这一拉人同步的过程是一个数百吨质量的转子轴系于极短时间内在定子电磁转矩作用下旋转一个角度就加于定子的过程。同步时角度较大时对转子轴系绕组及机械体系的伤害是巨大的，作者从大量发电机组的检修记录里找到了极其相似的转子轴系致伤致残的症状，例如绕组线棒变形松脱、出现转子一点或多点接地、联轴器螺栓扭曲、主轴出现裂纹等。 事实上在相角差不为零的情况下进行发电机并网有时还会诱发更为惨重的后果一次同步谐振（扭振人随着电力系统的发展，带串补的远距离输电线路越来越多，发电机单机容量越来越大，电力系统的电气谐振频率人有时比工频o）低很多。而发电机组转子轴系也有一个远

14、比工频低得多的机械谐振频率人，当在电力系统的某种运行方式下，如果出现人十fi50Hi时，只要在系统出现一个扰动，例如短路或是不良并网，就将诱发不断增长的电气系统与发电机组转子轴系机械系统的次同步谐振。此时导致定子的电磁转矩和转子轴系的扭矩不断增长，它们相互间的这种能量交换最终引起转子轴系的严重损毁，有时使主轴断成几段飞逸出去，在国内外电力系统都不乏这种例子。 因此，准同步操作时，严格控制4是同步条件中最重要的一环。 二、自同步方式 自同步并列的操作是将未加励磁电流的发电机的转速升到接近额定转速，首先投人断路器，然后立即合上励磁开关供给励磁电流，随即将发电机拉人同步。 自同步并列方式的主要优点是

15、操作简单，速度快，在系统发生故障、频率波动较大时，发电机组仍能并列操作并迅速投人电网运行，可避免故障扩大，有利于处理系统事故，但因合闸瞬间发电机定子吸收大量无功功率，导致合闸瞬间系统电压下降较多。 因此，GB 142851993继电保护和安全自动装置技术规程规定：“在正常运行情况下，同步发电机的并列应采用准同步方式；在故障情况下，水轮发电机可以采用自同步方式”。 本书第五章将对自同步方式作简单介绍。 第二节 准同步方式及分类准同步方式的主要优点是操作时冲击电流可以很小，对电网不会产生大的扰动，对发电机组不会损伤，是发电厂和变电所中最广泛使用的同步方式。准同步并列点一断路器，其主触头闭合瞬间产生

16、的冲击电流和扰动主要决定于该瞬间的脉振电压UdO）和滑差角频率。d，所以准同步方式要对。d和Ud O）进行监视， 根据断路器的合闸时间选择最理想的合闸脉 冲发出时间，使断路器的主触头闭合时，两 端电压的4接近或等于0。脉振电压的表达7式见式（l11），波形女图14所示。 图l表示，叫值不同，Ud的滑差周 期Td随之变化，最大值为ZU卜 因此，准同步装置要解决以下问题： ）电压幅值差小于允许值，即面 U。U。二（UcU小于允许值，即 UaUdy（11）式中Udy一电压差允许值。 o）频率差小于允许值，即面一人一人小于允许值，或滑差周期几大于允许值。 TdTr（l16）式中 、一滑差周期的允许值。

17、 如滑差允许值规定为02，则允许频差。dy为 Zr f o。，02 535 0Zff（dS） “dy 一”“100 一”“” 二兄、 1，IU S） a，dy 6）合闸相角差4的控制。最理想的合闸瞬间是同步点两侧电压相量重合的时刻，即40、考虑合闸回路控制电器和断路器操动机构合闸的固有动作时间t卜 因此在两电压相量重合之前提前 t。发出合闸命令，即所谓的导前时间 tdqh。tdq人这样就能确保在40”时发电机并人系统。 常用准同步装置的原理采用恒定越前相角和越前时间两种。恒定越前相角的同步装置是采用并列点两侧电压相量重合点之前的一个角度4d（发出合闸脉冲。恒定越前时间同步装置则采用重合点之前的

18、一个时间tdq时发出合闸脉冲。前者只有在一特定频差时才能实现零相角差并网，而后者却可保证在任何频差时都可在零相角差实现并网。 准同步装置有手动准同步和自动准同步两种： 手动准同步装置是将供同步操作用的表计和操作开关装在同步小屏或中央信号屏上，运行操作人员监视同步屏的电压表、频率表及整步表，靠经验人为的判断合闸时间，操作断路器合闸。 自动准同步装置是专用的自动装置。自动监视电压差、频率差及选择最理想的时间发出合闸脉冲，使断路器在零相角差时合闸。同时设有自动调节电压和频率单元，在压差和频差不合格时发出控制脉冲。频差不满足要求时，自动调节原动机的转速，减小或增加频率，即通过控制原动机的调速器（DEH

19、）实现。压差不满足要求时，自动调节发电机的电压使电压接近系统的电压，即通过控制发电机励磁调整装置（AVR）来实现的。 自动准同步装置分半自动准同步装置和自动准同步装置两类。半自动准同步装置不设转速与电压调节单元，只设合闸命令控制单元。前者由运行值班人员对DEH和AVR进行操作，当频率差、电压差满足要求时，准同步装置自动发出合闸脉冲，将断路器合闸。 自动准同步装置则具有均压控制、均频控制和合闸控制的全部功能，将待并发电机和运行系统的TV二次电压接人自动装置后，由它实现监视、调节并发出合闸脉冲，完成同步操作的全过程。 手动准同步装置主要有以下重大弊端： ）存在重大的安全隐患。由于操作人员技术不姻熟

20、，加之紧张，经常出现在大相角差下并网，不仅给机组带来冲击，有时更为严重的是会诱发扭振。扭振不是单纯的机械问题，而是在某种特定的情况下电网与转子轴系机械系统发生的电磁共振，即所谓次同步谐振。在此特定情况下，如果出现短路或不良并网，则将导致电气系统通过发电机定于产生电磁力矩作用于发电机轴系机械系统，而轴系机械系统又通过转子的角位移及角速度影响电气系统，形成谐振。定子的电磁力矩和转子轴系的扭矩不断增加，它们相互间的这种能量交换最终引起转子轴系的严重损坏。短路和不良并网是诱发扭振的重要原因，而手动同步导致非同步并网的概率比短路高很多。因此，提高同步操作的质量及自动化程度显得尤为重要。特别是对那些担当调

21、峰、调频任务的发电厂，由于并网频繁，多次不良并网操作给发电机组带来的累积损伤是严重的。 幢）延误并网时间。手动同步操作复杂，靠人的感觉来操作，延误很长时间，由于误并列所带来的严重后果是众所周知的，因而运行操作人员存在恐惧感，导致紧张、犹豫，以致延误并网时机。拖长并网时间在系统稳定储备不够时将带来严重后果，这在系统事故情况下尤为有害，此外长时间并网过程还将造成大量的能源消耗。 d）手动准同步装置一般是几台机组共用一套，各机组之间的控制电缆较多，接线复杂，同步小屏与发电机组断路器的控制地点距离较远，由于视觉误差，可能引起同步操作错误。 因此，手动准同步方法应该取消。那些害怕自动准同步装置不可靠的顾

22、虑是没有必要的。正确处理这一问题的途径是提高自动准同步装置的可靠性，以及合理解决备用问题。对大容量机组，机炉电集控采用DCS，并设自动准同步装置，能完成机组起动到并网的全过程，同时给出各步骤的信号指示，如果准同步装置或调压及调频装置有问题，都可以停止同步操作，并发信号，故应该是可靠的。有些自动准同步装置设有电压、频率、相角。加速度等闭锁，且有整步表指示同步过程，例如 SID2系列的自动准同步装置面板不仅提供了远胜于组合同步表的智能同步表，还提供了多台自动准同步装置互为备用的功能，这比手动准同步更为可靠。但目前为了照顾一些运行习惯，有些中小容量机组，仍保留一套手动准同步装置作为一种备用手段。 第

23、三三节 自动准同步装置的要求及特点 自动准同步装置能可靠、准确、快速地自动实现复杂的同步操作，代替手动准同步装置，目前大多数设计与运行单位都已接受这一现实，但以往的自动准同步装置，如前苏联的 ACY装置及原国产老设备，如 ZZQ系列同步装置，有的用电磁继电器构成，有的用晶体管元器件及部分小规模模拟集成电路构成，原理陈旧、判据粗糙、元器件参数不稳定。工艺低劣等引起装置误动，发生误并网及同步失败的事例屡见不鲜。因此，有不少电厂干脆停用自动准同步装置，而代之以手动准同步，也有很多电厂已更换为新型微机型自动准同步装置。 新型微机型自动准同步装置的主要特点及要求如下： 门）高可靠性：自动准同步装置的原理

24、和判据正确，采用先进、可靠的微机装置。在软件及硬件上具备很大的冗余度，确保没有误动的可能。 0）高精度：同步装置应确保在相角差为零度时完成并网操作。捕获零相差需要有严格的数学模型，考虑到并网过程中影响机组运行的各种因素，例如汽温、汽压、水头（水电站）变化及调速器的扰动等。同时能自动测量合闸回路的合闸时间 间断路器的合闸时间及中间继电器的时间之和人装置的高精度是发电机及系统安全的保证。在硬件上必须杜绝信号采集中出现的相角偏移，目前相当多的同步装置都存在着这种弊端。 由第一章第一节分析可知，长距离输电线路越来越多，发电机单机容量越来越大，如发生不良并网，有可能诱发电气系统与发电机组转子轴系机械系统

25、的次同步谐振，有时使主轴断成几段飞逸出去，在国内外电力系统都不乏扭振的例子。并网是系统的经常性操作，远比短路出现的机率高，因此自动准同步装置的高精度是保证并网质量的关键之一。 o）高速度：同步装置的并网速度关系到系统的运行稳定性及电能质量，还关系到电厂的运行经济性。同步操作是基于系统的需求，尽快接人发电机有利于系统的功率平衡。同时尽快完成并网操作将节约可观的空载能耗。 提高同步并网的速度有两个途径：一是以优化的控制算法确保同步装置能既快速又平稳地将发电机的电压和频率调整到给定值；二是以精确的预测算法确保在电压差和频率差满足定值要求后，能捕捉到第一次出现的零相角差时机将发电机平滑地并人电网。 N

26、）能融人分布式控制系统（DCS人 同步装置应是DDCS的一个智能终端，通过与上位机的通信完成开机过程的全盘自动化。上位机也需获得同步装置的静态定值、动态参数及并网过程状况的信息。 6）操作简单、方便，有清晰的人机界面：同步装置的面板应能提供运行人员在并网过程中所需的全部信息，例如重要定值、压差、频差及相差的动态显示等。这些信息也可通过现场总线传送到上位机，制造商应提供装置的通信协议。 N）二次线设计简单清晰：同步装置接人TV二次电压、断路器操动机构合闸绕组、汽机调速装置DEH、励磁调整装置AVR等回路的接线应正确明晰。 门）调试方便：装置调试简单，引出线方便，电压差、频率差、相角、合闸时间的整

27、定在面板上进行，有明显的标识。 侣）有较长时间的运行实践经验：同步装置必须对发电厂和变电站负绝对责任，因此，产品的业绩及历史至关重要。目前，国内研制的微机型自动准同步装置有深切沛智能设备开发有限公司的SID一栋列自动准同步装置、南瑞系统控制公司的MAS自动准同步装置、南京东大集团电力自动化研究所的 MFC2051自动准同步装置、南京国瑞电力有限公司的WX准同步装置和许继集团有限公司的WZQ3准同步装置等。装置的技术性能见第四章。 准同步装置的功能可分三大类： 一类为用于发电厂发电机的自动准同步装置，要检测系统和发电机的压差、频差和相角差，同时能自动对发电机的电压和频率进行调节，符合上述全部条件

28、时给发电机发出断路器合闸脉冲，发电机并人系统。 二类为用于发电厂、变电所的线路、母线分段联络断路器，检测并列点两侧的压差。网”。“差频并网”是指在发电厂中，将一台发电机与另一台发电机同步并网、一台发电机与另一个电力系统的同步并网、两个电气上没有联系的电力系统并网。其特征是在同步点两侧电源的电压、频率不相同，且由于频率不相同，使得两电源之间的相角差也不断的变化。进行差频并网是要在同步点两侧电压和频率相近时，捕获两侧相角差为零的时机完成并列。“同频并网”是指断路器两侧电源在电气上原已存在联系的系统两部分通过此并列点再增加一条通路的操作，如线路断路器或双母线系统的母线联络或分段断路器，17断”一”一

29、”“”“2”路器接线的各串中的某个断路器等。其主要特征是在并网实现前同步点两侧电源的电压可能不相同，但频率相同，且存在一个固定的相角差，这个相角差即为功角，其数值取决于并网前两电源间连接电路的电抗值和传输的有功功率值，从本质上讲，同频并网只不过是在有电气联系的两电源间再增加一条连线。功角a的特性如图16所示。功角的表达式为 一PX。 、l”“Zj、， Ssin7不争 17） “EU 式中P一输送的有功功率； E一发电机等值电动势； U一系统的母线电压； XZXcX，X。一联系电抗； Xc一发电机电抗； X，一变压器电抗； 。XL一线路电抗。 从上式可以看出，功角j与传输功率P是正弦函数关 图l

30、6 功角8的特性 系 也就是发电机有功功率的功角特性曲线，稳定运行的功角最大值是90o，其对应的P。值称为功率极限值。传送大功率的长距离线路的功角8更接近于极限值，也就是稳定储备更小。从理论上讲，功角a的取值可在co90”之间。差和相角差下进行。问题是多大的电压差和多大的功角可以并网，超过多大的值就不能并网。因为电压差的数值决定了并网时两电源间的无功功率冲击值，功角的数值决定了并网时两电源间通过该连线的潮流冲击值，这种冲击实质上是并网瞬间系统潮流进行了一次突发性再分配。不难想到，这种突发性的潮流再分配，可能会引起继电保护误动作，更严重的是在新投人的线路所分流的有功功率超过了其稳定极限导致线路因

31、失步而再次跳闸。而以前我们未认真地分析其后果，认为两个系统原来就连在一起，并非是真正意义的并网，只要合上断路器就可以了。因此，以往在大多数发电厂和变电所中对可能发生同频并网的断路器只设一套手动准同步装置，再配置一个同步检查继电器解决相角闭锁问题。但在实际运行操作过程中，由于这种不加功角校核的手动同频并网诱发继电保护误动及系统振荡的例子屡见不鲜。一些电厂遇到这一问题时，不得不采取先把发电机停了，然后在无压情况下手动合上线路，再在发电机的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，浪费大量的电力和资源。 此外，在设计中也忽视了对电厂内的断路器并网性质进行分析，实际上有些断

32、路器只可能发生差频并网的问题，有些断路器只可能发生同频并网的问题，而有些断路器在运行方式不同时，有时会是差频并网，有时会是同频并网。现以一个大、中型发电厂的主接线图l6为例来说明，图中标注“D”的为差频并网点，标注“S”的为同频并网点，而在运行方式变化时某些同频并网点也会出现差频并网方式，标注“D，S”，因此，只用手动准同步方式并列，不能满足要求，必须借助自动准同步装置解决这问题。 许多大、中型变电所的主接线与发电厂的相似，不同处是变电所没有发电机变压器组，而220kV与55kV之间设联络变压器，变压器低压侧设1035kV系统，以简单的所用电代替厂用电。图 l主接线的同步点由地一Qrys共25个（Qgy6QThl一般可不考虑同步操作，柴油机组接人保安电源系统的QThZ一般设简易的差频并网操作X这25个同步点中能使用以往典型手动准同步接线的断路器只有助 和QFZ，其特征是这两个断路器合闸前其两侧是完全解列的两个电源、一侧是待并发电机、另一侧是运行系统。其余的23个断路器在同步时有可能其两侧为完全解列的两个电源，但有时则可能两侧是存在着电气联系的同一个系统。在后一情况下断路器两侧的同步电压因没有频差，因此不存在相对运动。但这也不说明它们之间没有相角差，恰恰相反，它们之间会出现一个固定的相角