广州供应智能准同期装置出租

深圳南网国瑞科技有限公司

同期合闸分为线路型和机组型两类。

线路型同期点满足压差小于整定值且相位差小于整定值(｜Ug-Us｜≤ΔU且│Arg(Ug/Us)-θgy│≤θhb)时,延时20ms发合闸令；若压差过大（｜Ug-Us｜>ΔU），报“压差不满足”并告警；若相位差过大(│Arg(Ug/Us)-θgy│>θhb)，报“相差不满足”并告警。

机组型同期点原理和实现方法：

机组同期时，必须考虑三个因素：压差、频差及相位差。对于发电机组而言，压差产生的冲击电流并不会对机组产生太大的影响，因为发电机组在短时间内是可以承受短路电流冲击的。但为什么有的非同期合闸会造成机组大轴弯曲、定子线圈撕裂、绝缘损坏甚至造成电网事故呢？究其原因，是因为在机组并网的时刻，系统侧旋转电势与机组侧旋转电势偏离角度过大，在断路器合闸的瞬间，系统会在极短的时间内将发电机组拉入同步，这就使得在发电机转子上随受相当大的扭矩，手动并网时有时会听到发电机“嗡”的一声就是系统将机组拉入同步时相差过大引起的。即使采用了微机自动同期装置，如果合闸时相位控制不好，长期下去也必会对给机组造成内伤。

对于微机型同期装置而言，压差、频差闭锁合闸出口很容易实现。问题的关键是如何实现相位差准确闭锁合闸出口。要实现相位差准确可靠闭锁合闸出口，首先必须了解相相位差的变化规律。传统的同期装置，总是假定相位呈线性变化，也就是在并网过程中假定频差维持不变。得出如下规律：

 θ0     -------- 当前时刻相位差；

 dθ/dt -------- 当前时刻相差变化率；

 Tdq    -------- 导前时间(断路器合闸时间)；

 θyq   -------- 预期合闸角度。

这种情况假定了机组侧与系统侧的频差是不变的（相差与频差成正比而方向相反，即Δθ=-Δf×360°）。而实际情况是，机组侧与系统侧的频差总是在不停地变化，所以相位的变化也不是线性的，有一定的加速度，从现场的整步表指针就可以看出。在现场，有时整步表指针顺时针慢慢的转动，直到停下，甚至逆时针反转，这就说明相位的变化是非线性的，有一定的加速度。

本智能同期装置在进行同期时不仅考虑相位的线性变化部分，还考虑了两侧频差变化引起的相位变化的加速度，比线性模型更接近于相位的实际变化，因此更能准确地反映实际情况。其计算公式如下：

  θ0       -------- 当前时刻相位差；

  dθ/dt   -------- 当前时刻相差变化率；

  d2θ/d2t  -------- 当前时刻相位变化率加速度；

  Tdq      -------- 导前时间(断路器合闸时间)；

  Tg       -------- 装置固有出口时间；

  θyq     -------- 预期合闸角度。

 同期相位变化模型是否正确，直接关系到同期的准确程度。模型与实际情况所产生的差异，必须通过一定的方法进行修正，使之更接近于实际情况。现有的一些同期装置，在设置预测合闸角时，往往采用固定值（固定门槛）进行计算，这是不符合实际情况的。如有时整步表转了一圈而装置未捕捉到合闸时刻或合闸后相差超过了预期值，都是因为采用了固定门槛后，实际采样频差较大、合闸时间较长时产生了累积误差。

本装置内部采用动态检测预期合闸角的方法，首次应用了浮动门槛，即预期合闸角随着计算频差的变化而变化。这样不仅可以有效提高合闸精度，而且可以保证在频差较大、合闸时间较长时将合闸角度控制在预期范围内。

  dθ/dt   -------- 当前时刻相差变化率；

  d2θ/d2t  -------- 当前时刻相位变化率加速度；

  Tj       -------- 装置计算时间间隔；

      θyq     -------- 预期合闸角度。

装置计算时间间隔为2ms，频差为0.5Hz，频差变化率为0.3Hz/s时，由上式可计算出合闸时预期合闸角度为：

      θyq=1.5×（0.5×360×2/1000+0.5×0.3×360×360×4/100000）=0.44°

    也就是装置误差在0.44°范围内。

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