- 2024-06-26 09:11 1988
- 产品价格：面议
- 发货地址：广东深圳福田区 包装说明：不限
- 产品数量：9999.00 个产品规格：不限
- 信息编号：136326195公司编号：8948592
- 刘先生 工程部 经理 微信 13302929585
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SAI380TQ自动准同期装置定做 联系我们获取更多资料
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定值清单及说明
装置设单个定值区。
定值表：序号 定值名称 定值范围
1 控制字1 0000～FFFF
2 控制字2 0000～FFFF
3 同期复归时间Tfg 0～900s
4 环并合闸角θh 0.0～30.0°
5 合闸导前时间Tdq 0～2000ms
6 固有相角差θgy 0～360°
7 同频并网允许压差ΔUtp ±10V
8 同频并网允许相差Δθtp ±15°
9 同频并网时间Ttp 0～20s
10 允许压差ΔU ±15V
11 允许频差Δf ±0.50Hz
12 调速周期Tf 2.0～20.0s
13 调速比例因子Kfp 1～200
14 调压周期Tv 1.0～5.0s
15 调压比例因子Kvp 1～100
3.3.4 同期合闸
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，系统会在较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。
本装置内部采用动态检测预期合闸角的方法，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，大频差为0.5Hz，大频差变化率为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°
也就是装置大误差在0.44°范围内。
机组型同期点在满足压差、频差、频差变化率均小于整定值(｜Ug-Us｜≤ΔU且｜fg-fs｜≤Δf且df/dt≤0.3Hz/s)时，停发调速调压脉冲，在捕捉到个满足同期相位的条件时，发合闸令。若起过复归时间Tfg仍未捕捉到合闸条件，则报“同期操作**时”并告警。
3.3.5 调速调压
在同期方式下，装置判断到同期点类型为机组型、方式1机组型、方式2机组型正调或方式2机组型反调时，允许装置输出调速调压脉冲。系统侧电压过高(Us>120V)、待并侧电压过高(Ug>120V)、系统侧电压过低(Us<80V)或待并侧电压过低(Ug<80)系统侧频率过高(fs>55Hz)、待并侧频率过高(fg>55Hz)、系统侧频率过低(fs<45Hz)或待并侧频率过低(fg<45Hz)时，报相应信号并告警。
调频脉冲宽度Ep由调速比例因子Kfp控制，Ep=-Kfp×(fg-fs)×100。式中：Ep的单位为ms，fg及fs的单位为Hz。Ep>0，输出加速脉冲；Ep<0，输出减速脉冲。若计算的Ep小于100ms，则每次发100ms调速脉冲。
同频时(｜fg-fs｜≤0.025Hz),装置固定发1s加速令,以摆脱同频不同相过程，加快并网速度。
调压脉冲宽度Ev由调压比例因子Kvp控制。
Ev=-Kvp×(Ug-Us)。式中：Ev的单位为ms，Ug及Us的单位为V。Ev>0，输出升压脉冲；Ep<0，输出降压脉冲。
装置在检测到同期点类型为机组型、方式1机组型或方式2机组型正调时，正向发调频调压脉冲。检测到同期点类型为方式2机组型反调时，反向发调频调压脉冲。
装置设单个定值区。
定值表：序号 定值名称 定值范围
1 控制字1 0000～FFFF
2 控制字2 0000～FFFF
3 同期复归时间Tfg 0～900s
4 环并合闸角θh 0.0～30.0°
5 合闸导前时间Tdq 0～2000ms
6 固有相角差θgy 0～360°
7 同频并网允许压差ΔUtp ±10V
8 同频并网允许相差Δθtp ±15°
9 同频并网时间Ttp 0～20s
10 允许压差ΔU ±15V
11 允许频差Δf ±0.50Hz
12 调速周期Tf 2.0～20.0s
13 调速比例因子Kfp 1～200
14 调压周期Tv 1.0～5.0s
15 调压比例因子Kvp 1～100
3.3.4 同期合闸
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，系统会在较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。
本装置内部采用动态检测预期合闸角的方法，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，大频差为0.5Hz，大频差变化率为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°
也就是装置大误差在0.44°范围内。
机组型同期点在满足压差、频差、频差变化率均小于整定值(｜Ug-Us｜≤ΔU且｜fg-fs｜≤Δf且df/dt≤0.3Hz/s)时，停发调速调压脉冲，在捕捉到个满足同期相位的条件时，发合闸令。若起过复归时间Tfg仍未捕捉到合闸条件，则报“同期操作**时”并告警。
3.3.5 调速调压
在同期方式下，装置判断到同期点类型为机组型、方式1机组型、方式2机组型正调或方式2机组型反调时，允许装置输出调速调压脉冲。系统侧电压过高(Us>120V)、待并侧电压过高(Ug>120V)、系统侧电压过低(Us<80V)或待并侧电压过低(Ug<80)系统侧频率过高(fs>55Hz)、待并侧频率过高(fg>55Hz)、系统侧频率过低(fs<45Hz)或待并侧频率过低(fg<45Hz)时，报相应信号并告警。
调频脉冲宽度Ep由调速比例因子Kfp控制，Ep=-Kfp×(fg-fs)×100。式中：Ep的单位为ms，fg及fs的单位为Hz。Ep>0，输出加速脉冲；Ep<0，输出减速脉冲。若计算的Ep小于100ms，则每次发100ms调速脉冲。
同频时(｜fg-fs｜≤0.025Hz),装置固定发1s加速令,以摆脱同频不同相过程，加快并网速度。
调压脉冲宽度Ev由调压比例因子Kvp控制。
Ev=-Kvp×(Ug-Us)。式中：Ev的单位为ms，Ug及Us的单位为V。Ev>0，输出升压脉冲；Ep<0，输出降压脉冲。
装置在检测到同期点类型为机组型、方式1机组型或方式2机组型正调时，正向发调频调压脉冲。检测到同期点类型为方式2机组型反调时，反向发调频调压脉冲。
