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。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**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，**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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