定制自动准同期装置定做 欢迎来电洽谈

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“同期操作超时”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。
测控主要功能：
1)10路强电遥信开入采集、装置遥信变位（可扩展至26路开入）
2)对象选择、机组选择、起动同期、无压方式等均可遥控
3)Us、Ug、fs、fg、ΔU、Δf、Δφ、df/dt等模拟量的遥测
4)事件SOE
5)GPS对时
3装置原理
3.1 硬件配置及原理框图见附图。
3.2 模拟量输入
系统电压Us及待并电压Ug经隔离互感器隔离变换后输入，经低通滤波器输入至模数变换器，CPU采样后对数字进行处理，构成各种控制继电器，并计算各种遥测量。

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，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，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。

3.3软件说明
3.3.1 同期起动及读定值区
本装置可由外部起动按钮起动(DI9/5X9端子接通时间大于100ms)，也可由后台计算机遥控起动。装置起动后判断无压方式开入（DI10/5X10端子，也可由后台遥控置无压方式）是否等于1，若是，则转入无压合闸子程序，若不是，则转入同期合闸子程序。不管转入无压合闸子程序还是同期合闸子程序，一旦转入即根据选择对象开入（DI1～4/5X1～4分别对应第1～4个同期点）调入该区定值进行计算（调定值大约需要2.5秒时间），并根据控制字KG1.1和KG1.0判定同期点类型（机组型、线路型、线路转机组方式1、线路转机组方式2共四种）。装置检测到两个及以上同期对象投入时报“同期开入重复”并告警；装置起动后检测到无同期对象投入时报“未选择同期对象”并告警。
3.3.2 同期点类型
关于同期点类型，一般自动同期装置均分为机组型和线路型两种。机组型同期点为捕捉同期模式，即装置起动后若压差频差不在整定范围内，装置发调速调压脉冲，并捕捉相差为0°的时候（提前Tdq时间发合闸令）将同期点断路器合闸。线路型同期点为检查同期模式，即装置起动后检查同期点两侧电压相位差在环并合闸角范围内时将同期点断路器合闸。
本装置可设置四种同期点类型，机组型、线路型、线路转机组方式1、线路转机组方式2。机组型与线路型如上，方式1及方式2实时检测关联的同期点位置，根据运行方式判断该同期点是线路型还是机组型。下面介绍另外两种同期点类型的设置及应用：
（1）线路型转机组型方式1（三圈发变组模式）：（目前备用）
对于三圈变-发电机接线方式，如下图，变压器高、中压两侧断路器(1DL,2DL) 按照一般微机同期装置均应设为线路型同期点。但当高压侧断路器1DL未运行而中压侧断路器2DL需同期合闸时，实际上中压侧断路器2DL已变为机组型同期点。此时若以线路型同期点合闸，一种可能是合不上，另一种可能是合闸时产生较大的冲击电流。在这样的情况下，若要改善合闸条件，一是倒换运行方式，先断开3DL，然后用无压方式将2DL合闸，再将3DL同期并网，这样势必会加长并网时间且需要运行人员进行方式倒换，不灵活；二是采用手动并网的方式，这就使自动同期装置失去了作用。
在采用本智能同期装置的情况下，将此同期点（2DL）设为机组型转线路型方式1，装置在检测到高压侧断路器1DL在合位时，按照线路型同期点执行并网；装置在检测到高压侧断路器1DL在分位时，自动将同期类型转换为机组型并可自动选择投入机组调节，大大节省了运行人员工作时间，并可将冲击电流降到很小，非常有利于运行方式的快速恢复
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，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，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。
3.3.2 同期点类型
关于同期点类型，一般自动同期装置均分为机组型和线路型两种。机组型同期点为捕捉同期模式，即装置起动后若压差频差不在整定范围内，装置发调速调压脉冲，并捕捉相差为0°的时候（提前Tdq时间发合闸令）将同期点断路器合闸。线路型同期点为检查同期模式，即装置起动后检查同期点两侧电压相位差在环并合闸角范围内时将同期点断路器合闸。
本装置可设置四种同期点类型，机组型、线路型、线路转机组方式1、线路转机组方式2。机组型与线路型如上，方式1及方式2实时检测关联的同期点位置，根据运行方式判断该同期点是线路型还是机组型。下面介绍另外两种同期点类型的设置及应用：
（1）线路型转机组型方式1（三圈发变组模式）：（目前备用）
对于三圈变-发电机接线方式，如下图，变压器高、中压两侧断路器(1DL,2DL) 按照一般微机同期装置均应设为线路型同期点。但当高压侧断路器1DL未运行而中压侧断路器2DL需同期合闸时，实际上中压侧断路器2DL已变为机组型同期点。此时若以线路型同期点合闸，一种可能是合不上，另一种可能是合闸时产生较大的冲击电流。在这样的情况下，若要改善合闸条件，一是倒换运行方式，先断开3DL，然后用无压方式将2DL合闸，再将3DL同期并网，这样势必会加长并网时间且需要运行人员进行方式倒换，不灵活；二是采用手动并网的方式，这就使自动同期装置失去了作用。
在采用本智能同期装置的情况下，将此同期点（2DL）设为机组型转线路型方式1，装置在检测到高压侧断路器1DL在合位时，按照线路型同期点执行并网；装置在检测到高压侧断路器1DL在分位时，自动将同期类型转换为机组型并可自动选择投入机组调节，大大节省了运行人员工作时间，并可将冲击电流降到很小，非常有利于运行方式的快速恢复

3.3.6 同频并网
装置在检测到允许同频并网控制字投入(KG1.7-=1)时，可以进行同频并网。同频并网条件：起动后装置检测到｜fg-fs｜≤0.025Hz(装置内定，相当于整步表转速≥40s/圈),｜Ug-Us｜≤ΔUtp及｜θg-θs｜≤Δθtp开始计时，并在Ttp时间内条件一直满足，则发合闸令。此功能为弥补自动调速系统失灵而设，现场酌情投退。
3.3.7 导前时间测定及合闸逻辑
装置对应于1到4号同期点，分别设置了一个测导前时间开入接口(DI5～8/5X5～8)，同时作为运行方式判断的开入接口。无压合闸、线路型同期合闸、机组型同期合闸或同频合闸成功后(对应测导前时间开入=1)均可进行导前时间的测定，事实上就是测断路器合闸时间，装置固有出口时间已由装置内部补偿。现场调试时可将导前时间整定一个大于实际断路器合闸时间的值，投入“自动存导前时间”控制字（KG1.8=0），用装置对断路器合一次闸即可将合闸时间保存在该区定值中。装置合闸脉冲宽度为2倍导前时间。合闸成功后5s内不允许再次进行同期操作。若装置发出合闸令后3倍导前时间内未收到合闸反馈信号，则报“合闸失败”并告警。装置合闸出口接点（7X6/7X7）为两个合闸继电器接点串接输出，防止接点粘连导致非同期合闸；合闸信号接点(7X1/7X3)为两个合闸继电器接点并接输出。
3.3.8 告警处理
装置告警后，液晶屏显示告警信号，点亮装置面板上“告警”红灯并中止同期过程，同时起动内部告警继电器切断加速、减速、升压、降压及合闸出口继电器负电源。若需再次进行同期操作，将装置复归（复归按钮或后台复归）。
1DL或2DL的设置可采用方式1，即检测到DL为分位时转为机组型，DL为合位时转为线路型。
控制字2中KG2.7/KG2.6/KG2.5控制方式2所需检测的系统侧电源进线同期点对象编号，KG2.12/KG2.11/KG2.10控制方式2所需检测的待并侧电源进线同期点对象编号，KG2.9/KG2.8控制所需投入反向调节的机组编号，KG2.14/KG2.13控制所需投入正向调节的机组编号。
3.3.3 无压合闸
装置在调入定值并判定该同期点类型为线路型、线路转机组方式1或线路转机组方式2时，系统侧电压Us或待并侧电压Ug任一侧无压（Us≤40V或Us≤40V），延时20ms发合闸令；两侧均有压(Us>40V且Ug>40V)时报“无压条件不满足”并告警。
装置在调入定值并判定该同期点类型为机组型时，根据控制字KG1.9判定“机组无压检任一侧/KG1.9=0)”还是“机组无压检系统侧”。若KG1.9=0，满足系统侧电压Us或待并侧电压Ug任一侧无压（Us≤40V或Us≤≤40V），延时20ms发合闸令；两侧均有压时报“无压条件不满足”并告警。若KG1.9=1，满足系统侧无压且待并侧有压(Us≤40V且Ug≥80V)时, 延时20ms发合闸令；系统侧有压或待并侧无压(Us>40V或Ug<80V)时，报“无压条件不满足”并告警。

本装置可实现1-8个同期点的同期操作功能，但此时必需同期选点装置，否则无法切换公共的回路，若不和同期选点装置或者把手代替配合使用，本装置只实现一个同期点的同期操作，可以是线路模式或者机组模式。

1.控制部分技术参数
允许频差大值 │Δf│≤0.5Hz,缺省为±0.25Hz，可整定
允许频差大值 │ΔU│≤15V,缺省为±5V，可整定
调频调压脉冲输出 脉冲间隔及比例调节规律脉冲宽度可整定，误差≤2ms
同频不同相处理 可输出定时加速脉冲及时消除这种状态，也可整定为同频并网
电网环并合闸 对于线路型同期点，允许电网环并，环并合闸角可整定
同期误差 │Δf│≤0.5Hz时，合闸相位角≤1°
电网环并合闸 对于线路型同期点，允许电网环并，环并合闸角可整定
开入信号