自动准同期

2024-10-16

自动准同期（精选8篇）

自动准同期篇1

摘要：阐述了微机自动准同期装置的功能、基本原理、硬件设计及主要技术数据。

关键词：准同期,并网,压差,频差,导前时间

1 概述

电力系统中微机式产品以其精度高、通讯方便、体积小、耗电少等优点备受用户青睐, 就准同期装置而言, 从性能方面来看, 微机式准同期较以前集成电路式准同期产品在可靠性、测量精度和并网速度等方有较大程度改善, 且其能够通讯优点更是集成电路所无法比拟的, 而电力系统少人值守和无人值守的发展趋势要求准同期必须具有通讯功能。现以RAS-100微机自动准同期装置 (以下简称装置) 为例, 对此作以详细的介绍。

该装置是为实现水、火电厂发电机快速并网而设计的智能控制器, 可用于一至十六台机组的场合, 装置对输入、输出、通讯信号均采用了光电隔离技术增强抗干扰能力。采用均频均压控制快速促成并网条件到来。装置采用双机并行运行系统合闸脉冲经“与”输出, 此外对于合闸脉冲的发出在硬件和软件上加入多种闭锁增加并网的可靠性。在发合闸脉冲时考虑到了频差变化率的影响, 保证并网质量, 除本地操作外装置还可由上位机直接完成各种操作, 或由开关量实现远方操作。调频、调压可单独设置为投入或退出状态, 各种试验证明该装置技术先进, 可靠运行。

2 主要特点

2.1 一台发电机可专用一台装置并网, 也可16台发电机共用一台装置并网。

2.2 现场各输入、输出信号与装置内部隔离, 输入电源隔离, 通讯隔离。

2.3 装置为双机系统 (两个CPU) , 并网过程中两个CPU并行工作, 它们发出的合闸信号在输出单元经“与”后由继电器输出, 硬件上每个CPU板上调频、调压、闭锁、报警信号闭锁合闸信号。

2.4 软件中装置采用压差、频差、频率变化率、最大相角、最小相角同时闭锁合闸回路。

2.5 装置具有自检, 断线监视, 故障报警的功能。

2.6 并网过程除本地和上位机操作外, 也可由开关量操作 (此种工作方式不能修改参数) 。

2.7 通过装置的工作方式选择可使发电机工作于准同步方式也可以工作于自同步方式。

2.8 各种控制参数均可独立设置, 参数可就地或远方修改。

2.9 调频、调压均可单独设置为投入和退出状态, 调频退出并不表示并网时装置发出合闸脉冲不受频差限制, 而是不由本装置发出调频脉冲, 同理调压退出也是如此。

2.10 调频、调压采用模糊控制尽快促成同期条件到来, 模糊控制系数通过设置调频、调压系数完成。

2.11 并网后显示“断路器操作回路实际合闸时间”。

2.12 装置能向上微机适时传送并网过程中的信息。

2.13 液晶显示。

2.14 通讯接口RS485、RS232或以太网接口, 通信规约采用IEC60870-5-103、M O D B U S等通信规约。

2.15 当发电机和系统出现同频不同相时会导致并网时间过长, 此时装置能自动发出冲击脉冲。

3 工作原理

R A S-1 0 0微机自动准同期装置应用于电力系统二次回路中, 完成两个相互独立的电力系统与发电机间按准同步要求进行并列运行, 具体讲就是:装置检测发电机和系统频差和压差, 当压差和频差都满足用户要求时, 装置就控制断路器主触头在发电机和系统电压相位差为零时闭合。当发电机和系统压差、频差不满足要求时装置自动发出调压和调频脉冲。

3.1构成

装置主要由输入单元、CPU单元、输出单元、显示单元、电源单元组成。

3.2 输入单元工作原理

3.2.1 输入信号内容

发电机、系统P T电压信号

1~16组来自同期开关的并列点选择信号 (常开空接点) , 远方来复位及启动并网信号 (常开空接点)

3.2.2 输入单元输出信号

来自发电机和系统的电压信号经由输入回路后, 整形为体现发电机电压周期、系统电压周期、发电机和系统电压相位差的方波信号和经整流后发电机和系统电压信号。

开入量经抗干扰处理后送CPU单元。

3.2.3 输入回路组成

由互感器, 过零检测电路, 整流回路等部分组成。

3.3 CPU单元由CPU1和CPU2两部分组成。

CPU单元是本装置的核心, 用来完成数据采集、计算、逻辑判断处理、与上位机通讯、向输出单元发出各种控制命令。

CPU1接收输入单元送来的方波和整流后的电压信号, 处理后发出闭锁、报警、调频、调压和断路器合闸脉冲给输出板。除此外, CPU1还接收处理键盘输入信息, 控制液晶, 负责装置和上位机通讯。

CPU2接收输入单元送来的方波和整流后的电压信号, 处理后发出闭锁、报警以及合闸脉冲送给输出板。

CPU1和CPU2间通讯由80C196KB单片机的串行口实现, 通过串行口实现定值传送, 错误信息传送, CPU1和CPU2间同步控制等功能。

硬件上CPU1和CPU2都采用高性能的80C196KB型16位单片机 (集成有定时器/计数器、通讯接口、模拟及数字I/O等外围电路) 、12MHz晶振、32K的数据存储器62C256和程序存储器27C256、4K的参数存储器28C17、地址锁存器74HC573、译码器GAL16V8、出口锁存器74HC273等构成单元的核心部分。

3.4输出单元工作原理

输出单元接收CPU1、CPU2传送来的信息, 经逻辑电路后由继电器输出调频、调压、合闸、报警等控制信息, 输出为继电器常开空接点。

3.5 显示单元

显示键盘回路由液晶、动作指示灯、运行指示灯、故障指示灯、电源指示灯、按键电路组成。

3.6 电源单元

装置采用高效率开关稳压电源。3.7软件组成

装置软件主要由主程序、His中断、soft中断、A/D中断等组成。

主程序中主要对采集的数据进行计算、判断、向输出单元发出各种控制信息

His中断测量发电机和系统电压周期, 发电机电压信号和系统电压信号的相位差

soft中断作为装置内部计时, 同时与主程序结合发出各种控制信息。

4 主要技术数据

4.1 交流额定电压值:100V 50Hz

4.2 导前时间:40~990ms, 间隔1ms

4.3 允许发合闸脉冲的相角差为0~45°, 整定间隔为1°

4.4 允许发合闸脉冲的频差为0.1~0.5Hz, 整定间隔为0.01Hz

4.5 允许发合闸脉冲的压差为±3%~±20%, 整定间隔为0.1%

4.6 调频系数0.00~1, 整定间隔为0.01

4.7 调压系数0.00~1, 整定间隔为0.01

4.8 调频和调压可单独设置成投入和退出状态, 退出不表示装置不闭锁频差或压差, 而是不发调频和调压脉冲

4.9 频差≤0.3Hz时, 合闸相角差A≤1.8°

4.10 开关量输出

继电器:容量AC220V/5A, DC220V/0.5A

5 结束语

各项试验表明该装置软件运行正常, 抗干扰能力强, 能正确发出合闸、调频、调压等各种控制信号且满足技术要求, 装置各种功能运行良好, 达到用户要求。

参考文献

[1]李佑光, 林东.电力系统继电保护原理及新技术.北京科学出版社.2003

[2]张新国.继电保护原理.北京中国电力出版社.2004

[3]李火元.电力系统继电保护与自动装置.中国电力出版社.2006

自动准同期篇2

【关键词】同期变电站电压

【中图分类号】 TM411+.4【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）07-0448-01

0 引言

在正常生产期间，为配合上级电站检修或自身设备检修，为满足天然气净化装置生产连续性的要求，采用微机自动准同期装置进行两回进线电源相互之间的切换，能实现不间断供电，保证了供电的连续性和可靠性。

1 问题的提出

天然气净化厂在生产过程中是不容许停电的，在实际运行中，许多分厂的变电所都是一个电源主供，另一个电源备用（热备用）。主供电源一般是选择电源点离厂近电源又可靠的上级电站。在生产过程中，由于配合上级电站检修或自身设备的检修，难免要进行电源的倒换，即由主供电源倒至备用电源运行或由备用电源倒回主供电源运行。这种预先知道或有计划的倒闸操作，应当是不停电的操作，这与事故性停电后的操作不一样。

由于双电源供电，系统是不允许我们电站进行电源并列的操作，主要是怕不同期造成事故。所以设计时对电源侧的三个开关正常情况下只允许合上二个，这是有闭锁的，如下图：

要合第三个开关时，必须先停下已合上的二个开关中之一，才能合上第三个开关。就造成倒闸操中短时失电，这样会影响净化厂的连续生产。我们应当是合上第三个开关后再停下另一个开关，即电源并列后再停一个电源（当然，这是要经过电力调度同意后才能进行的操作）。在正常运行时，必须处于“三合二”的状态，闭锁起作用。只有需要倒电操作时，经过电力调度同意后，才关闭闭锁，进行操作。一旦操作结束应立即恢复闭锁。

2 变电站实现同期的原理

2.1 两个系统并列的条件

两个独立的交流电源系统，欲使它们通过断路器并列起来，在电力系统中称之为同期操作。

以万州分厂为例，双化线来至于双河口发电厂，而相化线来至于相思110KV电站，它们两个在某些时候就是两个独立的电源系统。（即相互间没有电的联系）

要将两个独立的电源系统连在一起受到的冲击最小，理论上应满足三个条件：

1、电压差为零：即△U=︱Ug-Us︱=0

2、频率差为零：即△f=︱fg-fs︱=0

3、相角差为零：即△Φ=Φg-ΦS=0（见图1）

上述三个条件称为同期的三要素。在实际应用中，电压差、频率差两个要素与相位差要素相比。对于系统和设备的影响要小得多。同时，电压，频率差较容易满足要求。（在有发电机的地点，通过调整发电机的有功即可改变频率，调整无功可改变电压）因而，可以简单地认为同期过程实际上就是捕捉△Φ=0的过程。而压差，频率差仅为同期的限定条件。

微机自动准同期装置控制原理图如上，对象1-3为同期操作对象，分别为断路器DL1-DL3，若此时运行方式为DL1和DL3在合位，DL2为分位，要将电源从相化线倒至双化线运行，操作对象选择DL2（选择需合的断路器），同期装置检测DL2断路器两侧（系统侧和待并侧）的电压，若满足： △U设定±5%的范围，△f设定±0.2HZ，△Φ设定20°的要求，即满足同期合闸三要素，微机自动准同期装置发出合闸命令，DL2断路器合闸。

2.2变电站自动准同期装置的改造

根据万州分厂供电系统的实际情况，对该该厂35kV变电站进行同期并列装置改造。改造后的控制原理图如图2：

需要倒电操作时，经过电力调度同意后，将选择开关SA1切至“倒电”，关闭闭锁，进行操作。将对象选择开关切至DL2，倒电跳闸选择开关SA2切至“跳DL1”，启动自动准同期装置，满足同期合闸跳闸时，发出合闸命令，DL2合闸，同时DL2的常开触点闭合，接通DL1的跳闸回路，DL1跳闸，将电源从DL1倒至DL1，操作结束应立即将选择开关SA1切至“运行”，恢复闭锁。DL2先合，DL1后分，保证了供电的连续性，同时满足同期合闸的要求，保证了供电的可靠性。

2.3准同期并网装置有两种操作方式

准同期并网装置有两种操作方式：

“自动准同期”：凡待并断路器（即要合闸的断路器）两侧均有电压，这时合断路器必须选择“自准”。该装置可以捕捉△Φ满足整定条件下的时机，发出“合闸”命令。

“无压合闸”：凡待并断路器一侧或两侧没有电压，同期装置亦可完成断路器合闸操作，这时必须选择“无压”。

装置在运行过程中，无法实现同期合闸或出现故障，都会在LCD显示屏上显示出相应的中文信息，复归后，可以再次启动同期装置。

在倒电操作时，同期装置应同无停电倒闸操作配合起来使用。

3、该系统应用特点

（1）实现所有同期输入/输出信号的手动切换

（2）可支持16个同期对象，每个对象的2个PT信号可独立输入，并经可靠隔离

（3）控制输出为无源空接点

（4）有完善的闭锁功能

4 结束语

万州分厂35kV电站的微机自动准同期装置通过运行检验，达到了预期的效果。在正常生产期间检修时，采用微机自动准同期装置对两回进线电源进行切换，保证了天然气净化装置供电可靠性和连续性。

参考文献

[1]陈建平.浅析新型微机自动准同期装置，中国科技信息，2011年16期

[2]瞿云飞，付喜平.同期装置在电网中的应用；西北电力技术，2005年01期

自动准同期篇3

电力系统中存在这样一种现象, 在断路器进行合闸时, 在同期点附近, 断路器会带电, 这是因为断路器两端都有不同电系统供电而带电。这时如果将断路器合闸就需要进行一系列的操作才能实现。

电力系统中有着一项主要的操作内容, 叫做同期点的并列操作。这一操作中存在一定的问题, 即电源分别安装在断路器的两端, 当同期点的断路器不按时合闸, 就会引起断路器爆炸以至于整个电力系统崩溃, 因为断路器两端的电参数相差较大。导致重大事故。很多工厂都在使用手动的装置, 这样基本可以实现断路器的时间控制, 但是存在一定的缺陷。例如, 对操作人员的要求较高, 合闸时机难把握, 不能够自动选择, 就会出现一次合闸不成功。另一方面, 随意性太大, 因为机械和电气传动的延时性, 很有可能不在操作的范围内, 造成非实际合闸, 对断路器整体设备造成冲击。不能够自我调节, 对于各项性能指标必须由操作人员手工调节, 人工操作半小时才能成功。多年来一直采用人工操作, 这样的设备已经老化, 可靠性降低。

二、二次回路保护器

为了解决上述问题, 我们采用一种自我调节参数的装置, 自我发动合闸指令。图1 为二次回路保护器原理图。

电力系统中任意点的电压可表示为u=Umsin (t φ) , 由此式可以看出, 同期点的理想状态是两侧电压全部相等, 系统电压和大系统电压的两个相量完全重合可以参照以下公式。ωG = ωX或f G = f X (即频率相等) UG = UX (即电压幅值相等) δe = 0 (即相角差为0) 。当合闸的冲击电流为0 时, 两个系统进行同步运行, 不会互相干扰。

一般情况下为了满足操作条件, 尽量采取理想的合闸时间, 自动装置分别控制以下三个单元。

1. 控制频差单元, 检测发电机电压和大系统电压间的角频率, 当调节发电机时, 频率互相接近。

2. 控制电压差单元, 检测电压差, 调节发电机的电压, 使得差值小于规定值促使并列的从形成。

3. 控制合闸型号单元, 检测并列条件, 在频率和电压都满足时, 选择合适的发出信号, 在主触头连接时, 相交接近在能控制范围内。

当采取微型自动准同期装置, 配以精度较高的交变流器准确快速地采样以及严格的计算技术来控制两侧电压频率和相交差, 用快速继电器作为合闸输出电压装置, 此装置抗干扰, 技术领先。

在调压调速的频率自动跟踪机组中, 使频差, 压差尽快的进入允许范围, 每半个工频周期实现快速并网, 在调速脉冲的过程中, 计算角速度, 角加速度, 确保了合闸相角差接近零。频差闭锁 (Δf) 、压差闭锁、 (ΔU) 和加速度闭锁 (dΔf/dt) 、无压 (一侧无压或两侧均无压) 、电网环并 (开关两侧为同一电源) 等自动快速合闸功能等功能的实现。

两个回路的准确测量结果应该保持一致, 计算正确性。在液晶屏中显示结果, 方便监视参数和修改, 保存参数。单独使用装置与监控系统配合使用实现远方遥控同期装置。多个同期点只需一台装置即可。采用同期输入电压的开关切换和人工操作的开关切换。

结论:该装置运行情况良好, 能够采集电参数在计算发出指令, 对电压频率进行调节具有一定智能性, 自动的发出合闸脉冲能够确定最佳时机, 操作简单便捷, 多种方式供操作人员选择, 只需按一下按钮即可, 无其他操作, 后续由微型装置自动完成采样计算执行。

自动选择发出脉冲, 操作人员必须同期检验角度配合才能成功, 能更好地完成, 大大降低了操作人员技术强度也大大降低了设备损耗。可以应变不同时期的点段器, 通过正定各个时期的合闸导前时间, 使其不断地配合, 达到最佳时机。计算机具有快速性和可靠性, 使得断路器两侧电参数基本接近, 减小了两侧电压频率存在较大的差异而引起冲击, 有了对电力设备的保障。增加了安全性, 提高了可靠性。

摘要：微机自动准同期装置在电力系统中已得到广泛应用, 但其在电压差和频率差控制、并列条件判断等方面仍采用模拟式自动准同期装置的方法。没有充分发挥微处理器的数值运算和逻辑判断能力。自动准同期装置具有可快速准确同期、对系统冲击小的特点, 具有较大的实用价值。

自动准同期篇4

1 硬件设计

1.1 硬件整体框架设计

本文设计的自动准同期装置的硬件平台以32位带浮点功能DSP28335和16位AD作为核心,DSP、AD均采用工业控制领域的主流制造厂商并已有成功应用的、形成系列化的主导产品;DSP除具有常规的高速计算功能外,还包含了大容量的程序FLASH、RAM、I/O接口、SCI、SPI、CAN等资源,大大地简化了硬件的复杂程度,提高了硬件可靠性。

自动准同期装置的功能板件,按功能合理划分,采用了模块化、功能化、通用化的设计思想,使功能板件的功能明确、便于互换。

图1是自动准同期装置的硬件构架模式。

1.2 角差测量电路

本文中角差采用硬件电路直接测量,设计一个电压比较电路(如图2),把系统侧和待并侧的交流电压信号变换为与它们同频率的方波信号,然后将这2个方波信号进行异或,异或输出的信号宽度反映了两交流信号相角差的变化情况,然后把异或输出信号作为DSP捕获中断的输入信号,分别读取2次捕获寄存器,可知道异或方波信号的宽度,也就知道了两交流信号的角差值[3]。

2 主要软件模块设计

2.1 自适应采样测待并侧电压量

考虑到系统侧电压频率稳定,基本可以认为是Hz不变,若每个系统侧电压周波采样点,那么系统电压固定0.833 3 ms采样一个点,也就是固定0.833 3 ms执行一次中断采样程序来处理系统侧电压量。

而待并侧电压频率是变化的,若采样待并侧电压量还是固定0.833 3 ms中断采样一次的话,那么连续采样点得到的波形则不一定是一个周波,既而如果像计算系统侧电压量那样采用点DFT算法来计算的话,有可能会得到大于误差范围的电压有效值。因此,在待并侧电压采样程序编写时用到了自适应采样的方法,就是根据实时测量到的待并侧电压频率来决定待并侧电压的采样间隔,以保证连续采样待并侧电压点为一个完整的周波[4],采样子程序如图3所示。

2.2 最小二乘求角差变化率

电力系统运行中的噪声、谐波和随机干扰等对测量造成污染,这为准确测量角差变化率等物理量带来了难度。

最小二乘法是一种数学优化技术,它通过最小化误差的平方和寻找数据的最佳函数匹配,利用最小二乘法可以简便地求得未知的数据,并使得这些求得的数据与实际数据之间误差的平方和为最小,最小二乘法用于曲线拟合可计算得到所需的物理量,如图4所示,θ=θ0+w×t为拟合所得曲线。

同期合闸的关键是准确地计算出导前角,导前角的计算公式由式(1)可得:

式中:θ0为初始相角差;wD为角差变化率;tdq为导前时间。

可以看出,如何计算出角差变化率wD是准确地得到导前角的关键,角差变化率反映的是角差的变化速度,实际中短时间内dwD/dt≈0,式(1)可以简化为θi=θ0+wD×tdq,则也可以理解为角差和角差变化率为一阶线性关系,角差的测量可由式(2)完成,式中τi为异或方波对应的计数值,τs系统半周波对应的计数值。

若已知若干角差测量值,可以通过最小二乘拟合出角差与角差变化率的线性关系,这也是最大程度上提取真实角差变化率的一种可行方法,依据以上思路且根据式(2)可解出角差变化率wD。

2.3 参考角差计算[5]

为了确保可靠地捕捉同期合闸时机,需进一步防止干扰或者其他原因带来角差测量的误差,本文采用参考角差测量来防止误操作,参考角差是通过计算系统侧和待并侧电压向量夹角得到,如式(4),其中Us为系统侧电压向量,Ug为待并侧电压向量。

同时为了能够捕捉到第一次同期合闸时机,在满足一定的合闸角误差时,且角差测量正常情况下即可发出合闸命令,如图5所示,其中合闸误差为实际导前角与测量导前角之间的差值。

3 实验结果

实验结果如表1所示,在不同导前时间及不同的频差条件下,本文所设计的准同期装置均能准确合闸,且有较小的合闸误差。

4 结束语

本文设计一种基于DSP自动准同期装置,它利用最小二乘算法来处理测量数据及采用自适应调整采样间隔技术,具有测量精度高、抗干扰能力强、响应时间短等优点。

对于同期合闸时机的可靠捕捉,提出了参考角差来防止错误合闸,经现场运行证明该装置具有良好的可靠性和稳定性。

参考文献

[1]卓乐友,叶念国.微机型自动准同步装置的设计和应用[M].北京,中国电力出版社,2002.

[2]黄梅.电力系统自动装置[M].中国电力出版社,2000.

[3]傅全兴,李忠,郭颖娜.单片机准同期自动并列合闸时机捕捉的研究[J].煤矿自动化,2002(6):1-3.

[4]黄纯,何怡刚,江亚群,等.交流采样同步方法的分析与改进[J].中国电机工程学报,2002,22(9):38-42.

自动准同期篇5

镜新厂为一个拥有4台机, 总装机容量60MW, 现已运行30年的老水电站。原运行的自动准同期装置是阿城继电器厂生产的ZZQ-5型自动准同期装置, 其技术含量及设备状态都已不利于安全生产以及维护工作。更不适应于镜新厂监控系统改造的需要。故决定对该设备进行更新改造。

2 改造方案的确定

方案1:镜新厂4台机分别配置4个独立的同期装置, 每2台机的同期装置组成1面屏, 共需2面屏;方案2:镜新厂4台机配置1个同期装置, 1个智能操作箱;只需组成1面屏。

方案比较如下:

方案1优点:a.镜新厂4台机分别配置4个独立的同期装置, 每个同期装置只承担1台机组同期并列功能, 4个同期装置中有任何一个损坏不影响其他机组正常同期并列操作, 使安全可靠性得到很大的提高;b.由于4个同期装置相互独立, 回路简单, 易于进行施工设计;c.4台机组可同时进行同期并列操作。

方案1缺点:a.需要改造资金额度较大 (约20万元) ;b.需要施工现场提供2面屏的安装位置。

方案2优点:a.需要改造资金额度小 (约10万元) , 可节约资金;b.需要施工现场提供1面屏的安装位置, 可节省安装位置。

方案2缺点:a.镜新厂4台机配置1个同期装置, 1个智能操作箱;承担4台机组同期并列功能, 当同期装置或智能操作箱中有任何一个损坏时, 将会影响4台机组同期并列操作, 安全可靠性较低;b.4台机组公用1个同期装置, 回路较为复杂, 施工设计难度较大;c.4台机组不能同时进行同期并列操作。方案综合评述:由于是对老电厂设备进行改造, 受安装位置限制, 方案1实现起来难度较大。同时随着科学技术的迅猛发展, 新设备在原理、质量等方面都有很大的提高, 设备出现故障的几率很低。并且考虑到水电厂机组起机到并网时间较短, 4台机组逐台进行同期并列操作不会对系统负荷要求产生影响。从为企业节约资金的角度出发, 优先选用方案2。

3 施工设计

对老旧同期装置进行技术更新改造, 施工设计前, 应先熟悉老旧同期装置原理构成、回路电压等级、屏体安装尺寸, 了解与改造相关的回路状况 (如是否具备DCS控制条件等) ;熟练掌握所选新型设备 (WX-98E微机自动准同期装置及GR-3A/3B智能操作箱) 工作原理、先进的功能;在此基础上, 方具备施工设计的条件。现对镜新厂 (4台机共用一套自动准同期装置) 自动准同期系统技术更新改造的施工设计全过程进行详细的描述。

3.1 施工设计前与改造相关回路现状调查:

a.随着镜新厂设备自动化水平的不断提高, 监控系统已基本形成, 自动准同期装置DCS控制的外部条件具备;b.镜新厂220V直流系统改造后, 220V直流系统有双套整流充电装置及自己的、容量充足的蓄电池组, 220V直流系统安全可靠。

3.2 施工设计前原同期系统现状调查:

a.原同期屏体安装尺寸:2060×600×550;b.原同期装置原理构成:镜新厂原同期装置由ZZQ-5型自动准同期装置、组合同期表、同步检查继电器及其相关控制回路组成, 可实现手动准同期、手控自动准同期两种方式。手动准同期, 即当ZZQ-5型自动准同期装置故障退出运行时, 通过同步检查继电器闭锁把关, 依靠运行人员操作同期方式选择开关1STK (切至“手动”位置) 、同期对象投入开关TK (切至“投入”位置) 、同期闭锁投入开关STK (切至“投入”位置) , 将待并机组选中, 观察组合同期表人为参与调频、调压, 寻找最佳并网时机, 手动操作断路器分合控制开关KK, 将发电机断路器合上, 把机组并入系统, 人为将所有开关操作把手恢复原位, 完成手动准同期并列操作。手控自动准同期, 即通过运行人员操作同期方式选择开关1STK (切至“自动”位置) 、同期对象投入开关TK (切至“投入”位置) 、同期闭锁投入开关STK (切至“投入”位置) , 将待并机组选中, 依靠ZZQ-5型自动准同期装置自动调频、调压、捕捉同期点, 自动将机组并入系统, 人为将所有开关操作把手恢复原位, 完成手控自动准同期并列操作。c.ZZQ-5型自动准同期装置工作电源:AC100V;d.原自动准同期装置控制回路工作电源:DC48V。

3.3 施工设计时, 应考虑的问题:

a.安全可靠性。即所设计的回路必须安全可靠, 冗余度高, 满足生产需要。b.简单实用性。即所设计的回路使用操作简单, 易学、易用。c.适应性。即所设计的回路要尽可能适应科学发展的需要, 要有长远的设计理念, 要能适应电站的长远规划。

3.4 施工设计说明:

a.考虑到现场安装位置及与相邻屏整体外观效果, 新自动准同期屏屏体安装尺寸:2060×600×550;b.根据电站的长远规划, 48V直流系统将逐渐被取消。并且考虑到镜新厂220V直流系统改造后, 220V直流系统有双套整流充电装置及自己的、容量充足的蓄电池组, 220V直流系统安全可靠。因此, 设计新自动准同期装置工作电源:DC220V;c.考虑到镜新厂监控系统已基本形成, 自动准同期装置DCS控制的外部条件具备。故新自动准同期装置设计上增添了DCS控制回路;d.在充分考虑到安全、实用的基础上, 设计回路提供了三种同期并列路径:1手动准同期, 即当WX-98E微机自动准同期装置故障退出运行时, 通过同步检查继电器闭锁把关, 依靠运行人员操作同期方式选择开关DTK (切至“手动”位置) 、同期对象投入开关TK (切至“投入”位置) 、同期闭锁投入开关STK (切至“投入”位置) , 将待并机组选中, 观察组合同期表人为参与调频、调压, 寻找最佳并网时机, 手动操作断路器分合控制开关KK, 将发电机断路器合上, 把机组并入系统, 人为将所有开关操作把手恢复原位, 完成手动准同期并列操作。2手控自动准同期, 即由运行人员操作同期方式选择开关DTK (切至“手动”位置) 、同期对象投入开关TK (切至“投入”位置) 、同期闭锁投入开关STK (切至“投入”位置) , 通过GR-3A/3B智能操作箱将待并机组选中, 依靠WX-98E微机自动准同期装置自动调频、调压、捕捉同期点, 自动将机组并入系统, 人为将所有开关操作把手恢复原位, 完成手控自动准同期并列操作。3自控自动准同期 (DTK长期处于“自动”位置) , 即由后台计算机先后发出相应指令 (装置自动投电DSC0、选中同期对象DSC1、试验自检DSC2、开放合闸出口DSC3) , 依靠WX-98E微机自动准同期装置自动调频、调压、捕捉同期点, 自动将机组并入系统, 指令自动复归, 自动完成自控自动准同期并列操作。

3.5 校验同期回路接线是否正确的非常实用的试验方法:

a.利用工作电压通过定向的方法检查发电机同期回路接线的正确性;要求系统运行方式:2#主变 (或3#主变) 高压侧开关及刀闸断开;用机组为10.5KVIM (或10.5KVIIM) 充电。b.利用工作电压通过假同期方法检查发电机同期回路接线的正确性;要求系统运行方式:2#主变 (或3#主变) 运行;机组为冷备用状态。 (1) 中控强电手操把手操作, 自动完成一次机组的起机到假同期并列全过程。 (2) 中控后台计算机操作, 自动完成一次机组的起机到假同期并列全过程。

自动准同期篇6

并列操作是小水电运行中一项重要操作, 在准同期操作时, 只有待并发电机与系统的相序相同, 频率、电压大小、电压相位差等满足要求时, 才能进行并列操作。经升压变进行送电的小水电, 一般都以发电机出口、主变压器高压侧、输电线路出口处的断路器作为并列操作的同期点, 由于升压变通常采用Y/△-11 (Y, d11) 或Yo/Y/△-12, 11 (YN, y, d-12, 11) 的连接组别, 主变压器的高、中低两侧存在30°的相位差。因此对引入同期装置的电压必须加以补偿, 以满足并列条件。针对这一问题, 笔者根据现场多年的经验, 提出了同期电压几种常用的补偿方法及其对这个问题的认识。

2 同期电压引入电路的差别

同期电压是指同期点 (断路器) 两侧电压经过电压互感器变换和二次回路切换后的交流电压。为了全厂 (站) 配用一套同期装置, 需要把同期电压引到同期电压小母线上。通常把同期电压小母线上的二次电压称为同期电压。同期电压的引入方式与同期系统采用的接线方式有关。

1) 小电流接地系统升压变两侧同期电压的引入存在相位差:

小电流接地系统的升压变压器, 一般采用Y, d11接线, 其相位相差30°角 (即三角形 d侧超前星形Y侧30°) 。在同期电压的引入电路中, 当利用高压侧的断路器DL进行并列时, 同期电压分别从其高、低压侧电压互感器引接。而高低压侧电压互感器TV1与TV2都是Y, y12接线, 电压互感器一、二次侧电压相位相同。因此, 从变压器两侧的电压经TV1、TV2到其二次侧的电压相位也相差30°角。不能直接作为同期电压。

2) 大电流接地系统升压变两侧同期电压的引入方式存在差别:

大电流接地系统升压变压器, 一般采用YN, D11或 YN, y, d-12, 11接线, 中低压侧为中性点不接地系统, 同期电压采集的母线电压互感器二次侧为B相接地;而高压侧为中性点接地系统, 其母线电压互感器二次侧为N相接地。所以出现TV二次侧B相接地和中性点接地并存的情况。为了实现共用一台同期装置, 需使中性点直接接地系统的同期电压变换为B相接地。

3 同期补偿的方法

3.1 利用微机自动补偿

现在的微机自动准同期装置一般都有自动转角功能和自适应功能, 补偿超前30°或滞后30°。

3.2 利用转角变压器进行补偿

利用转角变压器进行补偿, 关键在于转角变压器的接线方式及其输入的电压。转角变根据安装地点和采集电压的不同, 有着不同的接线方式。

1) 如果转角变安装在待并侧, 且待并侧与系统侧的同期电压采集两侧母线TV二次侧的线电压UAB, 则转角变的接线方式应为D, Y1, 如图1所示, 转角变由3只单相100V/57.7V的变压器组合而成, 输入端为三角形接线方式, 每一相绕组的相电压等于线电压为100V, 输出端为星形接线方式, 每一相绕组的相电压为57.7V, 所以输出端的线电压等于100V, 且输出侧线电压Uab滞后输入侧线电压UAB30°, 这样就消除了变压器相角差。

2) 如果转角变安装在系统侧, 且待并侧与系统侧的同期电压采集两侧母线TV二次侧的线电压UAB, 则转角变的接线方式应为Y, d11, 变比为57.7V/100V, 经转角变后, 系统侧的同期采集电压UAB超前了30°, 这同样消除了变压器相角差。

3) 如果转角变安装在系统侧, 同期电压也可采集母线TV二次侧的相电压, 但必须是B 相电压UBN, 且待并侧的同期电压应采集母线TV二次侧的线电压UAB, 这样两侧采集的电压相位相差180°, 幅值相差1.732倍。转角变的接线方式应如图2所示, 转角变是由3只单相57.7V/100V的变压器组合而成, 转角变的输入为星形接线方式, 每一相绕组的相电压为33.3V, 而输出同样为星形接线方式, 每一相绕组的相电压为57.7V, 且转角变的输入输出A (a) 相极性端短接并接系统侧的B相, 这样经转角变后输出端的电压即为线电压100V, 相位也转了180°。这也消除了变压器相角差。

3.3 用TV开口三角的电压进行补偿

如果升压变压器高压侧为110KV及以上的大电流接地系统, 其主变的接线方式为YN, d11或 YN, y, d-12, 11, 两侧电压向量也相差30°, 引入的同期电压也须进行补偿。因大电流接地系统的中性点直接接地, 其母线电压互感器TV的辅助二次绕组开口三角主要作为零序保护采集零序电压用, 其绕组的电压为100V, 其任何一相接地, 都不影响零序电压的采集, 所以可将其B相接地, 从而实现N相接地到B相接地的变换。为此, 同期电压可从变压器高压侧母线电压互感器TV的开口三角取得, 不必增加中间转角变压器。如图3所示:系统侧同期电压采集TV开口三角的AC相电压, 每一相绕组的电压为100V。待并侧的同期电压同样采集母线TV二次侧的线电压UAB。这就解决了变压器相角差和中性点的问题, 满足同期并列的要求。

4 结束语

在水电站自动准同期中, 如接入的同期电压的一次接线为中性点不接地系统, 必须采用转角变压器进行补偿, 转角变的结线和变比根据采样的电压在现场可灵活改变, 如接入的同期电压的一次接线为中性点接地系统, 不必采用转角变压器, 可利用电压互感的辅助二次绕组进行补偿。

摘要：通过对同期电压的引入电路的分析, 提出了小水电同期电压多种补偿方法及其对同期电压补偿的认识。

关键词：小水电,同期,补偿方法

参考文献

[1]应明耕.水电站电气部分[M].浙江大学出版社, 1987, 7

自动准同期篇7

电力系统中, 发电机在并列瞬间, 往往会产生冲击电流和冲击力矩, 这种冲击将引起系统电压瞬时下降。如果操作错误或者准同期装置出现差错, 并网相差角度过大, 就可能引起机组剧烈震动, 甚至使发电机及汽轮机的机械部分损坏, 发电机绕组部分烧毁, 以至于引起电力系统震荡而破坏电力系统安全, 稳定运行, 所以必须予以高度重视。提高并网操作的准确度和可靠性, 对系统的可靠运行具有很大的现实意义, 因此选用一台性能稳定以及质量良好的准同期装置就更加重要。

1 SID-2CM微机准同期装置的工作原理

1.1 准同期装置并网的工作原理

发电厂与电力系统并网原理:发电机出口断路器联接两侧电源 (系统侧电源与发电机电源) 的合闸操作, 将发电机并入电力系统称为并网;把发电机投入系统参加并列运行的操作称并列操作, 它是单元机组运行中的一项重要操作。并网分为差频并网和同频并网, 本文只针对发电机与系统的差频并网的研究。差频并网:发电机与系统并网和已解列两系统间并网都属差频并网。并网时需符合三个条件:并列点两侧的电压大小、频率、相角差满足要求。珠江电厂使用的是同频并列方式, 以准同期并列方式为例将发电机并入系统时应满足以下两个基本要求:

(1) 发电机出口断路器合闸时, 流过发电机的冲击电流应尽可能小, 其瞬时最大值一般不超过1-2倍定子额定电流。

(2) 发电机组并入电网后, 应能进入同步运行状态, 其暂态过程要尽量短, 以减少对电力系统的扰动。

1.2 差频并网合闸角的数学模型

准同期并网的三个条件是电压大小、频率及相位的差值在允许值范围内, 发电机电压与系统电压通过准同期装置调整后满足允许范围后发出合闸指令完成并网。一台未投入系统参加并列运行的发电机与系统中其它发电机是不同步的。发电机在并列瞬间, 往往会产生冲击电流和冲击力矩, 这种冲击将引起系统电压瞬时下降。如果操作错误, 冲击过大, 就可能引起机组剧烈震动, 甚至使发电机及汽轮机的机械部分损坏, 发电机绕组部分烧毁, 以至于引起电力系统震荡而破坏电力系统安全及稳定运行, 所以必须予以高度重视。因此一个好的准同期装置应确保在两侧的电压差值接近零时完成并网。

在差频并网时, 特别是发电机对系统并网时[1], 发电机组的转速在调速器的作用下不断在变化, 因此发电机对系统的频差不是常数, 而是包含有一阶、二阶或更高阶的导数。加之并列点断路器还有一个固有的合闸时间tk, 同期装置必须在联测电压相差为零出现前的tk时发出合闸命令, 才能确保在ψ=00!时实现并网。也就是说准同期装置应在ψ=00到来之前有一个角度ψk发出合闸指令, ψk与断路器合闸时间tk、频差ωs、频差的一阶导数dωs/dt及频差的二阶导数d2ωs/dt2等有关。其数学表达式为:

同期装置在并网过程中需根据系统与发电机的电压差值变化不断快速求解该微分方程, 在满足三个并网条件下, 提前计算合闸角ψk。并不断快速测量当前并列点断路器两侧的实际相差ψ, 当ψ=ψk时装置发出合闸命令, 实现精确的电压差为零时并网。

一般的同期控制器具有实测tk的功能, 并储存记忆功能。由于系统及发电机的电压差在不断变化, 计算机对ψk的计算和对ψ的测量都不是连续进行的, 而是离散进行的。实际运用中不一定能恰好捕获ψk=ψ的时机, 成功率较低, 有可能会错过最佳的并网机会, 对于要求快速并网的发电厂来说, 这是不能满足要求的。

1.3 均频与均压控制的方式

实现快速并网对满足发电厂与系统负荷供需平衡及减少发电厂机组空转能耗有重要意义, 如何捕捉第一次出现的并网时机是同期装置能否实现快速并网的一项重要指标;用良好控制品质的算法实施均频与均压控制方式, 可以使同期装置尽快发出电压与频率调整指令, 使压差与频差尽快调整在给定值范围内, 这需要引入更为先进的调整方式。SID-2CM控制器使用了模糊控制算法, 其表达式为:

式中U—控制量, E—被控量对给定值的偏差, C—偏差的变化率, g—模糊控制算法。

图1给出了系统的控制流图[2]。

模糊控制理论是根据模糊数学理论将获取的被控量偏差E及其变化率C作为模糊控制决策, 通过一系列模糊规则计算, 将输出指令作用于控制对象, 使被控制量快速达到满足要求的控制理论。下面的模糊控制推理规则表[3]可描述其本质。

对于发电机与电力系统的并网操作, 频率和电压的调节, 特别是对发电机频率的调节, 并网的过程中, 频率的变化可以当成一个随机过程, 根据待并系统频率及频率变化率作为模糊控制的两个变量, 将频率范围和频率变化率范围按实际情况按表1划分为正大到负大七个范围。表中将偏差E的模糊值分成正大到负大共八档, 将偏差变化率C的模糊值分成正大到负大共七档, 与它们对应的控制器发出的控制量U的模糊值就有56个, 从正大到负大共七类值。以调频控制为例, 如控制器测量的频差ωS=ωF-ωX (ωF、ωX分别为待并发电机及系统的角频率) 为负大, 而频差变化率dωS/dt也是负大, 则控制量U为零。这表明尽管发电机较之系统频率很低, 但当前发电机频率正以很高的速度向升高方向变化, 因此无需控制发电机频率就能恢复到正常值。

在控制过程中模糊控制量的值应该有个量化的环节, 例如变成控制器发出控制信号的脉冲宽度和脉冲间隔。SID-2CM控制器正是通过均频控制系数Kf和均压控制系数Kv两个整定值来对控制量进行量化的, Kf及Kv的选取是在发电机运行过程中人工手动将频差或压差控制超出频差及压差定值的工况下进行, 根据SID-2CM控制器在纠正频差及压差的过程中所表现的控制质量来修改Kf及Kv, 当发现纠正偏差的过程太慢, 则应加大Kf或KV, 反之, 如纠正偏差过快并出现反复过调, 则应减小Kf或KV, 直到找到最佳值。我们不难看到SID-2CM控制器实际上是针对发电机组调速系统及励磁调节系统的具体特性来整定控制系数的。

2 SID-2CM准同期装置运用

2.1 自动转角

珠江电厂的升压变压器采用Y/Δ-11的接线, 导致星形侧与三角形侧的对应的相电压有300角度差, 为此, 接入同期装置的两侧同期电压须对角度差进行补偿。实际做法是发电机选用UBC电压, 系统侧用UC电压, 通过恰当选择TV次级补偿相移的输出, 来补偿这一相移。SID-2CM同期装置内部已设置该选项功能, 为了简化设计, 提供了对每个通道 (共8或12个) 都可以用软件来实现相位转角, 且不论选取相电压或是线电压都可以, 电压大小也同样可以通过设备参数设置进行比较, 无需在输入装置前变换电压大小。SID-2CM同期装置提供了超前300 (-300) 、00、滞后300 (+300) 三种选择。如同期装置两输入TV二次电压是对应相的电压, 则应将系统侧电压设置为进行超前300的转角, 即设置为-300。在设置完毕后一定要在通过现场进行相应核相测试及发电机并列前假并网试验进一步确认设置无误才能正式使用。

2.2调速控制

同期装置的自动调速功能在机组调速器控制品质很好时可以退出, 但也要敷设同期装置至调速器的加、减速控制电缆, 特别是加速控制电缆。因为现在调速器的跟踪调节功能很强, 很容易使待并机组与系统达到同频状态, 此时同期装置不论是否选用自动调频功能, 都会对机组实施加速控制, 以尽快摆脱同频状态;待并系统两侧电压同频意味两种情况:一是两侧电压已经满足要求, 可以并网;二是由于接线错误、电压短接等情况, 不经同期装置的动态调整就将发电机并入系统, 将会造成发电机非同期并列。因此同频闭锁功能是非常有必要的, 如果调速器切断了同期装置的加速控制回路, 将无法实现并网。

2.3实现正向功率并网

若并列前, 发电机电压相位比系统电压相位稍有超前, 发电机电压频率比系统电压频率略高, 这样, 合闸后发电机既可带上有功负荷, 产生一个制动力距, 有利于将发电机快速牵入同步。SID-2CM型微机准同期装置以精确的数学模型, 确保了差频并网时捕捉到第1次出现的零相差, 进行无冲击并网, 并可实现正向功率并网, 避免出现短时间逆功率运行。

3结论

发电机快速并网是发电厂基于系统的需要, 也是节能降耗的要求, 因此要求发电机准确地、快速地并入电网, 对系统和发电厂都是有利的。而快速及准确地并网的具体指标就是尽快将发电机电压与系统电压的压差与频差控制在允许值范围内, 并运用先进计算理论提前一定的角度或时间发出合闸指令, 确保发电机与系统的电压相差在=0时将发电机并入电网。将发电机快速及准确地并入电网不仅满足了系统日益竞争激烈的要求, 同时也节约了并网前需要维持发电机厂用电的大量的能源, 经济效益也是明显的。

我们相信, 随着同步过程中的理论研究的不断深入, SID-2CM型微机准同期装置等先进的微机型自动准同期装置将会不断地推出, 它将会为高速发展的电力系统的并网操作提供更加高效、可靠、安全的有力保证。

参考文献

[1]胡国强, 贺仁睦, 涂晔海.基于模糊控制的数字式自动准同期装置[J].华北电力大学学报, 2004, 31 (4) :10.15.

[2]卓友乐, 叶念国.微机型自动准同步装置的设计和应用[M].北京:中国电力出版社, 2002.

[3]翁乐阳.用于分布式控制系统的自动准同期装置[J].2000年全国远动及厂站自动化学术年会, 2000.

[4]董占旺等.SID-2CM微机同期装置的应用[J].内蒙古电力技术, 2003.

自动准同期篇8

随着电力系统容量以及发电机组单机容量的不断增大,不符合条件的同期操作会带来极其严重的后果——当汽轮发电机组非同期并列时,将会产生较大的冲击电流和电磁转矩。其中,冲击电流会对发电机定子端部绕组产生强大的应力,而电磁转矩则会对轴系统产生强大的扭应力,轴系扭振形成疲劳损耗,缩短其有效寿命,严重的还会造成大轴即时断裂。为了避免出现上述问题,目前大型机组普遍采用微机型自动准同期装置,可在正确整定的情况下有效提高同期并列的准确度,减小发电机组并网冲击。为此,有必要对发电机组同期装置的各项整定值进行定量的核算,以防止因参数整定不当造成非同期合闸冲击过大而损伤机组。本文结合三门核电一期工程的实际情况,对所用微机型同期装置的重要定值进行计算分析,以确保顺利平稳地完成发电机组并网操作。

1 三门核电一期工程机组配置情况

三门核电一期工程建设2×1 251MW的1 500r/min汽轮发电机组,机组采用静态励磁及发变组单元接线,以500kV电压等级接入系统。发电机出口设断路器,并用离相封闭母线与主变压器相连,主变高压侧再通过气体绝缘金属封闭母线连接至500kV GIS。每台机组配置2台辅助变压器,经220kV架空母线连接后,再通过一回220kV电缆连接至252kV GIS。本工程同期装置采用微机型自动准同期装置,设计3个同期点,即发电机出口断路器、Q5013断路器、Q5012断路器,如图1所示。其中,发电机出口断路器为差频并网;Q5013、Q5012断路器的同期功能作为网控楼NCS后备使用,主要用于500kV合环。与本文计算相关的设备基本参数如下。

发电机额定容量:1 407MVA(基准容量)

发电机额定电压:24kV

主变变比:535/:24

主变额定容量:484×3MVA

直轴超瞬变电抗:X"d*=0.306

横轴超瞬变电抗:X"q*=0.303

主变短路阻抗:Xt*=0.194(±7.5%)

系统等值电抗:Xd*=0.091 5

微机型自动准同期装置合闸脉冲输出回路误差时间Δtc=0.01s

发电机出口断路器额定合闸时间:75±15ms

2 发电机同步参数分析

影响发电机并网的参数不仅包括电压幅值、频差以及角差,还包括同期装置中的同期闭锁继电器、导前时间等参数。下面就这些参数对同期的影响进行分析,并对其进行整定。

2.1 电压幅值差的整定

当系统和机组间频差及角差可以忽略,且相序正确,系统侧与机端侧电压仅存在幅值上的差异并网时,会引起系统及机组的无功冲击。在发电厂多机组并联时,这种无功波动会影响其它无功出力的重新分配或者改变无功潮流,从而对母线电压产生明显的波动。当Ug (机端电压)>Us(系统电压)时,冲击电流滞后机端电压90°,电流对发电机起去磁作用,使机端电压降低,发电机并网时立即输出无功;当Ug

若频差为零,角差为零,那么此时的冲击电流为:

式中,Ug为发电机机端电压标幺值;为系统侧电压标幺值;为发电机直轴超瞬变电抗标幺值;为变压器短路阻抗标幺值;为系统等值电抗标幺值。

冲击电流最大的瞬时值为:

按发电机冲击电流不大于1.0～2.0倍发电机额定电流进行计算,则。其中为发电机额定电流标幺值,取1.0。

由式(1)、式(2)可得,ΔU*≤0.232～0.465,即ΔU≤(23.2%～46.5%)Un=13.39～26.83V,一般设置为±5%Un,即ΔU=2.89V<13.39V。

2.2 频差的整定

频差也会造成有功冲击,一般希望同期并列时刻发电机相位略超前于系统,这样可以使发电机在同期并列时立即发出有功负荷,从而快速将发电机拉入同步。设此时发电机电压等于系统电压,由于发电机出口断路器两侧电压频率不同,因此会形成正弦脉动电压Uc,有:

式中,2Umax为正弦脉动波形的最大幅值;Δω=|ωg-ωs|;△φ为角差允许值,有:

那么:

当导前时间精确时,Δ3=0,故式(3)中的时间t实际上应为设置的导前时间误差,该误差主要由微机型同期装置输出脉冲的时间误差、中间继电器的动作时间误差、发电机出口断路器实际动作时间与测量数据之间的误差构成。综合上述误差,并考虑一定裕量,可设总误差时间t=60ms,那么Δf≤0.619～1.238Hz。一般设置Δf=0.15Hz<0.619Hz,满足要求。

2.3 合闸角差的整定

由以上分析可知,压差、频差都会直接影响到发电机的运行、寿命以及系统的稳定,但压差和频差并不是损害发电机的主要原因,角差才是。两电源间存在压差和频差时,并网会造成有功和无功冲击,即在断路器合闸的一瞬间,电压高的一侧会向电压低的一侧输送一定数值的无功功率,频率高的一侧会向频率低的一侧输送一定数值的有功功率。但在发电机空载时,即使存在较大的压差和频差,所对应的无功功率和有功功率也是有限的,不会损伤发电机。

然而,在具有相角差的情况下并网所产生的后果就完全不同了。在断路器合闸的一瞬间,系统电压施加在发电机定子上,由三相电流产生的合成旋转磁场将形成一个电磁转矩强迫转子轴系(发电机转子、原动机转子、励磁机转子等合成体)的磁轴与其取向一致,这一拉入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,同步角度较大时对转子轴系及机械体系的损伤将非常严重。从大量发电机的检修记录中可以找到类似的转子轴系致伤致残症状,如线棒变形松脱,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。

假设合闸时电压幅值相同且频差极小,则可完全忽略其对冲击电流的影响,此时可单独分析合闸角差对冲击电流的影响。冲击电流为:

式中,为发电机横轴超瞬变电抗标幺值;为发电机横轴超瞬变电动势,取1.0。而由,可得:

结合式(3)、式(4)、式(5),同时按冲击电流不大于1.0～2.0倍发电机额定电流计算,则有:

那么Δφ≤13.4°～26.7°,考虑到同期装置为微机型,计算中允许的合闸角差应极小(近似于零),故可以忽略其影响。实际的合闸角差主要由导前合闸时间、装置合闸脉冲以及合闸回路等误差决定。

2.4 导前时间td的整定

导前时间td是同期装置从合闸指令发出到断路器完全闭合操作中回路所有固有时间的累加,包括合闸继电器、中间继电器、断路器等的动作时间,通常取50～600ms,时间长短主要取决于断路器的机械动作时间。td的精确程度直接影响到合闸时的角差,考虑到实际情况中频差和压差一般都能确定,那么该定值的准确程度将直接影响到合闸时冲击电流和大轴扭矩。

目前,微机型自动准同期装置中关于td的测量有两种方法:一种以合闸指令发出时间为始,以收到断路器合闸反馈为终;另一种以合闸指令发出时间为始,以待并侧与系统侧电压合闸后电气量波形变化的瞬间为终点。前者的时间测量接点反馈比较可靠,但因断路器反馈接点在断路器闭合后一定的时间才能到位,故后者的时间测量更为精确。本工程采用前一种方案,所测时间为参考时间。实际使用的定值建议在同期试验后,利用录波功能对其进行精确计算后再修正,这样可有效降低将来同期并网操作时的冲击。

2.5 综合分析各参数整定影响

综合前面的参数分析,根据建议的定值(压差为±2.89V,频差为0.15Hz,导前时间误差为60ms)对综合工况下最大冲击电流进行分析。此时角差为:

Δφ=Δf·Δt=0.009rad=0.5°(7)

根据矢量图可知,待并侧电压为1.05Un时的值大于0.95Un时的,故取待并侧电压为1.05Un。作出此时的矢量图,如图2所示,那么有:

由此可知,根据一般设置的定值,当所有设备正常时,最大冲击电流为0.0851n,峰值电流为0.218In,均远小于1.0～2.0倍发电机额定电流,说明所设置的定值完全满足实际要求,能有效防止过大冲击电流对发电机及轴系造成的危害。

2.6 同期闭锁继电器参数的整定

2.6.1 同期闭锁继电器

同期闭锁继电器实际上是带有两个电压线圈的电压继电器,它反映了待并机组与系统间的电压差,在电压幅值相等时仅反映两不同电压频率产生的相角差,主要用在合闸角差超过闭锁角度时闭锁合闸信号,是防止发电机非同期合闸的最后一道防线。同期闭锁合闸回路如图3所示。

2.6.2 闭锁合闸角的整定

本工程中,首先同步检查继电器相角差Δφbs的整定范围为20～40°,再根据Δf=0.15Hz,可得角差频率,而一般回路的导前时间td约为100ms,加上2.2节考虑的最大误差,则将总时间整定为160ms。

为了不影响合闸情况,要求Δω·td=8.64°,而同期闭锁继电器的返回系数大于0.8,假设kf=0.85,那么,小于闭锁合闸角度Δφbs (20～40°)。因此,闭锁合闸角度根据一般经验设置即可,不会影响到合闸脉冲的正常发出。此时有:

同期闭锁继电器的合闸角度Δφbs对应的最大冲击电流为(1.49～2.94)In,可在微机保护出现故障或误发合闸信号时闭锁,以防止发电机中流过过大的冲击电流,同时保护大轴。