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。
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，较大频差为0.5Hz，较大频差变化率为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°
也就是装置较大误差在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。
绝缘性能
2.3.1绝缘电阻
装置的带电部分和非带电部分及外壳之间以及电气上无联系的各电路之间用开路电压500V的兆欧表测量其绝缘电阻值，正常试验大气条件下，各等级的各回路绝缘电阻不小于100MΩ。
2.3.2介质强度
在正常试验大气条件下，装置能承受频率为50Hz，电压2000V历时1分钟的工频耐压试验而无击穿闪络及元件损坏现象。试验过程中，任一被试回路施加电压时其余回路等电位互联接地。
2.3.3冲击电压
在正常试验大气条件下，装置的电源输入回路、交流输入回路、输出触点回路对地，以及回路之间，能承受1.2/50µs的标准雷电波的短时冲击电压试验，开路试验电压5kV。
2.3.4耐湿热性能
装置能承受GB7261*21章规定的湿热试验。较高试验温度+40℃、较大湿度95％，试验时间为48小时，每一周期历时24小时的交变湿热试验，在试验结束前2小时内根据2.3.1的要求，测量各导电电路对外露非带电金属部分及外壳之间、电气上不联系的各回路之间的绝缘电阻不小于1.5MΩ，介质耐压强度不低于2.3.2规定的介质强度试验电压幅值的75％。
2.4 电磁兼容性能
2.4.1静电放电抗干扰度
通过GB/T 17626.2－1998标准、静电放电抗干扰Ⅳ级试验。
2.4.2射频电磁场辐射抗干扰度
通过GB/T 17626.3－1998标准、射频电磁场辐射抗干扰度3级试验。
2.4.3电快速瞬变脉冲群抗扰度
通过GB/T 17626.4－1998标准、电快速瞬变脉冲群抗扰度Ⅳ级试验。
2.4.4浪涌（冲击）抗扰度
通过GB/T 17626.5－1999标准、浪涌（冲击）抗扰度3级试验。
2.4.5射频场感应的传导骚扰度
通过GB/T 17626.6－1998标准、射频场感应的传导骚扰度3级试验
2.4.6工频磁场抗扰度
通过GB/T 17626.8－1998标准、工频磁场抗扰度5级试验
2.4.7脉冲磁场抗扰度
通过GB/T 17626.9－1998标准、脉冲磁场抗扰度5级试验。
2.4.8阻尼振荡磁场抗扰度
通过GB/T 17626.10－1998标准、阻尼振荡磁场抗扰度5级试验。
2.4.9振荡波抗扰度
通过GB/T 17626.12－1998标准、振荡波抗扰度4级试验。
ngf
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。
状态量电平：
CPU及通信接口模件的输入状态量电平 24V（18 V～30V）
GPS对时脉冲输入电平 24V（18 V～30V）
各CPU输出状态量（光耦输出）允许电平 24V（18 V～30V）
驱动能力 150mA
2.2 主要技术性能
2.2.1采样回路精确工作范围（10％误差）
电压：0.4 V～120V
电流：0.08In－20In
2.2.2接点容量
信号回路接点载流容量 400VA
信号回路接点断弧容量 60VA
2.2.3跳合闸电流
断路器跳闸电流 0.5A~4A（订货注明）
断路器合闸电流 0.5A~4A（订货注明）
2.2.4各类元件精度
电流元件： <±5%
电压元件： <±5%
时间元件： 0s-1s时，误差不**过40ms;
1s以上时，误差不**过<±2.5％;
频率偏差： <±0.02Hz
2.2.5整组动作时间(包括继电器固有时间)
速动段的固有动作时间：
1.2倍整定值时测量，不大于50ms
2.2.6 暂态追赶
不大于5%
模拟量测量回路精度
装设**测**模件的测控装置：
电流、电压：0.2级
功率、电度：0.5级
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
默认值
备注
1
控制字1
0000～FFFF
详见控制字1说明
2
控制字2
0000～FFFF
详见控制字2说明
12
调速周期Tf
2.0～20.0s
5.0s
推荐5s
13
调速比例因子Kfp
1～200
40
推荐40～50
14
调压周期Tv
1.0～5.0s
2.0s
推荐2s
15
调压比例因子Kvp
1～100
20
推荐20～30
说明：
同期复归时间Tfg：装置起动后开始计时，**时合闸不成功则报“同期操作**时”，发“告警”信号并退出同期过程。若需继续进行同期合闸，则需复归装置并重新起动。
允许环并合闸角θhb：仅对线路型同期点有效。相当于常规同期检查继电器整定角度。
合闸导前时间Tdq:装置发出合闸令（HZJ动作）到断路器合上的时间。
固有相角差θgy：指同期点断路器在合闸位置时同期点两侧引入装置的同期电压的固有相位。也可由此定值补偿由于外部回路产生的相位差（一般不需要）。待并电压滞后系统电压为正。
同频并网允许压差ΔUtp：控制字“允许同频并网”投入时有效。
同频并网允许相差Δθtp：控制字“允许同频并网”投入时有效。
同频并网时间Ttp：控制字“允许同频并网”投入时有效。
允许压差: 对机组型同期点，｜Ug-Us｜≤ΔU时允许合闸。
允许频差：对机组型同期点，｜fg-fs｜≤Δf时允许合闸。
调速周期Tf:每隔Tf时间发一次调速脉冲。
调压周期Tv:每隔Tv时间发一次调压脉冲。
调速比例因子Kfp:此定值控制调速脉冲的宽度Ep。
调压比例因子Kvp：此定值控制调压脉冲宽度Ev。
1.控制部分技术参数
允许频差较大值 │Δf│≤0.5Hz,缺省为±0.25Hz，可整定
允许频差较大值 │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
对象选择开入：空接点输入，至少保持到“起动”信号有效后3秒
机组信号开入：空接点输入，至少保持到“起动”信号有效后3秒
无压方式开入：空接点输入，至少保持到“起动”信号有效
同期起动开入：空接点输入，闭合时间需大于100ms
2.基本配置
本装置在总体设计及各插件设计上均考虑了可靠性的要求，在程序执行、以太网通信等方面均给予了详尽的考虑。既适用于发电机组，也适用于线路。
同期主要功能：
同期合闸
无压合闸
组调速调压控制（可选择手动或自动投退）
遥控同期方式/无压方式
遥控投退同期对象/机组
**打破机组型/线路型两种同期类型限制，本装置设置了四种同期类型
装置故障或告警闭锁调速调压及合闸出口
智能化随运行方式改变同期点类型
智能化测量断路器导前时间
允许同频合闸
机组型同期点无压方式可选择
测控主要功能：
10路强电遥信开入采集、装置遥信变位（可扩展至26路开入）
对象选择、机组选择、起动同期、无压方式等均可遥控
Us、Ug、fs、fg、ΔU、Δf、Δφ、df/dt等模拟量的遥测
事件SOE
GPS对时
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。
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。
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