装置控制字2中KG2.2/KG2.1/KG2.0控制方式1所需检测位置的同期点对象编号,KG2.4/KG2.3控制方式1所需投入调节的机组编号。
(2)线路型转机组型方式2(分段断路器模式):(目前备用)
对于单母分段接线,两段母线各有一路电源进线(或变压器)且各有一台发电机接线方式(如下图),正常运行时分段断路器DL是断开的,且其同期点性质应为“线路型”。当一侧电源进线因故跳闸需要及时将分断路器DL合闸以避免机组停运时,一般微机自动同期装置又会遇到不能合闸的情况。
本装置可在采集到有一路进线为分位时,将分段开关同期点类型由线路型转变为机组型,并可自动选择调节脱网运行机组。
1DL接于I母,2DL接于II母,对分段断路器DL两侧的同期电压,一般取I母为运行侧,II母为待并侧。
1DL合位,2DL合位时:两侧电压频率相等,按线路型同期点合闸。
1DL分位,2DL合位时:此时实际上II母变为了大系统,I母变为了小系统,按照常规调节2#机组已不能找到同期点,故装置将按机组型同期点反向调节机组1F使分段断路器DL快速并网;
1DL合位,2DL分位时:转为机组型并正向调节机组2F;
1DL分位,2DL分位时:转为机组型并正向调节机组2F。
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。
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。
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