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。
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说明:
1.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。
2.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。
3.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。
4.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。
5.同频并网允许压差ΔUtp:控制字“允许同频并网”投入时有效。
6.同频并网允许相差Δθtp:控制字“允许同频并网”投入时有效。
7.同频并网时间Ttp:控制字“允许同频并网”投入时有效。
8.允许压差: 对机组型同期点,|Ug-Us|≤ΔU时允许合闸。
9.允许频差:对机组型同期点,|fg-fs|≤Δf时允许合闸。
10.调速周期Tf:每隔Tf时间发一次调速脉冲。
11.调压周期Tv:每隔Tv时间发一次调压脉冲。
12.调速比例因子Kfp:此定值控制调速脉冲的宽度Ep。
13.调压比例因子Kvp:此定值控制调压脉冲宽度Ev。
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◆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:
1)同期合闸
2)无压合闸
3)组调速调压控制(可选择手动或自动投退)
4)遥控同期方式/无压方式
5)遥控投退同期对象/机组
6)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
7)装置故障或告警闭锁调速调压及合闸出口
8)智能化随运行方式改变同期点类型
9)智能化测量断路器导前时间
10)允许同频合闸
11)机组型同期点无压方式可选择
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发电机同期并列是发电厂一项很频繁的日常操作,如果操作失误,冲击电流过大,可能使机组的大轴扭曲及引起发电机的绕组变型、撕裂、绝缘损坏,严重的非同期并列会造成机组和电网事故,所以电力部门将并网自动化列为电力系统自动化的一项重要任务。另外随着计算机技术的发展和电力系统自动化水平的不断提高,对同期设备的可靠性、可操作性等性能也提出了更高的要求。
智能准同期装置基于32位微机保护平台开发,全部程序均采用C语言编写,保证了较高的可靠性和先进性,能够满足各种同期应用场合的要求。它既可用于水、火电厂同步发电机组的快速并网,又可用于输电线路的快速同期合闸。对于不同接线方式,本装置**其智能化设计思想:可根据运行方式自动改变同期点类型,并可自动投入需要调节的发电机组调速调压回路,以提高同期点断路器并网速度,减小冲击电流,大大减少运行人员工作量;允许同频并网,在外部自动调速系统失灵时缩短了并网时间;自动修改导前时间避免了现场投运前需测量同期点断路器合闸时间的麻烦;采用测量频差及频差变化率的方法计算预测合闸角度,不仅保证装置在次满足同期条件时发出合闸令,更提高了合闸时的精度。
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