关于微机准同期装置的操作报告(微机准同期控制器)

1.微机准同期控制器

在电力系统中,同步发电机和线路变压器的并列操作是经常进行的,为了保证安全快速地将同步发电机并入电网,必须使用准同期控制器。

PTQ2000A1微机智能准同期控制器对被同期对象的电压、频率、相位、加速度、滑差速率的测量由软、硬件结合完成,有很高的测量精度和准确性。在发电机工作方式中可以对电压、频率采用模糊控制进行变参数调节。调压方式有两种,一种是脉宽调节适合于伺服电机控制的模拟电位器调节,另一种是计(次)数调节适合于数字控制。调频(速)控制采用模糊控制理论有很宽的参数选择范围,既可适用于伺服阀控制的液压调速机和直流伺服电机控制的调速机,也可适用于普通交流电机控制的调速机。它以PIC单片机为核心,具有高集成度、高可靠性、硬件简单、性能完善等特点。

PTQ2000A1微机智能准同期控制器有很高的同期精度及快捷的并网速度,并提供合闸闭锁功能。既可用于同步发电机的并列,也可以用于线路变压器的并列。主要应用于中小型发电厂的控制设备中。

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2.自动准同期装置的控制单元有哪些

常规分区方案:

/boot: 100M

swap:内存的1至1.5倍

/ : 剩余硬盘大小

DB及存储:有大量重要的数据

/boot : 100M

swap: 内存的1至1.5倍,如果内存大于等于16G,分为8G至16G

/ :50-200G

/data: 硬盘剩余所有大小,存放数据

门户大网站:

/boot : 100M

swap: 内存的1至1.5倍

/ : 50-200G

硬盘剩余大小不再进行分区,将来由使用者根据需求再分

3.乌鸦问大家:电气上的是自动同期装置是什么

-------------------------------------------------------------------------------- 乌鸦问大家:电气上的是自动同期装置是什么?喜鹊回答:同期装置广泛用于线路供电线路合闸前的检测等等。

/i?tn=baiduimage&ct=201326592&lm=-1&cl=2&word=%CD%AC%C6%DA%D7%B0%D6%C3> 在电力系统中,有些被称为同期点的断路器在进行合闸操作时,断路器的两端都有可能因由不同的电系统供电而带电。此时,就必进行一系列的操作,最终才能将断路器合闸。

这一系列的操作加上断路器合闸操作统称为并列操作。 同期点的并列操作时电力系统中一项主要的操作内容。

因为断路器的两端均有电源,若同期点断路器的合闸时机不适当,两端的电参数相差较大,就将会引起断路器爆炸甚至整个电力系统稳定破坏而导致崩溃,发生大面积停电的重大恶性事故。 我厂以前采用的手动准同期装置基本上也能将同期点断路器的合闸时间控制在一定的范围之内。

但在一下方面存在一定缺陷: a、没有自动选择时机的功能,合闸时机很难把握,所以对操作人员的要求较高,经常出现操作人员多次合闸不成功的事件。 b、合闸时机随意性大。

只要操作人员合闸瞬间在同期装置的允许范围之内,断路器就能合闸。但断路器由于有机械和电气传动延时和断路器的固有合闸时间,很可能断路器的合闸时实际上已经不在并列操作的允许范围之内,从而造成非同期合闸,对断路器、发电机以及电系统造成冲击。

c、不能自动调节。对于发电机的各项电参数,必须由操作人员进行手工调节。

特别是频率(转速),必须由主控室运行人员与汽轮机操作室相互联系协调好,才能进行调节。这使得一个发电机的并网操作往往需要半个多小时才能成功。

d、原有的手动准同期装置至投运至今已经近30年,继电器已严重老化,可靠性已大大降低。 基于以上的原因,我们采用一种能自动调节各种电参数,在条件满足的情况下,自动发出合闸脉冲指令的微机智能型准同期装置已势在必行。

2 自动准同期装置的原理 众所周知,电力系统中任一点的电压瞬时值可以表示为u=Umsin(t+φ)。可以看出,同期点断路器并列的理想条件就是断路器两侧电压的三个状态量全部相等,即待并系统电压UG和大系统电压UX两个相量完全重合并且同步旋转。

用公式表示则为:(1)ωG=ωX或fG=fX(即频率相等)(2)UG=UX(即电压幅值相等)(3)δe=0(即相角差为0) 此时,并列合闸的冲击电流等于零,并且并列后两个系统立即进入同步运行,不会产生任何扰动现象。 为了使并列操作满足条件,尽量使合闸时达到理想条件。

自动准同期装置必须设置三个控制单元。(如图1)(1)频差控制单元。

它的任务是检测待并系统(发电机)电压UG与大系统电压UX之间的滑差角频率ωS,且调节发电机转速,使发电机电压的频率接近系统频率。(2)电压差控制单元。

它的功能是检测UG和UX之间的电压差,且调节发电机电压UG,使之与UX之间的的差值小于规定允许值,促使并列条件的形成。(3)合闸信号控制单元。

检查并列条件,当待并机组的频率、电压都满足并联条件时,合闸控制单元就选择合适的时间发出合闸信号,使并列断路器的主触头接通时,相角差δ接近0或控制在允许范围之内。3 MAS-2微机自动准同期装置的主要特点 经考察,我们最后采用了南瑞系统控制公司的MAS-2型微机自动准同期装置。

该装置以INTEL公司的80C196单片机为核心,配以高精度交流变流器,准确快速的交流采样以及严格的计算技术,准确计算开关两侧的电压、频率和相角差;输入/输出光电隔离,采用进口密封快速中间继电器作为合闸输出和电压切换,装置的抗干扰能力强,技术先进。(1)通过控制待并系统机组调速、调压实现频率和电压的自动跟踪,使频差、压差尽快进入准同期允许的范围,平均每半个工频周期测量出相角差Δδn,在Δδn=Δδdq=Δω·Tdq+Δaω·Tdq·Tdq/2时,即T=Tdq时发出合闸脉冲,实现快速并网。

在同频不同相时,也可以发出合适的调速脉冲以缩短并列过程。由于计及角速度(ω)和角加速度,确保了断路器合闸时相角差Δδn接近零。

(2)该装置检同期合闸具有频差闭锁(Δf)、压差闭锁(ΔU)和加速度闭锁(dΔf/dt)功能。(3)除具有检同期合闸功能外,还具备无压(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。

(4)对输入的各侧电压和频差都进行双回路测量,双回路测量结果应一致,保证测量和计算的正确性。(5)装置具有液晶显示屏菜单显示,便于监视和参数的设定和修改。

装置掉电后,参数不会丢失。(6)具有自试和自检功能。

(7)装置可以单独使用,也可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准同期装置。

采用各同期点输入电压、合闸出口和调节出口选点开关切换,切换选点切换和装置上人工操作选点开关切换。4 MAS-2微机自动准同期装置的硬件组成 MAS-2型微机自动准同期装置的硬件框图如图2,其核心是16为的单片机,装置软件存储在EPROM内,EEPROM中存放定值,RAM是数据存储器,存放运行数据、事故记录等。

现场PT。

4.同期装置的同期装置的分类

准同期并列操作就是将待并发电机升至额定转速和额定电压后,满足以下四项准同期条件时,操作同期点断路器合闸,使发电机并网。

a.发电机电压相序与系统电压相序相同;

b.发电机电压与并列点系统电压相等;

c.发电机的频率与系统的频率基本相等;

d.合闸瞬间发电机电压相位与系统电压相位相同。 从实现方式上,准同期并列操作分为手动准同期和自动准同期:

a.操作人员观察同期表,根据经验发合闸命令。一般手动准同期作为自动准同期的备用方式。

b.自动准同期:当现地控制单元发出合闸命令时,自动准同期装置自动寻找最佳合闸时间,发出合闸令;同时,在不满足同期合闸时,给励磁、调速器发出调整命令,加快合闸时间。 自同期并列操作,就是将发电机升速至额定转速后,在未加励磁的情况下合闸,将发电机并入系统,随即供给励磁电流,由系统将发电机拉入同步。

自同期法的优点:合闸迅速,自同期一般只需要几分钟就能完成,在系统急需增加功率的事故情况下,对系统稳定具有特别重要的意义;操作简便,易于实现操作自动化。因为在发电机未加励磁电流时合闸并网,不存在准同期条件的限制,不存在准同期法可能出现的问题;在系统电压和频率因故降低至不能使用准同期法并列操作时,自同期方法将发电机投入系统提供了可能性。

自同期法的缺点:未加励磁的发电机合闸并入系统瞬间,相当一个大容量的电感线圈接入系统,必然会产生冲击电流,导致局部系统电压瞬间下降。一般自同期法使用于水轮发电机及发电机—变压器组接线方式的汽轮发电机。在采用自同期法实施并列前,应经计算核对。

5.模拟式同期装置存在的主要问题是什么

摘要:针对当前国内大中型发电厂自动准同期装置的运行情况及存在的问题进行了分析,介绍了SID-2X型自动选线器和SID-2CM微机型自动准同期装置工作原理,并对如何应用新技术、新设备的方法进行了探讨。

关键词:自动准同期装置 发电机 系统 断路器 并网 DCS 应用 1 概述 从国内目前电力系统来看,不同大小容量、不同类型的发电机组要并网发电,一般主要通过以下两种方式:自同步方式和准同步方式。1.1、采用自同步方式的发电机组,应符合定子绕组的绝缘及端部固定情况良好、端部接头无不良现象,自同步并列时,定子超瞬变电流的周期分量不超过允许值的要求。

在系统故障情况下,水轮发电机组可采用自同步方式,100MW以下的汽轮发电机组也可采用自同步方式。1.2、在正常情况下,同步发电机组的并列应采用准同步方式。

为此,电力系统明文规定,在发电厂中,对单机容量在6 MW以上的发电厂,应装设自动准同步装置和带相位闭锁的手动准同步装置。 在九十年代及以前,除了当时全套引进国外设备的发电机组外,国内各发电厂基本上都是使用电磁型继电器、晶体管元器件或小规模集成电路构成的ZZQ系列自动准同步装置。

但随着全世界范围内计算机技术的飞速发展,作为技术、经济高度密集型的发电厂,其自动控制技术及其产品开发已是日新月异、层出不穷,尤其是自动准同期装置,微机化、智能化产品也是型式多样。2 旧同期设备存在的主要问题 由于投产比较早的国产发电机组,绝大多数都是采用国产的自动准同期装置,它们都普遍存在以下不足之处:2.1、如果过大的相角差并网,使发电机组的定子转子绕组、轴瓦、联轴器等过大的振动而受到严重的累积机械损伤,或诱发发电机组转子大轴系统扭振,使发电机组正常的运行寿命大大缩短是有可能的。

2.2、为追求理想的同期合闸点,对电压差、频率差过分精细的调节,不但会消耗大量的时间,而且会带来较大的因维持发电机组空转而造成的能耗浪费。2.3、在同频合环操作过程中,如发电机倒厂用电等操作,如果不考虑功角、压差的因数,有可能造成系统继电保护误动作,甚至造成系统振荡。

2.4、更为严重的是,由于集中控制的需要和节省投资,过去往往设计成多台不同类型的断路器、几台发电机组共用一组同期小母线和一套准同期装置,不可避免地共用了一套准同期并网定值。由于不同类型的断路器合闸性能差异性很大,如合闸速度的不同,不同电压等级的电压互感器二次同期比较的幅值和相位也有所不同,直接导致合闸导前时间的不同,在唯一的导前时间定值下,从而不可避免地会出现合闸脉冲的不准确性。

2.5、服役时间长,元器件老化严重,用户维护调试困难,产品质量难以保持。2.6、电力系统自动控制系统发展迅速,非智能型的自动准同期装置无法满足现代化电力工业发展的要求。

3 微机型自动准同期装置的应用 综观大江南北,无论是单机容量30万KW、60万KW及以上的大型发电厂,还是单机容量几万KW、几千KW的小型电厂,无论是水电厂还是火电厂,不管是新机投产还是旧机改造,都不遗余力地选用微机型自动准同期装置,由于它们的先进性、高可靠性、高精度且高速度、智能化且维护使用方便,得到发电行业的广泛应用。下面仅以在发电厂使用最为广泛的SID-2CM型自动准同期装置和SID-2X型自动选线器为例,重点介绍在发电厂DCS系统普遍采用的今天,如何设计、运用微机型自动准同期装置,以达到提高整套机组自动化运行水平的目的。

3.1 SID-2CM装置主要功能:3.1.1、SID-2CM有8个通道可供1~8台、条发电机或线路并网复用,可适应不同类型的断路器进行并列操作,并具备自动识别并网对象类别及并网性质的功能。3.1.2 、设置参数有:断路器合闸时间、允许压差、过电压保护值、允许频差、均频控制系数、均压控制系数、允许功角、并列点两侧PT二次电压实际额定值、系统侧PT转角、同频调速脉宽、并列点两侧低压闭锁值、单侧无压合闸、同步表、开入确认单侧无压操作等。

3.1.3、控制器在发电机并网过程中按模糊控制理论的算法,根据实测DEH和AVR控制特性所确定的均频及均压控制系数,对机组频率及电压进行控制,确保最快最平稳地使频差及压差进入整定范围,实现更为快速的并网。3.1.4、控制器在进行线路同频并网(合环)时,如并列点两侧功角及压差小于整定值将立即实施并网操作,否则就进入等待状态,并发出信号。

控制器具备自动识别差频或同频并网功能。3.1.5、发电机并网过程中出现同频时,控制器将自动给出加速控制命令,与DEH共同作用,消除同频状态。

控制器与DEH共同作用,可确保不出现逆功率并网,亦可实施并列点单侧无压合闸、双侧无压合闸等功能。3.1.6、控制器完成并网操作后将自动显示断路器合闸回路实测时间,及每个通道保留最近的8次实侧值,以供校核断路器合闸时间整定值的精确性。

同频并网因不需要合闸时间参数,故同频并网时控制器不测量断路器合闸时间。3.1.7、控制器提供与上位机的通讯接口(RS-232、RS-485),也可以通过硬接线的方式与DCS系统接口,以完全满足将自动准同期装置纳入。

关于微机准同期装置的操作报告

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