同期基础知识介绍

1同期基础知识介绍2同期基础知识介绍在水电厂中，将水轮发电机组快速、准确地投入运行是一项非常重要且经常进行的操作。随着系统用电量的增加，要求备用发电机组能够迅速投入运行，以满足系统要求。在系统发生事故时，会失去部分电源，要求将备用发电机组快速投入系统以制止系统的崩溃。在这些情况下均要求进行发电机组的同期并网操作。3在电力系统中，同期方法可分为两种：一种是准同期方式，另一种是自同期方式。（目前绝大多数电厂采用的是准同期方式，只有极个别电厂还保留有在非正常情况下自同期并网方式。）同期基础知识介绍4同期基础知识介绍准同期方式是将待并发电机在并入电网前，通过调节水轮机转速，使发电机转速接近额定转速；通过调节励磁装置，使发电机端电压接近系统电压；选择在零相角差的时刻合上发电机出口断路器，使得发电机在冲击电流最小的情况下迅速被拉入同步运行。1.准同期方式:～DLUsUgUgUsUdωgωsφωg＞ωs5同期基础知识介绍1.1理想的准同期条件:（1）断路器两侧的电压幅值相等；即Ug＝Us（2）断路器两侧的电压频率相等；即ωg＝ωs或fg＝fs（3）断路器合闸的瞬间相角差为零。即φ＝0使得并网瞬间系统对发电机的冲击电流为零。6同期基础知识介绍1.2现实的准同期条件:（1）断路器两侧的电压差在给定值内；即Ud＝Ug-Us≤电压差给定值（2）断路器两侧的电压频率差在给定值内；即fd＝fg-fs≤频率差给定值（3）断路器合闸的瞬间相角差为零。即φd＝φg-φs≈0使得并网瞬间系统对发电机的冲击电流为允许范围内。7同期基础知识介绍1.3现实的准同期条件:事实上在发电机同期并网的三个条件中，电压差和频率差并不是伤害发电机主要因素，真正伤害发电机的是相角差。因此在准同期并网过程中，严格控制相角差在零度时合上断路器。～DLUsUg0Ud：电压差包络线2πTd：频率差（滑差）ωtUgUsUdωgωsφωg＞ωs8同期基础知识介绍名词解释:1）越前时间，或导前时间：发电机准同步并列时，并列合闸瞬间发电机电压和系统电压之间的相位差δ应等于零。考虑到并列断路器都有一个合闸时间，自动准同步装置应该在δ=00前一段时间发出合闸脉冲，这个提前时间称为导前时间tad。由于一个断路器的合闸时间是恒定不变的，所以导前时间也不应随频差、压差改变，是一个固定的值，称之为恒定导前时间。9同期基础知识介绍名词解释:2）越前相角，或导前相角：发电机准同步并列时，并列合闸瞬间发电机电压和系统电压之间的相位差δ应等于零。考虑到并列断路器都有一个合闸时间，自动准同步装置应该在δ=00前一个相角发出合闸脉冲，这个提前相角称为导前相角δad。10同期基础知识介绍名词解释:3）滑差频率，或滑差周期：发电机电压角频率ωG与系统电压角频率ωsys之差称为滑差角频率ωs，简称滑差。ωs=ωG-ωsys=2π（fG-fsys）=fs。上式中fs称为滑差频率。Ts=1/|fs|称为滑差周期。11同期基础知识介绍导前时间、合闸时间、滑差周期0ωt导前时间同期合闸输出1213同期基础知识介绍2.自同期方式:自同期操作方式是将未启励升压的发电机的转速升到额定转速后，首先合上断路器，然后立即合上励磁开关，并同时启励升压，将发电机拉入同步。自同期方式仅适用于发电机断路器的并网操作自同期操作方式的优点：操作简单、速度快。在系统发生故障、频率和电压波动较大时，发电机组仍能并网操作并迅速投入电网运行。自同期操作方式的缺点：未启励的发电机并入系统时会产生较大的电流冲击；合闸瞬间要从系统吸收无功功率，引起系统电压下降。14同期基础知识介绍3.手动准同期自动准同期并网过程是由专用的自动准同期装置来自动实现的。而手动准同期是由专用的同步表计（如同期整步表、同步闭锁继电器等）、操作把手，由运行人员依靠经验及人为判断合闸时间，来操作断路器的合闸操作。手动准同期有以下弊端：•有重大安全隐患，易引起误操作；•延误并网时间，操作复杂；•接线复杂。15同期基础知识介绍4.自动准同期装置面对的同期对象自动准同期所面对的对象有三类：a）机组出口断路器同期装置自动检测系统侧和发电机侧的电压差、频率差和相角差，能对发电机的电压和频率进行调节，在符合同期并网条件后发出断路器合闸信号。b）发电厂、变电站的线路开关（断路器）、母联开关（断路器）同期装置自动检测断路器两侧的电压差、频率差和相角差，并能区别是差频并网还是同频并网，在符合同期并网条件后发出断路器合闸信号。16c）主变高压侧断路器由于主变高压侧断路器的同期PT取至主变的高压侧PT和低压侧PT，它们之间存在30°的相位差，同期装置应能自动补偿该相位差。对于发变组单元接线方式，在对主变高压侧断路器同期时，还需检测系统侧和发电机侧的电压差、频率差和相角差，还需对发电机的电压和频率进行调节，在符合同期并网条件后发出断路器合闸信号。对于多机组共用型的主变高压侧断路器，则可按照线路型断路器的差频并网方式同期，不发调节信号。同期基础知识介绍17同期基础知识介绍4.1线路开关、母联开关的差频并网差频并网一般是两个不同电网之间的联网操作。自动准同期装置自动检测两系统之间的电压差、频率差和相角差，在电压差、频率差满足并网条件的前提下，计算并捕捉相角差过零点导前时间发出断路器合闸信号，使得两电网系统的联网运行。线路开关和母联开关在同期并网时，同期装置一般不发调节信号。发电机组的并网操作也属于差频并网操作。18同期基础知识介绍4.2线路开关、母联开关的同频并网同频并网一般是同一电网内的环并操作。在同一电网内的频率是一致的，因此自动准同期装置自动检测断路器两侧的频率为一致，而电压差和相角差（即功角）在允许范围内，给断路器发出合闸信号，使得两系统的环网运行。194.3断路器的无压合闸操作无压合闸一般是指单向送电操作，或倒闸操作，主要表现在断路器的一侧或两侧无电压。无压合闸通常由运行人员根据运行规则确定为无压合闸操作，启动同期装置的无压合闸操作命令，由同期装置自动检测断路器一侧或两侧无电压，满足无压合闸条件后，由同期装置发出断路器合闸信号。线路开关、母联开关或旁路开关在任一侧或两侧无电压的情况下允许合闸。而机组出口断路器则仅在开关的上侧（即系统侧）无压时才允许合闸。同期基础知识介绍20主变低压侧PT主变高压侧开关Y-d11型变压器～主变低压侧PT主变高压侧开关Y-d11型变压器～机组出口开关机组出口开关母联开关线路开关线路开关机组侧PT机组侧PTⅠ母侧PTⅡ母侧PTⅠ母Ⅱ母同期基础知识介绍5.同期对象及同期PT根据电厂主接线图来确定同期对象及同期PT的接入。21同期基础知识介绍5.1同期PT信号的接入母线PT主变低压侧PT主变高压侧开关SJ-12C同期装置参考侧PT对象侧PTUaUbUcY-d11型变压器～Ua'Ub'Uc'UaUbUcUaUbUcUa'Ub'Uc'同期装置通常采用单相PT接线。一般电压互感器PT的二次侧线电压为100V，相电压为100V/√3（57.7V)。在电压互感器二次绕组B相接地系统中，可选取线电压Uab（额定幅值100V）。在电压互感器二次绕组中性点接地系统中，可选取相电压（额定幅值57.7V）,也可选取线电压Uab（额定幅值100V）。22同期基础知识介绍5.2同期PT信号的接入母线PT主变低压侧PT主变高压侧开关SJ-12C同期装置参考侧PT对象侧PTUaUbUcY-d11型变压器～Ua'Ub'Uc'UaUbUcUaUbUcUa'Ub'Uc'a）发电机出口断路器两侧的PT信号的接入选取两侧PT相同的线电压信号、或相同的相电压信号，无转角问题。23同期基础知识介绍5.3同期PT信号的接入母线PT主变低压侧PT主变高压侧开关SJ-12C同期装置参考侧PT对象侧PTUaUbUcY-d11型变压器～Ua`Ub`Uc`30°Uab）主变高压侧断路器两侧的PT信号的接入由于主变压器多采用Y-dll接线型，高压侧比低压侧的相位超前了30°。选取两侧PT相同的线电压信号、或相同的相电压信号，需在同期装置中对低压侧的PT信号补偿+30°。24同期基础知识介绍0ωt导前时间同期合闸输出主变高压侧开关同期，在同期装置上的机组PT补偿+30°时，且机组频率＞系统频率时的波形。主变高压侧断路器同期时，由于已在同期装置内对机组侧的PT作了+30°的补偿，因此在用示波器监视两PT包络线以及同期合闸脉冲时，会出现不在过零点时合闸的现象，如下图所示。UsUgωsωgφUdωg＞ωs30°当机组频率＞系统频率时25同期基础知识介绍0ωt导前时间同期合闸输出主变高压侧开关同期，在同期装置上的机组PT补偿+30°时，且机组频率＜系统频率时的波形。UsUgωsωgφUdωg＜ωs30°当机组频率＜系统频率时26同期基础知识介绍5.4同期PT信号的接入c）主变高压侧断路器两侧的PT信号的接入如果主变高压侧PT为中性点接地，而主变低压侧PT为B相接地方式时，则主变高压侧PT--Uc与主变低压侧PT--Ubc`同相位，但此时主变高压侧PTUc=100/1.732V主变低压侧PTUbc’=Uc’=100V因此在SJ-12C同期装置中需将主变高压侧PT的电压补偿1.732倍，且无须转角。母线PT主变低压侧PT主变高压侧开关SJ-12C同期装置参考侧PT对象侧PTUaUbUcUa'Ub'Uc'UcY-d11型变压器27同期基础知识介绍5.5同期PT信号的接入d）手动准同期回路中，主变高压侧断路器两侧的PT信号的接入在手动准同期回路中，需通过转角变压器将高压侧电压转角30°后才能接入检测回路中。母线PT主变低压侧PT主变高压侧开关参考侧PT对象侧PTUaUbUcY-d11型变压器～ABCabcAN1AN2QK1QK2QK3QK4MZ10QK5QK6紧急停机事故复归Ua'Ub'Uc'30°UaabAB