同期装置选线器的作用

A. 什么叫同期合闸，电气方面的

同期合闸，所谓同期，就是指开关两侧电压、频率相等，相序、相位相同，只有在这个时候合闸才不会有冲击电流。如果不同期合闸，冲击电流过大，开关会自动跳闸，合闸就失败了。同期点只是一瞬间，人为操作难以抓住这一瞬间，所以现在同期合闸都用微机在同期点自动发出合闸信号。

(1)同期装置选线器的作用扩展阅读

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。

1、发电机电压相序与系统电压相序相同。

2、发电机电压与并列点系统电压相等。

3、发电机的频率与系统的频率基本相等。

4、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。

手动准同期：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。

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；操作简便，易于实现操作自动化。

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。

B. 同期装置的同期装置的说明

电力系统运行过程中常需要把系统的联络线或联络变压器与电力系统进行并列内，这种将小容系统通过断路器等开关设备并入大系统的操作称为同期操作。
所谓同期即开关设备两侧电压大小相等、频率相等、相位相同，同期装置的作用是用来判断断路器两侧是否达到同期条件，从而决定能否执行合闸并网的专用装置；一般情况下，变电站对于需要经常并列或解列的断路器装设手动准同期装置，一般采用集中同期方式。

C. 什么是同期点是发电机出口开关（带同期装置的）还是与系统连接开关

同期点，就是不同系统来的电的交汇点，比如并网时主变出口开关两侧（来自发电机和电网两路系统），就是一个同期点。再比如厂用电切换是，常用电源和备用电源都要给工作母线送电，这个母线上的两个开关（常用和备用受电）就是同期点。
非同期并列轻则设备受损，重则产生灾难性后果，所以对同期点一定要梳理清楚。对于厂站内高压合环的，低压侧可以不同期就并列，对于电源侧来自两个系统的，一定要小心。尤其是相位，必须核相，电压差个10%都没有问题，只是冲击大些而已。
这个回答很好了，已经解释清楚了。

D. 什么是同期装置的导前时间

发出合闸指令，断路器合闸，合闸反馈回来，这3个过程所用去的时间的总和就是导前时间。只能一起实测，不允许分别测试然后加起来，切记。

E. 同期装置sid-2h和sid-2ht有何不同

综保典型整定计算

随着自动控制技术的发展，采用计算机技术实现其基本原理的微机智能型综合保护装置在公司得到了广泛应用，既不同于传统的电磁继电器，又不同于采用模拟电子技术的集成电路形式的继电器，因而有些功能的实现方式较以往也有不同，并且增加了一些传统继电器（如GL、DL）所不具备的功能。这样一来，使用新型综合保护装置在计算保护定值时遇到许多困惑，因为目前没有完整的保护整定计算的参考书。为了使大家对综合保护装置的整定计算有所了解和掌握， 我结合过去整定计算的经验和有关综合保护装置的功能及保护整定计算的有关规定，对保护整定计算进行了总结形成此扁文章，不同厂家的保护装置对保护功能设置及各参数选择也许不同，但基本上大同小异。本文只对常用设备保护进行了论述及未对短路电流进行计算，仅供大家参考。

线路保护整定计算
降压变电所引出10KV电缆线路,线路接线如下图所示:

已知条件:

最大运行方式下,降压变电所母线三相短路电流为5500A,配电所母线三相短路电流为5130A，配电变压器低压侧三相短路时流过高压侧的电流为820A。

最小运行方式下,降压变电所母线两相短路电流为3966A,配电所母线两相短路电流为3741A，配电变压器低压侧两相短路时流过高压侧的电流为689A。

电动机起动时的线路过负荷电流为350A，10KV电网单相接地时最小电容电流为15A，10KV电缆线路最大非故障接地时线路的电容电流为1.4A。系统中性点不接地。A、C相电流互感器变比为300/5，零序电流互感器变比为50/5。

整定计算（计算断路器DL1的保护定值）

1、瞬时电流速断保护

瞬时电流速断保护按躲过线路末端短路时的最大三相短路电流整定，保护装置的动作电流 ，取110A

保护装置一次动作电流

灵敏系数按最小运行方式下线路始端两相短路电流来校验：

由此可见瞬时电流速断保护不能满足灵敏系数要求，故装设限时电流速断保护。

2、限时电流速断保护

限时电流速断保护按躲过相邻元件末端短路时的最大三相短路时的电流整定，则保护装置动作电流

，取20A

保护装置一次动作电流

灵敏系数按最小运行方式下线路始端两相短路电流来校验：

限时电流速断保护动作时间取0.5秒。（按DL2断路器速断限时0秒考虑，否则延时应为：t1=t2+Δt）

3、过电流保护

过电流保护按躲过线路的过负荷电流来整定，则保护动作电流

，取8A

式中：Kn为返回系数，微机保护的过量元件返回系数可由软件设定，一般设定为0.9。

过电流保护一次动作电流

保护的灵敏系数按最小运行方式下线路末端两相短路电流来校验

在线路末端发生短路时,灵敏系数为

在配电变压器低压侧发生短路时,灵敏系数为

保护动作延时应考虑与下级保护的时限配合，t1=t2+Δt，Δt取0.5秒。

4、单相接地保护

单相接地保护按躲过被保护线路最大非故障接地的线路电容电流整定并按最小灵敏系数1.25校验。

按躲过被保护线路电容电流的条件计算保护动作电流(一次侧):

(：可靠系数，瞬动取4-5，延时取1.5-2)

此处按延时1秒考虑，取2，则

校验灵敏度系数：=15/2.8=5.36>1.25

注意：由于在很多情况下零序CT变比不明确，可以实测整定：从零序CT一次侧通入2.8A电流，测零序CT二次侧电流是多少，此电流即为微机保护零序定值。

5、 低周减载

低周减载动作的频率整定值：整定范围（45-49.5）Hz，级差0.01 Hz

低周减载动作的延时整定值：整定范围（0-10）S，级差0.01 S

滑差闭锁定值：整定范围（2-5）Hz /S。出厂前设定为3 Hz /S

低周减载欠压闭锁值：整定范围（10-90）V， 级差0.01V

低周减载欠流闭锁值：整定范围（0.2-5）A， 级差0.01A

以上定值是用户根据系统参数计算或由上级调度下达的，本文不再举例。
变压器保护整定计算
10 / 0.4KV车间配电变压器的保护。

已知条件：

变压器为SJL1型，容量为630KVA，高压侧额定电流为36.4A，最大过负荷系数为3，正常过负荷系数为1.2。

最大运行方式下变压器低压侧三相短路时，流过高压侧的短路电流为712A。

最小运行方式下变压器高压侧两相短路电流为2381A，低压侧两相短路时流过高压侧的短路电流为571A。

最小运行方式下变压器低压侧母线单相接地短路电流为5540A。

变压器高压侧A、C相电流互感器变比为100/5，低压侧零序电流互感器

F. 测控装置上检同期连接片功能是什么在该连接片切除后，断路器在后台或就地分合闸是否能成功

检同期，是指测控装置判断拟合闸的断路器两侧电压，是否满足相位、幅值、频率等内方面的条件后，才能发容出遥控或手动合闸的命令。比如一般是检测线路PT的电压与变电站的母线电压。

连接片切除后，不影响就地合闸；至于后台合闸，看测控装置的切换把手是放在那个位置，也有不检同期就直接出口的选择的。

G. 消弧线圈的作用

作用：当电网发生单相接地故障，消弧线圈提供电感电流补偿使故障点电流降至10A以下，有利于防止弧光过零后重燃，达到灭弧目的；降低高幅值过电压出现几率，防止事故进一步扩大；消弧线圈正确调谐时，可有效减少弧光接地过电压机率，最大限度减小故障点热破坏作用及接地网电压。

消弧线圈结构的特点是电控无级连续可调消弧线圈，全静态结构，内部无任何运动部件，无触点，调节范围大，可靠性高，调节速度快。利用施加直流励磁电流，改变铁芯的磁阻，从而改变消弧线圈电抗值的目的，它可以带高压以毫秒级的速度调节电感值。

(7)同期装置选线器的作用扩展阅读：

消弧线圈的分类：

1、调气隙式

调气隙式属于随动式补偿系统。其消弧线圈属于动芯式结构，通过移动铁芯改变磁路磁阻达到连续调节电感的目的。然而其调整只能在低电压或无电压情况下进行，其电感调整范围上下限之比为2.5倍。控制系统电网正常运行情况下将消弧线圈调整至全补偿附近。

2、调匝式

同调气隙式的唯一区别是动芯式消弧线圈用有载调匝式消弧线圈取代，这种消弧线圈是用原先的人工调匝消弧线圈改造而成，即采用有载调节开关改变工作绕组的匝数，达到调节电感的目的。其工作方式同调气隙式完全相同，也是采用串联电阻限制谐振过电压。

3、调容式

主要是在消弧线圈的二次侧并联若干组用可控硅（或真空开关）通断的电容器，用来调节二次侧电容的容抗值。根据阻抗折算原理，调节二次侧容抗值，即可以达到改变一次侧电感电流的要求。

H. 同期装置是哪组电压互感器

电力系统运行过程中常需要把系统的联络线或联络变压器与电力系统
进行并列，这种将小系统通过断路器等开关设备并入大系统的操作称为同
期操作。

所谓同期即开关设备两侧电压大小相等、频率相等、相位相同，同期
装置的作用是用来判断断路器两侧是否达到同期条件，从而决定能否执行
合闸并网的专用装置。

I. 今见高压开关柜二次图中中出现一句“若用到同期装置，需要将此线拆除”，同期装置指什么

同期装置是电柜和电柜并联运行需要的设备。电柜并联的条件是电压，频率。内阻相同，满足以上条件才能并网。

J. 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DCS系统的需要。
3.1.8、控制器输出的调速及调压继电器为小型电磁继电器，可直接驱动DEH和AVR系统进行自动调频和调压，省去外加中间继电器。
3.2 SID-2X装置主要功能：
3.2.1、SID-2X最多具有8（或12）个多路开关模块通道对8（或12）个并列点的同期信号进行切换。
3.2.2、接受由DCS或经RS-485总线发来的选线指令，控制指定的某路开关进行选线操作，且有RS-485接口。
3.2.3、接受由DCS发来的点动开关信号控制指定的某路开关进行选线操作。
3.2.4、在并网过程中，如遇到紧急事件，选线器可接受由DCS发来的紧急中止同期命令执行紧急中止同期操作。
3.2.5、在选线器上有8（或12）个指示灯指示被选中的多路开关通道号，选线器具有闭锁重选功能，确保每次只选通一路多路开关。选线器可提供切换后的同期电压作为手动同步的同期表使用，并有接口与手动的调压、调速和合闸按钮相连。
3.2.6、选线器的CPU模块故障时，可在选线器面板上手动操作8（或12）个带"唯一性"闭锁钥匙的开关进行人工选线操作。