水电站自动化讲解
水电站自动化讲解
1.7 数字式并列装置1.7.1 概述用大规模集成电路微处理器（CPU ）等器件构成的数字式并列装置，由于硬件简单，编程方便灵活，运行可靠，且技术上已日趋成熟，成为当前自动并列装置发展的主流。
模拟式并列装置为简化电路，在一个滑差周期s T 时间内，把S ω假设为恒定。
数字式并列装置可以克服这一假设的局限性，采用较为精确的公式，按照e δ当时的变化规律，选择最佳的越前时间发出合闸信号，可以缩短并列操作的过程，提高了自动并列装置的技术性能和运行可靠性。
数字式并列装置由硬件和软件组成，以下分别进行介绍。
1. 主机。
微处理器（CPU ）是装置的核心。
2. 输入、输出接口通道。
在计算机控制系统中，输入、输出过程通道的信息不能直接与主机总线相连，它必须由接口电路来完成信息传递的任务。
3. 输入、输出过程通道。
为了实现发电机自动并列操作，需要将电网和带并发电机的电压和频率等状态按照要求送到接口电路进入主机。
(1) 输入通道。
按发电机并列条件，分别从发电机和母线电压互感器二次侧交流电压信号中提取电压幅值、频率和相角差等三种信息，作为并列操作的依据。
1）交流电压幅值测量。
采用变送器，把交流电压转换成直流电压，然后由A ／D 接口电路进入主机。
对交流电压信号直接采样，通过计算求得它的有效值。
如图1.18所示。
2）频率测量。
测量交流信号波形的周期T 。
把交流电压正弦信号转化为方波，经二分频后，它的半波时间即为交流电压的周期T 。
3）相角差e δ测量。
如图1.19所示，把电压互感器电压信号转换成同频、同相的方波信号。
（2）输出通道。
自动并列装置的输出控制信号有：1）发电机转速调节的增速、减速信号。
图1.17 数字式并列装置控制逻辑图2）调节发电机电压的升压、降压信号。
3）并列断路器合闸脉冲控制信号。
这些控制信号可由并行接口电路输出，经放大后驱动继电器用触点控制相应的电路。
4. 人一机联系。
主要用于程序调试，设置或修改参数。
水电站自动化
水电站自动化近年来，随着科技的快速发展，水电站自动化技术也正在不断迎来新的突破。
水电站自动化是指通过先进的计算机技术和控制系统，实现对水电站的自动化管理和控制，以提高水电站的效率、安全性和可靠性。
本文将探讨水电站自动化的意义、技术手段以及面临的挑战。
首先，水电站自动化具有重要的意义。
一方面，水电站作为重要的能源供应基地，对国家经济发展起着举足轻重的作用。
水电站自动化可以提高水电站的发电效率，减少能源损耗，为国家节约能源资源。
另一方面，水电站自动化可以提高水电站的运行安全性和可靠性。
通过自动化控制系统，可以实时监测水电站的运行情况，及时发现问题并采取措施，避免事故发生，保障水电站运行的顺利进行。
水电站自动化还能减少人力投入，降低劳动强度，提高工作效率。
其次，水电站自动化涉及多种技术手段。
其中，核心技术是计算机技术和控制系统。
通过计算机技术，可以实现对水电站的远程监控和数据处理，提高对水电站运行状态的判断和决策能力。
控制系统包括传感器、执行器和自动化控制软件等组成部分，用于监测和控制水电站的各项参数和设备。
此外，水电站自动化还涉及到网络通信技术、数据存储与管理技术、人机界面技术等等。
这些技术手段紧密结合，共同实现对水电站的全面自动化管理和控制。
然而，水电站自动化也面临一些挑战。
首先，水电站自动化的成本较高。
要实现水电站的自动化，需要投入大量的资金用于技术设备的购置和维护。
其次，水电站的自动化系统需要具备高度的稳定性和可靠性，否则可能会给水电站的正常运行带来风险。
此外，水电站自动化还需要面临人力资源的挑战。
要实现全面自动化，需要拥有一批掌握相关技术的专业人才，目前市场上缺乏这方面的高素质人才。
这些挑战需要通过政府支持和企业努力来克服，以推动水电站自动化技术的发展与应用。
综上所述，水电站自动化是一个具有重要意义的领域。
它能够提高水电站的效率、安全性和可靠性，为国家节约能源资源，促进经济发展。
水电站自动化的技术手段多种多样，包括计算机技术、控制系统以及网络通信技术等。
浅谈水力发电站综合自动化的实现
浅谈水力发电站综合自动化的实现水力发电站是利用水资源的潜在能量转换为电能的重要设施之一。
在水力发电站的运行过程中，自动化技术的应用能够提高生产效率和安全性，保障设备的正常运行。
本文将就水力发电站的综合自动化实现进行浅谈。
一、水力发电站的基本结构和工作原理水力发电站是利用水资源的潜在能量转换为电能的设施，其基本结构包括水库、引水系统、水轮发电机组、变压器及输电系统等部分。
水力发电站的工作原理是利用水流的动能带动水轮发电机转动，通过发电机转动产生的电能，经过变压器升压后送入输电系统，最终供给用户使用。
二、水力发电站自动化的实现意义水力发电站的自动化实现具有重要的意义：1. 提高生产效率。
自动化系统能够进行实时监控和调节，提高水力发电站的发电效率，降低生产成本。
2. 提升安全性。
自动化系统能够提前预警和处理突发事件，保障水力发电站的安全运行。
3. 降低人力成本。
自动化系统能够替代部分人力工作，降低人力成本，提高管理效率。
4. 保障设备寿命。
自动化系统能够对设备进行实时监测和调节，延长设备的使用寿命，减少维护工作。
水力发电站的自动化实现涉及多个关键技术：1. 远程监控技术。
利用传感器和监测设备实时监测水力发电站的运行状态，将监测数据传输至中心控制室，实现远程监控。
2. 数据采集与处理技术。
对水力发电站的各项参数进行数据采集和处理，包括水位、流量、压力、温度等参数。
3. 自动调节技术。
利用自动调节系统对水轮发电机组、引水系统等设备进行自动调节，保持设备的最佳工作状态。
4. 安全保护技术。
建立完善的安全保护系统，包括泄洪防洪、设备故障自动断电等功能，保障水力发电站的安全运行。
在实际应用中，水力发电站的综合自动化已经取得了丰硕的成果。
通过远程监控技术，运行人员可以及时了解水力发电站的运行状态，实现远程调度和监控。
利用数据采集与处理技术，水力发电站可以进行自动化数据采集和分析，实现故障诊断和预防维护。
自动调节技术能够优化水轮发电机组的运行状态，提高发电效率。
水电站自动化技术应用
水电站自动化技术应用水电站自动化技术概念的引入水电站的构成部分主机设备：水轮机、发电机、变压器辅助设备、一次输变电设备、二次测量、监视、操纵、保护设备、消防监控系统、水文自动测报系统一、水电站自动化概述1.水电站自动化的作用水电站自动化就是要使水电站生产过程的操作、操纵与监视，能够在无人（或者少人）直接参与的情况下，按预定的计划或者程序自动地进行。
水电站自动化程度是水电站现代化水平的重要标志，同时，自动化技术又是水电站安全经济运行必不可少的技术手段。
水电站自动化的作用要紧表现在下列几个方面：（1）提高工作的可靠性：水电站实现自动化后，一方面可通过各类自动装置快速、准确、及时地进行检测、记录与报警，既可防止不正常工作状态进展成事故,又可使发生事故的设备免遭更严重的损坏，从而提高了供电的可靠性。
另一方面，通过各类自动装置来完成水电站的各项操作与操纵（如开停机操作与并列），不仅能够大大减少运行人员误操作的可能，从而也减少了发生事故的机会；而且还可大大加快操作或者操纵的过程，特别在发生事故的紧急情况下，保证系统的安全运行与对用户的正常供电，具有非常重大的意义。
（2）提高运行的经济性：水电站实现自动化后，可根据系统分配给电站的负荷与电站的具体条件，合理地进行调度，保持高水头运行，同时合理选择开机台数，使机组在高效率区运行，以获得较好的经济效益。
如何实现各电站合理最优调度，避免不必要的弃水，充分利用好水力资源，关于梯级电站来说尤为重要。
此外，水电站通常是水力资源综合利用的一部分，要兼顾电力系统、航运、灌溉、防洪等多项要求，经济运行条件复杂，单凭人工操纵很难实现，实现自动化以后，将有助于电站经济运行任务的实现。
特别是关于具有调节能力的水电站，应用电子计算机不但可对水库来水进行预报计算，还可综合水位、流量、系统负荷与各机组参数等参量，按经济运行程序进行自动操纵，大大提高运行的经济性。
（3）保证电能质量：我们明白，电压与频率作为衡量电能质量好坏两项基本指标。
水电厂自动化(1)概论
1.水电厂在电力系统中的作用：1担负系统的调频、调峰任务。
电能不能大量存储，其生产、输送、分配和消耗必须在同一时间内完成。
为了保持系统的频率在规定的范围内，系统中就必须有一部份发电站和发机电组随负荷的变化而改变出力。
以维持系统内发出的功率和与消耗的功率平衡。
对于变化幅度不大的负荷，频率的调整任务主要是由发机电组的调速装置来完成。
对于变化幅度较大、带有冲击性质的负荷，则需要有专门的电站或者机组来承担调频的任务。
2担负系统的备用容量。
具有一定的备用容量，是电力系统进行频率调整和机组间负荷经济分配的前提。
由于所有发机电组不可能全部不间断地投入运行，而且投入运行的发机电组也不是都能按额定容量工作，故系统中的电源容量并不一定等于所有发机电组额定容量的总和。
为了保证供电可靠性和电能质量，系统的电源容量应大于包括网损和发电站自用电在内的系统总负荷。
2.电力系统备用容量分类：1负荷备用。
用于调整系统中短时的负荷波动，并满足计划外负荷增加的需要。
这种备用容量应根据系统负荷的大小、运行经验和系统中各类用户的比重来确定，普通为系统最大负荷的2%—5%。
2事故备用。
用于代替系统中发生事故的发电设备，以便维持系统的正常供电。
事故备用容量与系统容量、发机电台数、单机容量、各类型发电站的比重和供电可靠性的要求等因素有关，一般约为系统最大负荷5%—10%，并不应小于系统中最大一台机组的容量。
3检修备用。
是为定期检修发电设备而设置的，与负荷性质、机组台数、检修时间长短及设备新旧程度有关。
3.水电厂自动运行的内容：1自动控制水轮发机电组的运行，实现开停机和并列、发电转调相和调相转发电等自动控制程序。
2自动维持水轮发机电组的经济运行。
3完成对水轮发机电组及其辅助设备运行工况的监视和对辅助设备的自动控制。
4完成对主要电气设备（如主变压器、母线和输电路线等）的控制、监视和保护。
5完成对水工建造物运行工况的控制和监视，如闸门工作状态的控制和监视，拦污栅是否阻塞的监视，上下游水位的测量监视、引水压力钢管的保护等。
水电站自动化讲解
1.7 数字式并列装置1.7.1 概述用大规模集成电路微处理器（CPU ）等器件构成的数字式并列装置，由于硬件简单，编程方便灵活，运行可靠，且技术上已日趋成熟，成为当前自动并列装置发展的主流。
模拟式并列装置为简化电路，在一个滑差周期s T 时间内，把S ω假设为恒定。
数字式并列装置可以克服这一假设的局限性，采用较为精确的公式，按照e δ当时的变化规律，选择最佳的越前时间发出合闸信号，可以缩短并列操作的过程，提高了自动并列装置的技术性能和运行可靠性。
数字式并列装置由硬件和软件组成，以下分别进行介绍。
1. 主机。
微处理器（CPU ）是装置的核心。
2. 输入、输出接口通道。
在计算机控制系统中，输入、输出过程通道的信息不能直接与主机总线相连，它必须由接口电路来完成信息传递的任务。
3. 输入、输出过程通道。
为了实现发电机自动并列操作，需要将电网和带并发电机的电压和频率等状态按照要求送到接口电路进入主机。
(1) 输入通道。
按发电机并列条件，分别从发电机和母线电压互感器二次侧交流电压信号中提取电压幅值、频率和相角差等三种信息，作为并列操作的依据。
1）交流电压幅值测量。
采用变送器，把交流电压转换成直流电压，然后由A ／D 接口电路进入主机。
对交流电压信号直接采样，通过计算求得它的有效值。
如图1.18所示。
2）频率测量。
测量交流信号波形的周期T 。
把交流电压正弦信号转化为方波，经二分频后，它的半波时间即为交流电压的周期T 。
3）相角差e δ测量。
如图1.19所示，把电压互感器电压信号转换成同频、同相的方波信号。
（2）输出通道。
自动并列装置的输出控制信号有：1）发电机转速调节的增速、减速信号。
图1.17 数字式并列装置控制逻辑图2）调节发电机电压的升压、降压信号。
3）并列断路器合闸脉冲控制信号。
这些控制信号可由并行接口电路输出，经放大后驱动继电器用触点控制相应的电路。
4. 人一机联系。
主要用于程序调试，设置或修改参数。
水电厂自动化
水电厂自动化水电厂自动化是利用先进的技术手段和设备，将水电厂的运行和管理过程自动化的一种方法。
随着科技的不断进步，水电厂自动化已经成为现代水电厂建设和改造的必然选择。
本文将从水电厂自动化的背景、技术应用以及优势和挑战等方面进行探讨。
一、背景随着经济的快速发展和人口的持续增长，能源需求不断增加。
而水电作为可再生能源的一种，具有环保、可持续的特点，逐渐成为重要的能源供应方式。
然而，传统的水电厂一直存在一些问题，如人工操作复杂、效率低下、安全性难以保证等。
为了充分发挥水电能源的优势，提高发电效率，降低运营成本，水电厂自动化的出现成为必然选择。
二、技术应用1. 数字控制系统传统的水电厂多依赖人工操作，而数字控制系统的引入可以实现对整个水电厂的集中控制和监测。
通过传感器、仪表等设备获取数据，然后通过控制器进行分析、计算和判断，再反馈给执行机构进行控制，从而实现对水电厂各个环节的自动化控制。
2. 数据通信技术水电厂自动化需要大量的数据实时传输和互通。
采用现代化的数据通信技术，如以太网、无线通信等，可以实现水电厂各个部分之间的联网，方便数据的传输和共享，提高运维效率。
3. 远程监控系统水电厂的远程监控系统可以实现对分散式水电站的监测和控制。
通过远程监控中心，运维人员可以实时获取水电站的各项数据，并进行远程操作和调度。
这不仅提高了运维的效率，也提升了水电厂的安全性。
三、优势1. 提高发电效率水电厂自动化能够实现对发电量、水位、水压等参数的自动控制和调节，优化发电机组的运行状态，提高整体发电效率。
2. 减少人为差错传统的人工操作容易出现疏忽或错误，导致事故的发生。
而自动化系统能够全天候无人巡检，减少了人为差错的概率，提高了水电厂的安全性和稳定性。
3. 降低运营成本水电厂自动化系统能够实现对设备的智能诊断和维护，提前发现并解决潜在问题，减少了维修成本和停机时间，降低了运营成本。
四、挑战1. 技术风险水电厂自动化的实施面临的技术风险是不可忽视的。
10. 水电站水库调度自动化系统精讲
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10.1 概述
1. 国外概况
梯级水电调度流域自动化系统始于 20 世纪 60 年代。自 60 年 代开始，美国首先把计算机用于水电站生产过程，但由于 计算机体积庞大、性能差，缺乏软件支持，因而在水电站 中未得到广泛应用。 20 世纪 70 年代，计算机技术长足进步，计算机在水电站中 应用条件日趋成熟，一些发达国家普遍采用计算机进行水 电站监控。法国是采用计算机实现梯级水电站监控较好的 得国家。梯级内水电站运行采用从梯级调度中心进行遥控 的方式，电站发生故障时，故障信号送至梯调中心的同时 也送至值班员家中，电站基本上实现了无人值班的方式。 值班员在家中向电站自动装置查询水电站的运行情况，了 解事故现场信息。 3
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10.2 特点、任务和研究方向
2.主要任务
①与系统内、外有关单位进行通信，准确、及时、 全面地收集梯级各水电站调度管理所需要的各种信 息。包括流域的水文、水情、气象、库区环境信息； 梯级上下游与防洪有关的工程工况信息；水电站发 电设备、金属结构、枢纽建筑物等运行信息；水情 自动测报系统、消防监控系统、继电保护运行及故 障信息系统等总站系统的有关信息。
10. 水电站水库调度自动化系统
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10.1 概述
水电站水库调度自动化系统是以水电站水库、梯级
水库为研究对象，以现代化的硬件设施为基础，以 先进的计算机操作平台和软件开发工具为手段，以 较为成熟的水文预报、水库调度方法为技术保障， 在仿真环境下研制分级分层次的水库调度高级应用
软件，并通过人机交互界面实现水调自动化系统的
• 2. 加强调度模型的研究。
• 3. 改善水调自动化系统的综合功能。
• 4. 加快新技术的使用。（3S、分布式）
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1. 7 数字式并列装置1.7.1概述用大规模集成电路微处理器（CPU）等器件构成的数字式并列装置，由于硬件简单，编程方便灵活，运行可靠，且技术上已日趋成熟，成为当前自动并列装置发展的主流。
模拟式并列装置为简化电路，在一个滑差周期T s时间内，把S 假设为恒定。
数字式并列装置可以克服这一假设的局限性，采用较为精确的公式，按照 e 当时的变化规律，选择最佳的越前时间发出合闸信号，可以缩短并列操作的过程，提高了自动并列装置的技术性能和运行可靠性。
数字式并列装置由硬件和软件组成，以下分别进行介绍。
图1.17 数字式并列装置控制逻辑图1.主机。
微处理器（CPU）是装置的核心。
2.输入、输出接口通道。
在计算机控制系统中，输入、输出过程通道的信息不能直接与主机总线相连，它必须由接口电路来完成信息传递的任务。
3.输入、输出过程通道。
为了实现发电机自动并列操作，需要将电网和带并发电机的电压和频率等状态按照要求送到接口电路进入主机。
（1）输入通道。
按发电机并列条件，分别从发电机和母线电压互感器二次侧交流电压信号中提取电压幅值、频率和相角差等三种信息，作为并列操作的依据。
1）交流电压幅值测量。
采用变送器，把交流电压转换成直流电压，然后由A ／D 接口电路进入主机。
对交流电压信号直接采样，通过计算求得它的有效值。
如图 1.18 所示。
2）频率测量。
测量交流信号波形的周期T。
把交流电压正弦信号转化为方波，经二分频后，它的半波时间即为交流电压的周期T。
3）相角差e测量。
如图1.19 所示，把电压互感器电压信号转换成同频、同相的方波信号。
（2）输出通道。
自动并列装置的输出控制信号有：1）发电机转速调节的增速、减速信号。
图1.18 电压波形引入2）调节发电机电压的升压、降压信号。
3）并列断路器合闸脉冲控制信号。
这些控制信号可由并行接口电路输出，经放大后驱动继电器用触点控制相应的电路。
4.人一机联系。
主要用于程序调试，设置或修改参数。
常用的设备有：（1）键盘——用于输入程序和数据。
（2）按钮——供运行人员操作。
（3）CRT 显示器——生产厂调试程序时需要。
（4）数码和发光二极管显示指示——为操作人员提供直观的显示方式，以利于过程的监控。
图1.19 电压信号转化为方波信号1.7.2数字式并列装置的软件1.电压检测交流电压变送器输出的直流电压与输入的交流电压值成正比。
设机组并列时，电压偏差设定的阀值为U SY ，装置内对应的设定值为D u 。
当D sys D g U时，不允许合闸信号输出；当D sys D g U 时，允许合闸信号输出。
如D sys D g 时，并行口输出升压信号，输出调节信号的宽度与其差值成比例；反之，则发降压信号。
2.频率检测发电机电压和电网电压分别由可编程定时计数器计数，主机读取计数脉冲值N sys 和N GO 。
与上述电压检测所采用算式类同，把频率差的绝对值与设定的允许频率偏差阀值比较，作出是否允许并列的判断。
按发电机频率f G高于或低于电网频率f X来输出减速或增速信号。
选择 e 在0 到π期间，调节量按f 差值比例进行调节。
3.越前时间检测设系统频率为额定值50Hz，待并发电机的频率低于50Hz。
从电压互感器二次侧来的电压波形如图1. 20（a）所示，经削波限幅后得到如图1. 20（b）所示的方波，两方波异或后得到如图1. 20（c）中的一系列宽度不等的矩形波。
显然，这一系列矩形波宽度i与相角差i 相对应。
图1.20 电压互感器二次侧的电压波形转换系统电压方波的宽度x为已知，它等于二分之一周期π（或180°），因此i 可按下式求得。
i i i i 1x （1.5）i2 i 2 i i i 1 xx式中x 和i 的值，CPU 可以从定时计数器读入求得。
12理想的导前合闸相角yj si t dc st t d2c ，式中si是计算点的滑差角速度。
其2t值可按照下式求得。
si i i i 1，式中i 和i 1 分别是计算点和上一个计算点si t 2 x的角度值，2 x 是两计算点的时间，t dc是微处理器发出合闸信号到主触头闭合时需要经历的时间。
按照上式求出最佳合闸越前相角yj 的值。
该值与本计算点的相角i 按照下式进行比较（式中为计算允许误差）。
如果2 i yj 式成立，则立刻发出合闸信号；如果2 i yj ，且2 i yj ，则继续进行下一点计算，直到i 逐渐逼近yj 符合发出合闸信号条件为止。
1.7.3计算机同步装置实例近年来，我国自己研制了一些计算机同步装置，如深圳智能设备开发有限公司研制的SID —2V型SID—2T型灯多功能微机同步控制器，电力自动化研究所研制的SJ—11和SJ —12微机同步装置等。
SID —2V 型多功能微机准同期控制器简述如下。
1. 主要功能及技术指标（1）主要功能。
1）控制器可使用交流220V 或直流220V 、110V 或用户指定的其它电压等级的电源供电。
在进行准同期过程中，能有效地进行均频控制和均压控制，尽快促成准同期条件的到来。
2）每次并网时，都自动测量和显示“断路器操作回路实际合闸时间” ，作为是否需要修改原来设置的“断路器合闸导前时间”整定值的依据，以使下次合闸更加精确无误。
此外，这一功能也提供了鉴别断路器是否有故障的依据。
3）机组的各种控制参数均可独立设置，这些参数包括：断路器合闸导前时间、合闸允许频差、均频控制系数、均压控制系数。
由于采用了EEPROM 电可擦写存储器，以上参数均可就地在带电重新设置或修改。
4）具备过压保护功能，一旦机组电压出现115％额定电压的过压（过压值可根据用户要求进行整定），立刻输出一降压控制信号，并闭锁加速控制回路，直至机组电压恢复正常为止。
5）当不执行同期操作，且给控制器提供电源时，控制器将进行频率监视，显示器显示系统频率，相当于一个五位数字工频频率表。
6）除控制器面板上具有一个复位键可在面板上进行复位操作外，还具有远方复位信号接口，可用于中央控制台在必要时进行远方复位操作，或由上位机对控制器实现复位操作。
7）完善的自检功能，能定时地检查控制器内部各部件的工作情况，一旦发现错误，立即显示相应出错信息，指示出错部位，并同时以接点形式输出报警信号。
当失电时，也以接点形式输出失电信号。
8）控制器内可自行产生两路试验电压信号，可分别模拟系统及发电机电压，且发电机模拟电压可任意改变频率。
因此，无需外接可调工频信号源即可调试。
在使用机内模拟电压信号进行试验时，装置将自动切断合闸回路，以免在试验状态下引起误合闸。
9）控制器还设置了一个键盘接口，当键盘接口与选配的专用开发试验装置连接时，将具有对装置更深层的开发调试功能。
10）控制器可捕捉到第一次出现的并网时机，为联络线解列后快速再并列提供了可能，因控制器可在电网解列后的第一个频差周期后进行同期重合闸。
（2）技术指标。
1）输入信号。
a.待并机组电压互感器A 相电压：100V 或100V/ √3。
b.系统电压互感器A 相电压：100V 或100V/ √3 。
c.并列机组断路器辅助常开接点一对。
d.待并机组并列点选择信号（常开空接点）。
e.远方复位信号（常开按钮空接点）。
2）输出信号。
a.所有输出信号均为继电器输出：AC 220V/5A 或DC 220V/ 0.5A 。
b.输出的控制信号有：加速、减速、升压、降压、合闸等控制信号；c.输出的报警信号有：自检出错、失电等信号。
3）工作电源：AC 220V 、50 HZ 或DC 220V 或DC 110V4）绝缘强度。
a.弱电回路对地：工频500V 、1 分钟；b.强电回路对地：工频1750V 、1 分钟；c.强弱电回路之间：工频1000V、1 分钟。
5）工作环境。
a.环境温度：10℃～+50℃；b.相对湿度：不大于80％。
c.海拔2500 米以下地区。
2. 基本原理及组成SID-2V 型控制器工作原理如图1. 21所示。
CPU 配8K EPROM 、2K EEPROM 、8K RAM 和若干定时计数器及并行接口等芯片，组成一个专用微机控制系统，下面就各主要功能的原理进行介绍。
（1）自动准同期并列。
当待并列发电机的电压、频率与系统相应值相近（即压差、频差在允许范围内）时，待并机组断路器的主触头应在相角差δ =0° 时闭合。
这时冲击电流在相应频差、压差允许条件下最小，从而大大减少了机组的冲击受损。
允许差值越小，其冲击电流越小，但这将影响并列的快速性。
因此，允许值可根据实际要求选择。
图1.21 SID-2V 型控制器工作原理框图为精确满足上述并列条件，一个理想的准同期并列过程应该是在操作人员发出并网操作命令后，便能有效地对机组的电压和频率进行控制，使其尽快地平稳地接近系统值，并在达到允许值时有能力使其不再偏离允许值，且在此前提下，准确捕捉第一次出现δ =0°的时机。
确切地说，即在δ =0°到来前相当于断路器合闸时间的时刻发出并网命令，将机组并入电网。
这种理想的准同期并列过程，要求自动准同期装置具有优良的均压及均频控制功能，并能不失时机地捕捉第一次出现的同期时机。
一般机组所配备的励磁调节器都具有较好的调压性能，因此自动准同期装置无需在调压功能上考虑过多。
但不同机组的调速器具有很大的特性差异，因此，为了取得快速、平稳的准同期效果，要求自动准同期装置不仅应具有优良的均频控制品质而且还应对不同调速器具备良好的自适应能力。
为此，SID-2V 型控制器采用了模糊控制原理来实施均频控制。
模糊控制的基本思想是模拟人脑的功能。
人脑的思维不能用一个确切的数学函数来表达，而是基于靠实践经验所建立的一些模糊概念之上的，模糊控制理论是依据模糊数学的知识来作出模糊决策。
一般模糊控制器是根据被控量的偏差Ｅ及偏差的变化率Ｃ按模糊推理规则确定控制量Ｕ。
通常把E 分八挡。
即分别为负大、负中、负小、负零、零、正小、正中、正大。
把C 和U 分成七挡。
即分别为负大、负中、负小、零、正小、正中、正大。
这样就可以按照人们的实践经验确定控制量U 与偏差E、变化率C 的关系,并列出一张模糊推理规则表（见表1.1）。
在准同期过程中将根据待并机组与系统的频差Δf 及Δf ' 对调速器进行控制，控制量的大小表现为每次控制脉冲的持续时间，即脉冲宽度τ。
所以在模糊控制器中Δ f 即为E，Δf ' 即为C，于是可写出：U= g （Δf，Δf ' ）（1. 6）式中g 为模糊控制算法。
我们将每组Δf 及Δf ′按设定的调频系数Ｋ所产生的控制量Ｕ值列出一张模糊控制表，将其存在内存中。
SID-2V 型控制器即按此表进行均频控制。
根据机组调速器的特性，表1.1 模糊推理规则表整定不同调频系数K 值，在机组运行时试设不同的K 值，最终找到一个控制过程既快且稳的K 值，从而实现对不同调速器都有良好的自适应性能。