动态无功补偿论文

动态无功补偿论文（精选8篇）

动态无功补偿论文 篇1

0 引言

《风电场接入电力系统技术规定》规定在风电场需配置动态无功补偿。风电场配置的动态无功补偿由于补偿装置可不受动作次数约束,且动作响应时间常数较快,相对·于传统的机械式投切补偿设备,可在感性以及容性容量之间实现较为快速、有效的调控,进而适应风电出力随机波动引起的无功电压特性较为频繁的改变[1]。

业内针对风电场动态无功补偿对风电场功率的正常送出、电网安全稳定支撑作用进行了相关研究。文献[2]通过与TSC相比,证明了STATCOM在补偿过程中能迅速稳定地跟踪无功的变化,并且补偿时无明显的冲击电压和电流。文献[3]研究表明静止无功补偿器(SVC)不仅可以在常见的扰动下有效地提高风电场的稳定性,而且能够在快速的风速扰动下平滑风电场的有功功率输出,降低风电场对电网的冲击。文献[4]通过在风电场附近安装SVC等无功补偿装置,改善风电机组并入电网后的系统阻尼特性。文献[5]针对风电场在故障时存在的问题,对静止无功发生器(SVG)在提高DFIG低电压穿越能力中的作用进行了仿真。

本文通过搭建风电并网典型系统模型,从动态特性方面分析风电场动态无功补偿的特性对风电场功率的正常送出、电网安全稳定强有力的支撑作用,并结合风电系统中经常出现的低频振荡和低电压穿越现象,对风电场不同类型的动态无功补偿的性能进行了仿真研究。

1 风电场常用动态无功补偿装置的工作原理

风电场目前所用的动态无功补偿装置主要有MCR型SVC、TCR型SVC和SVG 3种,它们工作原理各不相同,在此对其进行简要的介绍。

1.1 MCR型SVC的工作原理

MCR型高压动态无功补偿装置由MCR电抗器、直流励磁调节单元柜、就地控制器、主控制器以及监控上位机组成,另外还有2～3组高压电容器组,与MCR本体并联在低压侧母线上,如图1所示。

MCR型高压动态无功补偿装置由MCR本体和各个滤波电容器组来实现无功功率的实时调节。主控制器根据系统电压电流算出实时无功功率,并根据“小范围无功调节导通角,大范围无功投切电容”的原则来实现对系统无功功率的动态补偿[6]。

1.2 TCR型SVC的工作原理

TCR型SVC的主电路由晶闸管控制电抗器和高压无源滤波电容器组组成,如图2所示。TCR支路为系统提供感性无功,高压无源滤波电容器组为系统提供容性无功。通常TCR的感性容量大于无源滤波器组的容性容量,以保证既能输出容性无功也能输出感性无功。TCR型SVC的控制系统主要由检测电路、控制电路和触发电路组成。具体的工作过程为:由控制系统检测电网的有关变量,然后根据检测到的数据,经计算后,与给定参考量进行比较,在相应的时刻产生相应的晶闸管触发脉冲,通过这种方式调节其输出无功的大小[7,8]。

1.3 SVG的工作原理

SVG的基本原理就是将自换相桥式电路通过电抗器或者直接并联在电网上,适当地调节桥式电路交流侧输出电压的相位和幅值,或者直接控制其交流侧电流,使该电路吸收或者发出满足要求的无功电流,实现动态补偿的目的[9]。SVG的基本结构主要有直流电压形成环节、稳压电容、电压源逆变器、耦合变压器几部分构成,如图3所示。

2 仿真算例分析

2.1 风电场接入典型场景概述

算例系统如图4所示。该典型算例中,送端的风电场装机容量为150 MW,常规火电厂容量为600 MW,风电机组经2级升压(0.69/35 kV、35/220 kV)并入主网,火电厂经升压变22/220 kV并入主网,风电场、火电厂分别再经过45 km线路将电力送至送端变压器(送端变),然后再经过200 km线路将电力送至受端系统。送端系统负荷水平为100 MW+j50 MVar,受端系统负荷水平为500 MW+j150 MVar,受端系统等效为无穷大系统。

装机容量为150 MW的风电场由100台单台机组容量为1.5。MW的双馈风机组成。双馈风电机组采用定功率因数为1的控制模式,即只发有功,无功输出为0,在稳态初始工况下,风电场有功出力满发为150 MW,无功出力为0,在动态过程中,双馈风电机组也按照定功率因数1进行控制,即动态过程中的无功输出也为0。

算例系统初始潮流情况如图5所示。

2.2 动态无功补偿装置对低频振荡的支撑作用

基于上述典型算例系统,假定送端变-受端变220 kV双回线受端变侧发生三永N-1接地故障,故障电阻标幺值为0,同时,常规机组Gen抑制低频振荡的PSS装置去掉,按照风电场无动态无功补偿、有动态无功补偿来分别进行仿真计算,其中有动态无功补偿又细分为3种类型的动态无功补偿,分别为MCR型SVC、TCR型SVC以及SVG。

在无动态无功补偿时,发生三相永久性N-1短路故障,同时由于PSS装置去掉,常规机组相对于无穷大系统的振荡模式被激发,电网发生低频振荡,仿真结果如图6所示。

故障后,分别计及3种类型的动态无功补偿动作,仿真分析对电网低频振荡的控制效果,仿真结果如图7和图8所示。

由图7和图8的仿真结果可知,SVG以及TCR型SVC对低频振荡起到了很好的抑制作用,且在此故障工况下,TCR型SVC的调控效果要好于SVG,两者与MCR型SVC相比,调控效果要大大好于MCR型SVC。

由图9可知:由于TCR型SVC响应时间较SVG稍慢,所以SVG要先于TCR型SVC动作,但是由于TCR型调控量与电压变化强相关,在动态过程中随着电压的波动变化,TCR型SVC的无功输出将比SVG同期的要大,所以其挂接动态无功补偿装置的母线电压振荡平息较之SVG要快,具体如图9、图10所示,在动作时序以及动作输出无功量等影响因素综合作用下,TCR型SVC抑制低频振荡的控制效果要好于SVG;而MCR型SVC由于其动作响应时间较慢,跟踪调控低频振荡的效果不如TCR型SVC和SVG。

2.3 动态无功补偿装置对低电压穿越的支撑作用

基于上述典型算例系统,假定送端变-受端变220 kV双回线受端变侧5周波发生三相永久性N-1短路故障,故障电阻标幺值为0,在10周波将故障线路开断。故障期间,风电机组Crowbar动作投电阻消除过流,进而实现故障穿越,此时风电机组的特性等同为传统异步机特性,从系统吸收一定量的无功,仿真结果如图11～13所示。

由图11～13可知,低电压穿越策略从系统吸收无功时影响到了主网母线电压恢复,定性来看,不利于电网安全稳定。

利用风电场配置的动态无功补偿来辅助风电机组实现低电压穿越,使得低电压穿越期间风电机组对电网安全的不利影响降低到最小。图14为SVG与风电机组的协调配合,共同实现低电压穿越的仿真结果。

由图15的仿真结果可知:SVG在低电压穿越期间的15周波时无功输出达到了80 MVar,经过扰动后,稳态输出无功约47 MVar,对风电机组低电压穿越的实现提供了较好的支撑作用。

对MCR型SVC、TCR型SVC以及SVG辅助风电机组实现低电压穿越的调控效果进行了对比仿真分析,结果见图16。由图16可知:经过动态过渡后,3种动态无功补偿最终都将并网变高压侧母线电压恢复至同一值,但在电压恢复过程中,SVG与TCR型SVC相比,前者的恢复效果略好于后者,MCR型SVC由于其响应时间较慢,所以恢复效果稍逊于TCR型SVC与SVG。

3 结语

基于典型算例系统,分析了动态无功补偿装置对于支撑风电机组机端电压建立、保证风电机组功率正常输出,进而提升电网安全的作用,并对3种不同类型动态无功补偿的控制效果进行了比对分析,综合故障工况下的仿真结果来看:TCR型SVC的控制效果要好于SV(G的控制效果,而两者又都好于MCR型SVC的控制效果,在风电接入电网的实际工程中,可根据电网存在的安全稳定运行风险以及风电机组自身特性的优劣程度的不同,从技术性以及经济性角度来综合权衡选择动态无功补偿装置的类型。

摘要：基于PSD-BPA软件搭建了风电并网典型仿真模型,针对风电系统中经常出现的低频振荡和低电压穿越现象,通过仿真计算,分析了动态无功补偿装置对于提高电网动态稳定性的作用,对3种不同类型动态无功补偿的控制效果进行了比对分析。

关键词：风电并网,动态无功补偿,低频振荡,低电压穿越

参考文献

[1]杨勇,秦睿,拜润卿,等.动态无功补偿装置在酒泉地区风电场的优化应用[J].电网与清洁能源,2012,28(4):81-85.

[2]项真,解大,龚锦霞,等.用于风电场无功补偿的STATCOM动态特性分析[J].电力系统自动化,2008,32(9):92-95.

[3]曹积欣,王冠军,李建民.风电并网电力系统无功补偿动态性能研究[J].电力电容器与无功补偿,2012,33(3):16-24.

[4]范雪峰,张中丹,杨昌海等.大型风电基地动态无功补偿对风电外送动态稳定性的提升作用研究[J].电网与清洁能源,2013,29(10):66-73.

[5]王兴贵,宋磊,郑伟,等.静止无功发生器在风电场电网故障时的作用研究[J].电网与清洁能源,2012,28(4):69-72.

[6]靳风琴,李鸿雁,于洋.浅谈MCR型磁控电抗器的控制方式[J].电力电容器与无功补偿,2010,31(5):62-66.

[7]黄发钧,王丽,刘宇.基于DSP的TCR+FC型静止无功补偿系统控制部分的设计[J].电子设计工程,2013,21(14):171-173.

[8]金玲,王剑彬,张一帆等.风电场静止无功补偿装置性能测试分析[J].内蒙古电力技术,2013,31(6):9-12.

[9]翁利民,靳建峰.STATCOM与SVC的性能比较与应用分析[J].电力电容器与无功补偿,2010,31(4):1-4.

动态无功补偿论文 篇2

关键词：无功补偿装置；矿山；供电；应用

引言

阿尔哈达矿业有限公司地处内蒙古大草原腹地，海拔+1086m，年极端最低气温-43.6℃，年平均气温0.7℃，冬季长达7个月之久。因公司扩大生产需要，在我公司新建副井地表设立了一座10KV高压变电所，作为地表及井下高压供电系统的枢纽站，该配电室共装配有26面高压配电柜及其附属设备，我公司于2013年7月份在副井地表变电所10KV母线上安装投运了2套型号为SP-HTSC/10KV-1500kvar的高压动态无功补偿装置，使用中安全、可靠、节能。

1.使用情況

该装置由光电触发控制系统、阀控系统、电抗器、电容器、保护元件等单元组合而成。控制系统由微机实时监测、按照模糊控制理论智能调节。采用大功率半导体开关可控硅阀组作为投切补偿电容器组的控制部分切，一次电路主开关合闸后，装置便处于准备工作阶段；当控制器检测到的无功功率值超过整定值时，自动判断出需投电容器组的级数，控制器对指定的晶闸管输出触发信号使之导通将电容器组投入运行。当负载无功功率值低于整定值时，控制器停止输出触发信号，触发器停发触发信号而将电容器组退出工作。无功补偿一步到位，实现对电压、无功功率的全自动综合补偿与调节，避免了老式电容柜死投造成的过补和无功倒送现象，确保了我公司投切电容器过程的安全可靠、无冲击、无涌流、无过渡过程。确保了我公司供电系统中的功率因数始终保持在0.95以上。装置的外形设计采用柜式结构，并配有观察窗，便于对系统的监视和维护，同时，每个柜门均设有连锁保护装置，开门即跳闸，切实确保了我公司操作技术人员人身安全。

2.装置优点

2.1SP-HTSC高压动态无功补偿装置采用德国CIBAUD控制技术以及美国TI公司生的高带数据处理器DSP及CPLD存储器计算、控制，快速精确的实时补偿，响应速度小于20ms，对冲击负荷、时变负荷能够实时监测、动态补偿，确保功率因数在0.95以上。

2.2SP-HTSC高压动态无功补偿装置是一种动态跟踪补偿的新型电容补偿装置，采用全数字化的智能控制系统，利用大功率可控硅串联组成高压交流无触点开关，实现对多级电容器组的快速过零投切，改变了我国普遍采用的老式机械开关无功补偿器进行无功功率补偿的现状，因机械式的补偿器采用接触器投切电容器，在操作过程中容易产生过电压、电压跌落、闪变和电弧重燃等现象，使得电容器的寿命大大减小，而且日常维护量很大，该补偿装置有效的避免了以上问题。

2.3可控硅阀组的过零投切过程实现了零电流投入、零电流切除，无冲击、无涌流、无过渡过程，极大的延长了补偿电容的寿命，且没有高压的形成，不会产生电压过高的闪变现象。

2.4可控硅的驱动控制部分采用光纤触发技术，一次系统和二次系统完全隔离，保证触发精度，确保装置安全运行。

2.5可控硅的阀端采用直接检测方式，克服了传统的单管或电网电压等检测方式带来的触发延时、震荡、不准确、稳定性与可靠性差等缺点。

2.6通过电抗器与电容器参数的合理配置，实现了谐波抑制功能，同时不会与系统发生谐振。

2.7具有过压、欠压、缺相、过流、过温、防雷、频率异常、可控硅异常等保护功能，保证装置运行稳定可靠。

2.8采用大屏幕的彩色触摸屏作为人机界面，操作简单、方便，实时显示系统参数及设备运行状态，实时显示电网电压、电流、功率因数、有功功率、无功功率，并具备断电记忆功能。

2.9控制器利用通讯口接口与上位机进行连接，采用通讯管理机实现就地和远方的通讯，同时，控制系统与变电站的综合自动化系统联网，实现了远程显示与控制功能。

2.10该装置中的可控硅阀组系统只作为一个快速大功率开关，不涉及调整触发角的问题，因此不会产生谐波，不需要再添加专门的滤波支路，且具有抑制谐波的功能，对电网不会造成二次污染。

2.11该补偿装置具有降低线损、节约电能、提高供电质量的显著特点，每年可给我公司带来巨大的经济效益。

3.使用后运行效果

安装投运该补偿装置后，大大提高了我公司供电系统的稳定性，确保正常生产。无功补偿装置投入后，在供电系统中的功率因数始终保持在0.95以上，与未投入前相比，可节约近20%的电能。

4.结语

在矿山企业供电系统中，老式电容柜每年都会出现死投造成过补和无功倒送现象，我公司HTSC高压动态无功补偿装置在矿山供电系统中的应用，提了高供电系统中电能的质量、利用率、安全性与稳定性，对于矿山企业供电系统具有一定的推广和借鉴价值。

参考文献：

[1]《电气工程师手册》 主编：王建华 机械工业出版社 2006年9月.

作者简介：

崔松涛（1970-），男，山东莱州人，高级工程师，锡林郭勒盟山金阿尔哈达矿业有限公司物资装备部经理，主要从事有色金属矿山设备维护使用与管理工作。

康佳鑫（1988-），男，山东菏泽人，助理工程师，锡林郭勒盟山金阿尔哈达矿业有限公司电气技术员，主要从事有色金属矿山设备维护使用与管理工作。

孙福亮（1964-），男，山东龙口人，电气工程师，锡林郭勒盟山金阿尔哈达矿业有限公司电气主管，主要从事有色金属矿山设备维护使用与管理工作。

孙胜亮（1989-），男，黑龙江勃利人，助理工程师，锡林郭勒盟山金阿尔哈达矿业有限公司机械技术员，主要从事有色金属矿山设备维护使用与管理工作。

动态无功补偿装置的应用 篇3

关键词：动态无功补偿,装置,应用

近年来, 变频控制在工程机械的提升控制系统、回转系统、变幅系统、给料系统及除尘系统中被采用, 造成电压波动和大量谐波, 严重威胁工程机械设备的安全生产。动态无功功率补偿及滤波装置的合理配置可以改善工程机械设备配电系统的电能质量。

1. 改善电能质量的解决方案

(1) 提高自然功率因数减小谐波

提高工程机械传动控制设备的自然功率因数、减小传动控制设备的谐波在配电中较为可行的主要方法有: (1) 合理选择电机和变压器容量, 使其接近满负荷工作, 尽量避免电机的空载运行。 (2) 大功率设备启动时采用软启动, 减少对电网的冲击;同时采用电压等级高及短路容量大的电网供电, 减少谐波含量。 (3) 大功率提升机采用交—直—交变频调速技术, 解决交—交或直流调速存在的功率因数低及谐波大的问题。 (4) 配电变压器采用D, ynll接线, 为3次谐波提供通路。

(2) 补偿系统无功功率并抑制谐波

传动控制设备工作中常常采用并联电容器组来补偿系统的无功功率。这种方式虽然能够提高供电系统的功率因数、减少无功电流引起的压降和损耗, 但不会改变电压变化的上下限, 常常会出现过补偿及电压过高的情况。

2. 动态无功功率补偿装置及其分类

动态无功功率补偿装置能够跟踪负荷的无功波动, 自动地进行适时补偿, 从而保持电压的稳定。动态无功功率补偿装置一般可分为:机械投切电容器型 (MSC) , 机械投切电抗器型 (MSR) , 晶闸管控制电抗器型 (TCR) 及晶闸管投切电容器型 (TSC) 。可以单独使用, 也可联合使用, 并经常加入滤波 (FC) 回路用于抑制谐波。常用的动态无功功率补偿及滤波装置有:

(1) 机械投切电容器+滤波装置 (MSC+FC)

其控制器根据检测到的电压及电流计算母线上功率因数, 确定无功功率补偿容量, 投切相应真空断路器, 以改变补偿容量。自动投切电容器组被分为若干组, 由真空断路器控制, 根据控制器指令进行一组或多组投切。为限制合闸涌流和抑制谐波, 每组电容器回路中串接一定容量的电抗器。

MSC+FC可有效地补偿系统的无功功率和滤除系统的高次谐波, 不会出现母线电压过高及过补偿的情况。但一次投切的电容器组容量较大时, 会造成较大的涌流, 并且对大功率冲击负荷 (如大功率提升机等设备) 造成的闪变, 不起作用。投切开关只能在规定的电压或功率因数允许范围以外才能动作, 不能频繁操作。在投切电容器组时, 开关灭弧室容易发生重燃现象, 使系统电压瞬间提高, 危及设备的安全运行。

(2) 晶闸管投切电容器+滤波装置 (TSC+FC)

这种滤波补偿装置与MSC+FC相比, 用晶闸管取代了投切电容器的开关。控制器根据检测到的无功功率情况, 控制某一组或几组晶闸管的导通和断开, 进而控制相应电容器组的投切。晶闸管可在其两端电压过零瞬间完成电容器的投切, 投切过程中不会形成冲击电流和过电压, 电容器可以频繁地投切。TSC响应无功功率变化的时间很短, 且自身不产生谐波, 可迅速跟踪补偿供电系统冲击性负荷造成的无功不足。

3. 典型案例

以厦门明翰电气有限公司2009年为广东投运的MB240型沥青混合料搅拌设备配电系统改造为例, 该设备冷料系统、提升系统及除尘系统的总功率达到180kW, 最小冷料系统的电机功率7.5kW及最大的除尘系统电机功率132kW均采用变频调速方式控制。除尘系统属于动态负荷, 除尘过程中无功变化大, 该设备配电系统没有采用动态功率补偿装置前, 功率因数最低 (达到0.2左右) , 系统负荷变化频繁。除尘系统启动时出现电源供电突然中断, 造成生产中断2天, 以该设备每天正常工作10h, 出料240t/h, 以每吨净利润约80元计算, 两天直接经济损失384000元, 不包括无功损耗及谐波造成的设备损耗等间接损失。经过功率因数和谐波测试后, 为配电系统加装了TSC+FC动态功率补偿装置, 补偿装置的无功补偿总容量150kvar, 控制器的控制模块是以数字信号处理器DSP和高精度采样电路为基础, 可对每一个周期所有数据进行分析, 在5~20ms内计算出所需要无功补偿, 在谐波严重的情况下能进行动态补偿。设置滤波器组过电流保护、晶闸管过热保护、过压保护及欠电压保护后重启该设备除尘系统, 整台设备运行平稳, 系统功率因数保持在0.9左右, 电机出力明显提升, 缩短了工作时间, 减少功率损耗。

参考文献

[1]夏祖华等.动态无功补偿技术应用综述.电力设备, 2004 (5)

静止动态无功补偿装置的应用 篇4

随着电网用电负荷的逐渐增加,对电能质量的要求越来越高。SVG是新一代静止无功补偿器产品,相当于一个可变的无功电流源并联于电网中,其无功电流可以灵活控制,根据系统状态吸收或者发出无功电流,自动补偿系统所需的无功功率。

2 静止动态无功补偿技术简介

1)SVG(Static Var Genetatior)动态补偿原理。SVG装置通常由VSC逆变器、直流电容器、连接变压器、断路器以及冷却系统等辅助装置组成。SVG是将逆变器经过电抗器或者变压器并联在电网上,通过调节逆变器交流侧输出电压的幅值或相位,或者直接控制其交流侧电流的幅值或相位,迅速吸收或者发出所需要的无功功率,实现快速动态调节无功的目的。

2)SVG装置原理框图见图1。

3 静止无功补偿装置工程实例

3.1 项目介绍

辽宁红沿河核电厂厂址地处辽宁省瓦房店市西端渤海辽东湾东海岸。在红沿河核电一期厂区北侧,设置了一个220 kV施工与辅助电源变电站。它主要是为红沿河核电站施工建设期间提供现场施工电源。此变电站自2007年投运以来,由于现场用电负荷较低,一直存在向系统倒送无功及功率因数为负值的电网考核标准的问题,影响了220 kV施工电源运行的经济性和稳定性。

3.2 系统条件

220 kV施工与辅助变电站施工进线为220 kV复红线,线路全长为31.017 km,导线型号为LGJ-400/50型钢芯铝绞线。现阶段变电站内装设一台31.5 MVA的施工变压器和220 kV,10 kV施工用电及其配套设备,作为红沿河核电厂施工、办公、生活用电。220 kV施工与辅助变电站内10 kV母线电源段通过8根3×185电缆接至10 kV配电所内Ⅰ,Ⅱ母线段,每段母线上各配置无功补偿电容器1组,站用变1组和接地变1台;10 kV配电所内Ⅰ,Ⅱ母线段共有20根3×185电缆接至就地设备。

4 无功倒送的原因分析

根据复红线2007年电量统计,自2007年以来,红沿河220 kV施工及辅助变电站向系统倒送无功功率问题很严重。

220 kV施工与辅助变电站进线复红线线路,全长为31.017 km;220 kV施工与辅助变电站内10 kV母线电源段通过8根3×185电缆接至10 kV配电所内Ⅰ,Ⅱ母线段,总长度12 km;10 kV配电所内Ⅰ,Ⅱ母线段目前共有4根3×185电缆接至就地设备,总长度约为10 km,这些架空线路及电缆的对地电容电流都使得线路中容性电流增大,而目前现场施工设备主要以塔吊机、拖车泵、电焊机、电动空压机、照明等为主,负荷相对较轻,消耗容性无功较少,这些都导致施工现场容性无功过剩,并产生向系统倒送无功功率的现象。

5 无功倒送的解决措施

5.1 静态无功补偿

动态补偿装置可跟随负荷无功的变化,实现无功功率的动态补偿,对于本工程可采用动态电容补偿装置接入系统,改善功率因数,提高电网电能质量。

5.2 补偿设备容量确定

220 kV施工与辅助变电站施工进线为220 kV复红线,线路全长为31.017 km,导线型号为LGJ-400/50型钢芯铝绞线,定为线路A;220 kV施工与辅助变电站内10 kV母线电源段通过8根3×185电缆接至10 kV配电所内Ⅰ,Ⅱ母线段,总长度约为12 km,定为线路B;10 kV配电所内Ⅰ,Ⅱ母线段目前共有4根3×185电缆接至就地设备,总长度约为10 km,定为线路C;则线路A,B,C的电容电流值为:

其中,Ue为厂用电系统额定线电压,kV;C为厂用电系统每相对地电容,uF;L为线路的长度,km;ω为角频率。

总的无功功率为:

如每月按30 d算,一天有功负荷工作8 h,一个月有功负荷工作小时数Tm1=240 h;一天无功负荷工作24 h,一个月无功负荷工作小时数Tm2=720 h。将电量值除以每月工作小时数,可得每小时消耗的有功、无功量,如表1所示。

由此可看出线路容性电流每小时产生的无功功率大于复红线上每小时倒送的无功功率,这说明除了负荷消耗了一部分无功功率,其余都倒送回系统。

kW/h

根据电量统计,取2007年5月～2008年2月共10个月,其中无功送电量最大值为3 237 960 kVar·h,有功受电量为W=375 540 kW·h,按无功送电量最大值进行补偿,根据用户要求需将功率因数补偿到0.9。可采取以下步骤:

1)将功率因数由负值补到1,这样就可以计算得到:

4 888.36 kVar。

其中,cos 3为施工现场用电设备的平均功率因数。

2)将功率因数由1补到0.9。

可求得补偿容量:

考虑到以后可能有新的电缆投入运行,而负荷为轻负荷,故取一定数量的裕量,由此确定无功补偿的容量为6 MVar。

6 结语

综合考虑以上因素,本方案采用±2 MVar静止无功发生器(Static Var Generator,简称SVG)和4 MVar并联电抗器组合的动态补偿装置进行动态无功调节,维持功率因数在0.90以上,工程总造价为285万元,由于电网每月平均罚款近100万元,三个月即可收回成本,这就把调节无功功率连续性与经济性有机的结合在一起。当倒送无功在2 MVar以内时,可只投静止无功发生器进行动态调节,当倒送无功在2 MVar以上时,可投入静止无功发生器和相应数量电抗器进行动态调节。随着施工负荷的增加,消耗的无功逐渐增加,倒送的无功功率越来越少,达到一定程度时动态补偿装置将会逐步退出,现场原有的电容补偿装置将会投入运行。

参考文献

动态无功补偿论文 篇5

关键词：电网,无功补偿技术,问题

1 电网动态无功补偿技术的作用

近年来,随着我国到大功率非线性负荷的不断的增加,电网的谐波污染以及无功冲击的不断上升,无功调节手段的缺乏造成母线电压随着运行方式的变化,导致电网系统中稳定性受到严重的影响,电网动态稳定性与无功功率的有效性有很大的关系。电网动态无功补偿技术是一项提高电压稳定性的有效并且经济的措施,也是保证电网安全性稳定性以及战略防御的客观需求[1]。在电网系统中采用这种技术不仅能够提高输电能力以及保证电压的稳定性,而且对提高配电网电能的质量的综合指标,改善系统的静态以及动态的品质具有重要的作用。电网动态无功补偿技术在输电系统中作用主要有以下几点:(1)电网动态无功补偿技术能够提高电力系统的功率因数,减少无功潮流降低网络损坏,从而能够节约电能资源;(2)调节系统的电压,改善电能的质量;(3)动态无功补偿技术对提高配电系统的暂态稳定性和静态稳定性,限制操作过电压具有重要的作用和价值;(4)能够抑制次同步振荡和加强对低频振荡的阻尼;(5)减少电流和电压的不平衡。减少线路的损失等作用。

2 电网动态无功补偿技术发展状况

电网动态无功补偿技术从带旋转的机械方式到目前的电力电子元件的应用,其发展历程可以分为以下几个阶段:(1)同步调相机,这个阶段的无功补偿技术呈现的特点主要是噪声大、响应速度慢、、技术陈旧、能量损耗大等特点;(2)开关投切电容器,这个阶段的动态无功补偿技术补偿方式响应速度慢并且连续可控制性相对比较差;(3)晶闸管投切电容器和晶闸管控制电容器装置,在这个阶段中装置主要采用晶闸管串联控制技术,不仅损耗下、速度快、而且控制灵活、是一种实用性强,并且相对成熟的技术;(4)静止无功发生器,这个阶段主要采用可关断器件串联技术,这种技术速度快、占地面积小、控制灵活方便,这种技术是目前比较先进的一种技术。现在在世界范围内采用的无功补偿装置主要是晶闸管无功补偿设备,这种装置主要有三种类型:一种是晶闸管控制电抗器(Thyristor Control Reactor,TCR);一种是具有饱和电抗器的无功补偿装置(Saturated Reactor,S R);另一种是晶闸管投切电容器装置(Thyri stor switch Capacitor,TSC)。

其中TCR型动态补偿装置主要有一下特点:(1)可以根据电网负荷的情况进行分相调节,并且能够实现从0到1最大功率的连续调节[2];(2)电路相对比较简单,操作以及维护方便,但是相对存在一些缺点,比如在运行的过程中会产生一些谐波,占地面积大设备投资大等缺点。

TSC型动态补偿方式主要有以下特点:(1)设备投资小,如果与TCR相比能够节省25%;(2)结构紧凑,在设计的过程中能够设计为柜体的形式,并且占地面积小;(3)运行能耗小,电容器自身是没有过度过程投切,不会产生谐波的现象,设计合理的谐波还能够吸收谐波。

随着电力电子技术的发展,随着科学技术的研究和发展,静止型无功补偿装置的出现能够进一步实现动态无功补偿的目的。静止型无功补偿装置主要采用换向变流电路的静止无功发生器技术(Static Var Generator,SVG)。与传统的TCR装置相比,SVG技术的运行范围更加广泛、调节速度更快,并且在多重化、PWM技术以及多电平等措施中不仅能够极大地减少补偿电流中谐波的含量,而且还能够极大的缩小装置的投资成本以及体积,但是其价格却比普通的晶闸管高很多,并且这种技术应用于小型的储能元件水平进一步提高。

3 电网动态无功补偿技术的应用

由于国外的SVC技术价格高并且维系以及售后服务不及时,备用件的价格昂贵等存在很多的不利的因素。针对这种状况我国在20世纪80年代开始着重研究SVC技术,在2001年我国推出一项TCR型的SVC技术,这种技术主要采用综合自动化、光电触发以及封闭式纯水冷却和全数字化控制等先进的技术,在电网以及变电站的无功电压控制中以及工业用户中得到成功应用。这种技术的应用不仅有效改善电网电能的质量,保证电网运行的安全性以及稳定性,而且对节能降耗和可靠生产具有重要的作用和价值。

随着电网动态无功补偿技术研究和发展,在2004年TCR型SVC工程投入运行,不仅实现SVC国产化,而且SVC容量调节范围能够达到-53~100Mvar,可以直接应用于35KV的电压等级系统中。从而实现我国输电领域中大容量、高技术水平和高电压的SVC装置在电网中应用。TCR型SVC关键技术主要包括:SVC联网技术,综合自动化技术、电网集成技术以及多位处理器协调控制技术、晶闸管阀电气和结构工艺设计技术,半导体器件的冷却技术等主要技术。TCR型SVC技术在电网中应用具有以下特点:(1)控制系统主要采用DSP的全数字化控制器,动态响应的速度快,时间段,并且编程功能强、控制精度高等优点;(2)控制灵活方便能够实现分相控制、三相控制以及三相平衡化等控制方式[3];(3)具有远方操作,多功能自动化接口以及自动化系统接口功能,而且能够实现无人值班;(4)晶闸管阀体主要采用卧式的晶闸管阀组,运行安全可靠、并且设备紧凑,维护工作量少等特点。

4 结语

随着科学技术的发展电网动态无功技术的研究和发展,在电网系统中采用S V C技术不仅能够给解决电压崩溃和电压稳定的问题,而且对保证电网的安全性、稳定性具有重要的意义和价值。电网动态无功补偿技术不仅能够改善供电系统的安全性和稳定性,而且对抑制过电压以及电压的跌落具有重要的作用和价值。对电提高用电效率和输电能力具有重要的作用和价值。

参考文献

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动态无功补偿论文 篇6

关键词：动态无功补偿装置,二级电压控制,自动电压控制,无功置换

0引言

随着国民经济的快速发展,用电负荷快速增加,电网负荷中心地区的电压稳定问题日益得到关注。尤其在西电东送大背景下,大量功率通过远距离直流/交流输电线路馈入负荷中心,一旦电网发生扰动,很可能诱发暂态电压失稳问题。如何提高电压稳定水平已成为当前电力系统运行面临的重要挑战之一[1,2,3,4,5,6,7]。

快速合理地进行无功补偿是应对这一挑战的重要手段[8,9,10,11,12,13]。常用的无功补偿装置有发电机、电容电抗器,以及静止 无功补偿 器/静止同步 补偿器(SVC/STATCOM)等柔性直 流输电 (FACTS)器件。发电机作为一种传统的无功补偿装置,可以通过控制励磁系统连续地发出或者吸收无功功率,但其响应速度相对SVC/STATCOM来说较慢,是一种慢速动态无功补偿装置,直流励磁系统和交流励磁系统的响应速度一般在100ms以上,响应速度较快的静止励磁系统最快也只能达到几十毫秒,并由于其自身特点,大部分只布置于水轮发电机[14]。相对于传统的无功补偿装置,以电力电子技术为核心的SVC/STATCOM等FACTS器件具有突出的控制快速性和连续调节平滑性,能够显著改善系统的电压稳定 性。SVC的响应速 度一般都 仅在20~40ms,STATCOM则具有更 快速的响 应速度[15]。因此,SVC/STATCOM等快速动态无功补偿装置得到了越来越广泛的应用。

为保证电网安全和经济运行,并且遵循无功分层分区就地平衡 的基本原 则,协调二级 电压控制(CSVC)是分区域进行的,同一区域内的节点耦合紧密,不同区域间的节点耦合松散,一方面保证了良好的就地快速补偿控制,更为重要的是从系统层面对广泛分布的无功补偿装置进行协调控制,目前被认为是改善电压运行水平和提高电压稳定裕度的有效手段[16,17,18,19]。CSVC通过在分区内的控制中心求解多目标优化模型,保证控制区域内的中枢节点电压值保持在三级电压控制给出的设定值附近,利用多余的控制自由度实现对无功功率分布的调整,提高电压稳定裕度[20,21,22]。但是,现阶段CSVC主要是以发电机和电容电抗器等传统调节装置为主,较少将SVC/STATCOM纳入控制体系。

在CSVC中考虑SVC/STATCOM等快速动态无功补偿装置主要面临以下两大挑战:1稳态情况下,如何充分利用SVC/STATCOM的快速控制作用;2扰动情况下,如何充分发挥快速动态无功补偿装置的支撑作用。针对上述问题,本文提出了一种考虑快速无功补偿装置的协调二级电压控制(DCSVC)体系,具有以下特点。

1)稳态情况 下,能够协调 考虑SVC/STATCOM控制,充分利用快速调节装置提高二级电压控制的响应速度。

2)实现对动态无功储备的优化分配,在保证电压合格、优质的前提下,利用慢速动态无功补偿装置置换出快速动态无功补偿装置的无功补偿容量,尽可能使得SVC/STATCOM保持无功 储备最大 的运行状态,从而保证一旦发生扰动,快速动态无功补偿装置能发挥快速支撑作用,实现预防控制。

1体系结构

为了遵循无功分层分区就地平衡的基本原则,D-CSVC也是在分区内进行的,区域内部节点联系紧密,区域间耦合程度低,前人已经提出较多且较成熟的分区方法[23,24,25,26,27]。

如引言所述,D-CSVC具有两大目标,一是稳态时快速的电压控制性能,二是为应对潜在扰动,通过动态无功储备优化实现预防控制。考虑到这两个目标具有不同优先 级和时序 上的解耦 性,本文将DCSVC设计为相对独立的两个控制阶段,通过对两阶段在时序和空间上进行相互协调,充分发挥各类无功补偿装置在各阶段中的作用。其中,第1阶段为考虑快速动态无功补偿装置的协调二级电压控制(DRPR-CSVC),第2阶段为动态无功储备优化控制(DRPROC),即追求动态无功储备最优化的快、慢无功补偿设备间的无功置换。

D-CSVC主要侧重于 快速动态 无功补偿 设备(SVC/STATCOM)与慢速动态无 功补偿设 备 (发电机)的控制协调,而没有加入对于电容电抗器和有载调压分接头等离散控制器件的控制协调,是因为已有人在三级电压控制体系中研究了连续变量与离散变量的协调方法,即对于厂站内部和厂站之间的连续设备(发电机等)及离散设备(电容器、电抗器、有载调压分 接头等)进行协调 的方法研 究[28,29],SVC/STATCOM可以采用类似的方法与传统离散设备进行协调,所以本文的研究侧重于二级电压控制中新增加的连续变量(SVC/STATCOM)与传统的连续变量间(SVC/STATCOM与发电机间)的无功协调分配。

图1为整个D-CSVC体系中的两个阶段在时序上的协调图。图中:T0至T1及T1到T2均为一个完整的D-CSVC过程。首先进 行DRPR-CSVC计算,将计算出的二级电压控制策略结果指令下发至各动态无功补偿装置,继而进行DRPROC阶段。在DRPROC阶段中,根据DRPROC中SVC的无功功率目标设定值和无功功率上下限值设定出无功储备值不足的上下限门槛 值,作为DRPROC的启动判据。在DRPROC阶段中,首先将系统中的当前SVC无功储备量与门槛值比较,判断当前各动态无功补偿装置是 否需要进 行DRPROC:如果不需要,则直接等待进入下一个D-CSVC过程;如果需要,则启动DRPROC计算,即快、慢无功补偿装置的无功置换优化计算并进行DRPROC策略下发。之后进行DRPROC结果校核,如果判定本轮所有DRPROC结果均满足动态无功储备控制策略,则完成本次D-CSVC过程,进入下一个D-CSVC过程;如果判定DRPROC结果不满足要求,还需要继续进行下一次DRPROC计算,直至所有DRPROC结果均满足要求。

D-CSVC在空间上包括装置级与系统级的两层式架构,DRPR-CSVC阶段和DRPROC阶段的决策过程都在系统级进行,装置级为具体执行控制决策的各种无功补偿装置,两级之间存在数据交互,具体空间上的协调模式如图2所示。图中:SVG表示动态无功补偿器。

装置级将由SVC/STATCOM确定的时 变的无功控制约束条件上送给系统级。此无功控制约束条件时变的原 因是SVC/STATCOM在运行中 必须考虑谐波抑制等作用,故其容性支路的可调范围随着运行状态不同而实时变化。

系统级内部在进行DRPR-CSVC之后,将控制后的中枢节 点的实际 电压值发 送给DRPROC阶段,供其做无功置换时优化计算的约束条件使用。系统级的两个控制阶段的输出结果都为装置级发电机、SVC和STATCOM等装置的电压调整量,下发至装置级。

2DRPR-CSVC模型

如果在CSVC中未能考虑对SVC/STATCOM的协调,那么利用发电机无功功率对无功电压分布所进行的控制将引发快速动态无功补偿装置的“反调现象”,导致不合理的无功功率分配。因此,有必要将SVC/STATCOM与发电机 一起纳入CSVC模型进行协调控制。

类似于文献[20-22],本文也采用二次规划模型来完成CSVC,如式(1)至式(6)所示。

定义发电机无功裕度矢量Θg,其第i个分量为:

定义SVC无功裕度矢量Θs,其第i个分量为:

式(1)至式(8)中的变量说明见附录A表A1。目标函数(式(1))中,根据较常用的定电压控制,选取ΔVg和ΔVs作为优化变量。Qsmin和Qsmax是站级SVC/STATCOM根据谐波抑制要求实时确定并上传的,而Qgmin和Qgmax也是综合考虑了发电机功率圆图的时变约束。

目标函数的第1项表示控制后中枢节点电压与设定值之间的偏差尽可能小;第2项表示控制后发电机无功功率比例和控制后SVC无功功率比例,该比例越小,说明该发电机或者SVC的无功裕度越大,而以平方和的形式出现在目标函数中,将促使各台发电机和SVC向无功功 率更均衡 的方向发展[12]。取第1项权重Wp大于第2项权重Wq,保证优先使得控制后中枢节点电压达到设定值。

式(2)保证了控制后不会导致Vp产生越限,对于其他一些比较重要的母线电压也可以类似地添加到约束条件中,式(3)和式(4)分别保证了控制后发电机和SVC的无功功率不会越限,为了防止控制操作对电网造成过大的波动,式(5)和式(6)则对每一步控制中的控制步长有严格的限制。

本文利用起作用集算法(activesetmethod)来求解这个二次规划问题,得到ΔVg和ΔVs后,作为控制策略下发。

3DRPROC阶段模型

DRPROC是保证在电压合格、优质的前提下进行的快、慢无功补偿装置间的无功置换,能够使得在扰动发生后,快速动态无功补偿装置可以最大限度地补偿无功功率,提高扰动后的系统电压的恢复效果,实现暂态电压稳定的预防控制。

本文构建了二次规划的数学模型对DRPROC问题进行描述。二次规划的数学模型为:

式中:μs为SVC/STATCOM的无功功率矢量,表征其置换后无功功率偏离设定值的大小;μg为发电机的无功功率矢量,表征置换后发电机的出力偏离总发电机无功功率平均值的值;Qrsieference为各台SVC的最优动态无功储备的设定值,一般情况Qrsieference取值为SVC出力的中间位置,即为 (Qsmiax+Qsmiin)/2,但是也可以根据电网中的实际情况略做调整,比如在可能大量缺无功功率的地点,即可能发生严重故障的节点附近,设定的最优动态无功储备值可以取SVC出力中间偏小的位置,使得发生严重故障的时候此台SVC可以补偿更多的无功功率;Qagver为当前时刻发电机总无功功率平均值;Qsgum为当前时刻发电机总无功功率和;Ws和Wg分别为两部分的权重矢量。

以发电机和SVC/STATCOM的电压调 节量ΔVg 和ΔVs作为优化变量。目标函数的第1项使得SVC/STATCOM等快速动 态无功补 偿装置趋向于设定值;第2项加入了各台发电机的均衡出力的考虑,求发电机无功功率矢量的最小值,即希望各台发电机优化均衡出力。取第1项权重Ws大于第2项权重Wg,保证优先调整SVC/STATCOM的无功补偿裕度。

式(9)第1个约束表征控制后中枢节点的电压维持在限定范围内。其中,Vband参考中枢节点控制死区要求设定,保证在控制过程中始终将中枢节点控制在死区范围之内。根据实际电网经验数据,一般220kV电压等级的死区为0.5~0.8kV,500kV电压等级的死区为0.8~1.0kV,故本文取死区标幺值为0.001。所以Vp+Vband 与Vp-Vband两个值非常贴近,几乎将置换后的中枢节点固定在一个值附近不变,这个值是从二级电压控制之后获得的,是二级电压控制完成之后中枢节点的实际电压。

求解该二次规划模型,得到发电机和SVC的电压调节量ΔVg和ΔVs进行控制。

4算例分析

本文利用Nordic测试系统验证本文提出的DCSVC体系的控制效果。Nordic测试系统见附录A图A1,共包含20台发电机、5台SVC、74条母线、102条支路,共9个分区。算例选择在分区一内展示算法效果,分区一内 共有3台发电机,分别为g14,g15和g16;共3台SVC,分别为s4043,s4045和s4046;节点4043为该分区内的中枢节点。

系统中SVC的控制模型如图3[30]所示,具体参数选择如下:Kp=0,Ki=100,Bp=0.03,Bmax=1,Bmin=-1。图中:V和Vo分别为SVC连接节点电压及其参考值;B为SVC输出电纳值。

4.1DRPR-CSVC的电压控制效果

利用本文的 方法将分 区内的3台SVC纳入DRPR-CSVC中,DRPR-CSVC每2s将计算出的二级电压控制策略结果指令下发至SVC与发电机的控制端。

图4所示为含/不含SVC加入二级电压控制情况下中枢节点4043的电压控制效果对比图。可以看出,相对于不 含SVC的二级电 压控制,DRPRCSVC中枢节点电压更加快速地达到控制目标值。

为进一步 展示含SVC的二级电 压控制效果,图5和图6分别给出了含/不含SVC的二级电压控制下,s4043无功功率和g14无功功率对比图。可以看出,由于SVC的快速本地控制作用,若不把SVC纳入二级电压控制统一调控,在发电机对中枢节点电压偏差进行加无功功率控制的同时,SVC将出现“反调”,无功功率反而在减小。而将SVC纳入二级电压控制统一调控后,SVC与发电机将一起对中枢节点的电压进行加出力调控。图6也说明了在没有将SVC纳入二级电压控制的情况下,发电机需要输出更多的无功功率才能将中枢节点电压控制在目标值。

对比图5中的SVC无功功率与图6中的发电机无功功率变化趋势,可以看出发电机和SVC无功功率的不同特点。发电机每一步的无功功率变化较缓慢,呈缓坡状,而SVC每一步的无功功率改变则较快速,呈台阶状。因此,在图4中也可以看出含SVC的二级电压控制下中枢节点电压每一步恢复也较快速。

综上所述,本文提出的含SVC的二级电压控制能够有效提高对中枢节点电压的控制速度,并解决可能出现的SVC反调现象。

4.2DRPROC过程的效果

图7所示为进行DRPROC,即SVC与发电机间无功置换的过程中各台SVC无功功率的变化情况。由于算例系统中的SVC最大出力和最小出力的绝对值相同,故根据一般情况下动态无功储备设定值的定义,设定值取为出力最大和最小值的平均值,所以此处SVC最优无功储备设定为0。从置换后SVC出力结果可以看出,3台SVC的出力均贴近0,达到了控制的设定目标。

置换前后s4043,s4045,s4046的无功功率分别为41.55,10.10,8.96 Mvar和1.60,0.28,0.20 Mvar。可以看出,3台SVC通过置换后,动态无功储备增多,增加58.53 Mvar。相应地,置换前后发电 机总无功 功率分别 为788.21 Mvar和849.57Mvar。可以看出,发电机为 了置换出SVC的无功功率,其总功率 相比较置 换前有所 增加,增加量为61.36 Mvar。

综上可见,通过SVC与发电机 的无功置 换过程,能够有效提高SVC的无功储备。

4.3DRPROC后的扰动电压恢复效果对比

进行DRPROC的目的在于对未来可能发生的各种扰动的预防控制,同时将快速的动态无功补偿装置留出较大的无功储备,以期提高系统的暂态电压稳定性。

4.3.1算例1

10s时刻,线路4042-4043发生短路接地故障,闭锁1s后线路切除,以此作为电网扰动来观察无功置换后系统的暂态电压稳定性的提升效果。

图8和图9所示分别为电网发生扰动后有/无无功置换情况下故障点附近的s4043无功功率对比及g14无功功率对比。结果显示,在没有进行无功置换的情况下,直流闭锁后s4043无功功率直接饱和,很难对系统进行快速无功补偿,需要g14缓慢地多输出无功以对故障进行无功补偿;而在进行过无功置换的情况下,s4043可以快速充分地进行无功功率补偿,系统对g14的慢速无功补偿需求相对较少。

图10所示为电网发生扰动后有/无无功置换情况下故障点附近的母线4042电压值对比。可知,在进行无功置换的情况下,即SVC充分补偿、发电机少出力的模式下,电压恢复效果较好,第1摆的电压恢复值高,且振荡小,更快速地趋于稳定。这是由于SVC的控制速度较发电机快,能够更加快速地进行电压控制。

4.3.2算例2

10s时刻,线路4021-4042发生断线 故障。图11和图12所示分别 为系统发 生断线故 障后,有/无无功置换情况下母线4042电压值对比和s4043无功功率值对比。

由图11可见,在有无功置换的情况下,电压的恢复效果明显好于未置换的情况,电压跌落较小,且恢复速度较快。图12展示了故障后有无功置换情况下电压恢复效果较好原因:如果没有无功置换,故障后SVC出力很快饱和,无法进行快速的无功补偿,而有无功置换情况下,SVC可以快速充分地对故障进行无功补偿,故障后的电压恢复效果较好。

综上所述,考虑无功置换的预防控制能够有效提高SVC等快速无功补偿装置的无功储备,提高系统发生故障情况下的快速无功补偿能力,有效提升故障后电压恢复效果。

5结语

本文提出了 一套考虑SVC/STATCOM等快速响应的无功补偿装置的D-CSVC。利用快速动态无功补偿装置更加快速地对系统电压进行控制,避免了SVC/STATCOM与传统电 压控制装 置间的反调现象,并且进行动态无功储备的优化控制,提高了扰动后的系统电压的恢复效果,能够有效进行动态电压稳定的预防控制。

后续,将继续深入研究SVC的最优动态无功储备值的评估,并据此进 一步研究 确定更为 准确的DRPROC的启动判据。

混合型动态无功补偿及检测方法 篇7

随着电力系统中非线性用电设备,尤其是电力电子装置日益广泛的应用,电力系统中的谐波污染问题也越来越严重,而大多数电力电子装置功率因数较低,也给电网带来额外负担,严重影响供电质量[1]。因此谐波问题和无功功率问题已经成为电力电子技术和电力系统等领域所面临的一个重大课题。谐波和无功功率实时、精确的检测与分析,是电力系统谐波抑制和无功动态补偿的前提[2]。对相应的补偿装置而言,只有系统谐波和无功功率准确、快速的检测,才能使相应的控制系统进行处理与分析,以产生实时、正确的控制信号,来补偿系统无功或抑制谐波,这决定着谐波抑制和动态无功补偿装置的特性。

1TSC+TCR的原理、特点

TCR型和TSC型补偿器是目前应用最多的动态无功补偿装置,都能有效地补偿系统中的无功电流,尤其是当它们与LC滤波器配合使用时,既能补偿无功又能消除电网中的谐波。但它们各有自己的缺点,TCR型补偿器容易产生谐波,而TSC型补偿器对于冲击性负荷引起的电压闪变不能进行很好的抑制。一者的缺点是另一者的优点,所以TCR+TSC+LC型动态无功补偿器就应运而生,如图1所示。

单独的TSC型无无功补偿装置不产生谐波,但是只能以阶梯变化的方式满足系统对无功的需要;FC+TCR型无功补偿装置响应速度快,且具有平衡负荷的能力,但由于TCR工作中产生的感性无功电流需要固定电容器无功电流来补偿,因此在需要实现输出从额定感性无功到容性无功的调节时,TCR的容量是额定容量的两倍,从而导致器件和容量上的浪费,造成巨大的经济损失。因此TCR往往与并联电容器配合使用,使得总的无功功率为TCR与并联电容器无功功率抵消后的净无功功率,因而可以将总体无功电流偏置到可吸收容性无功的范围内。当并联电容器为分组投切时,电压-电流特性中电容造成的偏置就可以分级调节,就可以使用容量相对较小的TCR,这种补偿器被称为晶闸管控制电抗器+可投切电容器型的静止补偿器。当电容器的投切开关是晶闸管时,又被称为TCR+TSC型无功补偿器,它和LC滤波器并接时,又被称为TSC+TCR+LC混合型无功补偿器。它可以克服以上两者的缺点,与FC+TCR相比,具备更好的运行灵活性,并有利于减少损耗。这是因为在相同的无功容量需要下,TSC+TCR+LC型的无功补偿装置可以通过LC谐振电路消除指定次数的谐波,LC中的电容还能补偿大部分的无功,这样可以减少TSC和TCR的容量,从而降低制造和运行成本;而且这种混合型无功补偿器只投切部分TSC支路,TCR支路需要吸收的多余容性无功也随之减小,从而有利于减小装置损耗,特别是当系统容性无功需求变化频繁时,采用TSC+TCR+LC型的无功补偿装置更为有利。

TSC+TCR型的无功补偿装置外特性表现为可控容性,在一定的容量范围内能以一定的响应速度跟踪输入的无功电流或容抗参考值。图2所示为TCR+TSC的电流-电压(U-I)运行区,包括两组单组容抗为BC的TSC,其中BLmax为TCR的最大感抗,UCmax、ULmaxICmax、ILmax分别为TSC、TCR的耐受电压和电流值。

2检测方法

根据文献[2][3]的分析,在非正弦情况下,视在功率S可以表示为

式中:P为有功功率;Qf为由基波电流所产生的无功功率;D为谐波电流产生的无功功率。

对于TCR+TSC+LC混合型动态无功补偿器来说,它先是通过LC滤波器消除电网中的谐波成分,即消除了(1)式中的D;再通过TCR+TSC动态补偿器补偿电网中的无功成分,即(1)式中的Qf。因此,对基波无功电流准确、快速地检测,才能使相应的控制系统进行处理与分析,以产生实时、正确的控制信号,来补偿系统无功,它是混合型动态无功补偿器实现其补偿功能的前提。

设三相电流为:

由瞬时无功功率理论[1]可得:

由小波多尺度分辨理论[4],任意信号f(t)∈L2(R)可用多分辨率分解公式表示为:

即任意信号f(t)经小波多尺度分解后可表示为低频部分和高频部分组成,上式左边第一部分为低频部分,第二部分为高频部分。式中:cj为低频系数;dj为高频系数;j为尺度则ip、iq经二进离散小波变换可得到离散逼近信号cjk(低频系数)和离散细节信号djk(高频系数):

再经小波逆变换得到瞬时有功电流分量和瞬时无功电流分量的直流分量p、q:

这样,基波无功电流的获得可以通过关掉p通道,把得到的瞬时无功分量的直流分量单独与C23和C-1相乘可得到基波无功分量iaqf、ibqf、icqf。

这种方法不仅简便,而且整个运算过程都可数字化实现,不必依赖昂贵的元件和复杂的电路,从而减少了运算时间,保证了检测的实时性和准确性。上述过程可用图3表示。图中e为电网电压。

3实验结果

为验证所提出的检测方法的有效性和可行性,笔者研制了一台混合型动态无功补偿的实验样机,并用它来进行动态无功补偿的研究。

图4是实验样机的整机结构示意图,样机采用TMS320 F2812 DSP实现检测方法的运算和控制。电网电流通过电流互感器采样检测并转换成模拟信号送至运算及控制主电路,经过具体计算得出电网动态无功补偿电流的控制信号,DSP根据参考设定及系统运行状态确定应当输出的TCR相位信号和TSC的投切指令:TCR脉冲发生板根据DSP主控制板输出的移相角信号和同步电压信号发出高频的电脉冲信号;TSC过零触发板则根据DSP主控制板输出的投切指令产生投切电容器的高频电脉冲信号。主电路输出电压经互感器与无源滤波器串联后并联至电网,保护电路检测到逆变器直流侧的电压和电流信号,在进行过流过压故障保护的同时把信号送给DSP进行处理。

实验结果如图5～8所示。实验结果表明,动态无功补偿系统投入后电网中的无功得到有效的补偿,流入电网的电流基本接近电压波形。

4结论

上述方法可以实时、准确地检测出无功需求频繁变化系统的基波无功,为进一步动态补偿无功打下了基础。文中对混合型无功与谐波补偿系统(TCR+TSC+LC)的结构和补偿方案进行了分析,并且在瞬时无功功率理论的基础上,结合小波分析理论,提出了一种新的基波无功检测方法,实验结果表明了所提检测方法和补偿方式的正确性。混合型动态无功补偿系统从理论分析到实验运行的成功将极大地促进混合型动态无功补偿技术在工业中的广泛应用。

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[4]Martin Veterli.Wavelet and Filter Banks:Theory and Design.IEEE Trans on signal processing.1992,40(9):2 207-2 232.

动态无功补偿论文 篇8

随着电力电子技术的广泛应用, 电力线路、电力变压器以及用户的用电设备, 构成了电力系统的无功负荷。系统运行中, 大量的无功功率严重降低了系统的功率因数, 增大了线路的电压损失和电能损耗, 严重影响着能源、制造等领域的经济效益[1,2]。无功优化补偿可以提高整个供、配、用电系统的功率因数, 不仅能提高供电设备的供电能力, 而且可以降低电力系统的电压损失, 减少电压波动, 改善电能质量, 降低损耗, 从而节省电能, 提高企业的经济效益。本文设计了一种基于脉宽调制 (pulse width modulation, PWM) 技术的动态无功补偿装置, 并对该装置的有效性进行了检验。

1 静止无功发生器工作原理及基本调节特性

1.1 工作原理

静止无功发生器 (static var generator, SVG) 的核心是三相大功率电压逆变器, 它的输出电压经过电抗器或者变压器接入到系统中去, 和系统侧的电压保持同相、同频[3], 输出功率的性质与容量由三相逆变器输出电压幅值与系统电压幅值的调节关系来确定, 当幅值小于系统侧电压幅值时吸收感性无功功率, 反之则输出感性无功功率。SVG是继电容器补偿、磁控电抗器 (magnetically controlled reactor, MCR) 型静止无功补偿 (static var compensation, SVC) 和晶闸管控制电抗器 (thyristorcontrolled reactor, TCR) 型SVC之后的第3代动态无功补偿技术。

SVG装置的工作原理是把自换相桥式电路通过电抗器与电网并联, 直接控制其交流侧电流或者适当地调节桥式电路交流侧输出电压的幅值和相位就可以吸收或输送满足要求的无功电流, 从而动态地实现无功补偿。

1.2 基本调节特性

SVG等效电路如图1所示[4]。

在图1所示的等效电路中, 把逆变器中的损耗全部归算到电阻R中, 设:

式中φ为待检测电压、电流的相位差。

系统注入SVG的电流为:

注入逆变器的视在功率为:

式中:

式中δ为Us与Ui的相角。

因逆变器的损耗集中在R中, 故有Pi=0, 则:

将公式 (6) 代入公式 (8) , 可得:

同理可得:

分析可知, 通过调节逆变器的控制角便可以调整相对于Ui的相角δ, 改变输入电压Ui, 从而使逆变器无功功率输出改变, 控制效果灵敏。

2 硬件设计

本文设计的基于PWM控制的动态无功补偿装置的硬件电路采用电压电流双环控制策略实现SVG的无功补偿功能。基于PWM控制的动态无功补偿装置的总体控制框图如图2 a) 所示。系统SVG主电路中的逆变器在控制电路产生PWM控制信号的作用下, 可以从供电电源中吸收无功, 也可以向供电系统中提供无功[5]。SVG主电路如图2 b) 所示, 由6个绝缘栅双极型晶体管 (insulated gate bipolar transistor, IGBT) 模块和直流侧电容组成。采用电压电流双环控制策略, 引入SVG逆变器直流侧电容电压反馈来维持电容电压平衡, 其反馈量产生有功补偿电流指令。采用瞬时无功功率理论检测电源电流中的无功电流分量并产生无功电流补偿指令[6]。将有功和无功电流补偿指令一起作为补偿电流的参考值, 引入SVG的补偿电流构成电流环, 最后产生SVG逆变器的驱动信号。在控制器的选择上, 本装置采用TI公司的DSP控制芯片TMS320F2812, 该芯片具有6路PWM控制电路, 内部集成的高速高精度A/D转换器可以完成系统各种参数的检测, 其150 MHz的时钟频率和32位的字长可以保证系统的实时性要求。

3 实验研究

实验用TMS320F2812DSP开发板作为核心控制器, 外围电路包括三相整流桥、IPM模块、电源模块、传感器模块、滤波电容电路, 使用示波器作为实验观测工具, 先进行电压开环的实验, 不用执行电压闭环调节器的程序, 在主程序中设定电压的初相和调制度。其次, 进行电压电流的双闭环实验, 验证本文采用此策略的正确性。

3.1 电压开环

主电路的参数为:开关频率6 k Hz, 电感6 m H, 交流电源线电压220 V, 电阻0.5Ω, 直流侧滤波电容940μF。

开环三相PWM整流器 (VSR) 的波形如图3所示。图中m代表调制度, ξ是阻尼比, 波形1为直流侧输出电压, 波形2为A相交流电源电压, 波形3为A相交流电流。

在图3 a) 中, 实验得到的直流侧输出电压为490 V、φ为28°, 其理论值分别为491 V、30°, 二者基本相符合;在图3b) 中, 实验得到的直流侧输出电压为449V、φ为6°, 其理论值分别为452V、6.4°, 二者基本相符合。

3.2 电流电压双闭环

电路参数为:开关频率6 k Hz, 电感6 m H, 直流侧输出电压设定值Udc为400 V。闭环时三相PWM整流器 (VSR) 波形如图4所示, 其中:波形1为直流侧输出电压, 直流侧电压为402.6 V, 波形2为A相交流电源电压, 波形3为A相交流电流。

由图4可见直流电压输出平稳, A相的电压和电流的相位基本相同。A相的电流谐波很小, 电流的波形平滑, 稳态性能较好。

4 结语

本文通过阐述SVG基本原理及调节特性, 利用先进PWM技术设计电路应用到SVG中, 通过实验可知, 其动态跟踪性能好, 谐波电流小, 控制灵活, 稳定性高, 节约能源。在实验过程中所需要的电源的相位角检测根据交流电源的同步信号, 通过DSP编程软件锁相环, 取代复杂的硬件锁相环, 简单易行, 完全可以满足现代用电系统的具体要求[7]。

参考文献

[1]罗安.电网谐波治理和无功补偿技术及装备[M].北京:中国电力出版社, 2006.

[2]王兆安, 杨君, 刘进军.谐波抑制和无功功率补偿[M].2版.北京:机械工业出版社, 2006.

[3]周孝信, 郭剑波, 林集明, 等.电力系统可控串联电容补偿[M].北京:科学出版社, 2009.

[4]黄明.基于DSP的动态无功补偿装置的研究设计[J].煤炭工程, 2011 (4) :119-121.

[5]王兆安, 黄俊.电力电子技术[M].北京:机械工业出版社, 2007.

[6]张兴.PWM整流器及其控制策略的研究[D].合肥:合肥工业大学, 2003.