动态静止无功补偿器

2024-08-20

动态静止无功补偿器（共7篇）

动态静止无功补偿器篇1

1 概述

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

[1]石磊,卫丽.浅述低压配电网的无功优化补偿[J].山西建筑,2009,35(12):185-186.

动态静止无功补偿器篇2

(1) 上位机电脑画面显示AB相、BC相或CA相缺相故障, 控制柜上电压表显示数据不对, 一相电压显示值约为35 k V, 另外二相电压值约为22 k V。SVC系统电压检测是从高压系统PT柜过来, 确认PT柜的保险出现问题, 退出PT柜小车, 测量该相保险出现问题, 更换恢复正常。

(2) 系统跳闸, 上位机弹出红色警告对话框, 显示"CA+丢脉冲"。按停电操作规程进行停电, 检查发现阀组发射连接板出现问题, 其连接螺丝松动, 发热炭化, 更换螺丝后恢复正常。触发脉冲分为AB+、AB-、BC+、BC-、CA+和CA-等6路, 触发脉冲丢失现象和故障处理方法类似。

(3) 上位机显示CA相第7个晶闸管灯灭。停机检修时, 在线测量晶闸管不导通, 用手电筒或打火机检测光纤正常, 更换击穿反馈光纤板, 不投高压手动投控制系统发脉冲, 上位机显示CA相第7个晶闸管灯亮, 正常运行SVC时上位机显示晶闸管灯又灭, 重新拆下所有电容测量, 发现0.5μF电容的值与铭牌不一致, 更换恢复正常。击穿检测板分为AB、BC、CA三相, 三相击穿检测板可互换使用, 击穿现象和故障处理方法类似。以AB相击穿检测板为例, 分为两种情况: (1) 击穿的晶闸管数量≤2个, 此时只是报故障现象, 虽然有晶闸管击穿但并不跳闸, SVC系统还可正常运行, 本例故障即属于这种情况。 (2) 击穿的晶闸管数量>2个, 此时既报故障现象又立即跳闸, 保护SVC系统以免击穿更多晶闸管。如果系统出现击穿故障, 确认SVC设备停止运行, 高压开关在检修状态, 功率柜三相均可靠接接地线后, 具体排查故障按图1进行。

(4) 系统跳闸, 上位机弹出红色警告对话框显示“AB:过流320”。检查发现进线高压电缆被电缆支撑角钢磨破接地。重新做高压电缆接头, 投运前做低压导通试验和高压柜连锁试验, 投运后系统恢复正常。

(5) 系统跳闸, 上位机弹出红色警告对话框, 显示相对应的通信板故障。记录上位机显示的故障现象和下位机控制插卡箱数码管的状态。更换对应的硬件板, 重新启动SVC系统, 查看故障是否排除, 更换通信板, 重新启动SVC系统, 故障排除。

动态静止无功补偿器篇3

近年来我国煤矿工作面单产能力不断提高,设备容量也不断增加。以兖矿集团有限公司本部矿井为例,年产300万t综放工作面的设备装机总容量一般为5 000 kW,运行功率为3 500 kW左右;年产500万t综放工作面的装机容量接近7 000 kW,运行功率为5 000 kW左右。井下远端供电距离约为10 km。长距离供电、大容量感应电动机集中使用和频繁启动、变频器等变流设备普及应用等原因造成工作面供电系统电压波动大,功率因数低,线路损耗大,设备启动困难,影响生产。因此,在大型综采工作面实现动态就地无功补偿对煤矿企业保证生产、稳定产量、节能降耗具有重要意义[1]。

1 技术路线选择

1.1 国内外无功动态补偿技术现状分析

目前,性能可靠、应用较广泛的无功补偿技术主要有同步调相机(SC)、机械式分组投切电容器(MSC)、静止无功补偿器(SVC)、静止无功发生器(SVG)等。SC一般用于电力系统枢纽变电站集中补偿,响应速度慢,造价高,运行维护复杂,且不易制造成防爆电器,不适用于煤矿井下。SVC一般有晶闸管投切电容器(TSC)、晶闸管投切电抗器(TSR)、磁阀式可控电抗器(MCR)、晶闸管控制电抗器(TCR)等几种形式,其中TCR+固定电容器组(FC)型SVC最为普遍,性能最优。它是利用可关断大功率电力电子器件(如IGBT)组成自换相桥式电路,通过调节电路交流侧输出电压的幅值和相位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,实现动态无功补偿的目的[2]。但该类SVC只能提供容性无功,电压支撑能力较差,TCR产生较大谐波,必须配备相应滤波电路,结构较复杂[3]。

MSC技术采用分级固定容量补偿方法,无法动态跟踪负载无功变化,不适应煤矿生产装备启停频繁、负荷变化大的特点。另外,有触点开关的频繁投切电抗器和电容器容易产生电火花,不易满足防爆要求。

SVG是无功补偿的重要发展方向,从本质上讲,SVG可以等效为大小可以连续调节的电容或电抗器,是当前技术条件下最为理想的无功补偿形式。

1.2 SVG技术特点与煤矿井下适应性分析

与SVC相比,SVG技术具有以下适应于煤矿井下的工况特点:

(1) 能够提供从感性到容性的连续、平滑、动态、快速的无功功率补偿, 响应时间为5～10 ms,适于跟踪冲击负荷。

(2) 自身几乎不产生谐波,且能够对谐波进行宽幅有源滤波,还可抑制谐振,安全性与稳定性好。

(3) 电压闪变抑制能力强,可以达到5∶1甚至更高。

(4) 具备较强的短时过载能力,无功补偿能力不受母线电压的影响,特别是当母线电压因无功冲击引起电压快速下降时,能迅速支撑电压,满足大功率负荷启动时的无功需求。

(5) 体积小,单位体积功率密度高,方便移动。SVG不是采用大容量电抗器、电容器组成补偿和滤波元件,而是通过大功率电力电子器件的高频开关实现无功能量交换,适合煤矿井下使用。

(6) 运行损耗小,仅为同容量TCR型SVC的25%左右,温升低,对环境影响小,易于防爆。

经过技术比较,本文重点对SVG技术在矿井的应用进行研究。

2补偿装置的设计

2.1 补偿装置总体方案

经过负荷分析,本文重点要解决采煤机、运输机等大容量负载的无功就地补偿问题;补偿位置设在工作面配电中心移变二次侧,以减少变压器的阻抗影响,提高补偿效果;采用SVG+FC模式以降低成本,SVG支路容量为-1 200～+1 200 kVar。

2.2 补偿装置结构设计

基于SVG的矿用3.3 kV静止无功动态补偿装置结构如图1所示。该装置采用4个隔爆箱体(启动箱、功率单元箱、电抗器箱和电容器箱)组合的结构设计,FC支路容量为300 kVar、600 kVar、900 kVar、1 200 kVar可选,容量调整简单灵活。

2.3 功率单元结构及其工作原理

功率单元采用链式结构,多个两电平H桥电路串联起来,以达到电压叠加的目的。在3.3 kV系统应用时,每相连接多个两电平逆变器模块。SVG由连接电抗器、逆变器组成,每相电路通过IGBT变流模块级联,经过连接电抗器直接接入3.3 kV电网。SVG首先通过充电电阻对直流侧电容充电至预定值,之后充电接触器闭合以短接充电电阻,充电过程结束,补偿装置并入电网开始工作;并网一段时间后,将FC投入,主控制器根据母线侧电压、电流信号计算得出需补偿的谐波电流或无功电流,并生成逆变器所需的IGBT驱动信号,控制逆变器产生与负载谐波电流或无功电流幅值相等、相位相反的补偿电流,从而实现滤除谐波或补偿无功的目的。

2.4 散热结构设计

散热设计是矿用补偿装置安全稳定运行的关键因素之一。对小容量IGBT模块的散热采用热管和强制风冷相结合的方式。IGBT模块固定在装置后部的散热基板上;温度继电器安装在每个热管的基板上,紧靠IGBT,以便有效地保护IGBT。散热机制分后部强制风冷和热管结合散热、顶部散热片散热和内部风机的均衡热量。对大容量IGBT模块可采用水冷散热方式。本文设计的补偿装置采用热管风冷技术。

2.5 主要元器件选型

为保证补偿装置的稳定性和可靠性,其主要元器件均采用国际顶级优质器件,如英飞凌公司生产的IGBT模块、西门子S7-200系列PLC、加拿大EACO公司生产的IGBT专用薄膜电容、士林电机的内熔丝高压电力电容、康拓工控的主控制器等。

3 实验室调试和工业性实验

3.1 工厂实验室调试

基于SVG的矿用3.3 kV静止无功动态补偿装置配有3.3 kV全功率补偿试验平台。实测样机的无功功率输出范围为-1 000～1 700 kVar无级可调;对5次/7次/11次/13次谐波的补偿能力达到100 A/70 A/45 A/38 A;控制响应时间≤5 ms;投切时无暂态冲击,无合闸涌流,无电弧重燃;通过了欧洲标准的电磁兼容试验。

3.2 综采面工业运行和测试

基于SVG的矿用3.3 kV静止无功动态补偿装置在东滩煤矿14310综采面运顺电站投入工业运行试验。

图2、图3分别为装置投运前后,后部运输机机头电动机(700/350 kW)在启动和运行2种工况下3.3 kV母线的功率因数,表1～4为实测数据。从中可看出,该装置显著提高了工作面设备启动和运行时的功率因数,使得3.3 kV母线的无功功率由213 kVar 降为20 kVar,功率因数提高到0.96;缩短了启动时间,电压、电流突变时间降至1.9 s左右;降低了启动和运行电流,使运行电流降为20～30 A;能够稳定启动和运行电压;能够有效抑制谐波,显著改善了工作面电能质量。

4 结语

基于SVG的矿用3.3 kV静止无功动态补偿装置体积较小,移动灵活,具有友好的人机界面和自诊断功能以及Modbus串行通信功能,可实现无人值守、远程控制。工业性测试结果表明,该补偿装置响应速度快,补偿平滑准确,显著提高了工作面设备启动和运行时的功率因数,缩短了启动时间,提高了启动和运行电压的稳定性,有效抑制了谐波,并具有显著的节能效果。该装置投入运行后,按每年工作300 d、每天工作20 h计算,单电动机每年可减少有功电度约30万kW·h,经济和社会效益明显。

参考文献

[1]张学松.煤矿电能质量分析与控制[J].工矿自动化,2009(9):71-73.

[2]田广青.静止无功补偿技术与应用——第二讲静止补偿装置的类型及其工作特性(之二)[J].电工技术,1996(3):32-35.

动态静止无功补偿器篇4

D-STATCOM在配电网中可以提高电能的质量,但是它是一个非线性、耦合性很强的系统。针对D-STATCOM的特点,采用模糊免疫PI控制和前馈控制相结合的控制策略,对D-STATCOM系统中的有功电流和无功电流进行解耦,从而有利于控制的实现。论文最后给出的仿真结果表明,运用此种控制策略,可以让D-STATCOM的动、静态性能得到很大的提高。

1 D-STATCOM系统的数学模型

D-STATCOM系统图如图1所示:C代表直流侧电容,R、L分别代表电阻和电感,三相电网电压为Usa、Usb、Usc,假设变流器的开关器件IGBT为理想开关器件,三相电网电压是平衡的,并且不考虑高次谐波。

如图1所示,ABC坐标系下的数学模型为公式(1)所示:

在ABC坐标系下的数学模型如公式(1)所示,这种数学模型虽然具有很清晰的物理意义,但是给控制系统的设计带来了很大的困难,因为这种数学模型的交流侧变量具有时变性。所以,要通过PARK变换,将ABC坐标系下的数学模型转换成以电网基波频率同步旋转的两相坐标系。利用这种变化就可以使ABC坐标系下的交流量变换为两相旋转坐标系中的直流量,从而可以解决ABC坐标下,D-STATCOM数学模型交流侧具有时变性的难题。ABC坐标系到同步旋转的两相坐标系的变换矩阵为公式(2)。

将公式(2)代入公式(1)得到d-q坐标系下的电压电流方程为公式(3):

公式(3)中,id、iq代表两相旋转坐标系下的直流分量。对公式(3)进行拉普拉斯变换,则可以得到系统模型,如图2所示。

由公式(3)和图2可知,在两相旋转坐标系下D-STATCOM是一个两输入两输出的耦合非线性系统,这对D-STATCOM控制器的设计是比较困难的,所以要进行D-STATCOM的解耦。

2 本文提出的控制策略

为了稳定公共连接点电压和保持直流侧电压恒定,D-STATCOM的控制系统一般采用双闭环控制,即电压外环和电流内环控制:电压外环的作用是控制D-STATCOM的直流侧电容电压和D-STAT-COM接入到系统中的公共点电压;电流内环的作用是让逆变器的输出电流能实时地跟踪电压外环输出的参考信号。双闭环控制的过程如图3所示。

在d-q坐标系下,针对D-STATCOM数学模型的特点,本文采用模糊免疫PI控制和前馈解耦控制相结合的控制策略,即电压外环采用模糊免疫PI控制,使得电压外环控制器的动态性能可以得到很好的改善,电流内环采用前馈解耦控制的方法来进行有功电流和无功电流的解耦,避免了耦合作用对控制器设计的影响。

2.1 电压外环的控制

有功电流、无功电流与其对应的直流侧电容电压和公共连接点电压之间的关系并不是一种线性的关系,因此在双闭环的控制策略中,采用传统的PI控制是不能满足控制要求的。另外,固定参数的PI调节器的自适应性能也较差[5]。所以对电压外环的控制采用模糊免疫PI控制,模糊控制对于高度非线性和容易受到外界干扰的系统,具有很好的调节效果,因为模糊控制需要的数学模型可以是不精确的,但因为其推理方式和人的思维方式很相似,隶属度函数和模糊规则库的建立,受到操作者经验的影响很大,所以会产生一些误差,在设定值的小范围内也会产生振荡。因为具有很强抗御抗原的能力———免疫系统,所以把模糊控制、免疫反馈原理和PI控制结合起来,从而实现对PI参数的自动调整[6]。

模糊免疫Pl控制器的结构如图4所示。模糊免疫PI控制器中PI参数的自动调整是找出比例、积分系数与误差和误差的变化之间的模糊关系,在运行过程中对误差和误差的变化进行不断的检测,对PI控制中的比例、积分系数,根据模糊免疫控制的原理来进行在线调整,从而使被控对象D-STAT-COM的动、静态性能达到一个良好的状态。

在双闭环控制器中,公共连接点电压反馈值upcc和给定值upccref进行比较,产生的误差通过模糊免疫PI调节器后形成无功电流指令值iqref,直流侧电容电压反馈值udc与其给定值udcref进行比较,产生的误差经模糊免疫PI调节器后形成有功功电流指令值idref,iqref和idref作为电流内环的输入。

2.2 电流内环的控制

由于D-STATCOM系统电流内环的强耦合性,利用前馈解耦控制策略对电流内环进行解耦,采用如公式(4)所示的控制方程。

公式(4)中,kP3,kI3代表d轴电流PI控制器的比例、积分常数;kP4,kI4代表q轴电流PI控制器的比例、积分常数。对公式(4)进行拉普拉斯变换,可得到D-STATCOM的前馈解耦控制模型为图5所示。

将公式(4)代入公式(3)可以得到解耦后的控制方程如公式(5)所示。

对公式(5)进行拉普拉斯变换,并结合图2和图5,可以得到D-STATCOM解耦后的控制模型为图6所示。

3 仿真与实验验证

为了验证上述理论分析的正确性和所提控制策略的有效性,采用MATLAB进行仿真。具体仿真参数如下。

系统电压:380 V;频率:50 Hz;直流侧电容:2 200μF;工作电压:800 V;PWM载波频率:12k Hz;滤波电感等效电感为:1 m H;等效电阻为0.3Ω。

如图7所示,传统PI控制上升时间、调整时间和超调量都很大;模糊免疫PI控制超调量小,在很短的时间内就能达到稳定,仿真结果表明,电压外环采用模糊自适应PI控制,使得电压外环控制器具有很好的动态性能和自适应性能模糊免疫PI控制具有的动态性能更好。

如图8所示,本文所提控制策略比未进行解耦控制的动态性好,同时本文所提控制策略的超调量很小,调节时间都很短,当电气参数发生变化时,表现出来更强的鲁棒性。

4 结语

本文对D-STATCOM的解耦控制策略进行了研究,利用模糊免疫PI控制实现了对D-STATCOM的电压外环的控制,利用前馈解耦控制实现了对电流内环的解耦控制。模糊免疫PI控制器在稳定性、响应速度及鲁棒性方面,比传统PI控制器有优势,前馈解耦控制实现了D-STATCOM中有功电流和无功电流的解耦控制。仿真和实验结果证明了本文所采用控制策略的可行性和有效性。

参考文献

[1]江辉,彭建春.联营与双边交易混合模式下的输电网损耗分配方法及其特性.中国电机工程学报,2006;26(8):49—54

[2]鲁广明,鲍海,杨以涵,等.输电网网损分摊方法的比较研究.华东电力,2008;36(5):37—40

[3]江辉,周有庆,彭建春,等.基于节点电纳摄动的通用配电网损耗分配方法.中国电机工程学报,2005;25(6):42—48

[4] Singh B,Solanki J,Verma V.Neural network based control of re-duced rating DSTATCOM.IEEE Indicon Conference.Chennai,India:IEEE,2005

[5]唐杰,王跃球,刘丽,等.配电网静止同步补偿器新型双闭环控制策略.高电压技术,2010;36(2):495—500

[6]赵明阳.基于模糊免疫PI和交叉祸合控制的AGV跟踪策略研究.合肥:合肥工业大学,2006

动态静止无功补偿器篇5

近年来,静止无功补偿器(SVC)由于其快速的动态响应特性能够有效地提高电能质量以及系统动态电压稳定性而被广泛应用于电力系统[1,2,3,4,5]。目前,SVC已经成为电力系统中应用最多、最为成熟的并联补偿设备,其具有可调、可控功能,是一类较早得到应用的FACTS控制器[6,7,8,9,10]。从外特性看,SVC可被视为并联型可控阻抗,通过控制晶闸管或其他开关器件的开通和关断,向系统输出对应的无功功率,从而实现对电网特性的影响;从电网侧看,SVC的功能和响应特性,在很大程度上还取决于其控制系统[11,12,13]。

SVC应用于电力系统的主要目标是实现对母线电压的控制,其主要特性是U-I特性,CIGRE工作组总结了SVC的U-I特性,见图1[14]。在控制系统指令下SVC始终运行于U-I特性曲线与系统负荷曲线的交点,如图2中与负荷曲线1、2的交点。

从图1中SVC传统U-I特性可以看出,SVC的容性无功与感性无功容量相等。而在实际电网中维持系统正常运行对容性无功的需求与对感性无功的需求往往并不相等,如果SVC控制策略采用传统的U-I特性,取ICMAX=ILMAX时势必会出现感性无功容量或容性无功容量的浪费及相应的经济损失;如果直接取ICMAX>ILMAX或ICMAX

基于以上情况,本文提出了SVC的改进U-I特性,在U-I特性线性控制区域内分别给容性无功部分和感性无功部分定义不同的调差率,使SVC更有效、充分地对系统不同运行情况下进行动态调节。

2 SVC改进U-I特性

在SVC的U-I特性中有3个关键数值。

a.参考电压值Uref:指SVC既不吸收无功也不发出无功时端电压的值。

b.SVC线性控制范围:指SVC端电压随SVC电流或无功功率作线性变化的控制区域,其中电流或无功功率可以在整个容性到感性区域内变化[15]。

c.调差率:指SVC在线性控制区域内U-I特性曲线中的斜率,其取值范围一般为[0.01,0.1],典型值为0.05[15,16]。

图1所示的SVC传统U-I特性可用下列3个方程描述:

a.在控制域内,即-ICMAX≤ISVC≤ILMAX时

b.当U

c.当U>UMAX时,SVC到达感性无功容量极限

其中,U为SVC控制母线电压;Uref为SVC参考电压值;XSL为SVC调差率;ISVC为SVC补偿电流;BC MAX与BLMAX分别为SVC最大容性与感性电纳。

并且有如下等式成立:

当UMIN-Uref=UMAX-Uref时有ICMAX=ILMAX;当ICMAX≠ILMAX时有UMIN-Uref≠UMAX-Uref。

SVC的改进U-I特性如图4所示,给SVC在容性补偿与感性补偿情况下分别定义不同的调差率XSL1与XSL2,当系统对感性无功需求小于容性无功时有XSL1

a.当ICMAX

b.当0

SVC可控域外U-I特性同式(2)和式(3)。

改进U-I特性控制逻辑如图5所示。

3 调差率XSL2的取值

假设已知SVC传统U-I特性,且调差率XSL的取值是根据系统对容性无功的需求选定。则在改进U-I特性中取XSL1=XSL,而XSL2的取值根据系统对感性无功的实际需求进行确定,如图6所示。

a.当系统极限运行状态为L1时,系统对感性无功的需求等于容性无功,此时可直接取XSL2=XSL1=XSL,即SVC传统U-I特性。

b.当系统极限运行状态为L2时,系统对感性无功的需求小于容性无功。取系统负荷曲线L2上3点:(0,U′2)、(I′LMAX2,UMAX)、(I′SVC2,U′SVC2),其中点(0,U′2)与(I′SVC2,U′SVC2)可以分别利用系统在无SVC投切情况下与传统U-I特性SVC投入情况下仿真得到,通过所得2个点的坐标即可计算得出I′LMAX2的值。则XSL2的取值为

c.当系统极限运行状态为L3时,系统对感性无功的需求大于容性无功。取系统负荷曲线L3上3点:(0,U′3)、(I′LMAX3,UMAX)、(I′SVC3,U′SVC3)。XSL2取值为

从图6可看出,当系统极限运行状态为L2时,改进的U-I特性使SVC在保证系统正常运行情况下减小了感性无功容量,降低了经济成本;当系统极限运行状态为L3时,改进的U-I特性虽然增加了SVC感性无功容量但却保证了系统安全稳定运行。

4 实例仿真

现以图7所示简单模型为例对上述结论进行仿真分析。

取SVC可调电压域为系统电压标准取值范围[0.95p.u.,1.05p.u.],即UMIN=0.95 p.u.,UMAX=1.05 p.u.;参考电压值取Uref=1.0 p.u.;调差率取典型值XSL=0.05,则改进特性中有XSL1=0.05;根据式(4)(5)可知ICMAX=-1 p.u.,ILMAX=1 p.u.。

仿真采用24小时负荷曲线,如图8所示,取都市电网典型的双峰负荷变化曲线,并将当日上午9点作为仿真初始运行点取值至次日上午9点(记为33点,下同)。

对下面2种运行方式分别进行仿真:

a.系统无SVC投入;

b.系统投入SVC,且SVC采用传统U-I特性对受控母线进行控制。

图9是系统在上述2种运行方式下受控母线电压24小时变化曲线图。可以看到,SVC的投入明显改善了系统电压质量,并且SVC随着系统负荷变化在可调域内对电压进行了有效调节和控制。图10是投入SVC装置且遵循传统U-I特性情况下SVC注入受控母线的电流变化曲线。当系统负荷到达高峰时,SVC达到下限ISVC=ICMAX=-1 p.u.;当系统负荷到达低谷时,SVC注入电流ISVC=0.81 p.u.,未达到上限ILMAX=1 p.u.。

根据图9、10可以得到图11所示系统运行特性。

a.随着系统负荷的变化,系统运行状态处于系统负荷曲线LMAX与LMIN之间,LMAX代表系统高峰负荷运行状态,LMIN代表系统低谷负荷运行状态。

b.当系统处于低谷负荷时,负荷曲线LMIN与SVC U-I特性曲线交于点(0.81,1.041),与纵轴交于点(0,1.056)。即当系统无SVC作用时,系统运行于点(ISVC,U)=(0,1.056);当系统投入传统U-I特性控制的SVC时,系统运行于点(ISVC,U)=(0.81,1.041)。

c.根据b,已知LMIN上2个点(0,1.056)和(0.81,1.041),可计算得到曲线LMIN上另一点(I′LMAX2,1.05)=(0.34,1.05),即曲线LMIN与曲线U=1.05 p.u.的交点为(0.34,1.05)。

d.根据式(8)可以计算得到SVC改进U-I特性中XSL2=0.146,SVC改进U-I特性如图12所示。

设SVC传统U-I特性时额定电流值为ICC,改进U-I特性时额定电流值为IPC,则有

采用SVC改进U-I特性后的系统仿真结果如图13、14所示。图13是系统投入SVC时分别采用传统U-I特性与改进U-I特性情况下受控母线电压变化曲线,图14是SVC采用传统U-I特性与改进U-I特性时SVC注入电流变化曲线。

上述结果表明,当系统运行于低谷负荷极限时,传统U-I特性下的SVC注入电流为ISVC=0.81 p.u.,受控母线电压被有效调节到标准运行电压范围内,U=1.041 p.u.;而改进U-I特性下的SVC只需注入电流ISVC=0.34 p.u.即可将受控母线电压有效控制在U=1.05 p.u.。根据仿真系统实际运行情况对SVC U-I特性进行改进之后,SVC仍然可以有效控制受控母线电压,但在很大程度上节省了SVC额定容量,有效降低了经济成本。

5 结论

动态静止无功补偿器篇6

随着我国经济的发展和各种新型电力设备的应用, 电网负荷急剧增大, 感性无功也不断增加。尤其是冲击负荷、非线性负荷容量的持续增长, 加上普遍应用的电力电子和微电子技术, 使得电网发生电压波形畸变, 电压波动闪变和三相不平衡等, 造成电能质量降低, 网络损耗增加等不良影响。在输电系统安装并联动态无功补偿装置, 是提高输电系统传输能力, 提高电力系统暂态稳定性, 改善系统动态性能, 阻尼电力系统振荡的有效手段[1,2]。

为了提高现代电力系统的动态稳定极限和提供更好的潮流控制, 人们引入了柔性交流输电 (FACTS) 技术。随着FACTS技术的广泛应用和发展, 孕育了许多基于FACTS的产品, 基于晶闸管控制电抗器 (TCR) 的静止无功补偿器 (Static Var Compensator) 就是实际应用最广泛的一种。SVC的重要作用是实现平稳的电压控制、无功功率补偿、改善电网电压不平衡度、抑制电压闪变等[3,4,5]。

SVC电压调节器的主要作用是处理测量到的系统变量, 产生一个与补偿所需无功功率成正比的输出信号。电压调节器可根据SVC的具体应用, 采用不同的控制变量和传递函数来实现。现今用于实际输电系统无功补偿的SVC装置电压控制器大多采用的是线性PID控制器, 但其只能对测量的电压与参考值电压的差进行控制。对调节期间的电压暂态响应无能为力, 改变任何参数只能改变某一性能指标, 比如响应时间、超调量等。

本文提出一种采用闭环PI调节与其他加权控制策略的电压调节器综合控制策略, 通过将三部分不同的传递函数组合起来, 一部分为闭环PI调节, 另外两部分传递函数类似于超前滞后调节策略。最后通过仿真和实验研究算法有效性。

1SVC电压调节器工作原理设计

SVC电压调节器的主要作用是处理测量到的系统变量, 产生一个与补偿所需无功功率成正比的输出信号。电压调节器可根据SVC的具体应用, 采用不同的控制变量和传递函数来实现。

电压调节器的PI型调节器的传递函数如下:

$G_{V} (s) = Κ_{V} + \frac{1}{Τ_{V} S} (1)$

式中:KV为电压调节器的稳态增益;TV为电压调节器的积分时间常数。KV和TV具体数据在对整个系统进行仿真优化后确定。

电压调节器的作用过程可描述为:将测量所得到的控制变量与参考信号Vref相比较, 然后将误差信号输入到控制器的传递函数, 控制器输出一个标幺值电纳Bref相比较, 这个信号的大小应可以使控制误差减小, 并达到稳态误差为零, 然后电纳信号Bref被传送到触发脉冲发生电路。SVC电压调节器与SVC控制系统的原理图如图1所示[2]。

2电压调节器综合控制策略

一般在工程中控制器设计以闭环负反馈控制为主, 控制算法主要是比例积分型, 本文采用文献[6]提出的闭环PI调节与其他加权控制策略的电压调节器综合控制策略, 设计SVC的电压控制器。

当母线电压与电压参考值存在差值, 调节器传递函数由三部分按不同的比例系数加权组成:

第一部分传递函数为 $\frac{5}{1 + 0.03 s} \frac{4 s}{1 + 4 s} \frac{1 + 0.01 s}{1 + 0.5 s} \cdot 0.1 ；$ 第二部分为传递函数为 $\frac{5}{1 + 0.05 s} \frac{8}{1 + 8 s} 0.5$ ;第三部分为PI算法传递函数为10+75/s, 三部分加权系数分别为0.1, 0.5, 0.7。这种加权控制策略如图2所示。

图中, Bref是BTCR的参考等效电纳值。由BTCR得到BSVC的计算结果为:

$B_{S V C} = \frac{B_{σ} (B_{Τ C R} + B_{C})}{B_{σ} + B_{Τ C R} + B_{C}} (2)$

经过一系列近似计算可得到[7,8,9]:

$B_{S V C} \approx (1 - \frac{B_{C} + B_{Τ C R}}{B_{σ}}) (B_{C} + B_{Τ C R}) (3)$

而TCR中晶闸管的触发角可由下列公式计算:

$B_{Τ C R} = B_{\max} (2 - \frac{2 α}{π} + \frac{1}{π} \sin 2 α) (4)$

式中 $B_{\max} = \frac{1}{ω L}$ 。

3SVC主电路软件仿真结果

本文以Matlab Version 7.0为平台, 在Simulink仿真环境下, 以SimPowerSystems电力系统模块库为工具, 对三相TCR电路及TCR与滤波器构成的SVC电路进行仿真分析。其中电压调节采用上述PI与其他传递函数加权控制策略。触发模块的核心是同步六脉冲发生器 (Synchronized 6-Pulse Generator) 。通过Vab, Vbc和Vca三个电压测量模块对电源的线电压进行实时测量, 并将测量结果送入同步六脉冲发生器中, 然后同步六脉冲发生器就可根据线电压和指定的触发角生成与电压过零时刻有固定相位差的六脉冲信号, 并经Pulse Y模块分开, 分别送往三相TCR去触发晶闸管[9,10]。电源线电压有效值为100 V, 频率为50 Hz, TCR电感值为1 mH, 仿真算法采用Ode23tb变步长模式解法。给定触发角时要注意图中晶闸管触发角的有效作用范围为90°≤α≤180°。

图3为采用示波器模块Wave1观测到的当计算得到触发角为120°时二次侧线电压、电流和TCR每相电流的波形以及一次侧电压、电流波形。

同时, 利用Simulink中的有效值测量模块 (RMS) 以及傅里叶分析模块 (Fourier) 可以测定电流的总有效值和基波及任意次谐波的幅值。下面通过powergui模块对波形进行谐波分析。图4所示是触发角为120°时变压器二次侧的线电压波形分析。可以看出因为变压器的影响, 使得二次侧线电压中含有了5, 7, 11, 13等次的谐波, 线电压波形产生畸变, 但谐波较小, 总谐波畸变率为4.18%, 因而畸变并不很明显。

从图4可以看出, 一次侧电流波形与二次侧电流波形相比发生了变化, 这是因为二次侧电流中除基波外还含有奇次谐波, 而变压器对基波和各谐波的影响不同, 使得叠加之后的一次侧电流与二次侧电流不同。另外, 一次侧电压波形是正弦, 而二次侧的电压波形虽然仍近似于正弦但却有一些畸变, 这是因为谐波电流在变压器上产生了畸变电压, 从而影响了变压器二次侧的电压波形。从仿真结果可以看出, 所设计的SVC装置电压调节器可以保证电压的实时调节, 并通过无功功率调节使谐波畸变得到明显改善且谐波分量较小。

4实验验证

将电压调节器设置为闭环PI加其他加权控制模式, 当系统35 kV电压发生变化时, 观察投入SVC调节器前后系统电压的变化。试验结果如图5所示。 (计算所得触发角为120°, 与仿真结果作比较)

由图5可以看出, 闭环控制电压可以实时控制母线电压, 补偿无功功率, 根据电纳计算得的TCR晶闸管触发角计算正确, 闭环控制策略有效。

5结语

对电力系统进行合理的无功补偿可以减少线路的电压降, 稳定负载端电压, 减少功率损耗和提高电压的功率因数。通过对静止无功补偿器 (SVC) 电压调节器控制策略的分析, 设计了基于电压差值加权控制策略的电压调节器, 采用闭环PI与其他加权控制策略结合的传递函数计算SVC装置等效电纳。并通过电路仿真模型验证算法并进行谐波分析。最后通过闭环的物理-数字仿真系统对所设计的电压调节器进行功能测试和研究。

摘要：为了达到调节静止无功补偿器对所连接母线电压的目的, 针对静止无功补偿器 (SVC) 电压调节器采用线性PID控制策略的限制, 设计了基于电压差值加权控制策略的电压调节器。该加权控制策略采用了三部分传递函数计算SVC装置等效电纳, 并通过电路仿真模型验证算法并进行谐波分析。通过闭环的物理-数字仿真系统对所设计的电压调节器进行功能测试和研究。仿真结果表明该方法的有效性。

关键词：静止无功补偿器,加权控制策略,谐波分析,电压调节

参考文献

[1]王兆安, 黄俊, 电力电子技术[M].4版.北京:机械工业出版社, 2005.

[2]MATHUR R Mohan, VARMA Rajiv K.基于晶闸管的柔性交流输电控制装置[M].徐政, 译.北京:机械工业出版社, 2005.

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[4]姚志恩.交流输电线路静止无功补偿器 (SVC) 控制系统[J].现代电子技术, 2006, 29 (11) :10-13.

[5]刘艳红, 宋伟华, 王杰.包含SVC和非线性负荷的电力系统耗散实现与控制[J].控制理论与应用, 2010, 17 (1) :47-52.

[6]张皎, 武守远, 赵刚, 等.输电系统静止无功补偿器的调节方法:中国, 1766774[P].2005-09-13.

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[9]李广凯, 李庚银.电力系统仿真软件综述[J].电气电子教学学报, 2005, 27 (3) :61-65.

[10]董礼涛.SVC的优化设计及基于Matlab的仿真研究[D].北京:华北电力大学, 2005.

动态静止无功补偿器篇7

煤矿企业是用电大户, 解决好电网的无功功率因数补偿和谐波滤波问题, 对于提高电能质量、降低网络损耗、节能、充分利用电气设备等问题具有重要意义。

孙村煤矿为生产直接服务的降压站有矿内降压站和北立井降压站, 矿内降压站两回路35KV电源孙良支线和孙村1#线, 其中孙良支线来自东都变电站, 孙村1#线来自35KV中心区配电站;北立井降压站两路35KV电源线路, 由北风井降压站转供, 其中北立井1#线路东孙线来自东都变电站, 北立井2#线路来自泰安顶峰热电厂。该站安装一台SF9-12500/35和一台SF7-16000/35变压器, 最大负荷9800KW, 最小负荷7500KW, 平均负荷稳定在8000KW。供电系统改造完成, 撤除北风井降压站后, 无功补偿电容器容量严重不足, 地面高压供电系统改造完成后, 北立井降压站负荷由原来的9000KW, 增加到11000KW, 而撤除北风井降压站后, 固定补偿电容器容量减少, 不能满足供电系统的要求;为净化供电系统、提高功率因数、提高供电质量, 对北立井降压站无功补偿系统进行改造, 在提高功率因数的同时, 滤除谐波, 达到为净化供电系统、提高功率因数、减少网络损耗、提高供电质量的目的。

2 方案选择

提出两套设计方案, 分别为FC滤波器方案和静止型动态无功补偿 (SVG) 方案, 经过详细的计算和比较之后, 选择使用SVG+FC方案。

3 方案设计

3.1 补偿容量确定

本期工程依据现场的实际情况及用户的要求, 装设容量为2.5Mvar的SVG及3.6Mvar的FC各一套。考虑到现场的谐波问题, 设置FC为5、7两组, 利用较低次谐波滤波器可抑制高次谐波的特性, 可在进行系统无功补偿的同时滤除网内含量较大的5次、7次及11次谐波。SVG设备可进行动态的无功补偿, 兼有滤除谐波的作用。

3.2 滤波器设计

滤波器设计原则

(1) 滤波器发出的无功应满足补偿功率因数、抑制电压波动及闪变的要求;

(2) 选取的滤波电容器的额定电压应保证滤波器的安全可靠运行;应考虑以下因素:

a) 母线电压水平;

b) 串联电抗器后电容器两端电压升高n2n-21Un;

c) 谐波电流通过电容器引起的谐波电压

d) 电网电压波动引起电压升高。

(3) 滤波器的分组应满足滤除谐波电流的要求;

(4) 滤波器设计时已经进行充分的计算机仿真计算及数据库选优, 经多个方案比较, 选择最佳方案;

(5) 对选定的滤波器应进行滤波器各种运行方式下的计算机仿真, 避免与系统发生谐振;

(6) 对滤波器的安全运行应进行仔细校验。

3.3 滤波器设计

根据以上滤波器设计原则及对现场测试的谐波电流进行分析, 将滤波器设为5、7次共2组滤波通道。5次滤波通道基波补偿容量为1830kvar, 7次滤波通道基波补偿容量为1793kvar, 母线谐波电流可满足用户要求。

3.4 滤波器安全性能校核

校核公式如下:

Ic1—流过电容器的基波电流

Icn—电容器的额定电流 (A)

Uc N—电容器的额定电压

Uc1—滤波电容器承受的基波电压

Ucn—流过电容器的谐波电流在电容器两端产生的谐波电压

n—谐波次数

Ucn=Icn/nw C (C为每相电容器的电容值)

Icn—流过电容器的所有谐波电流的均方根值。

校核结果, 所有滤波支路能安全运行。

3.5 SVG组成

本工程SVG容量为2.5Mvar。SVG由一系列的功率单元组成, 其系统结构如图所示:

SVG装置并网于6k V母线侧, 装置入口电压为6k V。鉴于目前IGBT的工艺水平和应用需求, 荣信SVG选用处于国际领先水平的EUPEC公司的IGBT。

3.6 SVG及FC柜体设计

设备投运后达到的技术指标和性能考核:

(1) 电网实时功率因数高于0.95 (滞后, 无过补) 。

(2) SVG设备输出调节范围为-2.5Mvar~+2.5Mvar。

(3) FC设备的5次谐波补偿容量约为1.8Mvar, 7次谐波补偿容量约为1.8Mvar。

(4) SVG设备的系统响应时间≤5ms。

(5) 装置具备完善的控制、保护和报警措施。在装置故障时应提供报警信号, 严重故障时可将装置退出运行。FC装置除装有常规的电流速断和过流保护外, 还具有不平衡电流保护、过电压保护及低电压保护等一系列保护措施, 确保装置安全。SVG装置除装有常规的电流速断和过流保护外, 还具有不平衡电流保护、过电压保护及低电压保护等一系列保护措施, 确保装置安全。

(6) 扩容方便。

(7) 满足国家标准《电能质量、公用电网谐波》GB/T14549-93。总谐波电压畸变率≤4.0% (奇次畸变≤3.2%;偶次畸变≤1.6%) 。

(8) 满足国家标准《电能质量、电压波动和闪变》GB/T12326-2000。电压波动范围:-3%-7%

4 实施效果

改造前北立井降压站补偿容量为2400Kvar, 功率因数为0.80, 运行不经济, 不能满足矿井功率因数不低于0.9的要求, 线路年损耗35.66万Kwh。改造后年节约电费23.179万元;减少了谐波对供电系统的影响, 提高了供电质量, 年节省电能140万Kwh, 节约电费91万元。

采用SVG+FC对矿井无功功率因数进行补偿, 并进行谐波治理, 增强了供电系统运行的稳定性和安全性, 提高了用电能力, 改善了电能质量, 为矿井安全供电和可靠供电提供了保障。

5 结语

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