补偿系统电压（共8篇）
补偿系统电压 篇1
温度补偿石英晶体振荡器(TCXO)由于具有较高的频率稳定度,作为一种高精度频率源被广泛地应用于通讯系统、雷达导航系统、精密测控系统等。温补晶振由石英晶体振荡电路和温度补偿网络两部分组成。其中,温度补偿网络的优化设计对于改善温补晶体振荡器的温频特性,提高振荡器的频率精度具有重要意义。
1 温补晶振温度补偿原理
温补晶振由石英晶体振荡电路和温度补偿网络两部分组成。典型的温补晶振原理示意图如图1所示。
振荡器的频率温度特性主要由晶体谐振器的频率温度特性决定。常用的AT切晶体谐振器的频率温度特性为三次曲线,温补晶振温度补偿的原理就是通过改变振荡回路中的负载电容,使其随温度变化来补偿谐振器由于环境温度变化所产生的频率漂移[1]。
图1中变容二极管D两端所加电压(即补偿电压)由温补网络输出,温补网络随温度自动调节输出电压,变容二极管容量随之改变,以抵消谐振器频率随温度的变化,可使输出频率基本不变。
从以上原理分析可得温补晶振补偿过程如下:
(1) 测试出补偿电压-温度曲线(V-T曲线);
(2) 根据V-T曲线数据,计算热敏网络中各电阻的阻值;
(3) 装配温补网络,测试成品振荡器f-T曲线,评价论证补偿效果[2,3]。
可以看出,获得准确的V-T曲线参数是温补晶振设计生产中的关键环节,直接关系到振荡器频率精度的高低,关系着成品温补晶振品质的优劣。
2 系统硬件组成及测试过程
温补网络补偿电压的测量多为人工手动完成。用小功率直流电压源代替温补网络,改变温度到目标点并保温,然后调节电压源输出,使振荡器输出达到中心频率,此时电压源输出即为该温度点的补偿电压;在各测试温度点重复以上操作,得到一组数据,即V-T曲线数据。这种手动测量方法效率低下,人力成本较高,而且手工记录测试数据,容易产生误差,难以实现精确快速的优质生产。
本文设计提出一种温补网络补偿电压的自动测试方法,对该过程实现了自动控制与测量。
2.1 系统硬件组成
温补网络补偿电压自动测试系统以计算机为控制核心,结合应用软件,实现了补偿电压测试过程的自动化测试。系统可以完成设备自动控制,仪器的自动测试,数据存储以及数据分析等功能,大大提高了测试速度,节省了工作时间,还可以提高测试准确度,比传统的人工手动测试具有明显的优越性。
本系统以计算机为控制中心,包括高低温箱、程控电源、数字频率计和数字万用表等设备。系统结构示意图如图2所示。
(1) 高低温箱S&A4220MR
支持GPIB接口程控,满足-50～+80 ℃测试要求,箱内的测量圈设有50个工位,每个工位通过5根导线连接一个待测补偿电压的半成品活件,分别接活件的GND,VCC,VDD,OUT和E+,高低温箱与外部仪表连接如图3所示。
(2) 程控电源Agilent3631A
支持GPIB接口程控,满足独立双路供电,其中0～6 V为E+供电,其分辨率可达2 mV以内;0～25 V为TCXO系统提供工作电压。
(3) 数字频率计EE3386A1
支持串口程控,用于获取TCXO输出频率。
(4) FLUKE45万用表
支持串口程控,用于获取TCXO内部三端稳压器的输出电压VDD,为补偿网络分析计算辅助数据。
2.2 补偿电压自动测试过程
根据系统硬件组成与测试目的要求,补偿电压自动测试过程如下:
将未装配补偿网络的待测半成品活件装入高低温箱,连接好各仪器设备,打开电源,运行程序,进行参数设置(如工作电压为8 V,中心频率为19.2 MHz,测试温度范围为-40～+70 ℃, 10 ℃步进);点击开始按钮,程序控制高低温箱自动回0号参考工位,开始降温至-40 ℃,保温30 min后,工位进1,根据1号位活件设置调节程控电源工作电压输出,获取振荡器频率,变化E+,使振荡器频率越来越接近中心频率,直到满足要求,记录此时程控电源的E+即为所测补偿电压结果,同时记录振荡器内为温补网络供电的稳压器输出电压VDD;然后高低温箱轮位进1,移向2号位测量,直到所有工位测试完毕;开始升温10 ℃至-30 ℃,保温20 min,测试记录数据,完成所有工位测试;继续升温,保温、测量,直至全部温度点测试完毕,一个测试过程完成。
3 软件组成
应用软件采用VB 6.0编写,后台数据库采用Microsoft Access数据库。运行软件,可以对程控仪器设备进行操作和控制,实现测试过程的自动控制、数据自动测试以及自动记录,为温补晶振补偿网络参数计算过程提供准确可靠的输入数据。
应用软件主要分为3个模块:活件参数管理模块,自动测试模块以及数据处理与存储模块。
3.1 活件参数管理模块
活件参数管理模块是系统控制软件的最上层,它直接面向用户,提供系统数据信息:用户在测试前需要设置相关参数,如设备信息录入,产品编号设置,高低温箱轮位、温度及步进参数等;自动测试过程中显示系统当前工作状态,如当前轮位、当前温度、E+、VDD等实时数据,也可显示其他历史数据;同时提供对用户的误操作进行处理、提示及相应的帮助系统。
3.2 自动测试模块
自动测试模块是系统功能的具体实施部分,能够对程控仪器的工作状态进行控制检测。
自动测试模块通过调用动态链接库函数VISA32.DLL来控制系统所用的GPIB设备或仪器,用VB自带 MSCOMM32.OCX控件对系统中的串口程控仪器进行控制。该测试模块是系统软件中较关键也较复杂的部分,需要充分了解仪器功能及程控指令系统,并根据控制过程安排程序指令顺序。
下面就系统中程控设备的设置控制语句做关键性说明。
(1) 高低温箱设置与控制′GPIB地址设置为3
Public Const Add4220Shui=3
′温度设置为tempX℃
Call viVPrintf(hdr3,"T<" & tempX & ">,<0>"& vbCrLf,X)
′获取当前轮位
Call viVPrintf(hdr3,"W" & vbCrLf,X)
Call viRead(hdr3,cc,1,nlist)
′高低温箱轮位进1
SetPosGo1=viVPrintf(hdr3,"I"& vbCrLf,X)
′轮位走到n
SetPosToX=viVPrintf(hdr3,"P<"& n &">"& vbCrLf,X)
′获取当前温度
Call viVPrintf(hdr3,"AT"& vbCrLf,X)
Call viRead(hdr3,cc,1,nlist)
(2) 程控电压设置与控制′设置程控电源地址为5
Public Const AddE3631A=5
′设置VCC电压为x伏
Call viWrite(hdr5,"APPLY P25V," & x,Len("APPLY P25V," & x),nCount)
′设置E+电压为y伏
Call viWrite(hdr5,"APPLY P6V," &y,Len("APPLY P6V," &y),nCount)
(3)′申请并获得EE3386A1计数器频率读数
MSComm2.Output="FE0008000800010004020C00101010"
F = MSComm2.Input
(4)′申请并获得FLUKE45万用表电压读数MSComm1.Output="VAL1 "R=MSComm1.Input
3.3 数据处理与存储模块
数据存储模块是测试系统的重要组成部分,它由活件信息表,仪器设备信息表及测试数据表等组成,主要完成系统各仪器的基本信息、测试过程及测试数据的管理工作。在系统工作界面中通过相关控件可浏览、调用、修改及编辑相关数据。
3.4 系统软件流程图
根据系统硬件组成与测试过程要求,软件流程图如图4所示。
4 结 语
本系统以计算机为控制中心,结合应用软件,实现了温补晶振补偿网络补偿电压的自动测试,系统中仪器设备的功能量程设置、数据的获取记录等均由计算机来完成,使数据更加准确、可靠,并且大大缩短了测试时间,提高了工作效率和产品质量。本系统投入使用后,经过实践和进一步改善,系统中各设备仪器工作正常有序,稳定可靠,满足了用户的需求。
参考文献
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补偿系统电压 篇2
【关键词】变电站；无功补偿；电压调节；电容器
1、引言
为保证电力系统的安全，并且实现它的经济运行，必须确保电压质量。当下我国逐渐开始推动电力系统市场化，进行商业化运营，这对电压质量也有了更高的要求。人们开始密切关注变电站的电压调节和无功控制。保持电压质量合格，降低网损需要对无功功率进行分层、分区、就地平衡，对无功设备进行科学调控，做好电网无功的优化。目前无功优化的途径主要有两种：一种是全网范围内的无功优化，以开工时设备的网损值最小作为目标函数；另一种是变电站的电压无功综合控制（VQC），通过使用并联的补偿电容器和有载调压变压器，使得局部的電压和无功补偿可以自行调控。通过这种自动调节，使进线功率因数尽可能接近1，保证负荷侧母线的电压在规定范围内。
从上世纪70年代，就开始了对VQC装置的研究。现在国内外已经形成了一整套比较成熟的控制策略。近年来，高速通信技术、卫星同步授时技术和电力系统信号采集和处理技术都得到了飞速的发展，变电站电压的控制有了无功补偿控制的装置提供技术支持，使得VQC具有很高的可靠性。
2、变电站无功控制与电压调节的主要方式
2.1补偿容量不足时的无功功率平衡
要想平衡电压系统的质量和无功功率，必须以系统电压维持在正常水平作为前提。正常情况下，电源的无功功率和有功功率都要从用电设备获得。如果用电设备不能提供充足的无功效率，无法满足用电设备的需求，那么正常的电磁场就无法建立起来。这样就会导致端电压降低，用电设备无法在额定电压下正常工作，导致电力系统无法正常运行。无功功率平衡可以很好地解决这一问题，当电力系统的电压水平降低时，控制装置会自动调节电压，降低系统对无功功率的需求。这样，在容量不足时，无功功率控制装置会使无功功率达到一种平衡状态[1] 。
2.2电源充足时的无功功率平衡
电力系统的电源与电压水平密切相关。当无功功率电源不足时，相应的电压水平也较低。相反，电源充足时，电压水平就较高。因此，在电力系统的运行过程中，要使用电设备可以在额定电压下维持无功功率平衡。在这个基础上，安装一定的补偿装置进行就地补偿。如此一来，电压的质量可以得到提高，线损也可以有所减少。然而实践表明，只单单使用无功补偿控制来调节电压，是无法很好地解决电压质量问题的。因为随着配变负荷的增大，电压的波动也会变大。因此，大家普遍使用“九区图”法。“九区图”是一种控制算法，电压和无功是控制变量，通过投切电容器和切换变压器分接开关档位，使无功Q和电压U达到我们所需的值。它把自动调压和自动跟踪补偿很好地配合在一起，使电压的质量得到进一步的提高[2]。
3、变电站无功补偿控制和调节电压的原理及具体实现方法
3.1原理
从理论上来讲，无功控制划分可以根据电压和无功划分，也可以把电压和无功的因素作为划分依据。目前电力系统中普遍使用的是九区图控制法。该方法通过对无功和电压上下限的规定，将无功和电压平面分成了九个区域，因此称为九区图控制法，如图1所示。
九区图控制法原理：电压和无功上下限的确定是有一定依据的，前者是以电压合格范围作为确定依据的；后者的确定是根据每组电容器的容量和偏差进行的，为了维持无功平衡及保持投切的稳定。无功上限意味着无功过剩，无功下限则代表无功不足。最终无功控制的方法根据电压和无功所处的状态即位置来确定[3]。
3.2实现方法
如果电压和无功未到达所需的值，那么可以利用投切电容器组，变换有载配电变压器分接开关的档位来调节U和Q。具体方法如下：
0区：电压无功合格不需要调节；
1区：电压超过了上限，需要进行降压调节。（1）电压优先：可以将分接头向下调节。如果分接头无法调节，可以尝试退电容器，看看是否可以使电压下降，大于电压下限同时无功低于上限。（2）无功优先：可以将分接头向下调节，使无功回复正常。如果分接头无法调节，可以尝试退电容器，看看是否可以使无功低于上限同时电压高于下限。
2区：无功高于下限，电压高于上限，此时首先要把电压降下来，若无功仍然高于下限，则可以投入电容器。（1）电压优先：首先尝试退电容器，看看电压是否高于下限同时无功低于上限。如果电容器无法退，可以将分接头下调，看看是否可以使电压和无功都高于下限。（2）无功优先：首先尝试退电容器，如果可以使无功低于上限。否则将分接头上调，看看是否可以使电压低于上限。
3区：电压在合格范围内，但无功超过下限，可以通过投电容器进行调节。
4区：电压和无功均超过下限，可以首先通过投电容器进行调节。（1）电压优先：首先尝试把分接头上调。如果不可调，可以投电容器，看看是否可以使电压低于上限同时无功高于下限。（2）无功优先：首先尝试把分接头上调。如果不可调，尝试退电容器，看看是否可以使无功低于上限同时电压高于下限。
5区：电压高于下限，可以通过升压进行调节。
6区：电压高于下限，无功高于上限，首先需要使电压升高。（1）电压优先：尝试投电容器，如果可以使无功高于下限同时电压低于上限。如果投电容器不可行，尝试将分接头上调，看看是否可以使无功和电压均低于上限。（2）无功优先：首先尝试投电容器，如果可以使无功高于下限同时电压低于上限。如果此法不行，可以把分接头向下调节，看看是否可以使电压高于闭锁上限同时无功高于上限。
7区：电压在合格范围内，无功高于上限，需要通过切电容器来调节。
8区：电压和无功均高于上限，可以首先尝试切电容器，如果电压还是高于上限则通过降压来调节。
4、无功控制与调节效果分析
4.1通过无功补偿控制装置的使用，电力系统设备的使用年限可以延长，电压的质量也可以有所提高。
电压损失 U简化计算如下：
U=（PR+QX）/U （式1）
式中：U表示线路额定电压，单位是kV；P表示输送的有功功率，单位是kM；Q表示输送的无功功率，单位是kVar；R表示线路电阻，单位是Ω；X表示线路电抗，单位为Ω。
补偿装置容量Qc安装之后，线路电压降为U1，计算如下：
ΔU1=[PR+（Q-Qc）X]/U （式2）
很顯然，ΔU1<ΔU，换言之就是安装补偿电容之后，减少了电压的损失，提高了设备运行时的安全性。根据式子（1）和（2）可以得到安装补偿电容后，电压升高的计算方法为：
ΔU-ΔU1=QcX/U（式 3）
从该式子可以看出，越是接近线路末端，安装无功补偿装置的效果就越好。因为靠近线路末尾的电抗较大。
4.2无功补偿可降低电能损耗
无功补偿装置的作用主要是可以降低电损，节约能源。线路的有功损耗的降低原理如下：输送的有功P是一个固定值，安装无功补偿装置后，功率因数有所提高，从原来的cosφ上升到cosφ1。由于P=IR，所以线路的有功损耗和电流的平方成正比。又因为P=UIcosφ，电流与cos 成反比。所以，当功率因数由cosφ提高到cosφ1时，电流也有所下降，线路的有功损失也随之减少[4]。
5、无功补偿控制装置的不足及改进方案
5.1不足
VQC装置受到较多电力系统工作人员的青睐，主要是由于它作为一种无功补偿设备，可以根据电压和无功的区域进行自动调解，加之成本适中并易于维护。但是由于受当时经济技术条件的限制，传统的VQC也存在一些不足。
传统的VQC不能实现精细化补偿。因为考虑到成本，VQC装置一般不会多于5级，大多设置在2-4级。这就导致电容器的级差较大，在投切电容器组的时候电力系统会受到较大的冲击。
传统的VQC装置容易发生故障。因为户外型的的设计是参照箱变结构进行的，户内型设计是参照开关柜进行的。设计时没有考虑到无功补偿产品的特殊要求，将电容器和电抗器安装在封闭的空间里，由于它们会产生大量的热，使空间温度升高，影响电容器和电抗器的寿命，使主要元件的使用年限降低，因此故障率较高。
5.2改进方案
为了弥补VQC装置的不足，可以把VQC和SVC（静态无功补偿系统）结合，形成新的组合方案，如此一来可以实现以下功能：
（1）使用可控硅控制电抗，可以连续地调节容量，不像传统的VQC装置那样，投切电容器时会带来阶梯式无功补偿。这种组合方案可以真正实现就地平衡，减损节能，使系统的传输能力得到较大的提高。
（2）变电站中由于无功变化，会引起电容频繁投切，为避免这一问题，把电容器作为主要的无功元件，同时把电抗器作为调节元件，可以使投切开关和电容的使用年限有所延长。
（3）通过双向的无功补偿，使变电站可以调度的范围得到了扩大，可以更优地调节无功，保证了电力系统无功控制的质量。
（4）无功调节的容量得以扩大，分接头的切换次数可以大大减少，达到了较好的电压调节效果。
6、小结
目前社会经济正在快速地发展和进步，社会对用电量以及电能质量都有了更高的要求，电压是保障电力系统正常运行的重要指标，电压的质量关系着电网的稳定和经济的正常运行，因此，电力部门必须把电压调节和无功补偿控制作为电力工作的重要部分。
参考文献
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作者简介
补偿系统电压不平衡的分析与处理 篇3
1.1 补偿度不合适所引起的相电压不平衡
网络的对地电容与补偿系统内所有消弧线圈构成以不对称电压UHC为电源的串联谐振回路,如图1所示,中性点位移电压为:
式中:uo为网络的不对称度,一系统补偿度:d为网络的阻尼率,约等于5%;U为系统电源相电压。由上式可以看出,补偿度越小,中性点电压就越高,为了使得正常时中性点电压不致于过高,在运行中必须避免谐振补偿和接近谐振补偿,但在实际情况下却时常出现:(1)补偿度偏小时,因电容电流IC=2πfc姨3 Uφ和消弧线圈电感电流IL=Uφ/2πfL由于运行电压、周波的变化,都能引起IC和IL的变化,从而改变了旧的补偿度,使系统接近或形成谐振补偿。(2)线路停止供电,操作人员在调整消弧线圈时,将分接开关不慎投在不适当的位置,造成明显的中性点位移,进而出现相电压不平衡德现象。(3)在欠补偿运行的电网里,有时因线路跳闸,或因限电、检修而导致线路停电,或因在过补偿电网里投入线路,均会出现接近或形成谐振补偿,造成较严重的中性点位移,出现相电压不平衡。
1.2 电压监视点PT断线出现的电压不平衡
PT二次熔丝熔断和一次刀闸接触不良或非全相操作出现的电压不平衡的特点是;接地信号可能出现(PT一次断线),造成断线相的电压指示很低或无指示,但无电压升高相,且此现象只是在某个变单独出现。
1.3 系统单相接地引起的电压不平衡
补偿系统正常时不对称度很小,电压不大,中性点的电位接近大地的电位。当线路、母线或带电设备上某一点发生金属性接地时,与大地同电位,两正常相的对地电压数值上升为相间电压,产生严重的中性点位移,其特点有:接地相电压的电阻不同,两正常相电压接近或等于线电压,且幅值基本上是相等的,中性点位移电压的方向与接地相电压在同一直线上,与之方向相反,其相量关系如图2所示。
1.4 线路单相断线引起的电压不平衡
造成单相断线后,网内参数发生不对称变化,使之不对称度明显增大造成电网中性点出现较大的位移电压,致使系统三相对地电压不平衡。系统单相断线后,以往的经验是断线相电压升高,两正常相电压降低。但是,因单相断线位置、运行条件和影响因素的不同,中性点位移电压的方向、大小和各相对地电压指示,都不尽相同;有时两正常相对地电压升高,幅值不等或相等,断线相电源外对地电压降低;或一正常相对地电压降低,断线相和另一正常相对地电压升高却幅值不等。
1.5 其他补偿系统感应耦合引起的电压不平衡
两个补偿系统分别送电的两条线路较近且平行段较长,或同杆架设交叉开口备用时,二者经并行线路之间的电容构成串联谐振回路。出现相对地电压不平衡。
1.6 谐振过电压出现的相电压不平衡
电网中许多非线性电感元件如变压器、电磁式电压互感器等,与系统的电容元件组成许多复杂的振荡回路。空母线充电时,电磁式电压互感器各相与网络的对地电容组成独立的振荡回路,可能产生两相电压升高、一相电压降低或相反的相电压不平衡,这种铁磁谐振,只在用另外电压等级的电源,经变压器对空母线充电时,在这仅有的一个电源母线上出现。在一个电压等级的系统里,由送电干线对所带的二次变电所母线充电时,不存在这一问题,要避免空充母线要带一条长线路一起充电。
2 系统运行中各种电压不平衡的判断和处理
系统运行中出现了相电压不平衡的状况时,多数伴有接地信号,但电压不平衡却并非全属接地,不能盲目地选线,应从以下几方面分析判断:
2.1 从相电压不平衡范围查找原因
2.1.1 如电压不平衡仅限于一个监视点且无电压升高相,造成用户无缺相反应时,则是本单位PT回路断线.此时只考虑带电压元件的保护能否误动和影响计量间题。不平衡的原因是否因为主回路负载连接不平衡,导致显示不平衡,还有是否是显示屏幕出现故障引起的。
2.1.1 如电压不平衡在系统内各电压监视点同时出现,应检查各监视点的电压指示。不平衡电压很明显,且有降低相和升高相,各电压监视点的指示又基本相同,各送电线路末端二次均无缺相反应时,说明系统已接近谐振补偿运行。造成电压异常的情况还有可能如母线压变接触不良等很特别情况。也还可能几种原因混在一起,如仍无法弄清异常原因,将异常部分退出运行,交给检修人员处理。作为调度及运行人员,判断出异常原因在母线压变及以下回路,并恢复系统电压正常即可。原因可能有:(1)补偿度不合适,或调整操作消弧线圈时有误。(2)欠补偿系统,有参数相当的线路事故跳闸。(3)负荷低谷时,周波、电压变化较大。(4)其它补偿系统发生接地等不平衡事故后,引起该系统中性点位移,补偿间题引起的电压不平衡,应调整补偿度。
欠补偿运行电网线路跳闸引起的电压不平衡,要设法改变补偿度,调整消弧线圈。网内负荷处于低谷,周波、电压升高时出现的电压不平衡,可等不平衡自然消失后,再调整消弧线圈。作为调度员,应掌握这些特征,以准确判断,快速处理运行中可能出现的各种异常。单一特征的判断相对容易,两种及以上情况复合性故障引起的电压异常,判断与处理较为复杂。如单相接地或谐振常常伴有高压熔丝熔断和低压熔丝熔断。而高压熔丝不完全熔断时,接地信号是否发出,取决于接地信号的二次电压整定值和熔丝熔断程度。从实际运行情况看,电压异常时,常出现二次回路异常,此时电压高低与接地信号是否发出,参考价值不大。寻找排查规律,对电压异常处理尤为重要。
2.2 根据相电压不平衡的幅度判断原因
如系统运行中各变电所都出现严重的相电压不平衡,说明网内已有单相接地或干线部分单相断线,应迅速调查各电压监视点的各相电压指示情况,作出综合判断,如是单纯的一相接地,可按规定的选线顺序选线查找.从电源变电所出口先选,即”先根后梢”的原则选出接地干线后,再分段选出接地段。
2.3 结合系统设备的运行变化判断原因
(1)变压器三相绕组中某相发生异常,输送不对称电源电压。(2)输电线路长,导线截面大小不均,阻抗压降不同,造成各相电压不平衡。(3)动力、照明混合共用,其中单相负载多,如:家用电器、电炉、焊机等过于集中于某一相或某二相,造成各相用电负荷分布不均,使供电电压、电流不平衡。
综上所述经消弧线圈接地的小电流接地系统(补偿系统)在运行中,相电压不平衡现象时有发生,并因产生的原因不同,不平衡的程度和特点也不尽相同。但总的情况是电网已处在异常状态下运行,相电压的升高、降低或缺相,会使电网设备的安全运行和用户生产受到不同程度的影响。
摘要：衡量电能质量是电压、频率。电压不平衡严重影响电能质量,相电压的升高、降低或缺相,会使电网设备的安全运行和用户电压质量受到不同程度的影响,造成补偿系统电压不平衡的原因有很多,本文介绍了引起电压不平衡六种原因,进行详细分析,对于不同的现象进行分析和处理。
关键词：补偿系统电压,不平衡,分析与处理
参考文献
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补偿系统电压 篇4
随着以变速恒频(VSCF)双馈异步发电机(DFIG为主体的大型风力发电机组在电网中所占比例的不断提高,针对电网故障,特别是电网电压跌落情况下,为了抑制故障的进一步恶化,电网运行准则不允许风电机组脱网运行,这对风电机组的不间断运行能力提出了更高的要求。由于DFIG定子直接并网,电网电压波动将直接影响定子电流的变化。电网电压跌落时,系统发电机产生的电能不能全部输出,而风力机吸收的风能又不会明显减小,因此这部分未能输出的能量将消耗在系统内部,导致定子电流、转子电流、电压迅速增大,直流母线电压快速升高。如果不及时采取保护措施,过大的电流、电压将导致励磁变流器、定转子绕组绝缘以及直流母线电容的损坏[1,2]。
目前,欧洲各国电力公司都提出了详尽的风力发电机低电压穿越电网规范[3]。我国也有其相应的规范(修订版),如图1所示,规定:
(1)风电场内的风电机组具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够保持并网运行625 ms的低电压穿越能力。
(2)风电场并网点电压在发生跌落后3 s内能够恢复到额定电压的90%时,风电场内的风电机组保持并网运行。
针对DFIG的低电压穿越控制,文献[4]基于H∞技术和μ分析方法设计了变流器的鲁棒控制器,该鲁棒控制器能够降低系统参数对控制系统的影响,对于小范围电压跌落具有较好的控制效果;文献[5-6]提出一种转子漏磁场补偿的矢量控制策略,利用转子磁链补偿定子暂态直流磁链,由于转子变流器采用磁链直接定向,故变流器的全部容量将都用于抵消暂态分量,无法满足较大程度的电压跌落;文献[7-8]分别验证了转子Crowbar电路和直流母线Crowbar电路在DFIG风电系统电压跌落时提供能量释放通道的作用,但对发电机及控制系统的电压电流量暂态响应的限制效果不明显;文献[9]将DFIG的定子中性点开路并与直流母线并联一组逆变器,通过改变原有的DFIG系统结构和控制方式来提高系统低电压穿越能力,具有较高的研究价值,但在实际系统中难以实现;文献[10-11]提出电压跌落期间对网侧变流器控制策略进行变换或采用混合控制,其仍然无法释放多余能量。
为了实现DFIG系统较大程度的低电压穿越,不仅要对系统稳定运行时的控制策略进行改进,而且需要适当增加Crowbar卸载电路,从软、硬件协调配合控制。一方面改进控制策略可以减弱某些量的暂态响应,但从能量守恒角度分析,只通过控制来调节不能给未能输出的能量提供一个释能通道。控制策略的改进只能在系统电压和电流之间达到一个均衡,保证在系统电压、电流都不过高的情况下由系统自身将这部分能量吸收。这只适用于电压跌落不严重的情况,一旦出现严重的电压跌落,系统需要增设Crowbar卸载电路,给未能输出的能量提供一个释能通道,这样不仅可以保证系统的暂态响应,也可保证系统低电压下稳定运行[12,13]。
有鉴于此,本文通过拉普拉斯变换分析电网三相短路故障下DFIG风电系统的暂态响应,分析得到了DFIG定转子电流暂态分量,针对引起一系列暂态变化的根源——定子直流磁链,计算得到其与转子电流的空间关系。通过转子电流补偿改进原空间矢量控制,抵消定子直流磁链的作用,无需改变系统稳态的控制策略,且较转子漏磁场补偿,减少磁链外环可以提高控制响应速度。在降低转子电压电流暂态响应的同时,配合直流母线Crowbar卸载电路,消耗未能输出的能量,降低定子电流和直流母线电容电压,兼顾转子、定子和直流母线的电磁暂态响应。基于RTDS搭建DFIG风电系统及其控制系统,验证其组合控制的有效性。
1 DFIG数学模型及故障分析
1.1 数学模型
变速恒频DFIG风电系统如图2所示。DFIG的定子通过定子并网开关和功率开关连接到电网上,其中并网开关实现DFIG正常运行情况下的并网和脱网操作,功率开关实现电网故障下DFIG的紧急切除。其等效电路如图3所示。
DFIG在电网电压跌落故障下的瞬态特性可由相应的模型来描述,按电动机惯例d-q坐标系下DFIG的电压和磁链方程分别为[2]
将式(2)代入式(1),得
式中:uds、uqs和udr、uqr分别为定转子电压的d、q轴分量;Rs、Ls和Rr、Lr分别为定转子的电阻和电感;Lm为定转子互感;ωs为同步旋转角速度;s为定转子转差;p为微分算子。
1.2 三相短路时的电流分析
假设并网点发生三相短路,定子电压跌落至零,则有
利用式(4)的约束条件对式(3)左右进行拉普拉斯变换可得
将式(5)进行拉普拉斯反变换[14,15],可以得到并网点发生三相短路后定子电流和转子电流分别为
式中:下标s表示定子分量;L=Lsm2L/Lr;Tr=L22/(r1r2);Ts=Lt/r1;α为定子电流的初相角;Ads、Aqs分别为由转子励磁产生的不衰减的定子基频电流的d-q轴分量;Bdscosα+Bqssinα表示定子直流电流分量,它是由定子不能突变的直流磁链产生的,故以定子衰减时间常数Ts进行衰减;Cds、Cqs分别为定子(1-s)倍基频电流的d-q轴分量,它是由转子不能突变的直流磁链产生的,故以转子衰减时间常数Tr进行衰减。
式中:下标r表示转子分量;β为转子电流的初相角;adr、aqr分别为转子电流的d-q轴分量,它是由机侧变换器产生的,故不衰减;bdrcosβ+bqrsinβ表示转子直流电流分量,它是由转子不能突变的直流磁链产生的,故以转子衰减时间常数Tr进行衰减;cdr、cqr分别为转子(1-s)倍基频电流的d-q轴分量,它是由定子不能突变的直流磁链产生的,故以定子衰减时间常数Ts进行衰减。而转子中的直流磁链是由定子直流磁链通过定转子强耦合作用产生的。
由式(6)和式(7)分析可知,定子直流磁链在转子上感应出直流磁链,这两式中直流磁链分别在自身和对方中感应出对应衰减时间常数的暂态电流。综上所述,可以得出结论:定子和转子在故障下产生一系列暂态分量电流的根源在于定子直流磁链。有鉴于此,下文结合电流形式的直流磁链,通过电流补偿的形式应用于空间矢量控制中以消除一系列暂态分量,以下对所需的补偿电流作理论推导[16]。
2 转子电流补偿控制
2.1 电流补偿思想
根据DFIG等效电路模型图3,定子直流磁链引起的转子电压、电流变化向量图,如图4所示。
由图4可知,电网电压跌落时转子直流磁链使转子电压迅速升高,为了保护发电机必须抑制转子电压。如果存在一个电流ir0(如图4中所示),通过发电机内部阻抗的自我调节,可以降低转子电压vr0,从而抵消定子/转子直流磁链ψs0/ψr0的影响。传统的转子侧变换器是采用转子磁链定向的矢量控制,通过控制电流量改变转子磁链,所以这里可以通过补偿电流来抵消转子直流磁链,降低转子电压,从而减小定子直流磁链的影响。图4表明,选择合适的控制电流ir0,即可抵消转子直流磁链ψr0,从而减小由其产生的转子电压vr0,降低电压跌落时出现的转子过电压。由此,定义补偿电流ir0与定子直流磁链ψr0反向,K为两者的比例系数,设定
从DFIG的等效模型可以得到
由式(9)可以得到定转子直流磁链的关系
其中漏感系数
从而得到
综上可以得到补偿电流与定子直流磁链的关系为
进一步求解ψs0,因为电网电压跌落瞬间定子磁链不能突变,电压跌落前的交流磁链等于跌落后的直流磁链与交流磁链的和。
假设t0时刻出现电网电压跌落,电压下降深度为p,此时定子交流磁链可以近似表示为[5]
由式(15)可以得到
根据电压的下降深度p可以得到电压跌落后的基频交流磁链,与未跌落前的基频交流磁链相比,得到剩余的直流磁链,再根据直流磁链与补偿电流的比例关系,综合式(12)和式(15)可以得出补偿电流的表达式为
2.2 控制结构
根据上述推导,从式(15)和式(17)可以得到补偿电流ir0的控制框图如图5所示。
对传统的转子侧变流器采用的转子磁链定向的矢量控制进行补偿,一般有id*r=0,所以ir0直接定向到iq*r上,转子侧电流补偿控制框图如图6所示。
电流补偿的空间矢量控制策略可以减弱发电机定转子电压电流的暂态响应,但对直流母线电压的暂态响应作用很小,而且从系统的低电压稳定运行角度看,缺少多余能量的释放通道。所以必须采用Crowbar卸载电路,由于转子Crowbar电路不利于系统的低电压稳定运行,故本文采用直流母线Crowbar电路配合电流补偿进行组合控制,当检测到直流母线电压超过电容器的最大耐受电压时,立即投入Crowbar卸载电路,消除冲击、吸收能量,配合电流补偿控制在故障切除、电压恢复时,加快双馈异步发电机进入稳定状态。Crowbar卸载电路的控制框图如图7所示。
3 仿真结果
基于RDTS搭建双馈型风力发电系统及其控制系统模型,其部分参数如表1所示。
仿真过程中并网点采用三相短路,故障运行625 ms,未加任何措施情况下,定子和转子电流如图8所示。
进一步,对定子和转子电流频谱分析,结果如图9所示。
图9表明,电压跌落时,定子电流中还有直流分量、50 Hz定子基频分量和62 Hz(1-s)倍定子基频分量,转子电流还有直流分量、12 Hz转子基频分量和62 Hz(1-s)倍定子基频分量。由此,频谱分析的结果验证了DFIG瞬态分析的结果,验证了定转子三个不同频率电流分量的存在。
进一步,在RTDS中对DFIG系统并网点三相短路,运行625 ms的LVRT实验,如图10所示。
Case 1:系统低电压过程中DFIG系统未采取任何措施时的系统暂态响应,如图11所示。
Case 2:系统低电压过程中DFIG系统采用直流Crowbar卸载电路控制下的系统暂态响应,如图12所示。
Case 3:系统低电压过程中DFIG系统采用电流补偿、直流Crowbar电路组合控制下的系统暂态响应,如图13。
三种不同情况下的仿真结果对比见表2。
Case 1和Case 2的仿真结果表明了直流母线Crowbar卸载电路能够提高DFIG系统的暂态稳定性,在LVRT过程中降低系统直流母线电压和转子电压,对但转子电流的冲击无法抑制;Case 3结果表明组合控制作用下系统低电压瞬间和电压恢复时直流母线冲击电压小于1.5倍的额定运行电压,验证了组合控制能够保护直流母线,同时将DFIG的转子冲击电压限制在2倍的额定运行电压之内,提高了转子电流的快速稳定性,降低了转子冲击电流。
综合图11~图13仿真结果表明,同时具备电流补偿控制和直流母线Crowbar卸载电路的组合控制能够很大程度上改善整个DFIG风电系统的动态响应,提高DFIG风电系统的低电压穿越能力。
4 结语
补偿系统电压 篇5
但是由于设备都是封闭的, 给高压试验带来一定的困难, 尤其是GIS内电压互感器的耐压。采用一次耐压法, 需要的试验设备体积庞大, 通常需要吊车和货车配合才能运到现场;只能从GIS套管处加压, 由于母线太长, 所产生的电容值特别大, 使试验频率很难调整到100Hz以上, 电压互感器容易发生磁饱和而损坏设备;电压互感器与主回路不能断开, 这会影响到主设备 (CT、开关、刀闸、绝缘支柱等) 的耐压时间, 加重了对主设备的损伤。若采用三倍频从二次绕组感应耐压, 由于电容电流很大, 一般的试验设备容量不够, 增大设备容量后, 重量也相应地增加了, 使得试验人员无法携带, 而且电压互感器二次侧的试验电流往往超过绕组允许的最大电流, 不能达到试验电压值。因此, 现此项目通常是利用变电站投产送电、空载运行来检验内部缺陷, 此方法不能充分考查设备的绝缘情况, 给设备以后的运行带来很大的隐患。
为了提早发现设备缺陷, 使变电站正常投运, 根据从设备结构、工作原理等方面进行分析, 抽取了一定量不同型号的产品进行试验, 得到了大量耐压试验数据。在多次现场应用和调整的基础上, 研制出一套补偿电感可调的二次绕组感应耐压成套装置 (见图1) , 通过不断调整加压和补偿绕组联接方式, 可得出最佳的补偿方案。
1 原理分析
220kV GIS内电压互感器的等效电路图 (见图2) 。
C x为杂散电容;la ln、2 a 2 n为计量、测量绕组, 3a3n、dadn为保护绕组。二次额定电压分别为:。
电压互感器耐压:采用一次法, 设备笨重, 需要吊车货车配合, 浪费人力物力, 而且试验频率经常达不到要求, 通常不采用此方法;二次绕组感应耐压法虽然设备轻便, 能有效防止铁芯饱和, 但是由于GIS结构特殊, 其杂散电容电流比常规户外电磁式电压互感器大很多, 从而使电压互感器二次侧的试验电流超出了绕组允许的最大电流, 不能达到试验电压值。
为了降低耐压时的电流, 现场感应耐压通常从dadn加入150Hz的电压。而一次通过电磁感应升到较高的电压。由于受到杂散电容Cx的影响, 电压互感器的一次带入了一个容性的负载, 二次加压绕组中的电流一部分用于互感器的励磁, 另一部分用于容性负载的消耗, 电压越高, 该容性负载的电流越大。因为结构的原因, 这个杂散电容在GIS中的值较大, 正是杂散电容导致了感应耐压时加压绕组二次电流过大。如果能够采取一种方式, 将电压互感器一次带入的杂散电容导致的电流补偿掉, 就可以降低二次绕组中流过的电流。最直接有效的方式就是在电压互感器的一次接入一个感性的负载来补偿杂散电容。但是受到结构的影响, 这个方法显然不可行。如果直接在三倍频调压装置的出口处并联一个感性负载, 这样虽然可以降低三倍频调压装置的输出电流, 但流过电压互感器二次绕组的电流并不会减小。
通过以上分析, 结合并联补偿的原理, 我们可使用一个合适的补偿电抗器, 在电压互感器的剩余二次绕组提供感性电流以补偿杂散电容电流 (见图3) , 这样不仅能在不改变原有三倍频发生器、调压器、隔离变容量的基础上进行可靠的PT感应耐压, 节约大量的投资成本, 还能减少流过电压互感器二次绕组的电流, 更好的保护被试设备, 安全有效地完成试验。
2 工艺特点
(1) 本工艺采用二次绕组感应耐压, 频率固定为150Hz, 不必担心磁饱和的问题。在其他剩余绕组加装补偿电抗器补偿容性电流, 减少加压绕组的试验电流, 降低试验容量。
(2) 设计出的补偿电抗器依据了现场的实测历史数据, 具有实际性。能满足任何型号220kV GIS内电压互感器的交流耐压。
(3) 根据不同型号的电压互感器试验电流不同, 设计出的补偿装置电抗值可调。若同时用两个补偿电抗器配合, 可串可并 (有20种组合方式) , 更加有效地提高了补偿效果。
(4) 耐压装置和补偿电抗器分成多个元件, 重量减轻形成便携式, 均可两人抬起。
3 施工流程及操作要点
3.1 施工工艺流程
(见图4)
3.2 操作要点
3.2.1 施工准备
试验前, 确保GIS内电压互感器六氟化硫气体压力在额定压力, 且充气24h后测量微水合格, 绕组绝缘电阻、电压比等常规试验项目合格;选择合适的试验仪器, 摆放好设备并接好线 (见图5) , 接取试验电源, 将GIS内与互感器连接的刀闸断开, 母线地刀接地, 在汇控柜处断开与主控室的连接及控制电源, 拆开二次端子箱盖。
3.2.2 试升压
任意选择补偿电抗器的接头, 升电压至耐压值的5%左右, 测试加压绕组和补偿绕组的电流 (见图6) 。
3.2.3 计算参数
根据测试的电流进行线性计算:升到额定值时, 加压绕组和补偿绕组的电流是否会超过额定值;若超过额定值, 则计算选取哪个加压和补偿档位合适。
式中:S试、U试为试验需要的容量、耐压电压值;
U实、I实为耐压值5%时的电压、电流值;
U补、I补、S补为补偿绕组的电压、电流、容量值;
L为可调补偿电抗器电感值;
U0、I0为加压绕组的电压、电流值。
3.2.4 选择档位
根据计算的结果, 选择补偿装置的档位 (参数表见表1) , 并接好试验线。
3.2.5 设备耐压 (见图7)
按要求对设备进行耐压, 耐压值为出厂值的80%, 并且考虑9%容升的影响。在加压过程中时刻监视各侧电压电流, 出现异常马上停止试验, 直到各项指标达到要求。
3.2.6 退出现场
耐压后对设备放电, 拆除接线, 恢复二次端子箱, 恢复汇控柜电源及二次连接, 退出现场 (见图8) 。
4 应用实例
通过现场实测该电抗器补偿效果良好。以某220kV变电站GIS内电压互感器感应耐压为例说明, 实测数据如表2。
5 结语
补偿系统电压 篇6
1 运行中存在的问题
该站自2000年投运以来, 因10k V母线并联电容器的补偿容量不合理致使电容器不能正常投入运行, 因此, 10k V母线输送的无功负荷不能实现就地补偿, 从而不利于电网运行的经济性和稳定性。
1.1 并联电容器投入时补偿容量过剩
图例分析如下:
上图数据为该站10k V母线2011年有功、无功负荷平均值, 从图中可以看出, 10k V母线年输送无功负荷最大值为1500Kvar, 最小值为500Kvar, 平均值为1000Kvar。若投入一组容量为的电容器时除补偿了10kV母线输送的无功负荷外, 还向系统倒送无功容量800Kvar。按照规定, 电力系统无功补偿应以分级补偿, 就地平衡的原则进行, 向系统倒送无功时将会引起过电压, 系统稳定性受到破坏。因此, 向系统倒送无功是不允许的。
1.2 并联电容器投入时对母线电压影响较大
若正常运行时投入一台20000k VA的有载调压变压器时, 从图A中可知10k V母线年输送有功功率最大值为6000k W, 最小值为3000k W, 平均值为4500k W。正常运行时, 在110k V母线确保电压合格率的情况下, 35k V及10k V母线通过有载调压完全可以满足各级母线电压合格率的要求。当电容器投入时, 除补偿了10k V母线输送的无功功率外, 还向系统倒送了大量无功。此时, 变压器输出的无功功率减少, 导致高压侧母线向系统输送的无功减少而电压升高。变压器中、低压侧母线电压随之相应升高, 尤其低压侧母线电压升高较大, 而并联电容器运行时向系统补偿的无功容量与其端电压的平方成正比, 电压升高浮度越大, 向系统输送的无功容量越大, 如此恶性循环, 可能导致电容器过电压保护动作跳闸, 系统其它设备超过额定电压运行时, 其绝缘受到威胁。此时, 用有载调压来降低电压运行已不能满足电压合格率的要求。
1.3 并联电容器退出运行时对系统经济运行的影响
变电站并联电容器投入电网的目的是为了补偿系统无功的不足, 减少电源向系统输送的无功功率, 从而提高有功输送容量。因电源向系统远距离输送无功负荷时, 在线路及变压器等感性、容性元件及阻性元件上消耗一定的有功功率, 因此, 电源远距离大容量输送无功不经济。变电站采用并联电容器通过就地无功补偿, 可以降低电源向系统及用户输送的无功负荷, 从而提高了有功输送容量。相对于电源输送无功时, 变电站并联电容器的单位容量费用最低, 有功功率损耗最小 (约为额定容量的0.3%~0.5%) , 一次性投资, 运行维护简便。因此用系统减少输送的无功功率来相应的提高有功容量的输送能力, 从经济性方面比较, 并联电容器投资成本小, 最多1~2年可收回成本。因此, 获得了最好的经济效益。
从以上分析可以看出, 当该站并联电容器退出运行时, 据查10k V母线年输送无功电能约760万度。因此, 在当前负荷情况下, 并联电容器退出运行最不经济。
2 应采取的措施
针对以上分析, 该站10k V母线并联电容器在电压调整、无功补偿过剩及运行经济性方面存在着相互制约的矛盾, 如何解决这一问题, 本人提出采取以下措施:
2.1 改变10kV母线并联电容器的接线方式, 改造图如下:
图2为原接线, 改造前当一组电容器投入运行时向系统输送的总无功补偿容量为Q1=U2ωC, 式中:U为母线端电压, 当f为工频时, ω为一常数, C1=C2, 因C1和C2并联, 所以C=C1+C2, 即Q1=2U2ωC1。图C为改造后的接线图, 总无功补偿容量为Q2=U2ωC, 式中:U为母线端电压, 当f为工频时, ω为一常数, C1=C2, 因C1和C2串联, 所以C=C1/2, 即Q2=U2ωC1/2。所以Q1/Q2=2U2ωC1/U2ωC1/2=4, 即Q2=Q1/4=3600/4=900 (Kvar) 。
通过计算可知, 改造后两组电容器串联后再三相并联接于电网时的总无功功率900Kvar。
考虑到后期无功负荷的增长给补偿带来新的问题, 上述改造中在实际设备上可通过如图C所示加装一组隔离开关来实现, 即通过操作拉开G2隔离开关, 合上G1隔离开关来实现投入无功容量900Kvar。后期无功负荷增长较大时, 可通过操作拉开G1隔离开关, 合上G2隔离开关来实现投入无功容量1800Kvar。
2.2 改变并联电容器的接线方式后对系统及各元件的影响
2.2.1 对系统的无功补偿情况
图A中, 按目前年平均输送无功负荷曲线可以看出, 年平均无功输送容量为1000Kvar, 改造后并联电容器投入电网运行时补偿的无功容量为900Kvar, 因此, 可以实现就地补偿无功的能力。对于后期无功负荷增长带来的无功补偿不足时, 可通过操作G1、G2隔离开关来实现电容器无功容量在900Kvar与1800Kvar之间转换。
2.2.2 对电压质量的影响
改造后并联电容器输送的总无功容量为改造前的一半, 因此电容器投入运行时对电压的影响相对较小, 当各级母线电压变化时可通过变压器有载调压装置调整电压, 以及无功补偿情况投退并联电容器来调整电压。
2.2.3 改造后的并联电容器运行时的经济性
通过无功就地平衡补偿, 据查可实现年累计补偿无功负荷约760万度, 相对电源系统输送无功来说, 可减少网损, 提高电源输送能力, 最终达到经济效益最大化。
2.2.4 改造后对成套并联电容器装置各元件的影响
2.2.4. 1 对电容器各参数的影响
电容器额定电压为11/k V, 改造后C1和C2串联, 当接在10k V母线上时, C1和C2串联时分压, 即C1与C2各承受电压为改造前端电压的一半, 电容器通过的电流为I=Q2/2U=900/2×10=45 (A) 。因此, 改造后的各电容器承受的电压和通过的电流均在额定参数内。
2.2.4. 2 对电抗器的影响
因电抗器额定电压为10k V, 额定电流为189A, 改造后均在额定值范围内。
2.2.4. 3 对继电保护的影响
当并联电容器主接线改变后, 其输送的电流和各电容器承受的电压相应的发生变化, 因此, 原保护定值不能满足需要, 应重新计算并整定, 即可通过现有微机保护整定两套定值, 当电容器的无功容量在900Kvar与1800Kvar之间转换时, 切换相应的定值实现保护功能。
笔者认为通过上述改造后, 可解决该站目前10k V母线无功负荷的补偿问题, 从而实现了该站并联电容器长时间不能投入电网运行的难题, 同时, 提高了10k V系统的功率因数, 优化了电网运行方案, 提高了系统运行的经济性。
摘要：变电站并联电容器可以对电网的无功功率进行集中补偿。通过对无功功率的合理补偿, 从而达到调节电压、使系统经济和稳定运行。但在实际运行中, 往往由于设计原因, 无功负荷的分布不可预见性等因素导致变电站母线并联电容器不能合理的补偿无功和调节电压。下面就某站10kV母线并联电容器运行中存在的问题加以分析和探讨。
关键词：并联电容器,无功补偿,电压调节
参考文献
[1]韩祯祥, 吴国炎.电力系统分析.浙江大学出版社, 2002年版, 227页
补偿系统电压 篇7
同相牵引供电作为电气化铁道的一种理想供电方式，有效消除了电分相，并实现了负序、谐波和无功的动态补偿[1,2]。文献[3,4]提出同相供电系统理论，并针对无源补偿装置实现同相供电作了深入研究。文献[5,6,7]研究了基于有源滤波器的同相供电系统，实现了三相到单相的平衡变换。近年来，采用综合潮流控制器（IPFC）与Vv、Scott和YN,vd接线变压器相结合构成的同相供电系统成为研究热点[8,9,10,11].
目前，关于改善同相牵引供电系统直流侧电压及补偿容量的研究并不多见。已有研究往往存在直流侧电压给定值过高，与实际器件工作电压差距较大的问题，且带来了较大的开关损耗[12]。另外，大容量的IPFC增加了设备投资，限制了同相牵引供电的广泛推广。对此，本文提出针对3种常见接线形式同相供电的统一改进方案，降低了直流侧电压，减小了补偿容量，为电气化铁路供电研究提供参考。
1 牵引供电常见变压器接线形式
电气化铁道牵引供电系统常见的3种变压器接线形式如图1所示。
以UA为参考相量，变压器二次侧（牵引侧）端口x的电压、电流可表示为[13]:
其中，Kx为牵引变压器副边端口电压与一次侧线电压之比，即；ψx为牵引变压器副边端口接线角；Ix为牵引变压器副边端口电流有效值；φx为牵引变压器副边端口的功率因数角。
牵引侧各端口电流在三相系统中造成的总负序电流I（-）为[1]:
3种不同接线变压器的接线角形式之一为：Vv接线ψα=30°、ψβ=90°；Scott接线ψα=-120°、ψβ=-30°；YN,d11接线ψα=0°、ψβ=120°。
3种接线形式原、副边电流的变换关系分别为[13]:
2 同相牵引供电统一改进方案及补偿原理
2.1 同相牵引供电统一改进方案
针对以上3种接线形式，为消除电分相环节，实现不同变电所供电区段接触网电压同相位，将IPFC接于变压器副边α、β2个端口，将原有两相供电方式转变为仅由α端口供电的单相方式，即同相供电系统，如图2所示。
统一改进型IPFC的构成如图3所示，在传统同相供电系统[8,9,10,11,14]基础上增加虚线框所示的部分。核心为2个背靠背连接的电压源变流器，中间通过直流环节耦合。T1、T2为降压变压器，起降低电压等级和隔离的作用。TSRα、TSRβ为晶闸管投切电抗器（TSR），相当于一开关支路，用于控制电感支路的切断与接通，在投切过程中产生的动态效应通过适当的控制策略来改善。
传统同相牵引供电方案下，变流器（以图3左侧变流器为例）输出电压如下：
其中，uα为变压器端口电压；k1为变压器变比；iα为补偿电流。
变流器最大输出电压uab＿max与直流侧电压的关系满足：
变流器直流侧电压的控制是同相供电系统的关键问题之一。在相同的补偿电流下，直流侧电压大小也将直接影响变流器补偿容量。文献[9,10,11]实现了IPFC的有效控制，但直流侧电压达到5 000 V，与器件工作电压有一定差距。文献[14]对IPFC直流侧电压进行了分析研究，提出改善直流侧电压波动的方法，但未涉及降低直流侧电压的措施。文献[15]对直流侧电压取值进行了研究，分析了完全补偿谐波时所需的直流侧电压理论最小值，指出当直流侧电压降到极限值以下时，将无法实现期望的补偿效果。文献[12,16,17]提出优化的直流侧电压控制策略，但仍需以文献[15]提出的直流侧电压理论值为基础。鉴于此，本文提出上述同相供电的统一改进方案，以降低直流侧电压，减小补偿容量。
2.2 补偿原理
设牵引侧电压有效值为U1，负载基波电流有效值为I1，功率因数角为φ1，谐波分量为ih。对于Vv接线，负载电流可表示为：
欲实现原边电流负序、谐波及无功的综合补偿，结合式（2）和（3），则端口电流期望值为：
其中，Isr为电源电流期望有效值。
负载的瞬时功率为pL=uαiL，即：
电源输出的瞬时功率为：
忽略损耗时，在一个周期T内电源提供的能量应等于负载消耗的能量，即，所以得：
其中，I1 p=I1cosφ1，为负载有功电流。
故补偿指令电流期望值icαr、icβr为：
同理，结合式（2）、（4）和（5）可得Scott接线及YN,d11接线的负载电流、端口电流期望值如下：
3 直流侧电压分析
目前，电力机车多采用交直交型机车，可运行于牵引和再生制动工况。牵引工况下，机车从电网取能，再生制动工况下，iL反向，向电网回馈电能。由式（10)—(12）可知，2种工况下I1 p反向，故可通过检测负载有功电流方向来判别牵引和再生制动工况。当无负荷时，补偿电流为0,TSR保持之前工作状态。
对于背靠背的IPFC而言，ua b（或ucd）的峰值直接影响到直流侧电压UC的大小。由图3可知：
改进型IPFC通过控制交流侧TSR的断开或闭合来减小uab（或ucd），以达到降低直流侧电压的目的。为方便起见，以下分析仅基于基波情形。
3.1 牵引工况分析
对α侧，TSRα控制LCα支路断开，则Lα和Cα构成串联形式，将改进前交流侧的感性电抗调整为容性，此时交流侧电抗电压ULCα与原来的ULα反向，如图4(a）所示。理想情况下，Ua b与基波电流Iα（1）同向（即Ua b垂直于ULCα）时，Ua b取得最小值，且：
其中，θ为基波电流Iα（1）滞后Uα的角度。
改进前的Uab（图4(a）中虚线所示）可表示为：
故改进后的Ua b小于改进前的。
θ由机车负载功率因数角φ1确定。由图4得Vv接线、Scott接线和YN,d11接线的cosθ值分别为：
cosθ随负载功率因数变化的曲线如图5所示。从图中可看出，改进方案中Vv接线的cosθ最小，故直流侧电压最小，YN,d11接线的最大。当负载功率因数为0.8时，cosθ分别为0.433 7(Vv）、0.553 4(Scott）和0.735(YN,d11）。
对β侧，TSRβ控制LCβ支路接通，LCβ与Cβ并联后呈感性，补偿改进前Lβ的感性电压ULβ，见图4(b）.理想情况下，Ucd垂直于ULCβ时，Ucd取得最小值，且：
其中，θ′为β侧电压、电流夹角。对Vv接线和YN,d11接线，θ′=30°，Ucd小；对Scott接线，θ′=0°，Ucd大。
改进前的Ucd（图4(b）中虚线所示）可表示为：
故改进后的Ucd也小于改进前的。
3.2 再生制动工况分析
再生制动工况下，α、β侧电流反向。
对α侧，TSRα控制LCα支路接通，使LCα与Cα并联后呈感性，补偿原有Lα的感性电压ULα，如图6(a)所示。理想情况下，Uab垂直于ULCα时，Uab取得最小值，其值同式（19）。
对β侧，TSRβ控制LCβ支路断开，LCβ与Cβ构成串联形式，将改进前交流的感性电抗调整为容性电抗，如图6(b）所示。理想情况下，Ucd垂直于ULCβ时，Ucd取得最小值，其值同式（24）。
从β侧看，改进方案中Scott接线的直流侧电压最大。但由于2种工况下，Scott接线电压、电流均在同一直线上，故可取消TSRβ所在支路，以简化电路。
3.3 直流侧电压确定原则
由以上牵引和再生制动工况分析可知：
一般有Uα=Uβ，当k1=k2时，α、β侧电压不匹配，故k1≠k2。根据式（26），直流侧电压应满足：
由式（28）确定UC后，再由式（27）得匹配的k2为：
4 核准容量分析
设IPFCα、β侧输入容量分别为Sα、Sβ，定义核准容量为：
在相同的负载电流情况下，核准容量越小，设备投资越低。
组合式（19）和（24），则有：
考虑基波情形时，由式（28)—(30）得到3种接线容量Sα、Sβ和S计算式如表1所示。
由表1可知，改进方案3种接线形式α、β侧变流器容量匹配，核准容量相等，且仅由负载的有功功率决定，即：
改进前的核准容量不仅与负载、运行工况有关,而且与IPFC交流侧电感参数有关。图7和图8为Lα=Lβ=1 mH时改进前后核准容量比值K随负载功率因数变化的曲线。可见，IPFC改进方案的容量降低，减少了设备投资。
5 仿真分析
为验证本文所提改进方案的正确性，建立了Vv接线的MATLAB/Simulink仿真模型。牵引网电压27.5 kV，负载电流iL=200 sin（ωt-36.8°）+42 sin(3ωt-60°）+30 sin(5ωt+150°）A，其中3次、5次谐波含量分别为21%、15%，功率因数为0.8（滞后），容量为4 800 kV·A[9]。再生制动时电流取为-iL。IPFC参数取值为Lα=Lβ=1 mH,Cα=1.6 mF,Cβ=3.6 mF,LCα=2.57 mH,LCβ=0.63 mH,k1=10,k2=17,UC=2 100 V。
控制系统基于滞环比较控制策略如图9所示。有功电流采用均值积分器实现分离[18]；指令电流生成通过锁相环得到。TSR工作于2个状态：导通状态对应再生制动工况，断开状态对应牵引工况。
改进方案中电流的仿真波形如图10和图11所示。由图可见，在牵引和再生制动工况下，改进方案均达到了满意的电流补偿效果。
为便于对比分析，对传统同相牵引供电方案采用本文相同的仿真参数和控制策略进行仿真。在UC分别取2100 V、4000 V、5000 V时，得到的电流波形如图12所示。从图12(a）、（b）可看出，由于变流器直流侧电压给定值过低，造成原、副边电流明显畸变，无法达到综合补偿效果。图12(c）中，当直流侧电压增大至极限值（仿真验证完全补偿时UC不应该小于4 900 V，图12(c）中取为5 000 V）以上时，稳定后可达到改进方案相同的补偿效果。因此，改进方案对降低直流侧电压是行之有效的。
6 结论
a.基于IPFC的同相牵引供电统一改进方案适用于Vv接线、Scott接线和YN,d11接线这3种常见的接线形式。
b.改进方案可有效降低直流侧电压，并减小设备补偿容量，可推进同相牵引供电的广泛推广。
c.改进方案中3种接线形式α、β侧变流器容量匹配，核准容量相等，且仅由负载的有功功率决定。
d.改进方案中Vv接线理想直流侧电压最低，YN,d11接线最高；而Scott接线可简化β侧的电抗设计，取消TSR环节。
摘要：针对电气化铁道同相牵引供电系统直流侧电压过高、补偿容量过大的问题,讨论了综合潮流控制器(IPFC)的改进方案。就牵引供电Vv接线、Scott接线和YN,d11接线3种形式,提出同相供电统一改进方案,即根据牵引和再生制动不同工况分别调整IPFC交流侧电抗属性及大小。对直流侧电压和核准容量的分析表明,改进方案可有效降低直流侧电压并减小设备补偿容量。改进后3种接线形式的核准容量都为负载的有功功率,且以Vv接线直流侧电压为最低,YN,d11接线为最高;而Scott接线可简化β侧的电抗设计。通过对Vv接线的仿真分析验证了所提方法的有效性与正确性。
电网电压稳定与无功补偿研究 篇8
众所周知, 电压幅值是电能质量的重要评判标准, 如何保证电力系统各个电压节点的电压稳定是一个必须解决的重要问题。对于表征电能质量的另外一个重要指标———频率, 要想保证电网频率稳定在50 Hz, 一般可通过调整各台发电机的出力, 保证其转速为额定值即可, 也就是说频率与有功功率之间有着非常紧密的关系。而要想保持系统电压稳定必须要考虑一个重要的参数———系统的无功功率。
无功功率与有功功率一样, 在任何时候都要保证其发出量等于消耗量, 即:
式中, QG为无功功率源发出的无功功率量;∑QD为负荷消耗的无功功率量;∑QL为损耗的无功功率量。
当系统负荷增加时, 必须能够提供相应的无功以应对负荷的增长, 否则就会造成系统电压的下降。本文主要分析系统无功与电压之间的关系, 以及如何根据系统参数进行无功补偿以保证节点电压稳定。
1 系统无功/电压关系分析
要想了解无功功率平衡和电压之间的关系, 可以通过图1所示的简单电力系统进行分析。
用户节点电压值为:
其中电压损耗值 (忽略线路电阻值) 为:
由以上公式易知电压的损耗主要来自于线路上通过的无功功率, 要想稳定用户端的节点电压, 必须尽量减小线路上损耗的电压, 可通过降低线路上的无功功率来实现。但负荷所需的无功是一定的, 所以必须在负荷点就地进行无功补偿, 以保证负荷无功需求。
接着可以通过分析图2电力系统无功功率和电压静态特性曲线, 来研究无功功率和电压之间的具体关系。曲线1和曲线2分别表示系统负荷消耗的无功功率和电压之间的关系、电力系统发出的无功功率和电压之间的关系, 它们之间的交点A表示在此时刻系统发出的无功等于负荷消耗的无功, 节点电压稳定在UA。若系统负荷增加到1′而电力系统提供的无功不能相应增加, 无功功率仍能保持平衡, 但电压会下降到UA′。为了保证电压稳定在UA, 必须增加系统发出的无功功率保证负荷的需求, 即将曲线2提升至2′, 此时整个电力系统无功功率可在较高的水平保持平衡, 并且电压回升到UA。
由以上分析可知, 电力系统的无功功率总是要保持平衡的, 即系统发出的无功总是等于负荷消耗的无功。当系统的无功功率电源充足, 能够保证负荷不断变化的无功需求时, 电压能够保持在较高的水平;反过来, 若系统的无功电源不足, 即不能满足系统负荷的无功需求, 电压只能在较低水平保持平衡。
综合考虑图1和图2的分析结果, 可以得出这样一组结论: (1) 无功功率大小对电压值有着决定性影响; (2) 无功是造成电压损耗的主要原因; (3) 无功不足时适合就地进行补偿; (4) 需保持的电压值决定无功功率大小。
2 根据功率因数进行无功补偿
通过就地补偿无功功率的方法不但可以保证负荷的无功需求, 还可以减少变压器和线路上流通的无功功率, 从而降低电能损耗, 提高电网功率因数, 改善系统供电效率。
在实际操作时一般利用并联电容器组的方法进行无功补偿, 而电容器组的容量通过功率因数来判断 (包括补偿前的功率因数cosφ1和期望达到的补偿后功率因数cosφ2) 。计算方法如下:
这样就可以根据需要达到的功率因数来选择合适的电容器组进行无功补偿, 保证补偿效果最好。
为使补偿之后系统提供的无功功率能够恰好保证负荷的需求, 不出现欠补偿 (电压降低) 以及过补偿 (电压升高) 的现象, 可采用如图3所示的基于单片机的自动无功补偿装置进行电容投切, 保证无功功率平衡。
图3所示的无功补偿装置包括电流互感器、电压互感器、AT89S52单片机、LED显示屏、电容投切电路, 能够自动检测三相的电压和电流信号, 进行相位检测, 将相位差送给单片机进行分析, 单片机将相位差转变为对应的功率因数, 然后根据计算得到具体的无功补偿量, 来控制电容的投入容量。
此结构的无功功率补偿装置是一个简单的闭环计算机控制系统, 能够保证按需补偿无功功率, 满足负荷节点的无功需求, 使电压维持在额定水平。并且由于无功补偿是就地进行的, 这就最大程度地降低了线路上通过的无功, 减小了电能损耗, 提高了功率因数。
3 结语
通过本文分析我们了解到系统无功和节点电压之间有着非常重要的关系, 无功不足时电压无法维持在较高水平。为了补充无功并且减少线路上的无功流通量, 可在无功不足点就地安装自动无功补偿器进行补偿, 从而保证节点电压稳定, 并提高系统功率因数及电能利用率。
参考文献
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