调节补偿论文

调节补偿论文（共7篇）

调节补偿论文 篇1

工业化进程的加快带动了电力行业的发展, 也使社会对电力系统的稳定性和安全性提出了更高的要求。在供电系统中, 无功补偿能提高功率因数、降低线损, 进而提升电压质量, 是配网建筑和改造的重要内容之一, 直接影响了供电企业的经济效益。因此, 做好无功补偿的规划和实施势在必行。

1 配网中的无功补偿

无功补偿是对无功功率补偿的简称, 能够有效提高电网的功率因数, 降低供电变压器和输电线路的损耗、提高供电效率、改善供电环境, 无功补偿装置在电力系统中是不可或缺的。从目前的情况看, 我国配网中存在形式众多的无功补偿, 它们有着各自的侧重点和优缺点, 在不同时段和区域有着相应的优势。

1.1 变电站集中补偿

变电站集中补偿装置包括并联电容器、同步调相机和静止补偿器等, 一般与变电站10 k V母线相连接, 以实现对主变压器空载无功消耗和输电线路无功功率损耗的集中补偿。变电站集中补偿的优点在于管理简单、维护方便, 是当前电力系统中广泛应用的无功补偿方式, 但基本不具备降损效果。

1.2 随线补偿

随线补偿是指在高压配电线路上分散安装相应的并联电容器, 对配电线路中的无功功率进行补偿, 能起到提高配网功率因数、降损和升压的效果, 适用于功率因数低、负荷重和公变多的长配单线路。其优势主要体现在投资小、回收快和补偿率高等方面, 但随线补偿的保护装置配置较难, 维护和管理中存在很大的问题, 且受到安装环境等因素的限制, 在配网中的应用较少。

1.3 低压补偿

低压补偿可分为低压集中补偿和低压分散补偿两种。

1.3.1 低压集中补偿

低压集中补偿是指将无功补偿自动投切装置作为控制保护装置, 在低压母线上并联电容器组, 以实现对变压器和低压配电线路无功损耗的补偿。低压集中补偿在用户专变和农村电网中应用广泛, 但在公用变压器中, 受管理和维护问题的制约, 很容易形成安全隐患, 难以有效利用。

1.3.2 低压分散补偿

低压分散补偿是指在无功负荷相比密集的低压线路上安装电容器, 以对线路本身和用电设备消耗的无功功率进行补偿。相比于上述补偿方式, 低压分散补偿在改善电压质量、提升配网供电能力和节能降耗方面有着非常明显的优势, 不过受低压负荷分布分散性和随机性特征的影响, 补偿位置和补偿容量的选择比较困难, 且电容器在轻载时会闲置, 影响了设备的利用率, 在我国当前配网中几乎没有使用。

1.4 动态补偿

动态无功补偿是一种提升电压稳定性的有效措施, 同时, 也是实现配网安全、稳定运行的客观需求, 在电力系统中发挥着越来越重要的作用。动态无功补偿的功能主要体现在:可提升系统潮流可控性, 提高配电线路的运行效率;可提升电力系统的静态稳定性和暂态稳定性;可改善配网系统的静态和动态品质;可改善配网功率因数、降低网损;可改善直流输电系统的性能等。

2 配网电压自动控制系统

在配网中, 有效的电压控制和合理的无功补偿是同时存在的, 可在保证配网电压质量的同时, 提升电力系统运行的稳定性、安全性和经济性。因此, 电力工作人员不仅需要考虑无功补偿, 还应考虑电力的自动调节和控制, 因此, 针对当前配网中的自动电压控制系统进行了简单分析。

2.1 系统概论

在长期的发展过程中, 坚强电网的构建、无功电源的应用和无功补偿的增加使无功功率不足不再是配网运行中的主要矛盾, 而电网无功潮流的不合理分布和大机组无功功率的不合理分配日渐凸显。针对这种情况, 从配网整体着手, 对电网无功潮流和发电机机组无功功率进行了相应的协调控制, 以实现配网电压的自动调节, 这是确保电网安全、稳定运行, 保证电压质量、减少网损的有效措施和必要要求。

2.2 基本原理

自动电压控制系统的基本原理是利用SCDMA系统实现对全网各节点的遥测遥信, 并对得到的数据进行实时在线分析和计算, 在保证配网和相关电力设备安全运行的前提下, 考虑各节点的电压质量和省网关口的功率因数, 从全网的角度, 对电压无功进行优化控制, 从而实现无功补偿设备的合理投入、无功分层的就地平衡和稳定电压, 并在控制主变分解开关调节次数的基础上, 实现相应的配网优化目标。结合专业软件分析和调度自动系统的遥感、遥信、遥测和遥控功能, 以计算机技术和网络通信技术为保障, 实现对配网内各变电站无功补偿设备和有载调压装置的集中管理和控制, 最终实现电压无功优化运行的闭环控制。

2.3 系统功能

自动电压控制系统的功能体现在多方面:能对全网电压进行优化调节和提升电压质量;能实现全网调节无功补偿, 实现无功功率的分层和就地平衡;可实现不同运行方式下的无功电压优化控制运行;可在电压合格的范围内, 实现高峰负荷电压的偏上限运行, 评估负荷电压偏下限运行。

3 结束语

总而言之, 在当前电网规模不断扩大, 社会对电力需求不断增加的情况下, 实现有效的电压控制和合理的无功补偿是非常必要的, 直接关系着整个配电网的安全、稳定运行和电压质量稳定, 需要电力工作人员予以重视。

摘要：在电力系统的运行中, 存在相应的无功负荷, 做好相应的无功功率补偿可对电网电压进行有效调整, 提升电网运行的稳定性。主要对配网无功补偿和电压自动调节技术的应用进行了简要分析。

关键词：配电网,无功补偿,10 kV母线,静止补偿器

参考文献

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调节补偿论文 篇2

电压跌落是配电网中发生最频繁且影响最严重的电能质量问题之一。随着高新技术产业的发展, 配电网中的某个区域将聚集大量金融、通信、数据中心、电子、半导体、精密加工等对电能质量要求极高的企业,持续时间几十毫秒的电压跌落就可能导致这些敏感用户的设备损坏或生产线停产,从而造成巨大经济损失[1]。 动态电压调节器(dynamic voltage restorer,DVR)以其良好的动态补偿性能被公认为是治理电压跌落问题最有效的手段。目前, 已有应用于低压系统的DVR产品,但低压DVR只能保护单个敏感负荷不受电压跌落的影响。随着敏感用户数量和容量的增加,对所有敏感用户都装设DVR显然是不经济的;安装于高电压等级输电网的DVR虽具有更大的保护范围,但实现技术复杂,且无法对配电网故障引起的电压跌落进行治理。实际的电压跌落多是由中压配电网中的故障所引起。因此,在6~35kV配电网中选取敏感负荷较多的馈线,利用DVR对某区域内的1条或数条馈线同时进行电压跌落治理是更经济可行的方案。

现有的DVR相关研究主要包括硬件设计和控制算法两方面。硬件设计主要包括主电路结构、储能、逆变、滤波器等。文献[2]从复杂程度、补偿能力与成本等方面对4种DVR拓扑结构进行了比较, 但这些拓扑均采用变压器耦合方式,存在变压器引起的响应速度慢与电压畸变问题。文献[3]提出了无变压器的DVR,可降低成本、减少占地面积、提高响应速度。文献[4]给出了6kV DVR的设计方案, 该DVR采用级联H桥结构,并通过电容直接与系统耦合。文献[5]设计了级联多电平电压质量调节装置。文献[6]提出了一种新型DVR拓扑结构,采用高频变压器与系统隔离,与级联H桥结构相比减少了开关器件,但只应用于低电压等级。控制算法设计主要包括控制策略[7,8,9]、检测算法[10,11,12,13]、补偿策略[14,15,16]等。其中,控制策略和检测算法与DVR所安装的电网结构基本无关,但电网结构对补偿策略的制定影响较大。现有研究都是基于相电压补偿的方式,对于中性点不接地中压配电网系统并不完全适用。其原因在于当中性点不接地系统发生非对称接地故障时,故障相电压跌落的同时必然伴随着非故障相电压的暂升,此时只考虑补偿单相电压必然会造成补偿后线电压的不平衡。文献[17-18]对线电压补偿型DVR作了相关研究,文献[19]进一步指出只需两绕组变压器的三线电压补偿结构,其补偿机理都是设定某一相输出为0或某个值,依靠三线电压之和为0的关系设置其他两相输出电压参考值。该补偿方式可能会引起补偿后线电压暂升,而治理电压暂升问题会使DVR吸收有功功率,造成直流侧电压升高,使控制更为复杂,且补偿后各相电压对地绝缘问题也需要进行进一步研究。

本文针对适用于10kV中性点不接地配电网电压跌落补偿的DVR装置进行了设计。该DVR采用无变压器的级联H桥结构,储能电路采用了自取电方式。本文对主电路各部分的结构与软件算法进行了介绍,重点研究了适用于中性点不接地系统的DVR补偿参考电压计算方法,该方法只需补偿故障相电压跌落即可实现负载侧3个线电压完全对称且幅值为额定值。

1工程背景

某市的电网中不仅有大型工业负荷,还有密集分布的各种现代化的高科技企业。据统计,2010— 2012年间,该市供电部门接到因电能质量问题引起的大客户投诉及反馈多起(其中70%由电压暂降引起),且数量呈上升趋势。从统计情况来看,几乎所有的大用户投诉案例都指向暂态电能质量问题,其中以电压跌落最为突出,用户经济损失巨大。为减少电压跌落引起的经济损失,该市供电部门决定开展利用DVR对电压跌落进行区域化治理示范工程的建设工作。

该市供电部门下辖某10kV变电站中用户投诉较多,根据统计数据,该站电压跌落深度多为10% ~50%。因此,在该站选取合适的馈线安装10kV DVR,将跌落幅值50%以内的电压跌落补偿至额定电压幅值的90%及以上。所选馈线负载总容量为8.375 MVA,平均功率因数为0.92,额定电流为0.483 5kA。DVR容量设计为5 MVA,安装于10kV母线的2条馈线出线处,最大补偿电压为0.5(标幺值)。

2 DVR硬件结构设计

本文提出的中压配电网区域补偿型DVR的结构如图1所示,主要包括取电装置、逆变器、滤波耦合单元以及旁路系统。图中,C为耦合电容;L为滤波电感;R为装置损耗的等效电阻;为电源电压;为负荷电压为电容两端电压;为逆变器电压。

2.1取电装置设计

DVR工作时与系统之间必然会进行能量交换, DVR通常需要有附加的来源以提供补偿电压跌落所需的能量并稳定直流电压。目前主要的手段有大电容储能、经不可控整流由电网提供能量、超导储能以及其他储能方式。由其他10kV母线提供的能量可看作无穷大,不存在制定补偿策略时的受直流侧能量不足的限制。理论上可从DVR所安装的母线处自取电,但由于装设DVR的线路本身带的是敏感负荷,自取电会使取电相负荷突然增加,大功率整流会产生谐波,对本身线路造成影响。从其他母线处取电可以均衡负荷冲击。若需较长时间补偿电压跌落,则采用超导或其他储能形式时需要较大的储能容量,成本很高且控制复杂,目前技术应用尚不完善。本文采用从同一变电站其他10kV母线取电,并通过可控整流向DVR直流电容供电的取电方案。

2.2逆变器设计

最常用的DVR主电路为3个独立的单相逆变器结构,可向线路中注入正序、负序和零序补偿电压。也可采用三相全桥结构,但三相不能独立控制, 无法补偿零序电压。目前适用于高电压等级DVR逆变器的方案主要包括以下几种:1采用变压器将逆变器与高电压系统隔离,但由于变压器成本高、体积大,且变压器的铁磁具有非线性,将给控制器设计带来较大的困难;2采用功率器件直接串并联的方式,但要求开关器件具有较好的一致性,且引进了均流均压问题,该方式在高压场合应用较少;3采用多电平结构,包括二极管钳位与级联H桥结构,其中二极管钳位结构在电平数大于5时控制将非常复杂,而级联H桥的结构与控制均相对简单,不存在直流均压问题,在大容量高电压电力电子设备中得到广泛应用。

本文采用具有独立直流电压支撑的H桥作为基本逆变单元,将各个逆变单元级联。当H桥逆变单元数为N时,整个逆变器的输出电平数为2 N+1。

按目前常用的电压等级为1 700V的绝缘栅双极型晶体管(IGBT)模块进行设计,单个H桥的直流母线电压设定为1 100 V,10kV电压等级下DVR最大补偿电压为0.5(标幺值),即单相桥输出最大电压为:

可以看到,4个桥级联即可满足电压输出要求, 增加1个H桥作为备用,则DVR每相逆变器由5个H桥级联构成。

2.3输出滤波器设计

在逆变器采用级联H桥方式时,本文设计的DVR采用电容器耦合方式。该耦合电路由耦合电容C与滤波电感L组成,并兼做低通滤波器。

滤波器的设计主要是滤除逆变器开关器件产生的高次谐波,根据图1中电路可得到DVR系统的传递函数如下:

式中:ω为角频率。

考虑选择二阶振荡回路的衰减系数为:

根据电感基波压降小于1%输出基波电压来确定电感的取值:

式中:Uφ为DVR最大输出基波电压有效值;If为输出基波电流有效值。

可得:

式中:S为DVR装置的容量。

根据S=5 MVA与Uφ=3.9kV,可计算得滤波电感值取值范围为:

再根据谐振频率限定经验公式计算电容值:

式中:f0为电网基波频率;fs为最大开关频率;fc为LC低通滤波器谐振频率。

根据以上条件确定DVR滤波器的参数为L= 270μH,C=55μF。

3控制算法

3.1检测算法

目前的电压跌落检测法主要包括有效值检测、 峰值检测、基波分量检测、基于瞬时无功功率分解及其改进算法的检测、以小波变换为代表的现代数字滤波检测算法、数字矩阵检测。各类算法各有优缺点与适用情况,其中基于瞬时无功功率分解的算法已广泛应用与其他电力电子器件,如有源滤波器等。 本文设计的DVR采用基于瞬时无功功率分解的dq法。

3.2补偿策略

现有的补偿策略主要有以下几种:1完全补偿, 即将负载侧电压补偿至具有与跌落前电压相同的幅值与相位;2同相补偿,即只补偿跌落后电压的幅值而不补偿相位;3最小功率补偿,即通过测量电流的相位,将电压补偿至符合要求的范围内,其目标是使DVR输出功率最小。但这些方法都是基于单相补偿方式,只能适用于中性点系统。现有基于线电压的补偿方法是:首先检测3个线电压,根据线电压幅值的变化判断电压跌落是否发生;当检测到某个线电压发生跌落,如AB线电压Uab与其额定值偏差 ΔUab,则DVR的A相输出补偿电压 ΔUab,而B相输出电压为0,C相输出电压根据3个线电压之和为0进行计算。这种方式对DVR的输出能力要求很高。为此,针对中性点不接地系统线电压补偿的特点,本文提出了一种适用的DVR参考电压计算方法,只需补偿发生跌落的相电压就能使3个线电压处于正常范围内,满足负荷侧的要求。

本方法通过测量3个相电压与3个线电压的幅值,利用三角函数获知各电压之间相位关系,仅补偿发生跌落的相电压,对电压暂升不做处理。

下面以两相短路接地故障为例进行说明。图2为BC相短路接地时的参考电压分析示意图。故障发生后,A相电压暂升,B相和C相电压跌落。故障后电压记为其电压相量的终点分别记为A,B,C。以A点为顶点,以A相故障前电压相位为基准作等边三角形即可确定补偿后电压相量终点B’和C’的所在位置,通过简单的三角函数计算就能得到B相和C相的参考电压DVR补偿电压即为图中参考电压与实测两相电压之差。

3.3脉宽调制(PWM)策略

目前对多电平逆变器的控制算法的研究较多, 适合于级联型H桥型逆变器的调制算法主要有多载波调制PWM法与空间矢量PWM法。空间矢量PWM法随着电平数的增加而变得十分复杂,在5电平以上的场合应用不多。对于单元级联型逆变电路,最常用的是采用三角载波移相PWM控制。该方法是指对于N个H桥单元,控制它们的三角载波依次移开2π/N相位角,然后与同一正弦调制波进行比较,产生2 N组PWM调制波信号,分别用于驱动N个功率单元。

以某一H桥对应的载波进行分析,载波移相PWM波形如图3所示。图中,三角载波T1对应控制H桥左桥臂,当T1大于调制波F时,左上桥臂导通;当T1小于F时,左上桥臂关断。T2对应于H桥右桥臂,下桥臂的状态永远与上桥臂的状态相反。将各功率单元的输出电压叠加,就能得到等效多电平逆变器的PWM输出电压波形。

4仿真验证

根据上述区域型DVR的硬件与软件设计,搭建含DVR装置的某变电站的PSCAD仿真模型。 DVR系统结构见附录A图A1。

变电站模型根据现场设置如下:110kV变电站有4条进线,110kV侧共用母线,有3台110kV/ 11kV变压器,Y0d接线主变,10kV侧4段母线。 在第1段10kV母线选取2条带敏感负荷的馈线, 整流取电侧连接至第2条母线上。

4.1取电仿真效果

取电装置运行时10kV母线的线电压与一相5个H桥的直流电容电压分别如附录B图B1和图B2所示。

从附录B图B1可以看出,取电装置的整流会造成10kV母线电压发生一定的畸变,通过电压控制,直流电容电压能在0.1s内达到设定的1.1kV。

4.2电压跌落补偿效果

两相短路故障时母线电压与补偿后负载电压见附录C图C1。可见,BC两相短路故障时,母线处AB线电压略微上升至14.7kV,CA线电压则跌落至10.3kV,BC线电压为5.1kV。负载侧的3个线电压经补偿后达到额定值。

单相(A相)出现短路故障时母线电压与补偿后的负载电压见附录C图C2。可见,单相接地故障时,母线处BC线电压幅值保持14.4kV不变,CA线电压略微升高至14.6kV,而AB线电压明显跌落至12.2kV。经补偿后负载侧线电压保持为三相对称且为额定值。

两相短路接地故障时母线电压与补偿后的负载电压见附录C图C3。可见,故障时母线处AB线电压幅值略有升高,由14.3kV变为14.5kV。BC线电压与CA线电压分别跌落至8.4kV与9.8kV。 经补偿后负载侧3个线电压均满足要求。

5实验验证

为进一步验证本文设计的正确性和有效性,在实验室搭建了低压三相DVR实验样机。逆变器采用双桥级联三单相桥结构,直流侧为三相不控整流, 直流电容为1 500μF。三相中性点不接地系统用380V/380V隔离变压器构建。滤波电感和滤波电容分别为500μH和60μF,负载为通过电阻与电容串并联构造功率因数为0.97的容性负载,采用星形接线,单相阻抗值为(65.7-j16.6)Ω。

DVR实验样机的主电路和控制器的实物图如附录D图D1所示。每相采用2个H桥级联,共6个H桥构建三单相DVR的主电路,各H桥采用载波移相调制方式;控制器采用DSP28335,通过光纤控制IGBT。

实验中模拟电压暂降的方式为采用经37.8Ω 电阻阻抗接地。图4为两相短路时系统侧3个线电压和补偿后负载的3个线电压。

从图4(a)可以看出,当BC相短路接地造成电压跌落后,3个线电压幅值由均为530V分别跌落至430,425,365V。从图4(b)的负载电压可以看出,经过DVR补偿,3个线电压得到恢复,起始时刻存在一定的响应时间,其中响应时间小于5ms,3个线电压补偿至额定值也在10ms以内。从补偿结束时刻可以看出,存在30V以内的尖峰,小于额定电压的10%,可以实现DVR的平稳退出。实验结果验证了本文所提DVR设计方案的正确性和有效性。

6结论

本文针对某110kV变电站,在其10kV馈线出口处设计安装DVR装置,对带有敏感负荷的几条馈线进行了电压跌落保护。文中介绍了DVR的硬件电路设计与控制算法,并提出了根据不同电压跌落特征进行参考电压计算的方法。对该变电站建立了含DVR装置的PSCAD仿真模型,通过仿真和实验验证了区域补偿型DVR的正确性和合理性, 并得出如下结论。

1)区域补偿型大容量DVR适合采用自取电方式提供补偿时的能量交换,但整流装置会对对取电侧母线的电压波形产生一定影响。

2)中性点不接地系统的电压治理问题必须建立在以保证线电压为额定值的基础上。

摘要：对适用于10kV配电网区域电压跌落治理的动态电压恢复器进行了设计,给出了基于级联H桥的主电路、取电装置、无变压器耦合电路的设计方法,并针对中性点不接地配网系统中电压跌落的特点,提出了一种仅需补偿电压跌落相电压即可恢复负载侧线电压的参考值计算方法。最后,基于PSCAD搭建了仿真模型,分析了不同故障类型下动态电压调节器(DVR)的补偿效果以及取电装置对系统的影响,通过实验验证了DVR硬件设计与参考电压计算方法的正确性和有效性。

调节补偿论文 篇3

1 对低压配电网三相不平衡情况的调查

公共低压配电网的一个突出问题是三相不平衡[1,2,3,4]。

根据对某电业局城区供电所的623台配电变压器监测仪采集的数据显示,具体的三相不平衡度分布情况如表1所示,据统计有近63.83%的公用配电变压器不平衡度超过了20%。这不仅造成低压配电网功率因数低下,而且带来了损耗的增大。

鉴于实际的调研情况,对调节三相不平衡的研究显得非常具有实际的意义。传统的低压无功补偿装置采用三相共同补偿(下称共补)、单相分别补偿(下称分补)、共补分补的3种电容补偿方法,虽然补偿了无功,但它对调节三相不平衡无能为力。为了达到既调节三相不平衡,又补偿无功的双重目的,采用调节补偿方法(下称调补)。本文提出了基于全电容的调补模型,并进行优化,达到了很好的调补效果。

2 传统低压无功补偿装置的补偿方法

传统低压无功补偿装置采用共补分补的补偿方法。共补是指三相同时投入三角形接法等容量的补偿电容;分补是指各相分别投入星形接法的补偿电容。其原理是在三相功率因数偏低时,投入等容量的共补电容,共补电容投入后,若某相功率因数还偏低,各相再投入分补的电容进行补偿,当然前提是不过补偿[5,6]。

这种补偿方法虽然补偿了无功,但其不足之处在于接在相与相间的共补电容是等量的,不能达到转移有功电流的目的,从而达不到调节三相不平衡度的目的。

3 三相不对称调补方法及模型

3.1 三相不对称调补的基本原理

三相不对称调补的基本原理是利用负荷中的电感,通过恰当地在相与相之间及各相与零线之间接入不等容量的电容,从而实现在补偿功率因数的同时调整不平衡有功电流的目的。它与共补分补方法的差异在于接在相与相间的电容是不等量的。

3.2 三相不对称调补的模型

针对三相四线制网络,应用矢量分析法推导出三相四线调补模型。

现假设变压器低压出线端的三相电压幅值相等,相位相差120°,令为加在AB相上的电容器容量。

对于A相,AB相上的电容器产生的电流为,可分解为与A相平行的纯有功电流和与A相垂直的纯无功电流,如图1所示。

即

由图1可知,与A相有功电流的方向相反,从而转移了A相的有功功率,转移的有功功率量为

超前A相90°,从而补偿了A相的无功功率,补偿的无功功率量为

对于B相、C相,同理可得。

对于加在BC、CA相间的电容量CBC、CCA,它们对所对应相所补偿的无功功率和转移的有功功率量也可以同样推导得到,因此可以得到:

式中:Pa、Pb、Pc,Qa、Qb、Qc为调补前的各相的有功功率、无功功率;PA、PB、PC、QA、QB、QC为调补后的各相的有功功率、无功功率。

将加在A、B、C各相的电容量CAY、CBY、CCY分别补偿了各相的无功功率,代入(4)式得到调补模型为

4 优化函数的建立

在对调补模型进行优化之前,利用在三相四线制中,中线电流可以表示为各相电流的矢量和,以及配电变压器运行时的总损耗,可以确定以配电变压器损耗最小为目标函数。该目标函数可表示为

式中:Rr为绕组电阻;R0为零序电阻。

由于加在各相中和各相间的电容量是有限的,因此可以得到调补模型的约束条件为

式中:const表示常数。

要使各相投入的电容量不过补偿,还必需满足:

由于该目标函数是非线性的,该函数可以转化成有约束非线性最优化问题。

5 算例优化与仿真验证结果

5.1 算例优化

利用MATLAB软件中的fmincon函数求多变量有约束非线性函数的最小值,该函数已被有效地基于K-T(Kuhn-Tucker)方程解的方法所取代。K-T方程的解形成了许多非线性规划算法的基础,这些算法直接计算拉格朗日乘子,用拟牛顿法更新过程,给K-T方程积累二阶信息,可以保证有约束拟牛顿法的超线性收敛[7]。

针对一台315 kVA的配电变压器,其零序电阻R0=0.122Ω,绕组电阻Rf=0.008 49Ω。设调补前三相的有功、无功功率分别为:Pa=63.36kW,Qa=-47.52 kvar,Pb=52.80 kW,Qb=—39.60 kvar,Pc=42.24 kW,Qc=—31.68 kvar。

假定加在相间的三角形电容量为39 kvar,星形电容量为25 kvar,即

为了不过补偿还需满足:

把这些输入fmincon函数得优化的结果为

由于实际中的电容器组为整数,因此可取为

5.2仿真验证

为了验证以上优化结果的正确性,利用MATLAB的SIMULINK工具箱进行仿真,仿真的结果如图2和图3所示。仿真的结果验证了理论推导和优化结果的正确性。

6 与传统低压无功补偿装置共补分补方法的比较

根据以上算例的数据,结合共补分补方法的原理,算出共补分补的电容量:

对补偿电容量前、共补分补和调补后的各参数进行比较,如表2所示。在表2中,εI为三相不平衡度。

从表2可以看出,采取共补分补和调补后,功率因数都得到很大提高。但对于共补分补,三相不平衡度基本没得到调整,而采取调补后,三相不平衡度从补偿前的20%显著下降到2.17%;对于配电变压器损耗,调补比共补分补减少了572 W;因此调补的效果十分明显。

7 结语

1)本文针对低压配电网三相不平衡并根据配电网中大都呈感性负荷的实际情况,首先从矢量分析法入手,分析得出全电容调补模型;根据全电容调补模型,以线损最小为优化目标得出调补的电容量,通过仿真验证其正确性;最后通过补偿前、共补分补、调补几种情况下各参数的数据比较,可以清楚地看出全电容调补不仅补偿了无功,三相不平衡度也显著下降,线损达到最小,充分体现了其优越性。

2)在工程实际中,传统的低压共补分补装置普遍存在。随着控制技术的发展,并在传统的低压共补分补的硬件基础上,实现低压全电容调补装置的研制切实可行,在今后的工程实践当中,有很好的实际应用价值。

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调节补偿论文 篇4

电压质量是衡量电能的主要质量指标之一。电压的稳定对确保电力系统安全可靠运行和正常生产有举足轻重的作用, 同时对提高电能质量、延长设备的使用寿命也有十分重要的意义, 而无功则是影响电压的一个重要因素。所以说, 无功功率决并不等同于无用功率, 它的用处很大, 电动机需要建立和维持旋转磁场, 使转子转动, 从而带动机械运动, 电动机的转子磁场就是靠从电源取得无功功率建立的。变压器也同样需要无功功率, 才能使变压器的一次线圈产生磁场, 在二次线圈感应出电压。因此, 没有无功功率, 电动机就不会转动, 变压器也不能变压, 交流接触器不会吸合。但是, 无功过剩时一方面会提高系统运行电压, 导致运行中的用电设备的运行电压超出额定工况, 缩短设备的使用寿命;另一方面, 无功过剩也会影响线路传输的安全稳定性, 导致系统的输送容量下降。为了确保电网电压稳定和降低线路损耗, 我们必须采取科学合理的方式对无功和电压进行控制和调节。这样, 电压和无功调节的重任就落到各级变电站的头上。可以这么说, 电容器投切是变电站无功调节的最简单有效的方法, 变压器分接头档位的调节是母线电压控制的最直接手段。另外还需要说明一下的是, 变压器分接头的变化不仅对电压有影响, 而且对无功也有一定的影响, 同样电容器组的投切在对无功影响的同时也对电压造成一定的影响。

1. 变电站无功与电压的综合控制与调节的主要方式

补偿容量不足时的无功功率平衡。进行系统无功功率平衡的前提是保持系统的电压水平正常, 否则, 系统的电压质量就得不到保证。在正常情况下, 用电设备不但要从电源取得有功功率, 同时还需要从电源取得无功功率。如果电网中的无功功率供不应求, 用电设备就没有足够的无功功率来建立正常的电磁场, 那么, 这些用电设备就不能维持在额定情况下工作, 用电设备的端电压就要下降, 从而影响用电设备的正常运行。这种平衡是系统无功功率不足时达到的平衡, 是由于系统的电压水平下降, 无功功率负荷本身具有的电压调节效应, 使全系统的无功功率需求有所下降而达到的。

系统无功功率电源充足时的无功功率平衡。系统的无功功率电源比较充足, 系统就能具有较高的运行电压水平;反之, 系统的无功功率电源不足, 则反映为系统运行电压水平偏低。因此, 应该力求实现在额定电压下的系统无功功率平衡, 根据这个要求来装设必要的无功功率补偿装置。配电网无功优化补偿。在实际运行中, 使用无功自动补偿装置进行就地补偿, 可以在实现减少线损的同时, 对电压质量起到一定的改善作用。但是, 实践证明由于配变负荷变化大, 带来电压波动也大, 往往单纯依靠无功补偿并不能很好地解决电压质量问题, 因此采取以无功和电压作为二元的控制变量, 以"九区图"作为基本的控制算法, 进行自动跟踪补偿和自动调压相配合的措施, 可实现进一步改善电能质量的目的。为了使电压U与无功Q达到所需的值, 通过改变有载配电变压器分接开关档位和投切电容器组来改变配电系统的U和Q。运行控制区域见图1、图2

(1) 第1区为电压正常, 无功越上限。无功优先:若投电容器后, 无功大于无功下限, 则投电容器;若电容器不可投, 则下调分接头。电压优先:若投电容器后, 电压小于电压上限且无功大于无功下限, 则投电容器;若投电容器后, 电压大于电压上限且无功大于无功下限, 且此时若下调分接头后, 电压仍大于下限, 则不投电容器, 下调分接头。 (2) 第2区为电压越上限, 无功越上限。无功优先:若下调分接头后, 无功正常则下调分接头;若分接头不可调, 如投电容器后的电压小于闭锁上限和无功大于下限, 则投电容器。电压优先:下调分接头;若分接头不可调, 如退电容器后, 无功小于闭锁上限及电压大于下限, 则退电容器。 (3) 第3区为电压越上限, 无功正常。无功优先:若下调分接头后, 无功正常则下调分接头;若分接头不可调, 如退电容器后, 无功小于上限及电压大于下限, 则退电容器。电压优先:下调分接头;若分接头不可调, 如退电容器后, 电压大于下限且无功小于闭锁上限, 则退电容器。 (4) 第4区为电压越上限, 无功越下限。无功优先:若退电容器后, 无功小于上限, 则退电容器;若电容器不可退, 如上调分接头后电压小于闭锁上限, 则上调分接头。电压优先:若退电容器后, 电压大于下限且无功小于上限, 则退电容器;若电容器不可退, 如下调分接头后, 电压大于下限及无功大于闭锁下限, 则不退电容器, 下调分接头。 (5) 第5区为电压正常, 无功越下限。无功优先:若退电容器后, 电压大于闭锁下限且无功小于上限, 则退电容器;若电容器不可退, 则上调分接头。电压优先:若退电容器后, 电压大于下限及无功小于上限, 则退电容器;若退电容器后, 电压小于下限及无功小于上限, 如分接头上调后, 电压小于上限, 则上调分接头。 (6) 第6区为电压越下限, 无功越下限。无功优先:上调分接头;若分接头不可调, 若退电容器后无功小于上限及电压大于闭锁下限, 则退电容器。电压优先:上调分接头;若分接头不可调, 投电容器后电压小于上限及无功大于闭锁下限, 则投电容器。 (7) 第7区为电压越下限, 无功正常。无功优先:若上调分接头后无功正常, 则上调分接头;若分接头不可调, 投电容器后, 无功大于下限及电压小于上限, 则投电容器。电压优先:上调分接头;若分接头不可调, 投电容器后, 电压小于上限且无功大于闭锁下限, 则投电容器。 (8) 第8区为电压越下限, 无功越上限。无功优先:若投电容器后, 无功大于下限, 电压小于上限, 则投电容器;若电容器不可投, 下调分接头后, 电压大于闭锁上限, 无功大于下限, 则下调分接头。电压优先:若投电容器后, 无功大于下限, 电压小于上限, 则投电容器;若电容器不可投, 且上调分接头后, 无功小于闭锁上限, 电压小于上限, 则上调分接头。

(9) 第9区:正常, 不作调整。

2. 控制与调节效果分析

(1) 无功补偿可有效改善电压质量, 延长机电设备的使用寿命:电压损失ΔU简化计算如下:

式中:U---线路额定电压, kV;P---输送的有功功率, kW;Q---输送的无功功率, kvar;R---线路电阻, Ω;X---线路电抗, Ω。

安装补偿装置容量Qc后, 线路电压降为ΔU1, 计算如下:

很明显, ΔU1<ΔU, 即安装补偿电容后电压损失减小了, 机电设备运行的安全可靠性能得到大大提升。由式1、2可得出接入无功补偿容量Qc后电压升高计算如下:

由于越靠近线路末端, 线路的电抗X越大, 因此从式3可以看出, 越靠近线路末端装设无功补偿装置效果越好。

(2) 无功补偿可降低电能损耗。安装无功补偿装置主要是为了降损节能, 如输送的有功P为定值, 加装无功补偿装置后功率因数由cosφ提高到cosφ1, 因为P=UIcosφ, 负荷电流I与cosφ成反比, 又由于P=IR, 线路的有功损失与电流I的平方成正比。当cosφ升高, 负荷电流I降低, 即电流I降低, 线路有功损耗就成倍降低。

3. 结语

总之, 随着社会的发展与进步, 电力部门不仅要满足社会对用电量不断增长的需要, 而且也要满足对电能质量的要求。其中电网电压是一个重要指标, 电压质量的好坏对电网稳定、社会的经济运行起着至关重要的作用。在电力生产和电能传输中如何进行电压调整、无功的合理分配与补偿是电力工作者的一项重要任务。

参考文献

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调节补偿论文 篇5

目前电气化铁路的电能质量治理主要分为无源和有源2种方式。无源方式是目前普遍采用的治理方法,分为固定补偿(FC)和SVC动态补偿2种。FC主要是安装3、5、7次滤波装置并兼顾无功补偿。SVC主要是通过调节牵引变电所输出端口并联的电容和电抗来实现负载平衡及谐波无功的补偿。文献[2-3]详细研究了无源对称补偿的原理、系统结构、容量和控制策略。有源治理主要是采用APF和SVG等方式注入补偿电流而实现综合治理,通常注入的补偿电流包含谐波电流和无功电流,这种方案因所需补偿装置容量大、价格贵而较少应用。文献[4-7]分析了各种大容量SVG系统的设计与实现问题;文献[8-10]研究了背靠背SVG针对多种变压器接线方式的补偿方案;文献[11-13]详细研究了多种方案的补偿容量问题。上述研究大都基于理论仿真或小系统模拟试验,其实际应用的效果和经济性值得商榷。

针对以上问题,本文主要研究了将背靠背单相换流器与FC相结合的方案用于平衡接线方式变电所的电能质量综合治理情况,通过安装小容量的换流装置即可实现电能质量综合治理。文章首先介绍了无源补偿的系统结构和原理,分析了无源补偿负序和无功所需的补偿容量;然后提出根据变电所容量和牵引负荷运行情况合理配置FC和背靠背单相换流器的安装容量的方法;最后通过对实际运行的牵引变电所进行现场试验,详细分析该试验的治理效果并指出该方案在实际设计时需要注意的一些关键问题。

1 无源补偿系统结构及容量分析

牵引变压器接线方式从功能上大致可分为非平衡接线和平衡接线。非平衡接线变压器的副边输出电压相位相差120°,而平衡接线副边输出电压相位相差90°。平衡接线变压器副边2个供电臂消耗相等时,其负序电流为零。目前电气化铁路引起的电能质量问题均集中在牵引变压器副边治理,它通过在α、β供电臂并联电容和电抗实现谐波、负序和无功的综合治理,其系统结构如图1所示(由供电臂和负荷或补偿装置所形成的电气回路称为端口)。

设Sα、Sβ分别为α、β供电臂负载容量,ψα、ψβ分别为变压器副边牵引供电臂对应的接线角,φα、φβ分别为两臂负载功率因数角。在无补偿情况下负载所产生的负序功率之和为[1]:

由于电力机车属于感性负载,其产生的无功为两臂负载无功的总和S0Q:

设SR-和SRQ分别为负序和无功的补偿容量,定义感性为正,容性为负。KN和KC分别为负序和无功的补偿度,即:

其中m表示对应的负荷或补偿端口号;KN和KC的取值范围为[0,1]。

当牵引负载不变时,经过式(1)—(4)的计算,在2个指定端口分别进行感性和容性补偿即可实现系统的无功和负序完全补偿。但由于牵引负荷总是不断变化,如果要达到上述效果就需要不断地改换补偿端口和补偿容量,这在实际工程中是很难实现的。如果在3个固定端口进行补偿,设K、L、T分别为补偿端口,其中K与α同端口,L与β同端口,T为自由相端口(通过电容或电感将α供电臂和β供电臂连接而形成电气回路),可得3个补偿端口的补偿容量如式(5)所示。化简式(5)可得3个端口的并联补偿安装容量如式(6)所示。

设η为两牵引供电臂负载容量比,η=Sα/Sβ,要实现系统的无功和负序完全补偿,各端口的补偿容量曲线见图2。

从图2的补偿曲线可以看出,在固定端口进行综合完全补偿时无源补偿容量与负载容量以及两臂负荷不对称度成正比;同时也可以看出,当补偿端口固定后采用无源方式实现完全补偿时,必须在3个补偿端口进行补偿容量调节,仅在2个固定端口调整补偿容量无法实现系统的综合补偿。

2 基于平衡接线的混合式补偿系统

2.1 基于平衡接线的混合式补偿系统结构

本文研究的对象为阻抗匹配平衡变压器接线方式的牵引变电所,它能够将公用电网的三相电变换成两相电且两端口输出电压相位相差90°。在牵引变压器两牵引负载端口配置3、5次固定补偿装置,并将2台背靠背连接的单相换流器的输出端通过隔离变压器分别接入2个负载端口,从而组成了混合式补偿系统,其结构如图3所示。在这种牵引变压器的接线方式下,当两相负载消耗的有功和无功同时相等时,即可在公用电网的三相侧认为负载对称。由于该接线方式的变压器的2个输出端口电压相位相差90°,因此在接触网上它们之间通常采用电分相连接。考虑到IGBT的耐压水平,换流器只能通过串联或并联方式来增大容量和电压水平,然后通过隔离变压器升压后接入27.5 k V的牵引供电系统。该补偿系统能根据负载的情况实时调节换流器的注入电流,从而实现对电能质量的综合治理。

2.2 基于平衡接线的混合式补偿原理

阻抗匹配平衡变压器是一种三相变两相的电能变换装置,其原边电流矢量图如图4(a)所示,副边电压、电流矢量如图4(b)所示。其中,α臂与原边a相电压相位相同,β臂超前α臂90°。当在平衡变压器副边加载相等的负载时,原边的三相电流对称,当负载不相等时将会在原边产生负序电流并降低功率因数。

副边负载大小不等时,其电压、电流矢量如图4(c)所示。α臂负载电流为iα,其功率因数角为φα;β臂负载电流为iβ,其功率因数角为φβ。由瞬时无功功率算法可得各供电臂电流的有功、无功分量大小为:

混合式补偿系统通过背靠背的单相换流器将电流较小的供电臂的部分电流通过单相整流,然后经直流电容后再由单相换流器逆变补偿到负载电流较大的供电臂,使2个供电臂电流有功分量Ip-α和Ip-β基本相等,从而完成两供电臂的有功平衡。对于负载需要的无功则主要由FC装置补偿,当牵引负荷所需无功补偿小于或大于所安装的FC容量时,换流器可动态地产生适量的感性或容性无功用于解决FC过补偿或欠补偿问题,使得Iq-α与Iq-β均为0。通过以上补偿过程使平衡变压器副边2个供电臂消耗的有功和无功分别基本相等,实现电能质量的综合治理。

3 基于平衡接线的混合式容量分析

根据平衡变压器的特性可以得到,混合补偿方案只要使得两供电臂补偿后的等效负载消耗的无功功率为零、有功消耗大小相等即可解决无功和负序问题。因此需要对无功和有功的补偿装置安装容量进行研究从而实现最优的补偿效果。

3.1 无源补偿装置容量分析

无功补偿最理想的条件就是使牵引负荷消耗的无功完全由FC和背靠背单相换流器提供,由于换流器的容量有限,因此无功的补偿主要由FC完成,而换流器仅作为小容量的SVG协调动态补偿无功。FC容量的选择主要是根据每条线路的实际运行情况而选取安装。设两臂安装的最佳FC容量为SqFC-α和SqFC-β,其容量大小可由下式计算得到[14]:

其中,p(t)为每个时刻系统消耗的有功,q(t)为每个时刻消耗的无功。如果每个时刻系统消耗的无功q(t)都有SqFC补偿,那么系统的功率因数就为1。但是由于FC装置无法准确实时补偿,根据线路的时间运行情况,每条线路总能找到一个最优的FC容量使得系统的功率达到最高。目前大部分线路依然是交直型机车,其功率因数在0.82左右,可将安装的FC容量增加一些。运行交直交机车的线路功率因数普遍在0.95左右,因此可安装适当的FC容量以避免造成过补偿现象。根据式(8)的方法,本文采用实际数据进行分析,其功率因数和FC容量曲线如图5所示。

由图5可见,本条线路主要运行交直交机车,当α供电臂设置FC容量为2 Mvar时,该供电臂功率因数最高可达0.98,β供电臂无补偿时达到最大值,若安装容量大于最佳补偿值时将造成过补偿。

3.2 有源补偿装置容量分析

获得最佳FC容量后,为进一步提高系统功率因数,可通过单相换流器对FC进行调节,实现系统功率因数为1。设换流器提供的最大动态无功补偿容量为Sqr-α、Sqr-β,可得α和β臂无功补偿容量范围为:

针对图5所测试的数据,各供电臂选取最佳FC后仍无法达到单位功率因数,本文通过换流器对负荷进行了无功补偿,安装最佳FC后,功率因数与动态无功补偿容量之间的关系如图6所示。可见,采用换流器能够实现系统无功的完全补偿。针对图5安装最佳FC后,即可完全补偿α供电臂需要换流器补偿的2 Mvar无功,同理β供电臂需要1.5 Mvar。

电气化铁路牵引负荷在高压母线上产生的最大电压不平衡度可采用该点短路容量和不平衡容量进行估算,其电压不平衡度VGN为:

其中,SGN为系统不平衡容量,SS为系统短路容量。

由式(10)可见,因系统接入点短路容量不同,相同的不平衡容量也可能会导致不同的电压不平衡度,因此各变电所应根据自身系统容量调整补偿容量。

换流器在进行无功和有功的补偿时,一般是通过瞬时无功功率理论实时计算出α和β供电臂牵引负荷消耗的有功容量Spα、Spβ和无功容量Sqα、Sqβ。有功相等的目标就是使得2个供电臂为牵引负荷提供相等的有功,其大小分别为两臂负荷总和的一半。当α臂负载较大时,可以通过单相换流器从β臂传递部分有功到α臂,从而减小α臂有功消耗的同时增大β臂有功消耗,使得有两臂有功消耗相等;当β臂负载较大时其有功补偿原理相同。背靠背单相换流器2个端口有功补偿大小可由式(11)获得:

根据某牵引变电所实测数据整理得到该线路两供电臂负荷差值概率曲线如图7所示。

两供电臂最大的有功负荷差值为15 MW,如果按照最大差值安装显然系统补偿的经济性不高,有功转移的容量可根据电网的容量选取负荷有功偏差概率较大的容量进行安装,从而提高补偿的经济性。

通过分析换流器对无功和有功补偿容量计算即可得到换流器所需总体容量,从而实现系统的最优容量配置。当换流器容量有限时,可对换流器的无功和有功补偿功能独立控制。当需要提高无功补偿容量时,可降低有功补偿,从而提高换流器无功补偿能力。

4 实例测试与分析

某牵引变电所根据图1的混合式补偿系统的接线并依据铁路的运行规律,以1 d作为测试周期进行了4 d、多种补偿方式的连续测试。该变电所一次侧由220 k V系统引入2回110 k V电源,系统最小短路容量为800 MV·A,接入点的主变压器容量为2×240 MV·A。变电所正常运行时由一路110 k V电源供电,另一路电源热备用。牵引变压器采用110 k V/27.5 k V阻抗匹配平衡变压器,额定容量为31.5 MV·A。混合补偿系统由FC和背靠背单相换流器组成,其中α和β臂分别安装了3次和5次FC滤波器,其安装容量分别为2400 kvar和1200 kvar,每个供电臂无功容量总计为3600 kvar。背靠背单相换流器由2组组成,每组容量均为2.4 MV·A,共计4.8 MV·A。为比较试验结果,本次试验分为4种补偿模式进行:模式1没有任何补偿;模式2采用FC+背靠背单相换流器补偿无功和谐波;模式3采用背靠背单相换流器独立补偿无功和谐波;模式4采用FC+背靠背单相换流器补偿负序和谐波。本次测试采用西南交通大学研制的BDC-5型电能质量测试仪,每3 s测量一次,测量时间为24 h。图8分别为2种补偿模式下的二次侧α和β供电臂母线的有功波形。

从图8的功率曲线中可以看出,列车在05:00—10:00运行相对较少,有功功率消耗很小。在14:00—20:00α臂负载较大,β臂负载相对较小,此时间段负序最严重。通过对比图8(a)、(b)和图8(c)、(d)可以看出,背靠背单相换流器能够将α臂的部分有功功率转移到β臂,从而降低α臂的负载,使得变压器二次侧两臂有功消耗相对平衡。同时表1中电压不平衡度95%概率值也说明了该混合补偿系统有调节负载平衡的能力。根据前面的估算,要使得系统完全补偿,其背靠背单相换流器容量应在8 MV·A左右为宜。由于现场所安装的背靠背单相换流器容量比估算的小,在进行负序补偿时无法实现完全补偿,现场测试结果也说明了这一点。当换流器容量有限时再增加无功补偿的功能势必更加降低补偿的效果,因此采用FC补偿无功具有很大的实际意义。

本次试验的线路所运营机车主要为交直交机车,其功率因数可达0.95左右。从试验的测试数据看出,当没有补偿时α臂无功消耗大,β臂无功消耗小。当采用换流器补偿无功时,由于换流器是动态补偿,不会产生过补偿现象,所以系统功率因数提高较大。然而本混合补偿系统所安装的FC补偿装置配置β臂明显偏大,在投入混合补偿时,α臂补偿有效,β臂却出现过补偿现象而影响了整个系统的补偿效果。本次试验的无功补偿测试结果见图9。

从表2的系统功率因数测量结果可以看到系统在反送不计的情况下补偿后的功率因数接近1,而在反送正计时混合补偿功率因数偏低甚至低于无补偿,导致这种情况的主要原因是FC容量偏大。结合表1的测试结果可得出该线路的补偿系统应增大换流器容量,减少FC容量。

从表3的谐波补偿测量的结果看出,采用FC兼顾3、5次的滤波装置与换流器组成混合滤波系统补偿效果较好。若单独采用单相换流器滤波其效果并不理想,其主要原因是由于大容量的换流器开关频率不高且谐波突变时谐波检测存在延时。谐波总含量数据表明混合式补偿系统比纯有源补偿系统的滤波效果更好。

5 结论

调节补偿论文 篇6

中国自古就有“仓禀实,天下定”的古训,“手中有粮,心中不慌”。粮食在我们这样一个13亿人口大国中,具有特殊的战略地位,选择自给为主的粮食安全战略是由国情所决定,也是我国的既定方针。长期以来,尤其是改革开放以来,我国一直致力于这一目标的实现。然而在我国经济总体水平得以不断提升的同时,由于地区间经济的不均衡发展,东南沿海地区工业化、城镇化的强力推进,内陆地区为解决温饱的不懈奋斗,不仅经济的差距越拉越大,并由此引发了我国粮食生产流通格局发生了由“南粮北运”到“北粮南运”的大逆转。“鱼米之乡”之美誉已难再名副其实,“苏湖熟,天下足”、“湖广熟,天下足”等说辞也不再有闻。

上世纪末期,我国发生了以粮食为主等大宗农产品的全面过剩现象。中央据此做出了我国农业已告别短缺时代,进入了一个新的发展阶段的重大判断,并提出了对农业结构实施战略性调整的重大决策。从而也标志着我国广大内陆地区开始进入了工业化、城镇化和农业现代化的快速推进时期。进入新世纪后,全国粮食面积开始出现急剧下降,到2003年,全国粮食播种面积减少1440hm2,降幅14.5%,粮食产量减产816亿kg,减幅16%,基本上回到了上世纪80年代初期的水平[1]。粮食产量的大幅下降,还引发了全面通胀的发生。由此粮食安全问题再次成为中央乃至全社会关注的焦点和热点。之后年份,中央开始连续出台一系列高含金量的刺激粮食生产的优惠政策,使我国粮食生产得以快速回复和持续增长。也正是由于这种高瞻远瞩的举措,使得我国在近年来发生的世界粮食危机和世界金融危机中立于极为难得主动地位。

2 不均等的现代化路径选择

长期以来,我国无论是学术界还是现行的粮食安全政策,多是注重和围绕如何提高粮食产量、提高种粮农民收益等问题开展分析研究和政策制度的设计等。然而一个核心的问题是,我国粮食生产格局大逆转形成的新的粮食主产区,由于国家粮食安全战略目标的约束,其现代化发展将不允许选择东南沿海地区以牺牲农业尤其是粮食为代价的推进路径。下面以粮食第一生产大省河南为例,分析粮食主产区现代化推进过程中存在的突出问题。

2.1 粮食生产与经济发展形成巨大反差

历史上河南曾是粮食净调入省,自身温饱问题长期未能得以有效解决。改革开放后,河南粮食产量逐年提升,尤其是近十多年来,粮食播种面积保持了长期稳定,成为了我国第一产粮大省。浙江省历史上是我国的“鱼米之乡”,上世纪80年代与河南省人均粮食种植面积差距并不明显,1985年浙江省人均粮食种植面积813.4 m2,河南省为1146.7 m2。2007的变化是河南960 m2,浙江260 m2。然而经济的发展看,1978年河南省、浙江省的人均GDP分别是232元、331元,相差99元。到2007年,河南、浙江的人均GDP分别是16012元、37411元,差距增大到21399元,浙江省是河南省的2.34倍(图1)。

数据来源:根据1978~2007年《河南统计年鉴》、《浙江统计年鉴》数据计算整理。

2.2 粮食生产与地方财力严重不均衡

仍以两省比较,1978年河南省、浙江省的人均财政收入分别是48元和73元,两省相差25元。以后二者差距逐年加大,特别是1998年以后,差距更是出现增速趋势,到2007年,河南、浙江二省的人均财政收入分别是874元和6953元,差距增大到6080元,浙江省是河南省的7.96倍(图2)。由于人均财政收入水平比较低,粮食主产省份、粮食主产县的财政收入大部分用于“吃饭财政”,区域经济发展和居民社会福利改善极大受限。

2.3 粮食生产与较低的农民收入和尴尬的贫困现象

根据统计,农民人均纯收入全省排名后30名的县中有25个县属于平原农区粮食主产县。更为尴尬的是,近几年,河南贫困人口出现了向粮食主产区集中的趋势。2000年,河南省有52个县的粮食产量在5×104以上,按照国家确定的扶贫标准,当年52个县(市、区)有贫困人口576.12万人,占全省贫困人口的69.41%;据河南省扶贫办的资料,到2008年年底,贫困人口为334.55万人,占全省贫困人口的78.9%。8年间52个产量大县(市、区)的贫困人口比例上升了9.49个百分点。按照《国家粮食战略工程河南核心区建设规划》确定的93个粮食主产区县,有52个县农民人均纯收入低于全省平均水平,其耕地面积占全省耕地面积的48%,粮食产量占全省粮食产量的57%,目前还有33个县是扶贫开发工作重点县,占全省重点县数的3/4。

2.4 粮食生产与滞后的工业化、城镇化进程

农民收入与福利水平与所在地区工业化、城镇化水平呈密切正相关[2]。对于地方政府,粮食生产实际上已经成为一种政治任务,加之发展二、三产业的政策环境与先发达地区相比已从紧得多。因此导致工业化、城镇化进程长期滞后。2007年河南省工业化水平49.46%(非农就业人数占总就业人数的比例),城镇化率34.3%;同期浙江省为79.9%和57.2%。“黄淮四市”(商丘、周口、驻马店、信阳)是河南的4个产粮大区,城市化率平均只有25%。

3 粮食生产对区域发展的影响

从以上的分析可以看出,站在区域发展的视角,粮食生产与区域发展的目标并未有效耦合。由于粮食主产区现代化道路的选择不得重复以牺牲农业尤其是粮食生产为代价的传统路径,这就意味着粮食主产区的现代化道路,将在土地资源配置、资金投向等诸多经济社会资源上,比先发达地区付出更多更高昂的机会成本[3]。分析粮食生产对区域发展的影响机理,可以为粮食安全政策的改进和完善提供重要的理论支撑。具体分析这些影响,主要表现在以下方面。

3.1 付出较高的耕地机会成本

在工业化、城镇化快速推进时期,土地是最基本的生产要素。进入新世纪后,我国开始实施越来越严格的土地政策,实行了基本农田制度,从而为粮食主产区的工业化、城镇化形成了紧约束。我国的先发达地区其工业化、城镇化进程无一不是伴随着大规模占用耕地、大面积放弃粮食生产。张梦琳等在对江苏省1979-2006年的耕地资源与经济发展的协调度进行了量化分析后得出结论,江苏省经济增长是以消耗大量耕地资源为代价的[4]。与此相反,坚持“粮食比较优势”的粮食大省,大都成了“农业大省、工业小省、财政穷省”,粮食大县大都成了“农业大县、工业小县、财政穷县”。上世纪80年代初期,我国30个省市区中,有21个是粮食输出区(包括江苏、广东、浙江在内),到了2007年,我国新确定的粮食主产区有13个,其中只有6个是粮食净调出省份。

从种植业内部来看,粮食与其他经济作物比较收益也是较低的。根据2008年《中国统计年鉴》,稻谷、小麦、玉米的纯收益分别是3436.95元/hm2、1879.5元/hm2、3012.3元/hm2,三种粮食平均纯收益2777.7元/hm2,其他主要经济作物如棉花、花生、苹果、甜菜、蔬菜、桑蚕茧的每公顷纯收益分别是5818.8元、9300.2元、36638.6元、3764.3元、57000元、6295.2元。通过粮食作物与其他作物的收益比较,反映出了粮食生产在种植业内部也存在较高的机会成本。

3.2 农民择业就业的机会成本

据河南省农调队的调查,2008年河南纯种粮农户年均收入为1350元,种植高效经济作物的农户年均收入为4550元,从事第二、第三产业的农民工年均收入为9600元。此外尽管目前不少种粮农民家庭外出打工人员也较普遍,但由于家庭种有粮食,往往在农忙季节仍赶回家里忙农活,很多时间耽误在路途中和重新寻业中。一般从外地回到家里到重新出去打工需要1-2月的时间,外出打工农民一年中真正务工并能领到工资的时间在4-5个月,并且也花费了不少交通费用,因此限制了他们外出务工的积极性和效益。另一方面,外出务工家庭平时的农田管理基本成了“三八六零部队”,即妇女和老人,也影响了农田的管理。

3.3 付出过多的配套资金机会成本

随着国家对农业投资力度的不断加大,粮食主产区承担的农业投资项目也越来越多。按照现行的投资政策,地方因此配套的资金也越来越多,无疑这些配套资金也存在着更高的机会成本。虽然目前粮食风险基金分担比例由原来中央40%、地方配套60%,调到现在中央60%、地方配套40%,地方仍然要拿出很大一笔钱来,使得粮食主产区陷入“产粮越多财政负担越重”、“贡献越大义务越多”的境地。一些地方政府把这种现象叫做“背着包袱抓粮食,抓了粮食背包袱”。据国务院发展研究中心的调查,6个净调出省地方粮食风险基金配套负担重、欠账多,涉农配套资金的要求已使粮食主产区不堪重负。在河南省产粮大区驻马店市,近四年来市县两级涉农配套名目和配套资金逐年增加,配套资金从2004年的12项增加到2006、2007年的23项和31项,市级配套资金从2004年的6692.2万元增加到2007年的59178.1万元,增加了7.8倍,涉农配套资金占全市一般预算收入的比重也从2004年的5.2%增加到2007年的27.8%。

3.4 流通环节粮食生产成果转移到其它地区

主要体现在三个方面:一是粮食价格与农业生产资料价格、农村工业消费品价格存在着剪刀差,在这种“剪刀差”中,粮食主产区因粮食低价而利益受损害,而作为粮食主销区的沿海发达地区从农业生产资料和工业消费品高价中获得较多利益,导致粮食主产区在投入产出过程中利益外流,经济建设成果随着粮食输出流向其它区域。二是粮食主产区初加工的粮食产品(上游产品)价格低于精加工粮食产品(下游产品)价格的剪刀差。粮食主产区一般都是生产初加工的粮食产品,而沿海发达城市、粮食主销区一般都是精深加工,这样使沿海发达地区有可能利用粮食主产区提供的廉价粮食原料或半成品,通过先进精细的加工而获得较多的利润。三是在粮食输出过程中,粮食主产区遭受的不公平市场竞争,粮食主产区不能自主粮食输出,粮食输出价格、数量都不能按照市场供需规律得到有效控制。粮食主产区为完成储备粮任务,除了生产者承受粮食成本增加的负担外,地方政府及粮食企业(流通者)还承受了巨额的仓储、损耗、利息等费用[5],而沿海发达地区获得商品粮并非完全由市场调节,很大程度上是通过行政手段调剂的,他们所得到的粮食价格低于粮食的生产、运输和储藏成本,生产成果再次流失。

4 政策建议

尽管我国在不断加强着粮食生产的扶持力度,但从构建粮食安全长效机制的角度分析,现行的粮食安全政策在产生一系列成效的同时,也积聚着巨大隐患。如果粮食主产区经济社会发展长期处于落后状态,地方财力不能摆脱窘迫的局面,种粮农民的收入得不到应有提高,长期处于较低水平,就不可能奠定我国粮食安全的牢固根基。未雨绸缪,我们必须探索一个能够调动国家、地方和农民三方积极性,融国家粮食安全与地方经济社会发展和粮农收入增加三方利益协调一致互为促进的粮食安全长效机制。为此提出以下政策建议:

4.1 建立以中央财政为主的农业基础设施建设和农民种粮补贴政策

明确粮食安全是国家层面的目标,出于一盘棋考虑和科学合理产业布局的需要,可由粮食主产区承担粮食生产的主要责任和义务,但不能因此承担或增加更多的负担。因此,对粮食主产区改善基础设施条件的投入和对种粮农民的补贴,要不断加大力度,提高标准,不断提高中央财政的支出比重,缩减地方配套比例,直至取消地方配套政策。

4.2 加大对粮食主产区的奖励扶持力度

要提高粮食主产区抓粮的积极性,就必须尽快改善其地方财力收入低下的状况,使其感到抓粮种粮不吃亏。可以结合国家正在实施的粮食核心区建设工程,将核心区建设与地方经济社会发展通盘考虑,在财政转移支付的补贴机制上进行积极探索,如实行粮食生产转移支付奖励资金与粮食产量、调出量直接挂钩的联动办法,依据粮食生产目标完成情况和全国县级一般性财力水平确定补贴奖励标准等。既能极大调动地方政府开展粮食生产的积极性,又能形成地方粮食生产与财力同步增长的互促机制,从而推进粮食主产区社会事业的均衡发展。

4.3 建立产、销区共同承担的粮食安全责任机制

为形成粮食安全责任共担的局面,积极发挥市场的引导作用,建立和完善产销区之间相对稳定的购销衔接和利益补偿机制。鼓励销区与产区通过远期合约方式建立稳定的长期购销关系;鼓励销区到产区直接投入,建立稳定的粮食生产供应基地;择机开征粮食消费税,建立粮食生产发展基金,专项用于增加粮食调出省的农业投入。

4.4 实施倾斜、优惠政策,积极推进粮食主产区工业化城镇化进程

在加大财政转移支付的同时,要采取输血和造血并重的方针。一是在粮食主产区要优先安排支农工业项目,粮食生产重大科技项目,一些非农业的大型项目也可酌情优先安排;二是制定支持粮食主产区发展粮食加工和食品工业的优惠政策,如建立粮食主产区农业产业化专项资金,将粮食产业的有关税收全部留给地方等。通过优惠政策,推进粮食主产区工业化、城镇化进程,缩小与先发达地区的差距。

参考文献

[1]中华人民共和国国家统计局.2008年中国统计年鉴[M].中国统计出版社,2009.

[2]亢霞.当前我国粮食支持政策存在的主要问题及对策建议[J].中国粮食经济,2009(1):27-29.

[3]邓大才.中国粮食生产的机会成本研究[J].经济评论,2005(6):78-88.

[4]张梦琳,陈利根,龙开胜.江苏省耕地资源与经济发展计量与协调性分析[J].中国人口.资源与环境,2009(3):82-86.

调节补偿论文 篇7

电力机车负荷具有非线性、不对称和波动性的特点[1],会将产生的谐波和负序电流注入到电力系统中。 随着高速铁路的快速发展,电力机车的运行对电网电能质量的影响也日益加剧。 采用相序轮换、 提高系统电压等级等方法的治理效果有限,因此高速铁路的电能质量问题成为国内外研究的热点[2-11]。

目前对电气化铁路谐波、负序和无功问题,主要采用投切电容器或者SVC等补偿装置[2-3]来完成,但对无功容易产生过补偿,且对谐波和负序的补偿效果不佳。

铁路功率调节器RPC (Railway static Power Conditioner)[5-6]是一种能够综合补偿谐波、负序和无功的装置,由日本学者首次提出。 现有的利用RPC的综合补偿方法,牵引变压器多采用阻抗匹配平衡变压器,通过调整控制策略,使牵引变压器二次侧两相负荷大小相等、功率因数相同,即可满足一次侧负荷对称的要求[12]。 已有研究RPC在Scott接线变压器情况下的能量优化问题,由于负序和无功电流的补偿各不影响,控制策略中可以单独考虑负序或无功的补偿度[13]。 而对于V / V变压器下的RPC研究较少。 文献[14-15]研究了高速铁路采用V/V牵引变压器的情况下,利用RPC进行负序和谐波电流综合治理的方法,均完全补偿了谐波和负序电流,但是RPC所需容量较高。

本文研究了优化补偿情况下,RPC装置谐波和负序电流补偿量的检测方法。 完全补偿是指将谐波和负序电流尽量消除的补偿方式,优化补偿是指将谐波和负序电流减小到满足国标要求的补偿方式, 从而减小装置补偿所需能量。 针对RPC的补偿能量,本文提出了3个补偿指标,即有功补偿度 γ、无功补偿角度 φ、谐波补偿度 ψ;对RPC进行最优稳态功率分析,采用粒子群优化(PSO)算法[16]计算出RPC最小补偿能量下所需的 γ、φ 和 ψ,通过对这三者的控制实现RPC的最优能量控制。 采用能量优化补偿方法对RPC进行容量配置,并针对补偿的实时性要求,提出了一种工程应用方法。 仿真结果表明, 本文提出的能量优化补偿策略可以减小RPC的补偿容量,提高装置的经济性。

1 RPC补偿的原理

RPC补偿装置结构图如图1所示。 系统电压为220 kV,高速铁路牵引变压器采用V / V接线方式, 两供电臂接触线额定电压为27.5 kV。 定义图中右侧供电臂为 α 供电臂,左侧供电臂为 β 供电臂。 RPC补偿装置通过降压变压器连接到2个供电臂。 RPC的2个电压源变流器通过直流电容给2个变流器提供直流电压。 通过控制RPC来实现谐波、负序的综合补偿。

假设系统电压为理想电压源,一次侧三相电压UA、UB、UC分别为:

其中,U为A、B、C三相相电压有效值。

设V/V接线变压器变比为k,则可得到2个牵引供电臂电压Uα、Uβ分别为:

其中,UAC、UBC分别为牵引变压器一次侧AC、BC相间线电压。

高速铁路采用交直交电力机车,为了分析方便, 假设负荷功率因数近似为1[14],则补偿前 α、β 两供电臂基波电流Iα0、Iβ0为:

其中,Iα0、Iβ0为补偿前 α、β 两供电臂基波电流有效值,IaL、IbL为负荷基波电流。

牵引变压器一次侧电流IA0、IB0分别和二次侧电流Iα0、Iβ0同相位。 由式(1)—(3)可得补偿前的电压、 电流关系,如图2所示,补偿前A、B、C三相电流IA0、 IB0、IC0不平衡,存在负序电流,IA0滞后UA30°,IB0超前UB30°。

要使补偿后三相电流IA、IB、IC平衡,则补偿后IA、IB应分别和UA、UB同相位且大小相等。完全补偿后的三相电流相量图[15]如图3所示,补偿可分为有功补偿和无功补偿,有功补偿的补偿电流方向和IA0、IB0方向平行,补偿量为ΔIPα、ΔIPβ,无功补偿的补偿电流方向和IA0、IB0方向垂直,补偿量为ΔIQα、ΔIQβ。

设Pα0、Pβ0分别为补偿前α、β两供电臂的负荷基波有功功率。根据补偿前后牵引供电系统提供给负荷总有功功率不变的原理,完全补偿需要补偿的有功量ΔPα、ΔPβ的绝对值大小相等,且和为零,分别为:

完全补偿需要补偿的无功量 ΔQα、ΔQβ为:

由图3可见完全补偿后三相电流IA、IB、IC平衡, 大小相等,且相互相差120°。

2补偿装置的能量优化

2.1负序补偿的能量优化

采用V/V接线牵引变压器情况下,正序电流和负序电流的计算公式为:

其中,a=ej120°。

根据GB/T15543《电能质量三相电压不平衡》, 设公共连接点(PCC)的正序阻抗与负序阻抗相等, 则牵引负荷引起的PCC处负序电压不平衡度 εU2计算公式为:

其中,UL为牵引网额定电压,单位为kV;Sk为PCC的三相短路容量,单位为MV·A;I2为电流的负序值,单位为A。

由式(7)可得:

RPC完全补偿负序电流所需能量较高,经济性较差,实际中可仅补偿到满足国标要求。 GB/T15543规定:接于PCC的每个用户引起该点负序电压不平衡度允许值一般为1.3%。 考虑一定的补偿裕度,可令补偿后电压不平衡度小于国标规定。 对于特定的牵引供电系统,UL、Sk已知,即可由式(8)得到补偿后的负序电流目标值I2*。

采用优化补偿时电压、电流关系如图4所示,补偿前电流为图2中对应的IA0、IB0,补偿后电流为I′A、 I′B,有功电流补偿量为 ΔI′Pα、ΔI′Pβ,无功电流补偿量为 ΔI′Qα、ΔI′Qβ。

考虑能量优化补偿情况时,定义2个补偿指标,分别为有功补偿度γ、无功补偿角度φ,其中γ[0,1],φ[0,π/6]。定义φ为I′A和IA0(或IB0和I′B)之间的夹角。需要补偿的有功量ΔP′α、ΔP′β的绝对值大小相等,且和为零。定义γ为:

有功量 ΔP′α、ΔP′β分别为:

无功量 ΔQ′α、ΔQ′β分别为:

α 供电臂需要补偿基波能量为:

β 供电臂需要补偿基波能量为:

RPC补偿需要的总的基波能量S′1为:

RPC在补偿过程中所需的基波总能量是m、n、 φ、γ 的函数,其中在m、n一定的情况下,可以求 φ、γ 的最优解使S′1在最小能量下补偿。

图4中优化补偿情况下,设I′α、I′β为补偿后二次侧目标电流基波,分别和I′A、I′B同相位。将补偿后二次侧基波电流Iα=I′αej(-30°+φ),Iβ=I′βej(-90°-φ)代入式(6),其中I′α、I′β分别为I′α、I′β的有效值,经过计算可以得出I-为:

其中,I-为负序电流I-的有效值。

利用式(8)得到的I2*,可得约束条件:

以式(15)为目标函数,则可以通过PSO算法[16]求满足负序要求的RPC能量优化问题:

由式(18)求得满足S最小时的最优解 φ、γ。

2.2谐波补偿的能量优化

谐波完全补偿时所需谐波能量S2为:

其中,Uα、Uβ分别为 α、β 两供电臂电压有效值,Iαh、Iβh分别为 α、β 两供电臂第h次谐波电流有效值。

根据GB/T14549—93《电能质量公共电网谐波》,可以将比较严重的3、5、7次谐波电流补偿到满足国标要求的谐波电流允许值I*3、I*5、I*7,其他次谐波电流完全补偿,并可使总谐波畸变率THDi低于给定值THD*i。定义谐波补偿度为ψ,优化补偿后的谐波电流为I′αh、I′βh,补偿前谐波电流为Iαh、Iβh,则ψjh(j=α或β;h=3,5,7)为:

若THDi≤THDi*,ψjh可由下式计算得到:

若THDi> THDi*,则 ψjh可由下式计算得到:

ψjh可以根据实时检测到的Ijh由式(21)、(22)直接算得。

谐波优化补偿时所需谐波能量S′2为:

S′2 = S2 - Uα 姨h=3 ，鄱5 ，7(I′α h )2- U β姨h=3 ，鄱5 ，7(I′β h)2(23)

经过负序补偿和谐波补偿的能量优化后,RPC补偿所需总能量S为基波能量S1′和谐波能量S′2之和:

3应用分析

3.1实时补偿解决措施

以某个实际牵引变为例,α、β 两供电臂实际负荷功率Pα0、Pβ0变化范围分别为0~20 MW,以1 MW为变化步长,对Pα0、Pβ0各种负荷组合情况利用2.1节所述方法进行PSO离线计算,求出满足不同负荷情况下的最优解 φ、γ,制定出补偿度和负荷情况对照表。 表中数据满足下式:

以有功补偿度 γ 为例,α 供电臂实际负荷功率为Pα0j时,γ 以 β 供电臂负荷功率Pβ0为变量拟合得到的多项式为:

根据aij随Pα0 j的变化情况,可以拟合得到ai以Pα0为变量的多项式为:

这样就可以拟合得到 γ 以连续量Pα0、Pβ0为变量的多项式为:

同理可以得到 φ 以连续量Pα0、Pβ0为变量的多项式:

对于算得的 φjk、γjk为零的情况,不计入多项式拟合的计算中。 l、l′、h、h′的值根据实际情况和要求的拟合度确定,本算例中参数的拟合度在99%以上。

将式(9)代入式(29)、(30)可以近似得到 φ、γ 用m、n表示的多项式:

其中,m[0,40],n[0,20]。

3.2 RPC容量配置

利用能量优化补偿策略,将RPC的容量配置为S*:

S′1max、 S′2max可根据实际负荷变化情况,利用能量优化方法,事先离线计算得到。 根据谐波的实测数据,谐波含量较低,基本符合国标要求,能量优化补偿下谐波容量S′2max相对于完全补偿下谐波容量S2max有一定降低,但主要是负序问题决定着RPC补偿装置的容量。

以3.1节中实际牵引变为例,当 α、β 两供电臂实际负荷功率Pα0、Pβ0变化范围分别为0~20 MW时, 能量优化补偿所需S′1的最大值S′1max出现在一供电臂负荷为0 MW、另一供电臂负荷为20 MW处,此时 φ、γ 分别为13.03°、0.592 3,S′1max为12.84 MV·A。

由式(4)、(5)可得完全补偿时所需基波能量S1为:

对于不同的负荷情况,S1的最大值S1max出现在两供电臂负荷均为20 MW或一供电臂负荷为0 MW、 另一供电臂负荷为20MW处,此时S1max为23.10MV·A, 能量优化补偿方法下负序容量S′1max仅为完全补偿下负序容量S1max的55.58%,提高了补偿装置的经济性。

3.3对实际负荷功率因数不为1的修正

考虑功率因数不为1的情况下,牵引变电所α、β两供电臂负荷可能出现以下4种情况:两臂均为牵引工况;两臂均为再生制动工况;α供电臂为牵引工况,β供电臂为再生制动工况;α供电臂为再生制动工况,β供电臂为牵引工况。补偿前A、B、C三相电流I′A0、I′B0、I′C0不平衡,存在负序电流。以图5(a)中两臂负荷均为牵引工况为例,I′A0滞后UA角度30°+θα,IB0超前UB角度30°-θβ,θα、θβ分别为α、β供电臂的功率因数角。其他负荷情况见图5(b)、(c)、(d)。

以图5(a)中两臂负荷均为牵引工况为例,由实际负荷电流I′A0、I′B0的基波电流IA1、IB1按2.1、3.1节中方法进行分析,φ、γ由式(31)直接计算得到。

定义 α、β 两供电臂基波负荷的无功补偿角度分别为 φα 、φβ 。 定义 θα 、θβ 值的正负如下:θα 超前UAC取正号,滞后UAC取负号;θβ超前UBC取负号,滞后UBC取正号。

对负荷功率因数不为1进行补偿度修正,φα可由式(34)得到:

φβ可由式(35)得到:

此时补偿的最优程度虽然不及PSO算出来的精确,但是既达到了国标的要求,又满足了补偿的实时性要求,有利于工程的实际应用。

4谐波、负序电流的检测和控制方法

采用的RPC装置谐波和负序检测原理图见图6。

经过RPC装置补偿后的 α、β 供电臂的基波目标电流i′α、i′β为:

将α、β两供电臂负荷电流检测值iaL、ibL与i′α、i′β相减,此时补偿量中包含全部谐波,再减去满足国标要求的谐波电流i′αh、i′βh(h=3,5,7),即可得到需要补偿的谐波和负序电流为:

将得到的 α、β 两供电臂补偿电流目标值iac、ibc通过滞环比较控制环节,即可控制变流器进行谐波、 负序的综合补偿。

5仿真分析和验证

以京津高速铁路某实际牵引变为例,3.2节中已经验证了能量优化补偿策略下的RPC装置容量比完全补偿下的容量减小很多,对于实际负荷需要补偿的能量小于额定容量S*的情况,能够根据式(21)、 (22)、 (31) 实时地计算各补偿度, 采用MATLAB / Simulink仿真验证能量优化补偿策略的优越性。 系统的仿真参数如下:三相电压为220 kV;牵引变压器变比为220∶27.5;牵引变压器短路阻抗Uk为8.6 %; 次边绕组负载损耗为225 kW;RPC降压变压器变比为25∶1.25;RPC输出电感为0.1 mH;RPC直流电压为4 kV;直流侧电容为0.2 F;PI参数为KP= 30,KI= 10;滞环比较器滞环宽度为0.2 H / A。

假设系统电压三相平衡情况下,某工况下 α 供电臂有功功率为19.71 MW,β 供电臂有功功率为4.47 MW。 负载采用电阻负载并联不可控整流负载, 功率因数近似为1且含有谐波[14],满足高速铁路负荷的特性。 设计满足以上功率负荷,α 供电臂负载为0.20 Ω 电阻负载并联不可控整流负载,不可控整流负载为0.23 Ω 电阻串联0.07 H电感,β 供电臂电阻负载为0.75Ω,不可控整流负载1.15Ω 电阻串联0.35 H电感,两供电臂负载功率不相等。 负载通过变比为27.5∶1.5的变压器接入牵引网。 图7(a)为补偿前三相电流波形,可以看出三相电流不对称,且含有谐波。

考虑能量优化补偿的情况下,设系统短路容量为1 000 MV·A,εU2考虑补偿裕度设为1%,可以根据实际情况灵活调整。 将式(37)中补偿电流iac、ibc加上谐波电流i′αh、i′βh(h = 3,5,7),则对负序进行优化补偿,对谐波完全补偿。 由式(8)可得优化补偿时负序电流有效值限值I2*= 26.24 A。 采用式(31)求得对应的无功补偿角度 φ 为13.34°,有功补偿度 γ 为0.5326。 图7(c)为只优化负序时补偿后三相电流波形。 对负序和谐波均进行优化补偿时,3、5、7次谐波电流限值按照国标折算到1 000 MV·A短路容量取4.8 A、 4.8 A、3.4 A,谐波畸变率THDi*限值取3%。 补偿后三相电流波形如图7(d)所示。

补偿前、完全补偿后和优化补偿后各项指标的仿真结果见表1。

由图7和表1可以看出,完全补偿和优化补偿后谐波都明显减少,有良好的治理效果。 负序优化补偿后的谐波电流THDi比完全补偿后谐波电流THDi要低,这是因为在直流侧电容一定的情况下,负序优化补偿时补偿的目标电流比完全补偿时小,所以补偿的效果比完全补偿要好;而谐波和负序综合优化补偿后谐波电流THDi小于且接近3%,与给定的谐波畸变率THDi*限值相符,相对于完全补偿,一定程度上降低了补偿装置所需的谐波能量。

RPC补偿前谐波电流较高,负序电流较大,负序电压不平衡度为1.67%,超过国标规定。 完全补偿后,负序电流可以基本全部消除,三相电流接近平衡, 负序电压不平衡度近似为零,但RPC所需补偿负序能量较高,为20.67 MV·A。 优化补偿后,负序电流可以按需补偿到该系统的负序电流限值,负序电压不平衡度也与给定值 εU2相符,满足国标要求,且RPC所需补偿负序能量大幅减小,减小了10.56 MV·A,优化补偿所需负序能量为完全补偿的48.91%。

本文所提的能量优化补偿策略能够有效减小RPC装置所需补偿能量,本算例中负序优化补偿使RPC补偿装置的能量从24.16 MV·A减至13.95 MV·A, 谐波和负序均优化补偿后,装置所需能量进一步减小为13.21 MV·A。 RPC补偿能量的减小,一方面靠使谐波和负序电流只补偿到满足国标要求;另一方面对于特定的谐波和负序电流限值,计算出RPC所需总能量S较小情况下的有功补偿度 γ、无功补偿角度 φ 和谐波补偿度 ψ。 由此给出的补偿目标电流量控制方便,易于实现。

6结论

本文提出的RPC容量配置和能量优化补偿策略,能够减小装置的设计容量,且能使装置在较小能量下补偿谐波和负序电流,既能使谐波和负序电压不平衡度满足国标要求,又能提高装置的经济性。

对RPC进行最优稳态功率分析,在满足特定谐波和负序电流限值的情况下,提出的检测方法能够直接计算出补偿总能量S较小时无功、有功补偿指标 φ、γ 和谐波补偿度 ψ。 通过对 φ、γ、ψ 的控制直接给出补偿后的目标电流量,实现RPC的最优能量控制,控制方法简单,易于实现。

通过大量事先离线计算不同负荷情况下的最优解 φ、γ,制定出补偿度和负荷情况对照表。 利用补偿度和负荷情况对照表中的数据,采用参数拟合的方法计算出 φ、γ 的表达式,并对功率因数不为1的情况进行修正,可以由实测负荷迅速算出补偿度,满足实时补偿要求,有利于工程的实际应用。

仿真结果验证了本文提出的能量优化补偿策略在有效治理谐波和负序电流的基础上,大幅提高了RPC补偿装置的经济性。

摘要：针对高速铁路牵引供电系统的谐波、负序问题,提出一种采用铁路功率调节器(RPC)补偿装置的能量优化补偿策略。研究了优化补偿情况下RPC装置谐波和负序电流补偿量的检测方法。针对RPC的补偿能量,对RPC进行最优稳态功率分析,提出了3个补偿指标:有功补偿度γ、无功补偿角度φ、谐波补偿度ψ。采用粒子群优化(PSO)算法计算RPC最小补偿能量下所需的γ、φ和ψ,通过对γ、φ、ψ的控制实现RPC的最优能量控制。采用能量优化补偿方法对RPC进行容量配置,并针对补偿的实时性要求,提出了一种工程应用方法。仿真结果表明,所提出的能量优化补偿策略可以减小RPC的补偿容量,提高了补偿装置的经济性。