串联补偿线路（精选7篇）
串联补偿线路 篇1
0 引言
随着我国国民经济的持续快速发展,对电力的需求越来越大,电力系统正在向大容量、远距离、特高压的方向发展。电力系统输送容量、输送距离和电压等级的不断增加,使得系统的稳定性问题变得日益突出。
串联补偿技术是一种提高稳定极限的有效方法[1]。在输电线中间加入串联补偿电容器能减小线路电抗,缩小线路两端的相角差,从而有效地提高输电线路的输电能力和系统稳定性[2],且其在线路建设投资、输电走廊获取以及减少环境污染方面有明显优势。
电力系统中的电容和电感均为储能元件,当操作或故障使其工作状态发生变化时,将有过渡过程产生。在过渡过程中,可产生数倍于电源电压的操作过电压。在特高压交流输电系统中,操作过电压是决定其绝缘水平的最重要的依据之一,直接影响到系统的运行性能和制造成本。操作过电压的分析与限制是发展特高压电网的主要研究课题之一[3,4]。
本文拟考虑在1 000 k V交流输电系统中加入串联补偿,以目前正在建设的国家电网公司晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程[5]为背景,采用国际上广泛使用的电磁暂态计算程序ATP-EMTP,对含有串联电容器补偿的1 000 k V交流输电线路各种工况下的合闸操作过电压进行计算和分析研究[6],以便为以后在我国特高压输电系统中采用串联补偿装置提供参考。
1 操作过电压计算
在特高压交流输电系统中,由于空载长线的电容效应会引起很大的工频电压升高,在此基础上会出现幅值很高的合闸过电压。合闸过电压是特高压电网中最典型的操作过电压,对系统的绝缘水平起决定作用。
线路合闸可分为2种类型[7]。一种是空载线路正常有计划的合闸操作:合闸前,线路不存在接地故障;合闸后,线路各点电压有零值过渡到考虑电容效应的工频稳态电压值,在此过程中会出现合闸过电压。另一种合闸操作是运行线路发生单相接地故障,由继电保护系统控制跳闸后,经一短时间后再合闸,即自动重合闸操作。
1.1 系统计算条件
参考晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程,线路长度选为600 km,线路参数选取与示范工程相同,如表1所示。系统电源母线电压为1 087 k V,三相短路容量为50 000 MW。为了更清晰地看出在加装串联补偿电容器后对操作过电压的影响,在计算时暂时不采取任何限压措施。
1.2 空载线路合闸过电压计算
1.2.1 计算条件
空载线路合闸过电压计算主要考虑2种情况:一种是考虑串联补偿电容器补偿度不同对合闸过电压的影响,另一种是考虑串联补偿电容器安装在线路的位置不同时对合闸过电压的影响。
线路合闸操作发生时间设为1个工频周期的均匀时间,假设线路三相同期合闸,并通过120次计算得到这种情况下合闸过电压2%的统计值。
1.2.2 计算结果
串联补偿电容器安装在线路正中间,串联补偿度不同时,空载线路合闸过电压沿线分布如表2所示。串联补偿度为50%,串联补偿电容器安装位置不同时,空载线路合闸过电压沿线分布见表3。
表中电压基值为大写字母A~E分别表示距线路首端0、150 km、300 km、450 km和600 km的位置,在有串联补偿装置处过电压值取装置左侧的电压,下文各表与此相同。
1.2.3 计算结论
a.在加装串联电容器前后,空载合闸过电压最大值分别为3.31 p.u.和2.94 p.u.,串联补偿电容器具有降低空载合闸过电压的作用,并且随着串联补偿度的增加,空载合闸过电压降低的越多。
b.电容器的安装位置对空载合闸过电压有较大影响,越靠近线路首端,限压效果越好。
c.装有串联补偿电容器的特高压交流输电线路在空载合闸之前应该将串联补偿电容器投入,而不是将其旁路,并且其安装位置应尽量靠近线路首端。
1.3 自动重合闸
在超特高压交流输电线路中,由于相间距离大,运行经验表明绝大部分故障都是单相接地短路,因此其重合闸方式一般采用单相重合闸。
单相重合闸后有成功和不成功2种情况。单相重合闸成功时由于故障已经被清除,原故障相上无残余电压,其过电压与空载线路合闸过电压相同,因此这里只对单相重合闸不成功的情况进行研究。
1.3.1 计算条件
a.重合闸操作的时序为:0 s发生接地故障,0.1 s故障相两端断路器动作切除故障相,0.8 s两侧断路器重合闸,0.9 s两侧断路器跳闸再次切除故障相。
b.线路合闸操作发生时间设为1个工频周期的均匀时间,假设线路三相同期合闸,并通过120次计算得到这种情况下合闸过电压2%的统计值。
单相重合闸过电压计算同样考虑2种情况:串联补偿电容器补偿度不同对合闸过电压的影响以及串联补偿电容器安装在线路的位置不同时对合闸过电压的影响。
1.3.2 计算结果
串联补偿电容器安装在线路正中间,串联补偿度不同时,单相重合闸过电压沿线分布如表4所示。串联补偿度为50%,串联补偿电容器安装位置不同时,单相重合闸过电压沿线分布见表5。
1.3.3 计算结论
a.在加装串联电容器前后,单相重合闸过电压最大值分别为2.05 p.u.和1.98 p.u.,串联补偿电容器具有降低单相重合闸过电压的作用,并且随着串联补偿度的增加,单相合闸过电压降低的越多,但是效果不是很明显。
b.电容器的安装位置对单相重合闸过电压有较大影响,越靠近线路首端,限压效果越好。
2 操作过电压限制
虽然在采用串联补偿电容器之后操作过电压有所降低,但仍不能满足我国特高压过电压的参考标准,因此必须采取有效措施限制操作过电压。目前,限制操作过电压的措施主要有[8,9,10]:
a.使用高压并联电抗器补偿特高压线路充电电容;
b.加装金属氧化物避雷器MOA(Metal Oxidized Arrester);
c.采用断路器合闸电阻限制合闸过电压;
d.考虑使用控制断路器合闸相角方法降低合闸过电压;
e.选择适当的运行方式以降低操作过电压等。
2.1 空载线路合闸过电压限制
空载线路合闸过电压幅值较大,是特高压交流输电线路绝缘水平起决定作用的因素。这里考虑的限压措施有3个。
a.在线路两侧加装容量相同的并联电抗器,总并联补偿度为90%。
b.采用断路器合闸电阻,阻值为400Ω,在断路器合闸之前10 s接入。
c.在线路两侧加装MOA,MOA采用日本特高压系统中C型MOA的参数[11,12],雷电流为20 k A和10 k A时的雷电冲击残压分别为1 620 k V和1 550 k V。
仿真计算时在线路正中间加装串联补偿电容器,补偿度为50%,以降低操作过电压。断路器合闸发生时间设为1个工频周期的均匀时间,假设三相同期合闸,并通过120次计算得到这种情况下合闸过电压2%的统计值。测得在合闸过电压2%的统计值时线路首端、正中间和末端的电压(均为A相)的波形如图1~3所示。
从图1~3中可以看出线路首端、正中间和末端的空载合闸过电压值uo1、uo2、uo3分别为1.32 p.u.、1.34 p.u.和1.32 p.u.,符合我国特高压过电压的参考标准,可见在加装了串联补偿电容器后采用上述的限压措施是有效的。
2.2 自动重合闸过电压限制
线路重合闸在因永久性故障而不成功时,重合闸后非故障相上的工频稳态电压比接地故障已消失后重合闸的要高。对于单相重合闸而言,这里主要考虑的限压措施是:
a.在线路两侧加装容量相同的并联电抗器,总并联补偿度为90%;
b.在线路两侧加装MOA,MOA参数同前。
仿真计算时同样在线路正中间加装串联补偿电容器,补偿度为50%,以降低操作过电压。断路器重合闸发生时间设为1个工频周期的均匀时间,假设三相同期合闸,并通过120次计算得到这种情况下合闸过电压2%的统计值。测得在合闸过电压2%的统计值时线路首端、正中间和末端的电压(均为B相)的波形如图4~6所示。
从图4~6中可以看出线路首端、正中间和末端的单相重合闸过电压值分别为1.02 p.u.、1.33 p.u.和1.36 p.u.,也符合我国特高压过电压的参考标准,可见在加装了串联补偿电容器后采用上述的限压措施同样是有效的。
3 结论
a.在特高压交流输电线路中加装串联补偿电容器可以降低操作过电压,尤其是对空载线路合闸过电压的限制有较好的效果。
b.串联补偿电容器的位置越靠近线路首端限压效果越好;其补偿度越大限压效果越好。
c.采用相应的限压措施,可以将加装了串联补偿电容器的特高压输电线路的空载线路合闸过电压和单相重合闸过电压分别限制在1.34 p.u.和1.36 p.u.。
参考文献
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串联补偿线路 篇2
1.1 电容器组接线及CT配置
串联补偿装置的电容器组是由多个电容器单元通过串、并联方式组合而成, 当电容器单元内熔丝熔断时就会使其它电容器单元电压不平衡, 进而发展为过电压, 造成电容器贯穿性短路。由于电容器暂态测量阻抗和稳态测量阻抗有一定差异等原因, 使得电容器阻抗在线检测有一定难度。通常将电容器分为4个桥臂接成H形, 在其中加上不平衡CT, 来检测电容器单元是否有熔丝熔断。对于H形接线形式的电容器在设计和选择上要尽可能地使各个桥臂上的电容参数一致, 以降低不平衡电流。
串补电容器在实际工程中有如图1所示两种接线形式。
电容器两种接线方式各有优缺点, 表l是两种接线的比较。
1.2 电容器接线对合闸失灵保护的影响
旁路断路器合闸失灵保护:串补所在线路或串补装置发生故障, 其相应保护动作, 发出合旁路断路器命令, 恰好旁路断路器发生合闸故障, 无法合上, 设定延时到后, 旁路断路器仍未合上, 合闸失灵保护动作将串补所在线路两侧断路器跳开, 切除故障。
在实际工程中, 由于电容器接线不同, 旁路断路器合闸失灵保护的逻辑判据条件也不同。对于1个H形接线, 由于配置了电容器电流互感器CT1 (如图2所示) , 通过电容器CTI就可以反映电容器组上的电流。旁路断路器的分合闸位置对电容器上的电流是有影响的。如果旁路断路器处于合闸位置时 (电容器组的放电电压衰减至10%以下的时间小于5ms, 所以不考虑放电电流的影响) , 电容器上的电流就为零。所以可以将电容器上的电流作为判断旁路断路器合闸失灵的条件之一。
对于2个H形接线, 没有配置电容器电流互感器, 电容器上的电流依赖于装在串补装置上的线路电流互感器CT2 (如图2所示) 反映。旁路断路器
处于分闸和合闸位置时, 线路电流是相同的 (不考虑串补投退, 引起线路负荷电流变化的影响) 。线路电流不能作为旁路断路器合闸失灵的逻辑判据条件。
旁路断路器合闸失灵保护动作后, 要切除串补装置所在线路两侧的断路器, 其动作行为较为严重, 因此对于断路器合闸失灵保护在逻辑判断上应该更为严格, 所以在动作逻辑中加入电流判据是合理的。对于2个H形接线, 增加总电容器电流互感器是最优化的设计方案。
1.3 电容器不平衡保护的整定
电容器不平衡保护的整定除了考虑电容器熔丝特性的影响外, 还应该考虑电容器过电压、最小起动电流、电容器放电暂态过程的影响。
1.3.1 过电压
电容器不平衡保护定值的整定基本原则是防止由于电容器单元损坏或电容器单元内部熔丝熔断使其余电容器承受的过电压超过范围而导致电容器组损坏。以500kVA串补工程为例, 单相电容单元336个, 其中电容器单元以28并12串, 单元容量51.9, 计算结果见表2。
1.3.2 最小起动电流
电容器H形桥不平衡电流的大小与流过电容器组总的电流成一定比例。由于电容器参数不一致等因素的影响, 在运行中会产生不平衡电流, 为了消除这些因素引起的不平衡电流的影响, 设定最小起动电流。在运行中, 电容器电流或线路电流小于最小起动电流时, 如果检测到的不平衡电流很大, 也不会引起电容器组的损坏, 所以保护不会动作;反之, 当电容器电流或线路电流大于最小起动电流时, 即使有小的不平衡电流, 保护也有可能会动作。一般最小起动电流设定为额定电流的10%, 图3为不平衡保护动作曲线。对于2个H形桥支路的接线形式, 最小起动电流为:1/2ILC×10%, 其中ILC为线路电流。
对于1个H形桥支路的接线形式, 最小起动电流为:LC×10%, 其中LC为电容器组总电流。
1.3.3 电容器放电暂态过程影响
在电容器组退出运行时, 电容器组会通过阻尼回路、旁路断路器形成放电回路, 产生高频的放电涌流。由于电容器参数的杂散性, 在高频的放电涌流作用下会产生不平衡电流, 不平衡保护应该躲过电容器放电的暂态过程, 因此不平衡保护应该考虑动作延时, 以增加不平衡保护的可靠性。
2 MOV装置
2.1 MOV装置接线及CT配置
金属氧化物限压器 (MOV) 是串联补偿装置中电容器组的基本过电压设备。MOV具有良好的非线性伏安特性, 可以限制输电线路故障条件下在串补装置的电容器组上产生的工频过电压, 这个电压将低于电容器组的绝缘水平。MOV是由金属氧化物阀片组成的, 且MOV采用多单元并联及多柱结构。在输电线路故障时, MOV将通过故障电流, 如何使各单元以致各柱阀片电流分配均匀是此MOV研究的最重要的关键问题。
串补MOV装置在实际工程中有图4所示两种接线方式。
MOV装置两种接线方式各有优缺点, 表3是两种接线的比较。
2.2 MOV故障保护
如图4, 分支接线形式由两个并联支路组成, 可以很容易实现不平衡保护, 来检测MOV的故障。不平衡保护动作逻辑见图5。当MOV的不平衡电流瞬时值大于设定值时, 判断MOV发生故障, MOV不平衡保护动作触发间隙, 同时闭合串联补偿装置旁路断路器, 永久闭锁, 以保护MOV和电容器。
在图4中, 无分支接线的形式, 为了方便检测MOV的故障, MOV故障保护需要通过比较流过MOV设备的电流 (Imov) 和线路电流 (Ilc) 来确定MOV故障, 即比较Imov/Ilc。值来确定。在500kVA串补工程中, 当Imov/Ilc>0.85, 并且故障持续10ms, 保护发出永久旁路、永久闭锁命令, 将旁路断路器三相旁路。
2.3 MOV的电流互感器
对于采用分支接线形式, 两个支路中CT特性是否匹配对不平衡保护的影响很大, 其中测量到的不平衡是两个CT的测量之差, 例如电流互感器的测量误差为±5%, 则两个电流互感器的测量最大误差有可能达到±10%, 因此对于这种接线形式必须做好CT的特性匹配工作, 减少对不平衡保护的影响。
3 火花间隙
火花间隙由于运行环境影响或设备自身原因在运行过程中有可能会出现自触发、拒触发、延时触发、持续触发等非正常触发故障。
实际工程应用中, 火花间隙保护配置如表4所列。在500kV B串补工程中, 因为在旁路断路器合闸失灵保护中已有对火花间隙持续触发的监视, 所以在火花间隙的保护配置中没有重复配置。在500kVA串补工程中, 火花间隙保护与500kVB串补工程比较, 增加了持续触发保护, 但是没有配置延时触发保护。
火花间隙在运行中有可能出现非正常的触发故障。对于微机保护装置实现一个保护功能仅是增加一个程序, 不会增加设备投资, 也不会使二次回路复杂化。在串补工程的设计中, 为了在火花间隙出现故障后能够快速地切除, 火花间隙应该配置全面的保护, 以实现对串补装置更好的保护。
4 结束语
串联电容补偿装置的一次设备接线形式是综合考虑设备性能、过电压水平等各种因素确定的。串联电容补偿装置的一次设备接线形式一旦确定, 保护控制系统应该与其相适应, 实现对串联补偿装置的一次设备保护的目的。串联补偿一次设备接线的形式、CT配置不同就会影响到保护控制系统设计, 即使一次设备接线形式相同, 但是为了对设备更全面的保护, 也应该充分考虑合理的保护配置。本文结合工程实际主要分析了一次设备接线不同的形式、CT配置对保护控制系统的影响;火花间隙保护的配置问题。通过分析研究以找到一种串补站二次系统最优的设计方案。
摘要：串联电容补偿技术作为提高输变电网络稳定极限以及经济性的有效手段之一, 从开始应用到今天已在我国电力系统得到了广泛的推广。
关键词：串联电容补偿,电容器组,MOV装置,火花间隙
参考文献
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串联补偿线路 篇3
1 基于时域仿真的复转矩系数法
复转矩系数判别法[1]是Canay于1982年提出的一种用于电力系统次同步谐振的分析方法,其基本思想是:令Δδ在轴系自然扭振频率附近作等幅振荡,分别求出机械部分和电气部分的转矩对这一振荡的响应(表现为复转矩系数),通过在次同步频率范围内对机械和电气复转矩系数进行频率扫描,在使机械和电气弹性系数之和为零的频率下,机械和电气阻尼之和的正负来判别Δδ的振荡是否被阻尼,从而判断系统是否会发生次同步振荡。
定义电气复转矩系数:
机械复转矩系数:
式(1、2)中:Ke和De分别为电气弹簧系数和电气阻尼系数;Km和Dm分别称为机械弹簧系数和机械阻尼系数;λ=fr/fn,fr为次同步振荡频率,fn为基频。
当满足Ke(λ)+Km(λ)=0时且频率与轴系的某一自然扭振频率接近时,若总阻尼系数为负值,即机械部分产生的正阻尼不足以抵偿电气部分产生的负阻尼,则系统在这一频率下的轴系振荡模式是不稳定的,故电力系统是否发生次同步振荡的判据是:
复转矩系数法的具体实现时,机械部分采用基于扫频方法的复转矩系数法[1],电气部分采用基于时域仿真的复转矩系数法[2],在具体操作时需要注意以下问题:(1)由于加入了FACTS器件,进行仿真的时候,积分步长应该取得足够小,否则结果将受到很大的影响。(2)在用测试信号法求取电气阻尼特性时,仅在加过扰动的频率点处得到的信息是正确的,其余均为不可信点。
2 TCSC抑制SSR的实验研究
2.1 IEEE SSR第一标准模型
该文的主要研究对象是IEEE SSR第一标准模型[6],系统结构如图1所示。轴系固有的振荡频率为:1.51 Hz、15.7 Hz、20.2 Hz、25.7 Hz、32.3 Hz、47.5 Hz。
用复转矩系数法对轴系进行分析,得到发电机的机械阻尼(负值)如图2所示。
2.2 时域仿真研究
在IEEE SSR第一标准模型的基础上分析系统发生故障后的时域响应,意在比较TCSC在抑制SSR方面的作用。为此,须在3种情况下进行实验。
(1)采用固定串补,容抗大小设为120.7Ω(C=21.977μF),对应的SSR频率为20.2 Hz。
(2)将固定串补改造为TCSC,保证系统的运行状态不变,即TCSC的基波阻抗也为120.7Ω,为此选择TCSC电容器为C=25.461μF,电感器为L=0.044 2 H,k=2.5,额定运行模式为导通角σ=40 o。
(3)保持TCSC的电容不变,将晶闸管控制电抗器支路等效成固定电感,即还保持对外电抗为120.7Ω,这样做有两点好处:一是验证研究次同步振荡的时候能否采用这种等效模型;二是通过对比可以观察TCSC对SSR的独有影响。
在1.5 s时加入故障,分别对以上3种情况进行时域仿真,由于研究的是SSR,主要观察汽缸的谐振情况,仿真结果如图3、4、5所示。
第一种情况对应的结果如图3所示,仿真持续了6 s,轴系扭矩被显著放大,并且发散。
第二种情况的实验过程:TCSC采用恒定阻抗控制,使其阻抗恒定在120.7Ω,结果如图4所示,可以看出系统趋于稳定。
第三种情况对应的结果如图5可看出,轴系扭矩不断扩大,故障后2 s内就扩大为原来的几十倍,后面的仿真结果已失去意义,系统极不稳定。
根据以上3种情况的比较,可以明显地观察出TCSC对SSR的抑制作用。
3 TCSC抑制SSR的机理
3.1 TCSC对仿真系统的阻尼特性影响
研究SSR主要手段是研究系统的电气阻尼特性(发电机侧),因此采用测试信号法分别对上述情况进行分析,即加入小扰动后取出发电机电磁转矩和角速度变化,进行Fourier分解后按式De=re(ΔT觶e/ΔW觶)求出电气阻尼特性。采用固定串补时,系统的电气阻尼特性如图6所示,20.2 Hz处存在较大的负阻尼,因此系统不稳定。
加入TCSC后系统的电气阻尼特性如图7所示,在轴系的6个振荡模式下,电气阻尼均很小,因此系统可保持稳定。
采用LC并联模型代替TCSC后,电气阻尼如图8所示,电气谐振点前移,15.7 Hz处的电气阻尼较大,而且该点的机械阻尼几乎为0(图2),这就使得系统很不稳定,因此LC并联模型对SSR几乎没有抑制效果。
通过各种情况下的电气阻尼特性比较,可发现:
(1)TCSC使电气负阻尼大大减小了。
(2)TCSC使系统的电气谐振频率发生了较大的偏移,工作在额定状态时,使系统的电气谐振中心从20.5 Hz处移到了5 Hz处。
(3)TCSC的特性和LC并联等效电路的特性完全不一样,证明TCSC中的晶闸管控制电抗器电路并非只发挥着电感的作用,而且具有极其复杂的特性。
根据以上描述,可以进一步地归纳TCSC对电气阻尼的影响。
(1)TCSC在次同步频率下存在着正电阻效应,使得次同步频率下的电气负阻尼幅度变小。
(2)TCSC在次同步频率下表现出极其复杂的电感特性,使电气谐振点发生了偏移,而且这种电感特性非常复杂,至使电气负阻尼的频带加宽。
3.2 TCSC抑制SSR的机理研究
目前,国内外科学工作者已经对TCSC抑制SSR的机理做出了大量的研究[3,4,5],所得的结论与上小节所总结出的结果是一致的。
在研究TCSC次同步频率下的阻抗特性时,都是基于小信号测试法,其本质和基于时域仿真的复转矩系数法是一致的。
下面给出一定的理论证明,从本质上分析其与LC并联电路的区别。
首先,给出下面的理论基础:
(1)在一个电流和电压都为周期函数的电路中,等效电阻可以由式(4)给出:
惟一的条件电流和电压有常数周期T,即T不能为无穷大。
(2)在工频电流上叠加的次频电流角频率可以是2π的有理数倍,这样并不影响分析精度,原因是对于任意一个无理数,都存在一个有理数可以无限逼近。这样就可以取得工频电流和次频电流的最小公共周期,否则,若最小公共周期为无穷,则以下的推导也是没有意义的。
(3)无耗能元件在一个周期内消耗的能量为0。
设TCSC为理想的无耗能元件,即一个周期内消耗的总能量为0,以下证明TCSC即使在无耗能的情况下对SSR仍存在抑制作用:
在TCSC两端加入一个频率为工频ω的电流i=Imsin(ωt)=Imsin(2πf t),在此基础上叠加一个小幅次同步的频率分量is=Issin(ωst)=Issin(2πfst),其中,fs为有理数,则可以取ω和ωs的最大公约数ω0为基频,进入稳态后,电流和电压以周期T0=2π/ω0变化,则TCSC在一个周期内所消耗的能量为:
对式(4)中的电容电压v(t)作傅里叶分解,可得到v(t)的各次谐波分量。
这些谐波分量组成一组正交基,因为不同频率正弦函数乘积的积分为0,故TCSC在一个周期内消耗的能量又可表示为式(6):
式中:vm(t)为电容电压的基波分量;vs(t)为电容电压的次同步分量。由式(4)可得:
式中:Rw为基频等效电阻;Rs为次同步频率等效电阻。
由于TCSC是非线性器件,故分解后v觶m和I觶m不是相互垂直的,同样,v觶s和I觶s也不是相互垂直的,因此必然发生功率的转换。大量的实验表明,TCSC次频下呈正电阻,那么根据该理论分析可得出,TCSC将次频的能量转化为工频能量,从而起到对SSR的抑制作用。
而对于LC并联电路,式(7)也成立,但是将电容电压分解后将只能得到基频分量v觶m和次频分量v觶s,并且分别与I觶m和I觶s相垂直,因此在工频和次频下消耗的能量都为零,所以LC串联电路不能消耗次同步频率下的能量,对SSR没有抑制作用。
4 结束语
在IEEE第一标准模型的基础上,比较了固定串补,TCSC和LC并联电路对次同步谐振的影响,结果表明:
(1)TCSC在次同步频率下表现出独特的性质,这和LC并联电路的特性是完全不相同的;
(2)TCSC在次同步频率下存在正电阻效应,次同步频率正电阻和工频负电阻将次同步频率的能量转换为工频能量,从而达到抑制SSR的目的;
(3)TCSC在次同步频率下表现出极其复杂的电感特性,使电气谐振点发生了偏移,而且使电气负阻尼的频带加宽。但由于TCSC的快速可调性,可以将电气谐振点调节到一个合理的位置,避开轴系固有振荡频率,因此对抑制SSR表现出积极作用。
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串联补偿线路 篇4
1 系统模型
晶闸管控制串联电容补偿的基本原理是通过改变晶闸管触发角实现对输电线路参数的动态调节, 改变电容的容抗以补偿输电线路的感抗, 达到等值的缩短电气距离的目的, 从而提高系统运行的稳定性及输电能力。
其系统模型可以通过一个由固定电容器 (C) 和可变电抗器 (L) 相并联的电路来表示, 其中, 可变电抗可由晶闸管触发控制, 如图1所示。
该LC并联电路的等效阻抗Zeq可以表达为:
如果 (ωC-1/ωL) >0, 则表示固定电容器 (C) 的电抗值比与之并联的可变电抗器 (L) 的电抗值小, 整个并联电路呈现为可变的容性电抗。
如果 (ωC-1/ωL) =0, 会产生谐振, 导致无穷大阻抗。
如果 (ωC-1/ωL) <0, 则表示LC并联电路的等效电感值大于固定电抗器本身的值, 这种情况对应于运行方式中的感性微调模式。
2 PID阻抗控制
晶闸管控制串联电容补偿电路模型对电网输电能力的改善是以能够稳定运行在命令阻抗下, 并能快速响应阻抗阶跃命令为前提的。一个真正的晶闸管控制串联电容补偿装置, 要求其可以根据不同的控制目的 (如潮流控制、暂态稳定控制、阻尼控制等) 自动调节阻抗。
所以阻抗控制是整个装置成功与否的关键。阻抗控制, 其主要任务是根据系统控制要求的命令阻抗, 制定相关的控制策略, 使晶闸管控制串联电容补偿装置的输出阻抗迅速准确的跟踪命令阻抗。它的输出是经过反馈修正后的命令阻抗值。阻抗控制分为开环控制和闭环控制两种。若中层控制直接将上层下传的命令阻抗下传给底层控制, 然后根据查表求得命令阻抗对应的触发角去触发晶闸管, 则该控制方式为开环控制;若中层控制接收到命令阻抗后, 根据阻抗调节的误差修正命令阻抗或直接修正触发延迟时间, 则该控制方式为闭环控制。闭环控制的原理框如图2所示。
图中虚线框内为上层控制部分。每次接到新的命令阻抗时, 由上层控制给出晶闸管触发延迟时间, 底层控制通过阻抗误差反馈直接去修正延迟时间, 这样可以避免频繁查表, 有利于加快底层响应速度。实际应用的计算机控制系统都是离散系统, 数字式PID控制器的控制算式为:
其中, Kc为控制器增益, Ti为积分时间常数, Td为微分时间常数, T0为采样周期。k在本算法中就是周期的序数, 为了描述方便, 把上式改写为下式:
式中, kp, ki, kd分别为比例系数, 积分系数和微分系数, 不同于上面图中的同名参数。sum为误差累加器。在每次阻抗阶跃时, 由于前一命令阻抗下的累计误差不能作为后面阻抗调节的参照, 所以该累加器自动清零。
3 系统仿真
PID阻抗控制的结果如图3所示。晶闸管控制串联电容补偿电路初始运行状态为晶闸管全闭锁模式 (即Block, 此时电路等同于常规串联电容补偿, 其阻抗值为基本容抗值) , 0.03秒接到第一次阻抗阶跃命令, 0.2秒接到第二次阶跃命令。实线为命令阻抗曲线, 虚线为测量阻抗曲线, 纵坐标X为各种阻抗值和基本容抗值的比值。控制器的参数kp=0.0003, ki=0.000004, kd=0.00019。
从图3可以看出, 在阻抗阶跃命令下该控制器能较好的达到要求, 体现了一定的鲁棒性。
4 结语
利用在输电线路中增加晶闸管控制串联电容补偿, 在一定范围内灵活改变串联补偿装置的电抗值, 可以有效缩短输电系统的电气距离, 是提高系统传输容量和稳定性的一种经济有效的手段。本文研究利用PID方法实现对晶闸管控制串联电容补偿的阻抗控制, 具有良好的动态和静态性能, 能较好地满足实际要求。
摘要：晶闸管控制串联电容补偿通过采用串联电容补偿, 以电容的容抗补偿输电线路的感抗, 达到等值的缩短电气距离的目的, 从而提高系统运行的稳定性及输电能力。其阻抗控制是整个装置实现与否的关键。本文建立了晶闸管控制串联电容补偿电路模型, 分析了晶闸管控制串联电容补偿的不同运行模式。并采用PID控制方法实现对晶闸管控制串联电容补偿的阻抗控制。经过系统仿真验证, 结果表明, 本方法具有良好的动态和静态性能, 能满足工程实际要求。
关键词：晶闸管控制,串联电容补偿,阻抗控制,PID控制
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串联补偿线路 篇5
目前10 k V辐射配电长线路出现电压过低时,通常采用电容并联补偿调压[1],由于其通过补偿负荷侧的无功功率来降低输电线路的压降以提高电压[2,3],且电容补偿功率与负荷侧电压平方成正比,因而,在用电高峰期负荷侧电压偏低,需要补偿的无功负荷较大时,并联补偿电容补偿容量却受负荷侧电压限制,只能先通过增加并联电容补偿量,使负荷侧电压达到目标值之后,再切除过补偿的电容器组[4],并且当负荷侧电压下降时,并联电容器的无功补偿也相应减少,使电压进一步降低[5],从而导致运行操作复杂。对于串联电容补偿调压,其补偿容量同线路电流的平方成正比,因而当负荷增加时,由于线路电流也增加,串联电容补偿量随之增加,所需增加的串联电容容抗值更小;同时由于串联电容补偿是通过减小输电线路上的电抗来提高负荷侧电压,因此,将增加线路的输送容量[6,7]。本文通过对串联电容补偿容抗值的精确计算,得到中压辐射线路最大输送容量。最后,通过研制并正常运行在中压线路上的串联电容补偿装置,验证串联电容补偿在中压配电网调压中运用的可行性。
1 中压辐射配电线路调压原理
1.1 配电线路压降与容抗的关系
图1所示为辐射配电线路,电源侧电压为线路上的电阻为Rl0,电抗为Xl,负荷侧电压为
以为参考向量,则可得[8]
则式(1)变为
式中,ΔU和δU分别为线路压降的纵分量和横分量。
忽略线路压降横分量,则可得到串联容抗的简化计算公式[9],即
式中,ΔUC为串上电容后,首端电压与负荷侧额定电压ULN差值,即ΔUC=UA-ULN。
1.2 考虑压降横向分量时的线路电抗
实际应用中,X取较小者,即前取负号。
1.3 串联电容补偿器的容抗
如图2所示,在图1的基础上增加电容补偿器,负荷侧的电压为额定电压
串上电容补偿器之后,线路上的等效电抗Xl等于线路感抗XL与串联电容的容抗XC之差,即
经串联电容补偿前后的线路上的电压向量如图3所示。由于始端电压UA大小保持不变,串联电容补偿使得线路的压降减小,由图可知:纵向压降的减小,使得负荷侧电压升高;横向压降的减小使得始端电压之间的夹角δ减小。
由式(7),可得
将式(6)代入式(8),得串联电容补偿的精确计算公式为
2 配电线路最大输送功率
式(9)中的Δ随P、Q的增大,将出现负值,导致无法精确计算串联电容补偿量,电压无法调至目标值,因此需保证Δ≥0,从而可得到带串联电容调压辐射线路的最大输送容量。将Δ中的P、Q分别用Scosφ、Ssinφ代替,通过解Δ=0,可得
式(10)中:l为线路长度;r为线路的单位电阻,并可看出,线路最大输送容量与线路的长度及单位电阻成反比,且最大输送容量随功率因数的增大而减小,绘制成曲线如图4、图5所示。从图4可知,在功率因数为0.85时,线路的最大输送容量与线路的长度成反比。从图5可知,在线路长度为10 km时,线路的最大输送功率随功率因数的增大而减小,但线路的最大有功输送功率却在功率因数为0.52时达到最大。
3 串联容抗数值计算比较
现假设变电站出线始端电压为10.5 k V,线路长度为10 km,线路的单位阻抗为0.125+j0.4Ω/km。要使末端电压保持为10 k V。在功率因数为0.85情况下,在不同配电线路输送容量(负载额定电压ULN为10 k V,用纯阻抗ZL计算得到的值)下,分别采用串联容抗的简化计算公式和精确计算公式进行计算,并在串联电容补偿后计算负荷侧的实际电压。
负载的阻抗为
串联电容补偿后,负荷侧的实际电压为
式中,Zl=Rl+j(XL-XC)。
当负载由1 MVA至16 MVA变化时,分别由式(3)和式(9)计算串联电容的容抗值,并通过式(12)计算在该串联电容下负荷侧的实际电压,部分计算结果如表1所示。
将上述全部计算结果绘成曲线如图6、图7所示,从图6可以看出,相同负载精确补偿的串联电容容抗都比简化公式得到的容抗大,并且随负载增加两种计算结果的差值增大,可知:随负载增加,横向分量对计算结果的影响也逐渐增大。串联电容的容抗随容量的增加,容抗的增加幅度减小,其原因是串联电容的补偿量是同电流的平方成正比,负载增加,电流也随之增加,电容的补偿量也增加;但在接近最大负载时,精确计算得到的串联容抗值增大幅度明显加大,而由简化计算得到的容抗仍按原趋势增加,则说明靠近配电线路最大输送容量时,横向压降所需补偿量增加较快,因此,在设定线路输送容量时应尽量避免太接近最大输送容量。
从图7可以看出,由精确计算公式得到的串联电容容抗代入式(12)计算得到的负荷侧的电压值都为10 k V,而由简化计算公式得到的容抗代入式(12)计算:只有在负载为3.4 MVA时,负荷侧电压为10k V,之后随负载的增加,负荷侧电压下降越大。这说明,只有在负载为3.4 MVA时,横向压降刚好为0,大于3.4 MVA之后,横向压降随负载的增加而增大。
4 仿真分析及实际应用
如图8所示[10,11],三相电源使母线B1的电压为10.5 k V,线路长度为10 km,用1.25+j4Ω的阻抗来模拟,负载为额定电压10 k V、功率因数为0.85的10 MVA的阻抗负载来模拟,投入串联电容的容抗由式(9)计算所得,当t=0.2 s时,闭合K2,断开K1,投入串联电容,仿真结果如图9、图10所示。
从图9可知,在0.2 s投入串联电容之后,经过两个周期左右的调整之后,A相的电压幅值提高到8165 V,与目标电压单相幅值相等;同时由图10可知,同样经过两个周期左右的调整之后,BC线电压有效值达到10 k V。从而可验证,精确计算公式计算容抗的正确性。
根据前述的串联电容补偿调压理论,制造的串联补偿调压设备主电路如图11所示[12],先根据电容后面的负荷用精确计算公式设定补偿的电容量,运行时按电压的大小进行投切控制,具体如下:当K1断路器闭合、K2断路器断开时,电流从虚线(1)通过,电容投入补偿;相反,当K1断路器断开、K2断路器闭合时,电流从虚线(2)通过,电容退出补偿。该串联补偿设备已安装并正常运行在某电力公司10 k V配电线路上,可以调节负荷侧的电压。
5 结论
本文提出了串联电容补偿调压的精确计算公式,并得到带串联电容调压辐射线路的最大输送容量,同时将精确计算公式与简化计算公式进行比较分析,对设定带串联电容调压辐射线路的输送容量有一定指导意义。由于该补偿理论在满足末端电压质量的同时,增加了线路的输送容量,对于远离变电站区域的中压配电网规划提供一种新的规划思路。最后,通过制造的串联补偿设备在实际线路中正常运行,并能调节负荷侧电压,验证该串联电容补偿调压的正确性及实用性。
摘要：对于供电半径大、负荷波动较大的中压配电线路,由于线路中的电压损耗较大,常常造成负荷端的电压值偏低、电压波动大,难以满足电压质量要求。通过对不同负荷情况下,对补偿电容量的精确计算,得到中压辐射线路的在电容串联补偿下稳定末端电压的最大输送容量,并通过Matlab仿真验证。在某电力公司10kV线路接上串联电容补偿器,其正常运行并且稳定负荷侧电压验证了串联电容补偿调压的实用性。
关键词：串联电容补偿,辐射配电线路,电压调节,最大输送容量,串联电容补偿器
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串联补偿线路 篇6
随着农村生活水平的提高,农网负荷能力逐渐变差。特别是在偏远的地区或散居的村落,安装的变压器难于满足供电半径的要求,造成用电高峰期处于农网末端的用户欠压[1]。为此,供电部门目前采取了增加变压器的安装密度或加粗线路直径的方式,但由于成本高、工程量大而不能大规模应用[2]。
为了解决长时间的欠压问题,多种串联补偿的方案被提出。一种方案是采用双向晶闸管(固态开关)改变串联变压器的抽头,使输出电压稳定在一定的范围,但一方面变压器的档位固定,调节的电压不连续;另一方面晶闸管在切换的瞬间变压器绕组间存在较大的环流,易造成装置的损坏[3,4,5]。另一种方案是将输入电压整流之后逆变,再控制串联变压器的电压,该方案具有良好的动态特性。但由于存在交直交的变换过程,结构复杂,成本高[6]。
本文提出的串联交流补偿器的电压补偿方案电压调高宽且连续,由于开关器件只承担补偿的电压使器件选择容易,且成本低廉;另外采用电压前馈和负载电流反馈的数字方式控制,装置的瞬态响应和长期稳定性均能满足应用需求。
1 交流补偿器的工作原理
串联交流斩波器的电路结构如图1所示:T为隔离变压器,变比为2:1,P1、P2为旁路切换固态开关;S1、S2、S3、S4为lGBT;C1为斩波器输入并联电容,L1和C2构成输出波器。
主路和旁路的切换条件为:
(1)当输入的电压U1大于220 V时,P1关断,P2开通。整个电路工作在旁路模式,交流斩波器和并联变压器不工作减少了装置自身的静态功耗。
(2)当输入的电压在210 V以下时,P1开通,P2关断。整个电路工作在主路模式,交流斩波器和变压器工作通过改变斩波器工作时占空比,调节补偿电压,使输出电压稳定在220 V左右。
交流斩波器调节补偿电压原理:该斩波器为交流Buck变换器,与直流Buck的工作特性类似,输出电压和输入电压的关系为对于串联交流斩波器的补偿方式,则有:
式中:Uref为期望输出的电压;D为占空比。为了实现能量的双向流动,斩波器的IGBT工作在非互补控制模式,如表1所示。
当输入电压为正半周时(Ui>0),S1、S3调制工作,且驱动互补,S2、S4导通,当输入电压为负半周时(Ui<0),S2、S4调制工作,且驱动互补,S1、S3导通。
2 补偿电压的控制和补偿范围的计算
2.1 补偿电压的数字控制
补偿电压的方式有调节相位和幅值2种。在农网中,以阻性负载为主,调节电压的幅值效果明显。为了避免装置在负荷陡减时出现输出过电压的情况,采集输入电压信号作为前馈,迅速减小PWM的占空比。考虑到装置寄生的电阻R,仅通过前馈控制难以满足输出电压的稳定。因而有必要对输出电流进行采集,作为控制输出电压的辅助判断条件。装置自身的电压损失:
实际的输出电压:
联立式(1)、式(2)、式(3)得到决定占空比的表达式为:
式中:K为电流反馈的调整系数,变化范围在0.01～0.1之间,与装置自身的电阻参数有关。若采样保持器的频率为10 kHz,参考电压为220 V。用模拟的方法算得PI调节器的参数为:Kp=18.953 8 m,Ki=8240 78 m。用双线法将其离散化得到以下参数的数字PI调节器K1=18.953 8,K2=2.300 000 7。数字控制框图如图2所示。
2.2 补偿范围的计算
若输电线路的阻抗为R0,负载电阻为RL,由最大传输定律可知当负载的阻抗和线路的阻抗匹配时,负载获得的功率最大。将补偿器等效为阻抗变换器,由式(1)得,阻抗变换的比例为1+D/2,则补偿器的输入阻抗为ZL/1+D/N)2。为了保证装置的正常工作,必须满足:
否则补偿效果比不补偿还要差。
3 实验样机的设计
在原理分析和理论计算的基础上,设计了以单片机(MCU)为数字控制核心的样机。样机的主要部分如图3所示。该样机由以下几部分构成:电流电压互感器和过零比较单元构成的输入前端;经过信号调理之后送到单片机MSP430F149自带的12位的AD转换器,再经过如图5所示的数字控制算法之后得到定时器PWM的输出占空比和旁路开关的状态;故障保护单元则将过压、过流、过热等信号通过单片机封锁PWM信号,同时切换到旁路状态;另外的辅助电源为各部分提供所需的直流稳压电源。
4 挂网实验结果
为了验证所提出串联补偿方案的有效性,对设计的20 kVA的样机进行实际挂网测试。主电路参数如下:
开关频率为10 kHz,变压器的变比为2:1,L=0.5mH,C1=C2=20 uF。输电线路的电阻为2.6Ω,安装完成之后农户2 kW的水泵可以正常使用。图4为水泵突然断开时用普源DS1052E示波器测得实验波形,本文所设计装置将176 V的输入电压补偿到219 V,在切换之后的2个周波(40 ms)电压保持稳定。由图5和图6可知输入电压的THD为2.1%,输出电压的THD为2.0%,表明装置不会产生49次以下的谐波,而补偿器的LC环节对输入谐波有一定的抑制作用。
5 结语
本文提出并设计了一种带有串联交流斩波器的电压补偿装置,计算了补偿电压和补偿范围,设计了一种电压前馈和负载电流反馈相结合的数字方案。实验样机经过挂网测试。挂网结果表明该装置具有良好的动态响应和稳定性,能够很好解决欠压问题,满足应用需求,具有良好的推广意义。
另外,在实验过程中受到启发,下一步拟打算设计一种可以消除输入电压畸变的补偿方案,使装置的性能更加优良。
摘要：串联补偿是目前解决农网末端在用电高峰期欠压问题的有效方法。通过使用IGBT构建串联交流斩波器的电压补偿装置,并采用电压前馈和负载电流反馈相结合的数字方式进行控制,使电压稳定在220V左右。实验样机经过挂网测试,无谐波畸变,响应时间<40 ms。结果说明该装置具有良好的动态响应和稳定性,能够很好解决欠压问题,满足应用需求。
关键词：串联补偿,交流斩波器,数字控制
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串联补偿线路 篇7
随着电力系统互联规模的逐步扩大,由于互联系统电磁阻尼不足造成的低频振荡问题日益严重。PSS目前是电力系统中普遍采用的抑制系统低频主要方法。由于电力系统典型的非线性和随机性,这种控制方式的使用仍然存在一些问题。若电力系统运行状态变化使实际振荡频率落在PSS有效抑制振荡频率范围之外,PSS的作用就无法得到有效的发挥,而且这种附加控制方式鲁棒性较差。因此,有必要研究改善电力系统阻尼特性的新途径。
静止同步串联补偿器(Static Synchronous Series Compensator,SSSC)是一种基于电压源型逆变器的串联补偿装置,它相当于在输电线路上串联一个幅值可调,相位与线路电流成90°的正弦电压源。国外对SSSC的理论研究主要在以下几个方面:SSSC的结构特性、稳态分析与数学建模;潮流计算与控制;机电与电磁暂态仿真与控制[1,2,3,4,5,6,7,8]。国内对SSSC的研究集中在其稳态与暂态的建模及特性分析、控制策略的研究、阻尼低频振荡及次同步谐振机理的研究及阻尼控制器设计等方面[9,10,11,12,13,14,15]。文献[16-17]对SSSC建立了开关函数模型,设计解耦控制策略;文献[18]分析了逆变器直流电容器取值对输出电压波动影响,给出了工程参数设计值;该研究成果都基于装置电磁暂态模型,未考虑机电暂态过程。文献[19-20]对SSSC的稳态及动态特性进行了深入的分析,逆变器的快速响应能力可以在故障发生后提供足够的制动能量抑制单摆失步,但未考虑电磁暂态过程。以上研究成果或从系统或从装置层次提出了控制策略和参数设计方法,未从机电暂态和电磁暂态过程层次上分析SSSC对系统的交互作用。
本文首先介绍静止同步串联补偿器的数学模型、工作机理,然后分析SSSC的控制参数对系统电磁转矩的影响情况,并分析了SSSC直流电压控制和注入交流电压控制对系统阻尼转矩的贡献,结合附加阻尼控制规律,得出一个校验附加阻尼控制器有效性的校验条件,为阻尼控制器设计提供理论依据,从而保证各种工况下SSSC阻尼控制器都可以为系统提供正阻尼。
1 SSSC阻尼控制器数学模型
图1为安装SSSC装置的单机无穷大系统,SSSC用电压源和代表耦合变压器及逆变器回路损耗的阻抗串联表示。图2为SSSC的系统相量图。下面分析系统投入SSSC后,SSSC的作用是如何体现的。采用dq坐标,以q轴为参考轴,以暂态电动势和暂态电抗表示凸极机,由图2所示的系统相量图可知
对SSSC三相动态微分方程利用Park变换,以q轴为参考轴得到其动态模型为
投入SSSC后的线路电流为
其中,SSSC是否可以有效地抑制系统的功率振荡,主要看其控制施加在系统电磁转矩上的影响如何,计及SSSC的系统电磁转矩为式(4)所示。为后面分析过程中表达式的简化,这里令
对式(3)进行线性化,则有
上式中各系数的表达式为
将系数代入得
其中,各变量的系数的表达式为
为了分析得到的同步转矩和阻尼转矩系数的正负,需要确定相关参数的符号,可参考其具体的量化表达式,其中,kt1,kt 4>0,kt 2和kt 3的符号由初始状态决定,假定δin 0=0,则有kt 2,kt 3<0。式(6)中,kt1=TS0,为SSSC加入之前系统的同步转矩系数;加入SSSC后系统的同步转矩系数和阻尼转矩系数由于m,Vdc及δin的控制都有所改变。图1所示系统线性化后的方程为
其中:
因此,SSSC的控制对系统电磁转矩的两部分贡献分别如式(8)所示。
其中,Δm和Δδin的控制规律决定SSSC对系统电磁转矩的贡献。
2 SSSC阻尼控制器设计
2.1 控制器参数对系统电磁转矩的贡献
首先来分析SSSC直流电容电压Vdc的动态特性,直流电压保持恒定是SSSC稳定运行的关键,在控制上,通常令注入电压的相角与线路电流的夹角不完全正交,而是差一个小角度,从而通过控制来实现SSSC直流侧与交流侧的有功交换,来维持直流电压的稳定,并以此对线路功率振荡进行抑制。假定SSSC与系统的有功交换为Pss,有Pss=Vdc Idc,系统侧的有功平衡方程Pm-Pe=Pacc+Pss,其中,mP为发电机的机械功率(假定不变);eP为发电机输出的电磁功率;Pacc为系统的加速功率。稳态时,Pm 0-Pe 0=0,Pacc0=0,Pss0=Vdc0 Idc0=0(Idc0=0)。但在暂态过程中,为了获得功率平衡,保证ΔPss+ΔPe+ΔPacc=0,需ΔPss与ΔPe在相位上是相反的。这样,ΔPss在相位上超前于转速Δω90°,将Pss=Vdc Idc线性化可得到
由上式可见,ΔPss在相位上超前ΔVdc 90°,综上可知ΔVdc和Δω同相,且ΔVdc=kdcΔω。其中,kdc为直流电容电压变化量与转速变化量的相关系数,且有kdc>0。通常,SSSC的控制采取如下方案,即令注入电压相移δin控制直流电容电压,用调制比m来控制注入电压和线路功率。直流电容电压控制框图如图3所示。
对直流电容电压控制线性化后可得如式(10)关系式:
如果忽略换流器的动态调节过程,则上式可简化为Δδin=-kc kdcΔω,其中kc为直流电压控制增益,将其代入式(8)中,因kt4>0,又kdc为正,则ΔTδ=-kt4 kc kdcΔω。可见直流电压控制环节为系统提供负阻尼转矩,增益kc越大,提供负阻尼就越多。
2.2 注入交流电压控制对阻尼转矩的作用分析
调制比m的控制环节采用功率调制策略,输入信号采用线路功率,控制规律见图4。
由此可知
将上式代入式(8),得到此控制环节对系统的电磁转矩的贡献如式(12)。
如果先不考虑附加功率控制环节的作用,结合式(11)可以发现随着注入交流电压控制增益KAC增加,为系统提供的阻尼转矩系数为
(由于pT和TAC很小,这里可以不予考虑相关项),由式(8)可知kt2<0,故可知注入电压控制能为系统提供正的阻尼转矩,且增益KAC越大,为系统提供的正阻尼就越多。
通过以上分析可知,SSSC不采用附加阻尼控制时,其直流电容电压控制和注入交流电压控制对系统阻尼转矩施加的作用是相反的,前者会产生负阻尼转矩,后者可产生正阻尼转矩。即SSSC的电压控制会对系统的阻尼产生影响,但整体效果与具体的控制参数有关,同时这个结论为附加阻尼控制的设计提供了参数选择依据。
SSSC附加功率控制环节的传函为Kpod(s),输入信号为yf,如图4所示。因为输入信号都可由其临近的发电机转速进行重构,所以yf=R(s)Δω,则式(12)中的Gm(s)可以Gm(s)=s G0(s)Kpod(s)R(s)。故可整理得SSSC带附加阻尼控制的交流电压控制回路为系统提供的阻尼转矩系数为
为保证阻尼控制效果,需附加功率控制环节为系统提供正的阻尼,量值至少要抵消掉直流电容电压控制环节产生的负阻尼,KDp-KDs-kt 4 kc kdc>0,故联合可整理得
此式为附加阻尼控制器设计及参数选择的有效性提供了一个校验条件,满足此条件,才能保证SSSC的控制器可在任何情况下都能为系统提供正阻尼。
2.3 采用相位补偿法确定辅助阻尼控制参数
为增加系统振荡阻尼,附加阻尼控制器设计采用的方法很多,通常有基于直接反馈线性化理论的非线性控制、基于神经网络理论的附加阻尼控制、基于模糊理论的模糊控制策略、自适应抗干扰控制、极点配置法、相位补偿法以及基于广域相量的广域阻尼控制等。这里采用相位补偿法进行控制器设计,同时综合考虑式(15)的限制条件。首先,将式(11)和式(12)表示的动态特性代入到系统的状态方程中,从而得到以下形式的状态方程如式(16)。
令输出为y=ΔPL(即线路功率变化量),将SSSC的三个状态变量合写成向量x=[ΔVdcΔmΔδin]T,则式(16)可化成
由此,可以得到含SSSC的系统闭环阻尼控制结构图,见图5。
同时,可由式(17)推导出图6阻尼控制结构图中相关函数的具体表达式如下式(18)。
Kpod(s)为附加阻尼控制传函。从图6中,可以推得系统的阻尼转矩为
其中,λ0为系统的主导振荡频率,SSSC阻尼控制器应该为系统提供正阻尼,可整理得
故可由相位补偿法,确定阻尼控制器Kpod(s)的参数,即令其中,Kpod(λ0)=Kpod∠θ,F(λ0)=F∠ϕ。最后利用式(15)条件进行效果验证。
3 算例验证
对图1所示单机无穷大系统进行时域仿真,结合上面方法进行阻尼控制器设计。系统参数如下:发电机:H=7.3。SSSC:S=100 Mvar,最大注入电压线路相电压的8%;直流电容电压Vdc=40 k V,Cdc=375μF。SSSC的直流电压控制参数:kc=0.35,Tc=0.02 s。SSSC带附加功率控制的交流电压控制器参数:
首先,令故障在2 s时发生,持续时间100 ms;令SSSC在故障前1 s时投入,采用POD控制前后系统的动态特性的比较如图6所示。
然后,故障发生时间不变,令SSSC在故障后0.2 s后投入,称为旁路运行方式。观察加入POD控制前后系统的动态特性变化情况,如图7所示。通过以上仿真分析,可以发现SSSC的POD控制器在故障前后投入,对系统都会产生很好的阻尼控制作用。
4 结论