作用电压（共10篇）
作用电压 篇1
0 引言
云广直流送端采用孤岛运行方式一方面可以从根本上避免交、直流相互影响, 化解联网运行时大功率双极闭锁潮流转移导致的主网暂态稳定问题, 降低系统稳定破坏的风险, 提高系统安全稳定水平[1];另一方面, 孤岛运行可以增加云南交流出口极限700 MW, 提高云南水电外送能力。因此, 云广直流在规划设计阶段就将送端孤岛方式作为正常运行方式之一。但是由于小湾、金安桥电厂远离送端楚雄换流站, 云广直流送端孤岛系统十分薄弱, 有效短路比低, 承受大扰动能力较差。
国内还没有送端直流孤岛运行的实际应用经验。直流孤岛运行控制涉及的问题十分复杂, 电压问题[2,3,4,5,6,7,8]、频率问题[9,10]、稳定问题[11,12]都和大电网存在很大区别, 尽管前期研究取得了很大进展, 但直流孤岛调试中发现的许多问题尚待进一步的深入分析和解决。过电压问题是云广直流孤岛中的一个关键问题[2,3,4,5,6,7,8,13]。孤岛运行方式下发生直流单极或双极闭锁时, 送端交流系统将产生很高的工频过电压, 严重威胁系统安全。云广直流孤岛在大方式下属于极低短路比 (short-circuit ratio, SCR) 的系统[14,15], 过电压水平高。为了抑制过电压, 采取了一系列措施, 包括直流双极闭锁后快速切除交流滤波器、延时切除换流变压器、避雷器配置、直流闭锁过程改进等。但目前的研究主要针对的是直流闭锁后短时间 (约数百毫秒) 内的过电压问题, 这个阶段的过电压固然是最高的, 但持续时间很短。对于闭锁后数百毫秒到数秒阶段的过电压抑制研究得较少, 但这个阶段如果电压长时间偏高, 对系统运行会带来很大影响, 因此对这个阶段的过电压限制也要求更高[2,15,16]。而且传统短路比的概念不适用于分析这个阶段的过电压, 需要改进。此外, 目前控制手段主要集中在换流站侧, 较少考虑电厂侧的无功电压控制手段, 应该充分利用发电机的控制能力提高短路比, 降低过电压。
直流孤岛发生扰动后, 电压出现动态过程, 不同阶段对过电压控制有不同要求。本文主要针对扰动后数百毫秒到数秒阶段的过电压问题, 抓住不同阶段影响电压水平的主要因素, 分析短路比和过电压的关系, 并提出分阶段短路比的概念, 然后提出利用发电机高压侧电压控制提高短路比的方法, 抑制过电压。仿真结果验证了本文方法的有效性。
1 过电压的动态过程及控制要求
当直流孤岛系统因故障等情况丢失部分或全部功率后, 由于不同的电压控制过程时间常数差别很大, 系统中的电压动态过程可分为不同的阶段。
第1阶段:扰动后很短时间 (数百毫秒以内) , 发电机电压调节器和交流系统的其他电压控制装置还未来得及响应, 发电机内部电势不突变, 但孤岛系统电压大幅度升高, 影响电压水平的主要因素有直流闭锁过程、换流站交流滤波器及无功补偿装置的动作、换流变动作等。
第2阶段:扰动后数百毫秒到数秒, 换流站交流滤波器已经快速切除, 发电机电压调节器动作, 维持机端电压为设定值。
第3阶段:系统中的其他慢速电压控制装置开始动作。
不同阶段的电压控制要求也是不同的。云广±800kV特高压直流工程技术规范中对动态过电压限值做出如下规定[2,16]。
1) 直流输电部分或者完全中断时不应在换流器的交流母线处产生持续时间超过5个周期、大于的工频电压, 且电压变化不会超过扰动之前的电压的30%。
2) 从导致输电中断的干扰产生时起2s之内, 工频电压应在500ms以内降到或以下, 并在2s之内降至扰动前电压的105%或者所有电容性分组都被切除后所能达到的电压水平 (以两者中的较大值为准) 。
动态过电压波形的限值如图1所示。现有研究主要集中在第1阶段过电压的抑制, 对第2阶段的研究较少。第2阶段虽然电压一般低于第1阶段, 但对电压的要求也更高。本文研究该阶段过电压的抑制, 根据上面的分析, 发电厂的无功电压控制对这个阶段的过电压水平有显著影响。
2 短路比与过电压的关系
在交直流系统理论研究和工程应用中, 通常采用短路比的概念来评估交流系统与直流系统之间的相对强弱关系[15,17,18]。直流孤岛系统中, 工频过电压与短路比密切相关, 可以通过短路比估计工频过电压的大小[15,18]。
直流孤岛中, 交流系统采用戴维南等值, 用一个固定的电势E∠δ串联一个电抗X构成, 换流站交流母线电压设为U∠0°, 交流滤波器用容纳BC表示, 换流变吸收有功和无功功率为Pd+j Qd, 如图2所示。
扰动发生前, 在换流站交流母线处, 功率平衡方程为:
式中:BCU2为交流滤波器提供的无功功率。
消去δ, 可得到下式:
由于上式在任何时刻下均成立, 故可按照如下步骤计算直流功率下降后的系统电压: (1) 根据扰动前的换流站功率Pd和Qd、电压U, 利用式 (2) 计算交流系统等值电势E; (2) 然后保持E不变, 直流功率采用下降后的值Pd′和Qd′, 再利用式 (2) 可计算得到扰动后的换流站交流母线电压U′。
分析直流双极闭锁的情况。假设扰动前换流站交流母线电压为额定值, 即U0=1, 利用式 (2) 可得:
双极闭锁后Pd′=0, Qd′=0, 代入式 (2) 得到闭锁后的电压U1满足:
由式 (3) 、式 (4) 可推导得:
利用上式即可估算直流双极闭锁后孤岛系统电压动态过程第1阶段前期的过电压水平。
若直流双极闭锁后, 换流站交流滤波器快速切除, 则式 (4) 变为U2=E, 故交流滤波器切除后的换流站交流母线电压U2为:
与式 (5) 相比可知, 切除交流滤波器使得过电压水平降低。若假设正常运行时换流站和交流网络基本没有无功功率交换, 即Qd≈BCU02≈BC, 则
利用上式即可估算直流双极闭锁后孤岛系统电压动态过程第1阶段末的过电压水平。
下面分析过电压水平和短路比之间的关系。对于图2所示系统, 换流站交流母线的短路容量Sac=1/X, 故短路比与有效短路比分别为:
由式 (8) 可得1-BCX=RESCPdX, 同时设Qd=γPd, 一般γ=0.4~0.6, 代入式 (5) 可得直流双极闭锁后的过电压水平为:
将短路比RSC代入式 (7) , 则
根据第1节的分析, 扰动后过电压的动态过程是分阶段的, 不同阶段的影响因素不同。如果用短路比来分析过电压水平, 系统的短路比也是分阶段的, 不同阶段短路比的计算方法不同。
对于扰动后第1阶段, 发电机内部电势不突变, 因此计算短路比时发电机内电势恒定。内电势和换流站交流母线之间的联系电抗包括发电机电抗XG、变压器电抗XT和线路电抗XL, 一般所说的短路比计算采用的是该条件[17,18]。
对于第2阶段, 发电机励磁调节动作使得机端电压恒定, 则计算短路比时机端电压恒定, 联系电抗只包括变压器电抗XT和线路电抗XL, 短路比大于第1阶段, 电压也低于第1阶段, 这是发电机励磁控制的作用。显然, 第2阶段短路比是可以通过励磁控制加以改善的。
3 利用发电机高压侧电压控制抑制过电压
从式 (9) 和式 (10) 可以看到, 短路比 (或有效短路比) 直接影响孤岛系统扰动后的过电压水平, 为了降低过电压水平, 应该努力提高短路比。
为提高第1阶段短路比, 首先是要减小X。这主要是规划设计阶段的工作, 运行中减小X的主要手段是尽量安排多机多线的运行方式。其次是减小BC可以提高有效短路比。目前直流换流站无功消耗一般全部由交流滤波器和电容器提供, 交直流之间基本没有无功交换, 如果适当降低补偿容量, 让直流换流站从交流系统中吸收部分无功功率, 减小BC, 也可以降低第1阶段短路比, 降低扰动后瞬间的过电压水平。
第2阶段的短路比受发电机励磁控制的影响, 可以采用先进的励磁控制减小发电机和系统之间的联系电抗, 提高短路比。根据上一节的分析, 当发电机采用机端电压控制时, 等值电抗减小为X2=XT+XL, 消去了发电机电抗。如果发电机进一步采用高压侧电压控制, 则可将恒定电压的位置移动到变压器内部, 进一步从等值电抗中减去部分变压器电抗, 提高短路比, 降低第2阶段的过电压水平。
高压侧电压控制又叫负载补偿或无功电流补偿[19,20,21,22], 其框图如图3所示, 两种实现方式是等价的。Ut为机端电压, Iq为发电机电流的无功分量。XC为补偿电抗, 一般补偿升压变压器电抗的50%~80%。Uref为电压参考值, Efd为励磁电压。设XC=kXT, 当电压调节器放大倍数足够大时, 相当于Ut-IqkXT≈Uref, 即变压器内部的某一点 (和机端之间的电抗为kXT) 电压恒定。计算第2阶段短路比时, 等值电抗变为X2′= (1-k) XT+XL, 短路比增加, 可以有效降低直流闭锁后第2阶段的过电压水平。
根据测算, 云广直流孤岛运行时, 小湾和金安桥到楚雄换流站的阻抗中, 变压器阻抗占比约为30%~40% (和具体运行方式有关) , 如果采用高压侧电压控制补偿80%的变压器电抗, 则短路比可以提高32%~47%, 改善非常明显。
4 仿真分析
云广直流孤岛系统接线图如图4所示, 采用9机5线方式, 小湾机组开机5×565 MW, 金安桥开机4×565 MW, 直流功率为5 000 MW。为了验证发电机高压侧电压控制对过电压的抑制能力, 在PSCAD/EMTDC中建立云广直流及送端孤岛系统的详细模型, 进行仿真分析。
首先, 孤岛中机组均采用常规机端电压控制, 机端电压设定值为1.00 (标幺值) 。仿真中设定1s时直流发生双极闭锁, 小湾1号机端、小湾500kV母线、金安桥1号机端、金安桥500kV母线和楚雄500kV母线电压 (标幺值) 如图5所示。在快速励磁控制系统的作用下, 扰动后小湾机端电压迅速降低到设定值, 但由于有功潮流的降低, 系统中无功功率过剩, 高压母线的电压高于扰动前的值。金安桥机组由于励磁控制器不同, 机端电压响应比小湾慢。
下面对小湾和金安桥机组都增加高压侧电压控制再进行仿真。高压侧电压控制模型框图按图3 (b) 所示, 补偿电抗为升压变压器电抗的0.8倍, 电压设定值为0.983 (标幺值) 。在维持扰动前楚雄站电压不变的前提下 (均为535kV) , 直流双极闭锁后2s, 采用高压侧电压控制时楚雄站交流母线电压约为563kV, 比常规机端电压控制降低了20kV, 有效降低了直流故障后的过电压水平。两种电压控制方式下楚雄500kV母线电压曲线对比如图6所示。图7为采用高压侧电压控制时, 小湾1号机端、小湾500kV母线、金安桥1号机端、金安桥500kV母线和楚雄500kV母线电压 (标幺值) 。扰动后机端电压低于扰动前的值, 而小湾500kV母线电压和扰动前接近。整体的电压水平都低于采用机端电压控制的情况。
小湾电厂各台发电机的无功输出如图8所示。从图中可以看到, 正常运行时各台发电机无功功率分配均衡, 没有出现无功分配的问题。扰动后数秒内, 1号机的无功输出和其他发电机不同, 其原因是1号机励磁控制参数和其他机组存在区别, 扰动后4s以后, 1号机和其他发电机的无功输出即基本一致, 即稳态时高压侧电压控制没有出现无功分配不均衡的问题。金安桥电厂各台发电机的无功输出如图9所示, 4号机的励磁参数和其他发电机不同, 导致其响应不同。如何调整励磁参数协调不同发电机无功功率还需要进一步研究。
高压侧电压控制实际上是利用了发电机的进相运行能力吸收无功功率, 降低过电压。由于本文关心闭锁后第2阶段 (数百毫秒到数秒) 的过电压, 对控制速度要求相对较低, 现有发电机的励磁调节速度一般均能满足要求。此外, 发电机有最大进相深度限制, 在参数整定时需考虑机组进相能力, 使发电机在直流闭锁后吸收无功功率不超过其进相能力。
高压侧电压控制的主要参数是补偿度和电压设定值, 不同参数下的楚雄500kV母线电压如图10所示。电压设定值越低, 闭锁前后系统的电压就越低。补偿度越低, 短路比越大, 闭锁后的电压升高越大。因此, 从降低过电压的角度考虑, 应该提高补偿度, 减小电压设定值, 但电压设定值同时要保证正常运行时电压水平合理, 不能过低。
5 结语
过电压抑制是云广直流孤岛运行控制的关键问题。本文分析了直流闭锁后孤岛系统的电压动态过程, 将其分为3个阶段。已有研究主要集中在第1阶段, 以抑制扰动后数百毫秒内的过电压, 主要的控制手段集中在换流站。第2阶段的过电压水平虽然低于第1阶段, 但持续时间较长, 对电压的要求也更高。第2阶段的过电压受发电机励磁控制的影响较大。本文提出了分阶段的短路比的概念, 以分析不同阶段的过电压。短路比越大则过电压水平越低。发电机采用高压侧电压控制, 可以减小发电机侧恒定电压源和系统之间的电气距离, 增大第2阶段的短路比, 进而降低第2阶段的过电压水平。通过仿真验证了高压侧电压控制的效果, 在保证正常运行时合理电压水平和无功分配的同时, 有效降低了直流闭锁后第2阶段的过电压水平, 抑制过电压的效果明显。本文的工作为推动高压侧电压控制技术在云广直流送端孤岛系统中的工程应用提供了初步的基础, 但从仿真结果来看, 不同电厂以及电厂内不同机组在直流闭锁后的无功电压响应都还有待进一步协调优化, 后续工作将详细研究云广直流孤岛中小湾、金安桥两个电厂以及同一电厂内不同机组励磁控制、高压侧电压控制策略的协调配合, 实现工程应用, 充分合理地利用所有发电机组的无功调节能力, 抑制直流孤岛的过电压。
作用电压 篇2
1接地极址附近地面允许的最大跨步电压值应符合设计要求，
2接地极址附近允许的最大接触电压，一般不作规定。
3一般而言，接地极附近下列位置跨步电压和接触电压值较大，
a.接地极导体正上方地面距接地极导体径向几米处。
b.地面不平的低洼与潮湿之处。
c.散流不均匀的接地导体、电流密度大的导体上方地面。
d.与周围土壤相比，局部土壤电阻率突变的地方。
作用电压 篇3
关键词：35kV；电压互感器；问题；消谐器；作用
中图分类号：TM563 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 06-0000-01
一、对电压互感器的认识
在电力设备中经常会提到PT，其实这就是电容式电压互感器的简称，它是一个有着独特结构的电气设备，主要是由电磁单元和电容分压器组成。电网线路中电压互感器通常被安装在变电站母线出线口上，电力载波线路上，尤其是在35kV电网线路上应用最为普遍。电容式电压互感器一般被适用于35kV及以上电压等级的变电站上，但是电容式电压互感器存在的质量问题越来越多，这主要是电压互感器在设计功能上出现的缺陷，无论是设计水平还是使用材料上都出现了问题，这些缺陷导致了电压互感器在电网运行中出现故障的几率，影响电网线路的正常运行。
二、电压互感器在电网运行过程中容易出现的故障
（一）电磁单元变压器二次失压故障电压互感器在电网运行过程中，误发信号如果出现报警就说明电压互感器二次电压绕组端根本就没有输出电压。所以在检查电压互感器故障时首先要对二次电压绕组进行检测，观察是否有输出电压数据，这样可以通过电压输出数据的多少来判断电压互感器是否出现问题。针对电磁单元变压器二次失压故障的这种情况，我们就需要对电压互感器的工作原理进行分析，在电压互感器二次侧失去电压本身与电容量没有任何关系，主要失压的原因是电磁单元变压器一次侧线路断线问题，邮箱出现烧杯现象，模块内部受潮影响等多种原因造成。
（二）电磁单元受潮
在电压互感器运行过程中如果经过检测出现电磁单元二次绕组绝缘电阻是零的情况时，就需要对电压互感器各项参数进行检查，其中最为主要的原因应该是电磁单元受潮。如果将电容分压器与电磁单元的油箱解体，就会发现很多电压互感器的螺栓都存在松动现象。油箱内存在水分过多就会导致电磁单元变压器铁心表面容易锈蚀。针对这种状况进行分析电磁单元受潮的原因主要是电压互感器在出厂安装前没有进行严格的质检程序，电压互感器密封性能不好，容易造成空气的进入，容易空气受到高温膨胀就会将大部分气体都排除油箱之外。如果空气低温状况时就会引入大量空气进入油箱，造成电气元件受潮。在电压互感器油箱内的气体会随着外界环境的变化发生改变，所以对周围环境的管理至关重要。
三、在35kV母线电压互感器加装消谐器的主要作用
（一）电源中性点不接地电力系统
在电网运行过程中如果出现单相电压单独接地的状况，就会导致其他两相电压迅速升高，比此单相电压的电容电流要高出很多，这样就会使线路电压的数据参数发生变化，但如果发生两相电源同时接地的状况就会产生很大的短路电流，这样对于电力设备就会造成烧毁的威胁。
（二）电源中性点经消弧线圈接地的电力系统
通常在电网改造工程中经常对电源接地方式提起重视，在35kV电网线路中如果出现单相接地现象时，可能会导致电流过大，出现电弧，这样就会使线路出现电压谐振现象，这样就容易使电压互感器的接触点直接击穿，造成设备损坏的危险。很多电网建设中为了避免这种故障的出现都会选择在电源中线点采用经消弧线圈接地的运行方式，这样就不会出现此故障，确保电网线路的正常运行。
（三）电压互感器与消谐器的关系
1.通常在电压互感器的一次绕组的中性点位置会安装消谐器，这样就会起到限流作用。这种线路设计方案在电网设计中十分普遍，对于电网对地电容的充放占据着优势，如果发生电力故障，消谐器就会将高压熔丝熔断，这样就可以确保额定电流的大小，防止设备过载运行，由于电流过大出现电压互感器烧毁的几率。当单相接地电容电流小于一定的数值时，对高压熔丝不会产生过多影响，所以在对产品设计时可以不安装消谐器，节省制造成本。
2.在设备线路设计中很多设计人员会将互感器二次侧加装二次消谐器，这些消谐器会起到灯泡的功能，在这种情况下可以实现自动跟踪和自动调谐的作用，并能实现无人监控运行。
3.在一些2PT柜中通常不见得会加装消谐器，这主要是由于因为电压互感器的主要就是计量、测量的作用，在这个线路中不存在中性点接地的问题，所以也就不需要加装消谐器对电压互感器进行保护作用。
4.有些安装现场由于环境较为复杂，所以设计人员也要根据现场实际情况进行设计，对于那些有电容器的电网线路，也不需要在电压互感器中性点处加装消谐器。
四、结束语
在35kV母线电网线路中电压互感器作为极为重要的一个电气元件，虽然在提高了电网运行的安全性和稳定性，但是还是经常出现一些电力故障，针对这种状况电力部门进行了详细分析，将电压互感器经常出现的故障问题进行了总结归纳，而且针对故障问题对电网设计进行了优化，其中在电网改造工程中采用加装消谐器的方案，就可以起到谐振的作用，确保电网正常运行。
参考文献：
[1]解广阔.过电压及保护[M].北京：电力工业出版社，1980.
作用电压 篇4
地区电网无功优化集中运行控制系统在远程与集中控制方面具有明显优越性:(1)集中管理。实现了地区电网内无功设备的统一调度。(2)降损显著。区内无功潮流的自动优化调控,有效降低了无功潮流在区内的线损。(3)优化投切。采用优化的算法规则,为设备的投切提供了优化手段。
但其调节对象主要以电容器、电抗器、有载调压变压器为主,调节特点包括:(1)寿命限制。带机械触头的一次设备,其日投切次数受到运行年限和使用寿命限制。(2)分步调节。采用有步长的分组分级调节,投切前后,均造成受控点的电压无功有较大幅度的波动;(3)存在干扰。投切中产生的电弧容易对邻近的自动化设备产生电磁干扰。(4)限时投切。一般严格限制在高峰和低谷时段投切,闭环调控效果难以达到最佳。(5)控制规则。一般以九区图为基准,对九区图的V、Q边界难以用数学表达式描述,优化效果难以量化。
因此,现有的电网无功优化集中运行控制系统仍以无功电压的粗调为主,由于其没有兼顾地区电网中发电机组的无功调控,从地区全网的角度而言,其优化运行也只是局部的,优化效果也受到了限制。
发电机组是电网中的主要无功电源,通过调控机组励磁可实现无功的双向平滑调节,且无功调节裕度与机组容量成比例。随着近几年省级电网自动电压控制(AVC)系统的建立,220 kV电压等级的主力电厂均加装了自动电压控制装置(电厂侧AVC子站),通过主站闭环实现电厂发电机组的无功调控,调控显示机组侧的无功调控明显改善了峰谷时段的受控节点电压水平,随着机组无功电压调节作用不断加强,节能降损效果凸显,同时机组侧无功自动调控提高了调度自动化水平[1]。
地区电网辖内的小机组由于供电范围小,主要向本地区负荷提供有功,同时也向本区负荷提供无功,部分容量较大的机组仍为区内较为关键的无功电源,如充分利用地区电网内机组的调控作用,不仅使无功电压的控制进一步完善,同时由于机组无功的连续调节使调控可实现精细化,低谷时段使机组进相运行更有利于减少线损。必要时可减少电容器、电抗器、有载调压的投切次数。也能减少由于电容器、电抗器调节无功电压造成的波动[2]。
2 小机组接入地区无功优化系统试点
试点接入地区电网无功优化控制系统的电厂为苏南某热电厂,该厂有2台18 MW燃煤供热机组(机组编号为1、2号),机组以线变组升压接入该厂110kV正副母线,以2条110 kV两回出线接入220 kV溧水变110 kV正副母线。2台机组投入运行时,分别接入110 kV正副母线,分立运行。电厂机组在加装1套电厂侧AVC装置(电厂AVC,由1台上位机、2台下位机共组一面屏构成)实现自动调控后,将电厂AVC接入地区电网无功优化系统即可实现调控,设在溧水变的地区电网无功优化运行集中控制系统作为电厂AVC的远方主站。
原电厂远程终端单元(RTU)通过电力同步数据网(SDH)将采集数据上传至南京地调自动化系统,而没有将电厂数据传送至溧水县调自动化系统。为了实现将电厂数据、电厂侧AVC装置信号传送与地网无功优化系统,采用电厂RTU与地网无功系统主机直接通信的方式,具有如下优点:(1)减少数据通信通过自动化系统的中转传递;(2)避免电厂AVC与地网无功优化系统直接通信需传递电厂采集数据多而带来的实现麻烦,可容易实现电厂AVC与地网无功优化系统之间的通信;(3)接入简便,同时可将电厂AVC信号传送至地调自动化系统。电厂AVC接入地网无功优化系统简图如图1所示。
地网无功优化系统对电厂AVC控制实现。根据电厂侧母线电压、无功数据、机端数据、变电站110 k V母线数据、220 kV数据,计算出当前电厂应向变电站提供的无功,转换为电厂母线电压目标值。如目标值需调整,则生成新目标值,如不需调整则保持当前目标值不变,目标值每2 min以增量方式下发至电厂AVC,由电厂AVC完成就地控制。
3 控制及运行效果
3.1 手动设定调节试验
电厂AVC调试中进行了2号机组的本地设置目标电压的调节试验:设定电压从117.1 kV变至118.0 k V,机组的无功变化8.1 Mvar,电厂母线电压变化0.7 kV。机组主变高压侧无功变化约7.9 Mvar,变电站母线电压变化0.5 kV。手动设定调节试验前后数据见表1。电压调控过程如图2所示。
3.2 远方设定调节试验
设定电压从119.3 kV→119.2 kV→119.1 kV→119.0 kV,调节中机组的无功变化3.2 Mvar,电厂母线电压变化0.3 kV。主变高压侧无功变化约3.3Mvar,变电站110 kV母线电压变化0.2 kV。远方调节试验前后数据见表2。
电压调控过程如图3所示。
4 调控作用分析
4.1 机组在无功调节过程中电压变化影响较小原因分析
该厂机组在无功调节过程中对电厂母线电压、对侧变电站母线电压的变化均较小,220 kV母线电压的变化很小,难以从采集数据的变化中得到反映,110 kV母线电压和母线无功变化也不大。其原因:
(1)由于机组容量小,并且没有进行过机组进相运行试验,考虑机组安全运行因素(厂用电电压运行限制、机组端部温升限制),无功调节暂没有进入进相区域,电厂110 kV母线、变电站110 kV母线电压变化量均较小,而传送至变电站侧的净无功变化量<8 Mvar。电压无功调节有限。
(2)由于该电厂机组出线接至220 kV变电站的110 kV母线上,且2台机组分别接至变电站110kV正副母线,电厂110 kV母线电压变化幅度受220kV系统电压水平(220 kV侧潮流P、Q)影响较大。
(3)地网无功优化系统对电厂侧无功电压调节的策略为联络线传送无功最小原则,限制了远方调节时的机组无功调节幅度,远方调节时,对变电站侧母线电压的调节范围有限。
(4)机组无功调节对变电站110 kV母线的无功变化影响不大。
4.2 小机组接入地网无功优化系统应考虑的因素
小机组接入地网无功优化系统中应考虑:
(1)配网小机组进行无功调节时,虽然能使电厂侧母线电压在一定范围内调节,也能向变电站输送无功,或吸收无功,但是仅从电压调控方面考虑,难以实现大机组无功调节时无功、电压幅值明显变化的效果。
(2)当小机组容量超过40 MV·A,并且多台机组并接入一条母线电厂,机组无功调控裕度超过20Mvar时仍可值得重视,可以利用机组无功调节,代替电容器、电抗器的投切。减少电容器、电抗器的投切次数。
(3)接入地网无功优化系统后,应充分发挥小机组的无功调节能力,必要时应利用小机组的进相能力吸收过剩无功,小机组的进相裕度应参照相关资料,或以试验数据为依据,以确保小机组安全运行。
(4)小机组接入地网无功优化系统前,应进行相关的试验测试,以确定机组无功调节能有效改变变电站110 k V母线的无功潮流,确保机组具有良好的无功电压调节能力。
(5)变电站侧的力率等限制因素,对机组无功调控的调节范围有一定的限制作用,必要时应做相应的调整。
5 结束语
本文以试点试验的方式对小机组在地区无功优化系统中的调节能力进行了测试,试验表明:
(1)容量小于20 MV·A的小机组,无功调节能力较弱,不建议接入地网无功优化系统。
(2)电厂无功输出至变电站控制在最小的方案,虽然可以适当地减少无功损耗,但是弱化了机组输出无功、吸收无功,难以充分发挥机组无功调节能力。
(3)对于接有电厂侧AVC装置的地网无功优化系统,其相关的变电站的力率考核应适当放宽,加强小机组接入的地网无功优化系统的线损计算与分析,以制定合适的机组无功调控方案。
参考文献
[1]刘晓川.区域电网电压与无功控制的协调[J].电力系统自动化,1999,23(13):14-17.
什么叫安全电压及安全电压等级 篇5
行业规定安全电压为不高于36V，持续接触安全电压为24V，安全电流为10mA，电击对人体的危害程度，主要取决于通过人体电流的大小和通电时间长短。电流强度越大，致命危险越大;持续时间越长，死亡的可能性越大。能引起人感觉到的最小电流值称为感知电流，交流为1mA，直流为5mA;人触电后能自己摆脱的最大电流称为摆脱电流，交流为10mA，直流为50mA;在较短的时间内危及生命的电流称为致命电流，如100mA的电流通过人体1s，可足以使人致命，因此致命电流为50mA。在有防止触电保护装置的情况下，人体允许通过的电流一般可按30mA考虑。
电压互感器铁磁谐振过电压的研究 篇6
在电力系统中, 变压器和电磁式电压互感器含有非线性铁心电感, 它们与系统内的电容元件在某些条件下会发生铁磁谐振[1]。发生铁磁谐振时, 电压和电流会从正常的状态突然跃变到波形失真的稳态, 甚至会产生数倍于额定电压的过电压现象, 而导致设备的绝缘破坏, 影响系统的正常运行[2]。
为了监测变电站母线对地电压, 通常母线上接有电压互感器, 且其中性点直接接地。对于使用电磁式电压互感器的中性点直接接地系统, 往往会因为投切断路器或隔离开关, 导致电压互感器的非线性电感与断路器断口电容形成谐振回路, 进而激发出铁磁谐振过电压[3]。
目前国内对抑制电压互感器铁磁谐振主要方法有:特殊操作方式避免形成谐振回路、一次侧经消谐电阻接地或测量副边绕组接自动消谐装置、增大母线对地电容、使用电容式电压互感器、拆除断路器的断口电容、采用伏安特性好的电磁式电压互感器等[4,5,6,7]。
本次仿真设计使用MATLAB-SIMULINK软件中Sim Power Systems模块, 对110 k V电磁式电压互感器与断路器断口电容串联产生的铁磁谐振过电压建立模型并仿真, 并对上述的后三种抑制铁磁谐振事故的方法进行了仿真与分析。
1 模型建立
1.1 电磁式电压互感器模型
电力系统中发生铁磁谐振的主要原因是由于变压器或互感器的铁心磁饱和, 引起铁心电感值的非线性变化。当电感变化到某个范围恰好与外部电容达到谐振的匹配程度时, 就引发了铁磁谐振[8]。
电磁式电压互感器工作原理和构造与一般变压器相同, 主要区别是电压互感器的容量很小, 而且二次侧所接的负荷是阻抗很大的测量仪表和继电器线圈。因此, 电压互感器的正常工作方式接近于空载状态, 而在空载状态下容易发生铁磁谐振。为了更加透彻地了解铁磁谐振, 以下对变压器铁心电感的励磁特性进行分析。
图1是在不同的电源电压下, 忽略磁滞作用时变压器ψ (ωt) 、ψ (i) 、i (ωt) 之间的关系。从图1中可以看出由于铁心饱和现象的存在, 励磁电流i与磁链ψ的关系是非线性的。若要在变压器中建立正弦波磁通, 励磁电流i就为尖顶波形。
SIMULINK中变压器的ψ (i) 参数是分段线性化的, 而ψ与电压U相关, 所以可以从变压器伏安U-I曲线求出ψ (i) 曲线的对应点的数值。由参考文献[4]所提出励磁特性曲线转换方法可知:
将图1中曲线ψ (i) 分段线性化, 对应的励磁电流曲线也相应的分段线性化。假设图中线段上点 (ψk, ik) 已知, 而 (ψk+1, ik+1) 待求。设 (ψk, ik) 到 (ψk+1, ik+1) 的这一线段的方程为:
正弦波形的电压产生的磁链函数为:
当电压有效值为Uk+1时, 可分别得到磁链函数和磁链幅值ψk+1为:
再求出图1中ψ (i) 曲线上每一线段端点对应于i (ωt) 曲线上的ωti。
再由电流有效值计算公式:
从相关文献中找出一些电压互感器伏安励磁特性曲线, 曲线上的点 (U1, I1) 、 (U2, I2) 、 (U3, I3) …是已知的, 代入求解上面方程即可求出分段线性化的ψ (i) 曲线。本次仿真的电压互感器相关参数如表1所示, 二次侧加压的伏安特性如表2所示。
SIMULINK模型磁化电流和磁通都使用标幺值, 基准值为:
在MATLAB中先将二次侧U-I转换到一次侧, 再进行ψ (i) 的转换。将所得ψ和I分别除以ψbase和Ibase即得变压器的饱和参数, ψ和I均为标幺值, 如表3所示。这样就完成了电磁式电压互感器的模型设计。
1.2 断路器断口电容模型
含有断口电容的断路器模型图如图2所示[9]。在SIMULINK中, 使用断路器和电容并联而成。本次仿真使用的断路器断口电容均取900 p F, 母线对地电容取553 p F。
1.3 110 k V某变电站铁磁谐振事故模型
图3是110 k V某变电站的系统接线图, 用来描述断路器断口电容与母线电压互感器产生的串联谐振过电压[3]。谐振过电压产生经过为:节点2原由1号断路器经过3号断路器供电。现希望节点2通过2号断路器进行供电。操作顺序是先合上2号断路器, 拉开1号断路器, 再拉开3号断路器。由于断开1号、3号断路器后, 1号、3号断路器断口电容并联后与母线的电压互感器、母线对地电容一起产生谐振过电压[10,11,12,13,14]。
图4是其等值电路图, 其中C1是1号断路器断口电容, C2是3号断路器断口电容, C3是母线对地电容, L是电压互感器铁心饱和特性电感。
1.4 110 k V某变电站铁磁谐振事故仿真
SIMULINK仿真电路如图5所示。其中断路器为图2的封装图。为了分析问题的方便, 仿真只对A相电压进行分析, 电压互感器用来测量母线A相电压[15]。
仿真时间设置为1 s。仿真过程是变压器2先通过3号断路器、1号断路器供电。为了恢复由2号断路器供电, 在0.2 s控制2号断路器闭合、3号断路器和1号断路器断开进行供电。但是闭合2号断路器、断开3号和1号断路器后, 断口电容C1 (封装在断路器1中) 和C2 (封装在断路器3中) 并联恰好和母线对地电容C3、电压互感器符合铁磁谐振的条件, 产生过电压事故。
仿真波形如图6所示。
0.2 s前一次侧电压正常, 它的幅值为;在0.2 s时发生了铁磁谐振, 出现了过电压现象, 最高值达到额定值的3倍。
2 消谐措施
2.1 使用电容式电压互感器
将电磁式电压互感器更换为电容式电压互感器以后, 可以从根本上杜绝断口电容与母线电压互感器产生串联谐振过电压, 提高了电网安全运行的可靠性。缺点是测量准确度易受谐波影响, 而且其内部的电容和电感元件可能会组成振荡回路[9]。电容式电压互感器是由一个电容分压器和一台电磁单元组成, 电容分压的分压比为:
通过调节C1和C2的比值, 可以得到不同的分压比K。本次仿真取电容C1=0.01353μF, C2=0.04360μF。中间变压器一次侧输入为:
所以中间变压器一次侧额定电压设为15 k V。容量取100 VA。SIMULINK中变压器参数都是使用标幺值表示的, 变压器励磁曲线与前面相同。
将电容式电压互感器替代图5中的电磁式电压互感器, 并进行相同的断路器操作。得到中间变压器一次侧仿真波形如图7所示。
从图中可以发现, 0.2 s前一次侧电压波形正常, 幅值为;在0.2 s进行相关操作后, 电容式电压互感器一次侧降低到一个较低的水平, 不像电磁式电压互感器那样产生很高的铁磁谐振过电压。
2.2 拆除110 k V断路器的断口电容
在短路容量许可的条件下, 可以取消断口均压电容。但是这样做的缺点是会导致这些断路器的开断容量降低到原来的70%左右。拆除图5中断口电容后仿真波形如图8所示。
没有断口电容和电压互感器串联是不会产生铁磁谐振的。正如图8所示, 0.2s前一次侧电压波形正常, 幅值为;在0.2s后1号、3号断路器断开, 节点1失去了电源。所以一次侧电压会急剧下降, 直到趋于零。
2.3 采用伏安特性好的电磁式电压互感器
选用励磁特性好而且不容易饱和的电磁式电压互感器可以有效抑制谐振过电压。调整电压互感器饱和参数如表4所示, 并且适当减小铁损电阻值, 铁损减小, 有利于抑制谐振。最终得到的仿真波形如图9所示。
由于电磁式电压互感器非线性电感很好地避开了与电容匹配发生铁磁谐振的范围, 所以在0.2 s断开断路器后不会发生过电压现象。
3 结语
本文使用SIMULINK软件对110 k V变电站断路器断口电容与电磁式电压互感器产生的铁磁谐振进行了仿真。为了防止发生铁磁谐振, 本文对常见的三种抑制方法进行仿真和结果分析:
(1) 将电磁式电压互感器更换为电容式电压互感器可以从根本上杜绝断口电容与母线电压互感器产生串联谐振过电压。然而其内部的电容和电感元件在一定激励作用下可能组成振荡回路, 激发出内部铁磁谐振。
(2) 在短路容量许可的条件下, 可以取消断口均压电容, 但是这个方法的缺点是会导致这些断路器的开断容量降低到原来的70%左右。
作用电压 篇7
电力系统的无功补偿与无功平衡是保证电压质量的基本条件, 有效地控制和合理的无功补偿, 不仅能保证电压质量, 而且提高了电力系统运行的稳定性和安全性, 降低电能损耗, 充分发挥电能经济效益[7]。
随着电力系统互联的深入发展, 大容量超高压直流输电的应用, 分布式电源的并网[3], 负荷快速而不均匀的发展以及负荷峰谷差的不断拉大, 显著增大了电网无功电压耦合的复杂性, 给电网的无功电压调控带来了巨大的挑战和难度[2]。
系统电压控制涉及发电出力、负荷情况、功率因素、主变档位、无功分布等因素, 然而目前并没有对电压控制较为易于理解的决策支持方法。为解决此问题, 对影响电压、无功的诸多因素进行统筹分析, 依托电压无功象限分布情况, 制定了基于电压、无功象限分布的系统电压控制决策方法。
1 传统电压控制方法
系统运行人员根据电压无功曲线
下达无功调整操作指令
变电运行人员根据操作指令操作
图1系统电压无功管控流程
对于未实现AVC控制的电网, 传统的电压控制方法是由调度机构下达节点电压无功曲线, 由系统运行人员根据电压无功曲线, 结合节点电压实际情况进行控制, 流程如图1所示。而调度机构下达的电压无功曲线仅包含电压的上下限, 节点功率因素, 机组无功出力, 厂站无功投退情况。对于电压、无功的组合调节并无明确的要求, 需要系统运行人员根据自身经验进行考虑, 从而导致经验欠缺的运行人员, 往往只重视电压的管控, 对无功分布的管控欠缺。
2 影响电压无功分布的重要因素分析
影响电压、无功分布的重要因素主要包含发电机无功出力、无功就地补偿容量、主变档位、节点电压支撑需求及负荷情况等[1]。然而对不同情况下的电网, 影响电压无功分布的重要因素的重要性不同。在不同的负荷情况及发电出力情况下, 节点电压支撑需求不同, 从而相应的无功就地补偿要求及主变档位调整要求不同。
根据以上分析及文献[1], 可建立基于电压无功分布的双目标优化函数模型:
式中:α、β为双优化目标的加权因子, 根据目标函数的重要度进行设定, α+β=1;f1 (Vad) 为电压质量最优目标函数, n为除平衡节点外的节点总数, U为监测节点实际电压, Uj为节点给定电压, ∆Uj为节点电压给定最大偏移值;f2 (Ploss) 为网损最优目标函数, nl为系统总支路数, Gk (i, j) 为支路i至j的电导, Ui, j分别为节点i和j的电压, θ (i, j) 分别为节点i和j的相角;G (Pi) 为给定系统潮流情况下的i机组无功出力, 其中Gi1为机组最大进相运行无功出力值, Gi2为机组最大迟相运行无功出力值;B (Pi) 为节点i在给定潮流情况下的无功补偿值, Bi1为该节点最大无功补偿值;T (Pi) 为主变i在给定潮流下的监测点侧电压值, 一般取中压、低压侧, Ti1为主变i在最高档位时的电压调节能力, Ti2为主变i在最低档位时的电压调节能力;U (Pi) 为上级调度对系统在i状态下的电压评估结果, Ui1为相应状态下可能的最低电压, Ui2为相应状态下可能的最高电压。
根据公式1可知, 系统电压无功双优化目标函数是一个复杂的数学模型, 不仅要考虑在一个静态潮流下, 相关约束变化后导致的电压、无功分布情况, 还要在一个静态潮流下因一个约束条件变化后重新计算相应的静态潮流变化及其为了达到优化目的而制定的另外的约束变化。当电网节点数增大n倍后, 计算量呈n次方增长, 显然不利系统运行人员快速判断, 对工程应用也无实际效用。
3 电压无功象限分布的决策方法
3.1 电压无功象限分布决策原则
为解决电压无功双目标优化函数模型复杂性对系统运行人员快速判断的影响, 同时从工程应用的角度出发, 对电压无功在不同分布状态下需求的调节手段进行定性分析, 如下表所示。
为了做到在调整电压的同时能兼顾无功分布, 使得系统在确保电压稳定的同时, 输电网络损耗尽量降低。考虑将节点的电压状态与节点无功分布情况相结合, 制定电压、无功的象限分布图, 并针对每个象限的情况制定相应的适合工程应用的调整原则。如图2所示。
3.2 电压无功象限分布决策方法
根据图2所示, 在以上四个象限情况下的控制原则, 对应的控制手段分为不同情况, 但需考虑该手段对电压或者无功的影响, 确保在电压合格的情况下, 无功也尽量满足最优分布要求。结合表1中的相关常用手段, 以及工程实际应用中的需求, 制定了电压无功象限分布决策方法, 如图3所示。
通过图3所示的电压、无功象限分布决策方法, 可避免系统运行人员因为时间紧迫而导致决策错误。运行人员通过判断目前电压情况及无功分布情况, 查找对应的象限, 从而根据电压无功象限分布决策方法及厂站实际情况, 选择目前可用的控制手段。为系统运行人员快速制定电压、无功调整控制策略提供了定性的帮助。虽然无法达到电压无功的最优调节, 但能使得电压无功的匹配调节达到一个较为有效的结果。
3.3 扩展应用
制定电压无功象限分布决策方法的目的, 是为了对未实现AVC控制的电网, 制定应用于人工控制的快速决策方法, 但本方法仍然适用于AVC控制系统。AVC控制系统常用的控制方法[8,9], 以节点电压为唯一控制标准, 通过对无功装置、主变档位、机组出力的协调控制, 使得电压能满足设定要求。
然而利用电压无功象限分布决策方法, 结合AVC系统的数据采集、比对功能, 可实现电压无功在象限内的决策手段进一步细化。形成图4所示的电压无功象限分布决策方法。
基于图4所示电压无功比对的象限分布决策方法, 利用了AVC系统的数据采集、比对功能, 但还需要在AVC系统中设定电压、无功比对边界条件。因此需要系统运行人员根据电网长期的电压无功运行数据, 制定边界条件, 便于AVC系统根据决策方法, 快速选择调整手段。
4 应用情况
由于昆明电网2015年还未完成AVC系统的建设投产, 系统电压控制主要还是靠系统运行人员根据电压无功曲线人工控制, 应用电压无功象限分布决策方法对昆明电网2015年110k V、35 k V、10 k V母线电压进行管控调节, 取得了明显的效果。昆明电网2014、2015年110k V、35 k V、10 k V母线电压合格率如表2所示。昆明电网2014、2015年综合线损率也取得了较为明显的提高, 虽不完全是因电压无功匹配调整的成效, 但通过电压无功象限分布决策方法实行电压无功的匹配调整, 对综合线损率也具有积极效应。
5 结束语
1) 利用电压无功象限分布决策方法能快速指导系统运行人员作出决策, 对未实现AVC控制的电网具有明显的指导作用。
2) 利用电压无功象限分布决策方法具有兼顾电压合格率及网损的效果, 通过应用本方法虽无法做到电压、无功的精确控制, 但在一定粗糙度范围内可达到电压、无功匹配调整的目的。
参考文献
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作用电压 篇8
关键词：纯MOS结构,和式电流,阈值电压,温度系数
基准电压源是集成电路中的重要模块,广泛应用于各种模拟、数字、数模混合电路中,特别是在A/D、D/A转换等系统中,其稳定性与准确性直接影响整个系统的精度。传统电压基准源通常采用“带隙”技术。由于双极性晶体管的Vbe具有负温度特性,而工作在不同电流密度下的Vbe之差则具有正温度特性,两者相互补偿可得到与温度无关的输出电压[1]。
加工成本低、周期短等特点使CMOS工艺逐渐成为电路设计中的主流。由于寄生纵向晶体管无法在CMOS工艺中实现,有些学者提出了纯MOS管的电压基准源设计方案:利用MOS管的亚阈值区工作原理设计基准[2];利用载流子与阈值电压在不同温度下的特性设计基准[3];利用NMOS、PMOS管不同阈值电压设计基准[4]等,但它们存在温度性能较差或电源电压调整率较大的缺陷。本文在分析文献[4]基本原理的基础上,发现电路中的电流源是影响电压基准源的重要因素,针对温度系数和输出电压变化率性能矛盾,设计了一种和式电流并将它作为基于阈值电压差电路中的电流源,在得到良好的输出电压变化率的同时,提高了电压基准源的温度性能。
1 基本原理
实现一个电压基准,首先需要找到一个稳定的电压单元。例如,二极管电压基准电路中的齐纳击穿和带隙电压。在CMOS工艺中,阈值电压就是一个稳定的电压单元。阈值电压的特性依赖加工过程,且对环境温度的变化敏感,因此,需要找一个相对的量值来抵消这些变化。而PMOS与NMOS的阈值电压变化趋势相同,可以通过两者相减的方式得到一个稳定的电压。
图1为基于阈值电压差的电压基准电路原理图,输出电压基准Vref为P管与N管栅源电压VGS之差:
对于CMOS器件,阈值电压VTH与载流子迁移率μ是受温度影响的主要参量。阈值电压与环境温度有近似线性的关系[5]:
其中,VTH(T0)为温度T0时的阈值电压;αvt是阈值电压的温度系数,其值介于1 mV/℃到4 mV/℃之间,且P管大于N管。载流子迁移率与温度的关系:
式中,μ(T0)为温度T0时的载流子迁移率,且m的值介于1~2.5之间[5]。将(2)、(3)式代入(1)式,(W/L)N和(W/L)P取适当值,令(1)式对温度的导数为零,便能得到与温度无关的输出电压。同时,由于(1)式中各参数均与电源电压无关,输出电压不随电源电压变化而变化,因此,理论上这种电路结构可以实现电压基准源。然而,图(1)中的Ia、Ib为理想电流源,既与环境温度无关,又不随电源电压变化而变化,而在实际应用中电流源的实现通常既是电源电压的函数,又与温度相关。本文通过不同性质电流相加的形式,设计了一种与电源电压无关,与环境温度成反比的和式电流,得到了一种同时具有低温度系数和低输出电压变化率电压基准源。
2 新型CMOS电压基准电路
该电路由和式电流模块与核心模块组成。为防止电路在零稳定点而不能正常工作,还应加入启动电路。许多论文中都有关于启动电路的详尽描述,这里不再进行讨论。
2.1 设计思路
由于无法同时调和温度性能和电压输出变化率这对矛盾,所以必须以其中一个作为改进方向。(1)式中除电流外均与电源电压无关,而对温度而言,除电流外,阈值电压VTH和载流子迁移率μ都是温度的函数。显然,选择减少电源电压对输出的影响作为和式电流的改进目标,即能满足对输出电压变化率的设计需要,同时还能兼顾电路对温度性能的要求。反之,若将温度性能做为改进对象,电路可以得到较好的温度性能,但是电源电压对输出电压的影响却不可控。实验证明,在相同的电源电压工作范围内后者的输出电压变化率为前者的十几倍,而且温度系数提高并不明显。根据以上分析可得,一个与电源电压无关的恒流源,虽然其与环境温度的关系待定,但都可利用此关系在一定程度上优化文献[4]的设计(文献[4]中忽略了温度变化对电流的影响)。
由于简单偏置电路的电流与电源电压成正比,且根据MOS管栅源电压几乎不随电源电压变化的特性可以得到一个不随电源电压变化的电流,则通过此两者相减容易得到一个与电源电压成反比的电流,再将其与偏置电路电流按一定比例相加,即可实现一种与电源电压无关的电流设计。在此基础上,可具体解析得到该和式电流与环境温度的函数关系式,然后对(1)式中的参数进行合理设置,从而改善电路的温度性能。
2.2 电源电压对输出的影响
图2为本文所设计的新型CMOS电压基准整体电路图。如图所示,和式电流模块中,自举偏置电路(由MOS管P3、P4、N3、N4和电阻R2构成)产生偏置电流。当电源电压变化时,沟道调制效应是影响输出电流的主要因素[6]。忽略体效应,只考虑沟道调制效应,流经P3的电流:
式中,λ为沟道长度调制系数。且电源电压可表示为N3和P3管的VDS之和:
栅源电压几乎不随电源电压变化而变化,忽略电源电压对栅源电压的影响,且(5)式中其他参数均与电源电压无关,偏置电流与电源电压可以表述为线性关系。I1与I3是偏置电路的镜像电流,设:
式中,IA0为电源电压V0时流过P2的电流,a为漏电流的电压系数。同时,栅源电压不变使流经电阻R1的电流IR1不变,因此流经P7的电流可表示为:
式中,IB0=IR1-IA0,又I3、I4分别与I1、I2对应成比例,得到和式电流I5:
式中K1、K2分别为P5、P8对P2、P7宽长比比值。取K1、K2的值相等,即可得与电源电压无关的和式电流。同理,P5、P8与P6、P9的宽长比对应相等,流经N5的电流与I5成正比,因而(1)式中电流与电源电压无关,得到了与电源电压无关的输出电压。
2.3 环境温度对输出的影响
自举偏置电路产生PTAT电流[7],流经P2的电流可表示为:
式中,IT0表示温度T0时的电流值,a为漏电流的温度系数。考虑环境温度对N1管的栅源电压影响:
式(10)中IP1、μn、VTH都是温度的函数,且
式中,K3为P1管对P2管的宽长比。将(11)、(2)、(3)式代入(10)式,令其对温度求导可得:
可在某极点温度TS得到栅源电压的最大值。当温度高于TS时,栅源电压随温度升高而下降,其特性可近似为线性变化。栅源电压可表示为:
式中,VGSTS表示环境温度TS时的栅源电压,β为栅源电压的温度系数。比较温度变化对栅源电压和电阻的影响,后者随温度的变化可忽略。和式电流I5可表示为:
同理,(1)式中的电流Ia、Ib与I5成正比,即与环境温度成反比。将(14)、(2)、(3)式代入(1)式中,得到输出电压对温度T的导数:
式中A、B分别表示为Ia、Ib应对I5的比例系数。因而,同时考虑MOS管长宽比和电流Ia、Ib的设置,才能得到较好的温度性能。
3 仿真与分析
在0.6μm CMOS工艺下,采用Hspice软件进行仿真,得出:在25℃下对电源电压在2.8 V~5.5 V的范围内进行直流扫描,基准电压曲线如图3所示。在3 V电源电压下对温度在-30℃~80℃的范围内进行直流扫描,基准电压曲线如图4所示。环境温度25℃、电源电压为3 V时,输出基准电压为283.5 mV。基准电压不到300 mV,可使用比例放大器进行适当放大,以满足不同需要。
由于和式电流模块中得到与电源电压成反比的部分拉高了工作电源电压值,但电源电压能在宽范围(2.8 V~
5.5 V)内工作,且输出电压波动小于3 mV,得到输出电压变化率1.11 mV/V,满足实际应用需求。
温度系数是电压基准源最主要的参数指标。由图4可以看出,环境温度20℃~30℃时的温度系数约为零,而且有较好的对称性。且在温度-30℃~80℃的范围内,温度系数为41.5 ppm/℃,较文献[4]有了很大改进。
与文献中提到的电压基准电路的主要指标进行比较,结果如表1所示。
比较结果表明,本文的电路实现结构能够在较宽的范围内工作,且同时满足对低温度系数和低输出电压变化率的要求。
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作用电压 篇9
为了适应并促进较低电压等级电网的数字化发展趋势, 提出了适用于6～35 kV 电网的电阻分压式电子型电压互感器 ERVT (Electronic Resistor - divider - based Voltage Transformer) [1,2,3,4]。这种 ERVT 采用电阻分压器作为传感单元, 将被测母线电压转换成与之成比例的小电压信号送信号处理电路进行滤波、移相及放大等处理, 最后输出满足 IEC60044-7标准的信号, 供测量和保护装置使用。由于信号处理单元对地电位很低, 不存在对地绝缘问题, 因而无需使用光纤进行信号传输。显然, ERVT 具有测量频带宽、动态特性好、线性范围大、绝缘结构简单、体积小、造价低、易实用化等优点。但是, ERVT 也存在明显的不足之处, 如:适用范围有限、没有实现一次系统与二次系统的完全隔离、二次系统易受一次系统的干扰等。为了克服这些缺点, 进一步简化电压互感器的绝缘结构, 现提出一种基于电压-电流变换和弱电流检测技术的电子式电压互感器 EVCVT (Electronic Voltage - Current - conversion - based Voltage Transformer) 。
1 组成原理
基于电压-电流变换和弱电流检测技术的 EVCVT 的组成结构与工作原理如图1所示。
由图1可见, EVCVT 由电压-电流变换元件 ZVI、弱电流检测处理装置以及保护间隙 S 等3部分组成。其中, 电压-电流变换元件 ZVI 选用精密线性复阻抗, 它的一端接于被测母线, 另一端接地。流经 ZVI 的电流 Ix 与母线电压 Ux 之间呈现线性关系, 二者之间的关系见式 (1) :
Ux=ZVIIx (1)
由式 (1) 可知, 如果复阻抗 ZVI 的阻抗值 zVI 与阻抗角 φz 为固定值, 则电压 Ux 与电流 Ix 之间就会存在固定的比例关系和固定的相位关系, 比例因子为 zVI, 相位差为 φz。由于电压-电流变换元件为精密线性元件, 只要适当选取阻抗值 zVI, 电压-电流变换元件 ZVI 就可以把被测母线电压 Ux 按固定比例关系 (1/zVI) 转换为毫安级别的弱电流 Ix, 而且电压到电流变换过程中所产生的固定的相位偏差取决于变换元件的阻抗角 φz。
弱电流检测处理装置是利用电子测量技术和微机检测技术实现的电子检测处理装置, 由弱电流传感单元、数据处理单元以及信号输出单元3个部分组成, 其主要功能如下:
a. 实现对电压-电流变换元件接地引线中毫安级别弱电流 Ix 的精确测量;
b. 根据式 (1) , 将电流 Ix 的测量结果换算成被测母线电压 Ux;
c. 以模拟信号形式输出被测电压信号, 供模拟仪表与模拟保护装置使用;
d. 以数字信号形式输出被测电压信号, 供数字仪表以及数字保护装置使用。
由于电子检测处理装置安装于电压-电流变换元件的接地侧, 其对地电位非常低, 不存在对地绝缘问题。因此, 它与二次装置之间的连接不必使用光纤传输, 且对供电电源也无特殊要求。但是, 如果在 EVCVT 的运行中出现接地不良 (接地线松动或断线) , 一次侧的高电压将会窜入到二次侧, 将会严重威胁二次设备与人身安全。为了避免这种情况, 在 EVCVT 的一次侧设置了保护间隙 S, 其击穿电压应远小于电流取样元件 TA 的隔离电压。
2 电压-电流变换
如上所述, 电压-电流变换元件 ZVI 负责完成被测母线电压到毫安级别弱电流的转换。为保证电压互感器有较高的准确度, 变换元件需选用精密线性元件, 而且变换元件必须具有较高的稳定性。理论上, 电压-电流变换元件可以使用电阻、电容及电感组成的复阻抗。但在实际工程应用中, 电压-电流变换元件易使用纯电阻或者纯电容2种元件, 以简化变换元件的绝缘结构与制造工艺, 同时还可简化对电压到电流变换过程中产生的相位偏差所做的软件补偿或硬件补偿。电阻变换元件适合于6～35 kV 中压电网, 而电容变换元件则适合于110～220 kV 高压电网, 甚至适合于330 kV 以上的超高压电网。受篇幅所限, 这里仅讨论电阻变换元件作为电压-电流变换元件的情况。
用纯电阻元件构成电压-电流变换元件 ZVI 时, 变换元件仅完成被测母线电压到毫安级别弱电流的转换, 且在电压到电流变换过程中不产生相位移, 即输出电流与被测电压同相位。这时, ZVI=RVI, 由式 (1) 可知, 电压与电流之间的变换关系见式 (2) 。
Ux=RVIIx (2)
为了实现母线电压到毫安级别弱电流的转换, 电压-电流变换元件的额定阻值可按式 (3) 选择。
RVI=UN/IN (3)
式中 UN 为电网的额定电压 (V) ;IN 为变换元件的额定电流 (A) 。
变换元件的额定电流应选择毫安级别的电流。增大额定电流虽然可以使得电流测量变得更为容易, 但也会使互感器从电网吸收过多的能量, 增大变换元件的功率损耗而引起较大的温升, 影响变换电阻阻值的温度稳定性, 从而增加测量误差而影响互感器的准确度。反之, 如果额定电流过小, 则易受电晕放电电流和绝缘漏电电流的影响, 也会增大测量误差而影响互感器的准确度, 而且易受外部电磁场的干扰[1,2,3]。与毫安级额定电流相对应, 电压-电流变换元件的额定阻值为兆欧级。
为了保证电压-电流变换元件阻值的温度稳定性, 变换电阻的额定功率可按式 (4) 确定。
PN=KrUNIN (4)
式中 Kr 为裕度系数, 1.5≤Kr≤2;PN 为电压-电流变换元件的额定功率 (W) 。
变换电阻在工作过程中会因消耗电能而产生热量, 从而引起电阻元件的温度变化, 进而引起其阻值发生改变, 影响其阻值稳定性。为充分保证变换元件阻值的温度稳定性, 必须保证电阻额定功率大于正常工作条件下变换电阻消耗的实际功率。因此, 式 (4) 中引入了裕度系数, 裕量的大小视具体散热条件而定[3]。通常情况下, 裕度系数可取1.5～2。
高阻、高压的厚膜电阻具有高阻值、高耐压、高稳定性等特点, 非常适合用作电压-电流变换元件。其最大阻值可达2 GΩ, 单体工作电压可达40 kV (交流有效值) , 温度系数以及电压系数可以做得很低, 高稳定性的厚膜电阻经受冲击试验后阻值非常稳定, 而且阻值可以做得很精确, 外形尺寸也很小, 完全适合于6～35 kV 中压电网的电压测量[3,4,5]。
为了减少电压互感器的测量误差, 保证 EVCVT 有较高的准确度, 在电压-电流变换元件的设计中, 除了电阻元件种类的正确选择及元件参数的合理选用外, 还必须做到合理的结构设计, 以减小杂散电容的影响。电阻变换元件的对地杂散电容是影响电压互感器性能的主要因素, 减少变换元件对地杂散电容的影响是改善电压互感器特性的重要措施, 而合理的结构设计可明显地减少对地杂散电容的影响, 并将其影响限制到允许的范围内[1,2,3,4]。与电阻分压式电压互感器中的电阻分压器相比, EVCVT 中的电压-电流变换元件没有中间抽头, 不存在上、下臂元件间的配合问题, 因而其结构更为简单。但从减少对地杂散电容的影响以及满足绝缘要求等方面看, 电压-电流变换元件的结构设计与电阻分压器的结构设计相同。因此, 电压-电流变换元件的结构设计可参阅文献[1,2,3,4,5], 这里不再赘述。
3 弱电流检测
如上所述, 电压-电流变换元件把被测母线电压按照固定的比例关系变换为毫安级别的弱电流, 而且对于电阻变换元件而言, 从电压到电流的变换过程中不会产生相位移, 即保持输出电流与被测电压同相位。因此, 只要准确测量出弱电流 Ix, 就可以在数据处理电路中很容易地计算出被测母线电压 Ux。由此可见, EVCVT 把高电压测量问题转化成了弱电流的检测问题。很显然, 弱电流的精确测量是实现 EVCVT 的关键技术。事实上, 弱电流精确检测技术已比较成熟, 而且已广泛应用于电力设备的在线监测中[6,7,8]。因此, 基于电压-电流变换以及弱电流检测技术的 EVCVT 在技术上完全可行。
在 EVCVT 中, 弱电流传感单元实现对电压-电流变换元件接地引线中毫安级别弱电流的精确测量, 因而是 EVCVT 中极为重要的环节, 其组成与工作原理如图2所示。由图2可知, 弱电流传感单元主要由2部分组成:弱电流传感器 (TA) 和信号调理电路。其中, 弱电流传感器实现对弱电流信号的取样, 而信号调理电路则实现对取样信号的预处理。
弱电流传感器可采用多匝串入式电磁线圈或单匝穿心式电磁线圈, 以实现弱电流信号的隔离测量。对于多匝串入式电磁线圈, 因其一次绕组匝数较多, 因而对弱电流信号的变化反映较为灵敏, 二次侧输出信号较强, 有利于提高信号传输的信噪比, 但这种传感器需要串入到电压-电流变换元件接地引线中, 使用不够方便。而对于单匝穿心式电磁线圈则恰恰相反, 因其原边绕组仅为一匝, 反映弱电流信号变化的灵敏度较差, 二次侧输出信号的幅值较小, 信号传输的信噪比较低。但它不需串入到电压-电流变换元件的接地引线中, 而是直接套装在变换元件的接地引线上, 使用非常方便, 且安全性较高, 因而在电力系统弱电流检测中得到了广泛应用[6,7,8]。
信号调理电路主要由电流-电压变换电路、滤波电路、相位补偿电路及线性放大电路等部分组成, 负责完成对取样信号的滤波、相位补偿及信号放大, 从而输出与被测电流成比例且同相位, 同时满足 A/D 电路输入要求的电压信号。需要特别强调的是, 为保证 EVCVT 的准确度, 减少测量误差, 信号调理电路必须采用温度稳定性高、线性度好的精密电子元件。目前, 我国一些公司已能提供产品化的、将弱电流传感器与信号调理电路合二为一的高精度电量传感器, 如:WB-I 411系列交流电流隔离传感器, 可以实现毫安级别弱电流的精确测量。WB-I 411系列电流传感器的输入标称值系列为1 mA、2 mA、5 mA、10 mA、20 mA、50 mA、100 mA 等, 线性测量范围为0～120 % 标称输入, 精度等级为0.1级, 频率范围为25 Hz～5 kHz。WB-I411采用新型电磁隔离, 隔离电压大于2.5 kV DC (1 min) , 可完全满足 EVCVT 中毫安级别弱电流的检测需要, 可以用作 EVCVT 中的弱电流传感单元。
4 数据处理与信号输出
数据处理单元主要由数据采集电路与微机系统组成。它对弱电流传感单元输出的电压信号 UAD 进行采样保持、模数转换, 完成数据处理与换算, 并对前级测量误差进行软件补偿[9,10], 从而得到数字形式的被测母线电压。为了保证电压互感器的准确度, 模数转换电路必须选用高分辨率的高速 A/D 器件。至于微机系统, 则可根据对电压互感器的性能要求, 选择微控制器 (MCU) 系统或者数字信号处理器 (DSP) 系统。
信号输出单元包括模拟输出电路和数字输出电路, 以满足 IEC60044-7标准对输出信号的要求。模拟输出电路对数据处理单元得到的数字信号进行数模转换、平滑滤波及信号放大, 以模拟信号形式输出被测电压 (二次电压) 。模拟输出电路必须采用温度稳定性高、线性度好的精密电子元件, 以减少测量误差, 从而保证 EVCVT 的准确度。 数字输出电路采用 RS-485串行接口, 用以直接输出数字信号形式的被测电压。串行口设计成半双工双向通信口, 以适应 EVCVT 的2种工作模式:设置与调试模式/正常运行模式。在设置与调试模式下, PC 机 (上位机) 以“命令/应答”方式与 EVCVT 通信, 完成 EVCVT 的设置与调试。在正常运行模式下, EVCVT 以“命令/无应答”方式主动地不断向数字仪表、数字保护装置或合并单元发送电压数据[11]。EVCVT 必须采取适当的硬件措施[12]和软件措施[13] , 以保证装置通信的可靠性, 从而保证二次系统可靠工作。
5 结语
EVCVT 利用电压-电流变换和弱电流检测技术实现电网电压的精确测量。与传统电压互感器相比, EVCVT 具有绝缘结构简单、体积小、重量轻、线性度好、动态范围宽、暂态性能好等优点, 而且不会引起电网的铁磁谐振, 更容易与数字仪表及微机保护接口。与光电式电压互感器相比, EVCVT 不存在供电难题, 其数字输出接口为常用的 RS-485口, 因而更容易取得实用化进展, 对中压或高压电网尤其如此。与电阻或电容分压式电压互感器相比, EVCVT 的电压-电流变换元件的结构比分压器更简单, 而且实现了一次系统与二次系统的完全隔离, 因而其使用安全性更高。总之, EVCVT 的推出与应用必将大大推动变电站尤其是6～35 kV 变电站的数字化进程。
作用电压 篇10
1. 绝缘监察装置电压互感器熔断器熔断故障
(1) 电压互感器熔断器一相熔断故障特征:熔断器熔断相对地电压表指示降低, 熔断器未熔断的两相对地电压表指示正常;熔断器熔断相与另两相间线电压降低, 熔断器未熔断的两相间线电压正常;若出现接地信号, 电压互感器一次侧熔断器一相熔断, 若不出现接地信号, 电压互感器二次侧熔断器一相熔断。
(2) 电压互感器熔断器两相熔断故障特征:熔断器熔断的两相对地电压表指示很小, 接近零, 未熔断的一相对地电压表指示正常;熔断器熔断的两相间的线电压为零, 熔断的两相与另一相间的线电压均降低, 但不为零;若出现接地信号, 为电压互感器一次侧熔断器两相熔断, 若不出现接地信号, 为电压互感器二次侧熔断器两相熔断。
2. 电网接地故障
一条线路单相接地故障特征:三相对地电压表指示不平衡, 一相降低, 另两相升高;出现接地信号;选切引起三相对地电压表指示变化的一条接地线路时, 接地现象仍然存在, 只是此时三相对地电压表指示较前发生了变化, 当选切掉另一条接地线路时, 三相对地电压表指示恢复平衡;投运两条接地线路中的任何一条, 都引起接地现象。
3. 线路断线故障
(1) 线路单线 (相) 断线故障现象:出现电网接地信号;三相对地电压表指示变为不平衡, 若断线导线在电源侧不接地, 则断线相对地电压升高, 其他两相对地电压降低, 若断线导线在电源侧接地, 三相对地电压变化情况同单相接地, 断线相对地电压降低, 其他两相对地电压升高;断线线路供电的负荷逐渐减小, 电流、功率表指示变小, 电动机停下来不能再正常启动, 并出现发热、烧损等现象;断线线路供电的变电所, 线电压不平衡。