控制电压环（共7篇）
控制电压环 篇1
1 引言
在配电网中，电压、电流不平衡可能给系统中的用户带来多种危害[1]。为了减轻不平衡负荷对系统造成的危害，近年来，D-STATCOM以其良好的动静态性能，在不平衡负荷补偿中的应用越来越广[2]。
在D-STATCOM的控制方法中直接电流控制比间接电流控制具有更高的响应速度和控制精度，因而得到了越来越深入的研究和广泛的应用[3]，本文在电压空间矢量分析的基础上，采用了一种适合于D-STATCOM补偿不平衡电流的电压矢量滞环控制方法，该方法以相电流误差为控制对象，使用三组滞环比较器，根据相应的比较状态值和对参考电压矢量的区域判别，最终由电压空间矢量选择逻辑，输出一个最佳的电压矢量，从而使补偿器输出电流跟踪指令电流。该方法降低了开关频率，既有较好的电流响应速度，又能有效限制电流误差，改善电流跟踪性能，并且计算量小，易于实现。
2 基于电压空间矢量的滞环控制方法
2.1 电流控制原理
基于电压矢量滞环电流控制的原理图如图1所示。这种控制策略是将指令电流i*ca、i*cb、i*cc与反馈电流ica、icb、icc通过定环宽的滞环比较单元，输出相应的比较状态值Ba、Bb、Bc，并通过对指令电压矢量u*的区域判别，最终由空间电压矢量选择逻辑，输出一个合适的Uk，从而使三相补偿器输出电流跟踪指令电流。三个滞环比较器的作用是使电流矢量能跟踪指令电流矢量并把电流误差限制在一定的范围内，并通过Ba、Bb、Bc可以确定误差矢量△i所在的区域。u*所在区域通过判别参考线电压u*ab、u*bc、u*ca符号确定。
2.2 控制规则与电压矢量Uk的选择
经过分析发现，一旦参考电压矢量u*和电流误差矢量△i确定之后，两矢量的空间区域位置也随之确定，u*和△i的区域划分如图2所示。为实现电流跟踪控制，必须选择一个合适的电压空间矢量Uk，使电流误差矢量变化率d△i/dt与电流误差矢量△i的方向始终相反，电流误差矢量的模△i被限制在一定的滞环宽度内，从而实现补偿器的电流跟踪控制。该电流控制方法的控制规则总结如下。
规则1：当△i>Iw时，选择电压矢量Uk，使其对应的d△i/dt具有与电流误差矢量△i方向相反的最小分量，以确保电流矢量ic在跟踪指令电流ic*的同时，限制电流变化率，以抑制电流谐波。
规则2：当△i≤Iw时，原有Uk不进行切换，从而在限制平均开关频率的同时，增加了控制的稳定性。
如图3所示，图中虚线所表示的矢量为Uk所对应的矢量d△i/dt(自电压空间矢量Uk的终点指向参考电压矢量u*的终点)。
若设△i>Iw，则按规则1选择合适的Uk。首先，优先考虑d△i/dt模值较小矢量对应的Uk，显然矢量u*区域对应的三角形边界矢量U0、U1、U6、U7满足此条件;然后，选定的Uk所对应的矢量d△i/dt必须始终与矢量△i方向相反。当△i处于(6)区时，则只有矢量U6满足上面2个条件。
当u*、△i处于其它不同区域时，可以采用上述相同的分析方法得出满足条件的电压空间矢量Uk，如表1所示。
3 仿真验证
在磁暂态仿真软件PSCAD/EMTDC的基础上，对图1的D-STATCOM系统建立仿真模型进行仿真验证，并且与同条件下普通滞环电流控制方法的仿真结果进行了对比分析。仿真参数为：电源线电压为380V，系统阻抗忽略不计，负载为三相不对称，其中Ra=15Ω，Rb=30Ω，Rc=5Ω，直流侧电压Udc给定为600V，电容为400μf，连接电感L为5mH，损耗电阻R为0.05Ω，滞环宽度为1A。图4为不平衡负载的电流波形，很明显负载电流波形三相不对称。
图5(a)和(b)分别为采用普通滞环控制方法和矢量滞环控制方法补偿后的电源电流波形，可以看出，两种控制方法均能在一个半周期进入稳态，在稳态时得到很好的补偿效果，使补偿后三相电源电流大小相等，相位依次滞后120°;图6(a)和(b)分别为采用普通滞环控制方法和矢量滞环控制方法的开关信号，可以看出矢量滞环电流控制方法的平均开关频率有所减小，降低了开关损耗。图7(a)和(b)分别为采用普通滞环控制方法和矢量滞环控制方法的误差电流波形，可以看出两种方法均能将电流误差限制在一定的范围内。
可见，在达到相同补偿效果的同时，本文所采用的基于电压空间矢量的控制方法与普通滞环控制方法相比，可以减小开关频率，降低开关损耗。
4 结论
本文采用的基于电压空间矢量的滞环控制方法，该方法以相电流误差为控制对象，使用三组滞环比较器，根据相应的比较状态值和对参考电压矢量的区域判别，最终由电压空间矢量选择逻辑，输出一个最佳的电压矢量，从而使补偿器输出电流跟踪指令电流。该方法降低了开关频率，既有较好的电流响应速度，又能有效限制电流误差，并且计算量小，易于实现。
参考文献
[1]林海雪.电力系统的三相不平衡[M].北京:中国电力出版社,1998.
[2]朱永强,刘文华,宋强.D-STATCOM不平衡负荷补偿电流的优化设计[J].电力系统自动化.2005,4(8).
[3]王兆安,杨君,刘进军,王跃.谐波抑制和无功功率补偿[M].北京:机械工业出版社.2006,7.
[4]李可,卓放,李红雨.王兆安.直接电流控制的静止无功发生器研究[J].电力电子技术2003,37(3):8-11.
[5]舒泽亮,汤坚,郭育华,练级三.基于空间矢量双滞环策略的STATCOM直接电流控制方法[M].2007,27(25):103-107.
[6]Bong-Hwan Kwon,Tae-Woo Kim.and Jang-Hyoun Youm.A Novel SVM-Based Hysteresis Current Controller[J].IEEE Transactions on Power Elestroncs.1998,13(2).
[7]Bong-Hwan Kwon,member,IEEE.Byung-Duk Min.An Improved Space-Vector-Based Hysteresis Current Controller.IEEE Transactions on Insustrial Strial Electroncs.1998,45(5).
[8]郭自勇,周有庆,刘宏超,胡楷.一种基于电压空间矢量的有源滤波器滞环电流控制新方法[J].中国电机工程学报.2007,27(1):112-116.
[9]姜俊峰,刘会金,陈允平,孙建军.有源滤波器的电压空间矢量双滞环电流控制新方法[J].中国电机工程学报2004,24(10):82-86.
控制电压环 篇2
硬件锁相环技术通过捕获某相电压过零比较器输出脉冲的方法实现锁相,该方法具有简单易实现的优点,但在网侧三相电网电压不平衡的情况下,就不能通过某一相的信息获取三相的相位信息,从而影响锁相的精度。而软件锁相环可以通过对三相电压进行综合处理,从而获取准确的相位信息,其优点在于可以在线修改控制算法,而不必改动硬件电路,使得软件锁相环的应用越来越广泛。
本文围绕三相电压不平衡PWM整流的锁相问题,说明了三相平衡下的锁相原理,通过分析三相电压不平衡时的相位关系,设计相应的软件锁相环,在MATLAB下建立了软件锁相环的仿真模型,仿真结果验证了此软件锁相环的有效性和可行性。
(一)软件锁相环原理
锁相环由鉴相器、滤波器和压控振荡器三部分组成,假设ui(t),uo(t)为锁相环输入和输出电压信号。鉴相器对ui(t)和uo(t)进行鉴相,其输出直流电压ud(t)正比于ui(t),uo(t)的相位差。ud(t)经过一低通滤波器,滤除高频成分后控制压控振荡器的频率与相位,使锁相环输出电压uo(t)的相位与频率保持与输入电压ui(t)一致,实现相位锁定。
相位比较只有在相同频率下才有意义,则假设输入电压和输出电压分别为
鉴相器输出ud(t)=kmui(t)uo(t),可以得到
其中,2ωi高频分量被低通滤波器抑制,因此滤波器的输出电压为
在线性范围内,有控制特性方程
因此,压控振荡器输出信号对鉴相器起作用的不是瞬时角频率而是瞬时相位。对(4)式求积分得∫0tων(t)dt=ωot+ko∫0tuc(t)dt,可见
从而,可以得到如图1所示的锁相环路相位数学模型。
(二)三相不平衡下的软件锁相环设计
三相电压不平衡时,电网电压可以描述为正序、负序和零序的合成,即
式中,Emp,Emn,Em0分别为正序、负序和零序分量峰值,φmp,φmn,φm0为正序、负序和零序分量的初始相位。
对其进行坐标变换,可得:
式中:C23为坐标变换矩阵,R(θ)为正序旋转坐标变换矩阵,R(-θ)为负序旋转坐标变换矩阵,它们的表达式分别为:
则三相不平衡电压在两相同步旋转系(d,q)中表达式为:
可见,在(d,q)坐标系中,原三相静止坐标系中的正序交流电动势变换成直流电动势,而负序交流电动势变换成2次谐波电动势。若能在(d,q)坐标系中滤除2次谐波电动势,即可获得正序电网电动势d、q分量[ed,eq]T,再通过两相同步旋转坐标系到三相静止坐标系的变换,即可获得三相正序电动势[eap,ebp,ecp]T。
(三)陷波器设计
DSP系统工作在5KHz的采样频率上,而电压的频率是50Hz,现在要滤除电压频率的2倍频,即为100Hz,但在其它频率上应具有平坦的特性。可得
所以只要构造这样的系统函数,它的一个零点为z1=ejω1=ej0.04π,具有如下系统函数
就可以达到要求,在这里,由于p小于1但十分接近1,取p=0.998。
锁相过程如下:电网电压信号通过硬件电路送到LF2812芯片的CAP1引脚,内部软件为CAP1分配一个计数器,只要捕捉到信号的上升沿,就记录一下此时定时器的值,然后相邻两次定时器值的差即为所测电网电压的周期。通过判断电网电压过零时正弦表格指针所处的位置,以判断二者之间的相位差,相应地调整给定并网电流的正弦表格指针,最后实现二者的同频同相。
(四)仿真
根据上述软件锁相环的设计过程分析,构造出软件锁相环的基本框图,如图2所示。三相电压eabc经坐标变换后得到edq,相当于硬件锁相环中的鉴相器,PI调节器相当于环路滤波器,积分环节相当于压控振荡器,当三相电压处于不平衡时采用陷波器(而处于平衡时采用低通滤波器即可)。
仿真结果如图3所示,图中示出了电网电压三相平衡与三相不平衡时的系统锁相过程。
图3结果表明,在0.05s之前三相电压不平衡时锁相环跟踪角度有点误差,那是因为系统启动时,电压的初相角是任意的,而初始化程序中是个给定的固定角度,所以软件锁相环需要一个相位调整过程。仿真结果证明了设计的软件锁相环能够较好的实现电网电压的锁相。
(五)结论
锁相环是三相PWM整流器等电力电子装置正常工作的重要保证之一,软件锁相环因着其设计灵活而得到重视。本文设计的软件锁相环由鉴相器、陷波器、低通滤波器和压控振荡器,陷波器对三相电压不平衡下鉴相过程出现的二次谐波进行滤除,从而很好的实现了锁相过程。分析了电压不平衡下的锁相过程分析,讨论了陷波器的设计。建立了MATLAB仿真模型,仿真结果验证了软件锁相环的有效性和可行性。
参考文献
[1]马学军,陈息坤,康勇.一种新的基于DSP的高精度UPS锁相技术[J].电工电能新技术,2001,24(4):59-62
[2]王照峰,王仕成,苏得伦.锁相环电路的基本概念及应用研究[J].电气应用,2005,24(8):46-48.
[3]风力发电系统低速运行技术[M].北京:机械工业出版社,2008.
[4]朱义胜,董辉.信号处理滤波器设计[M].北京:电子工业出版社,2004.
控制电压环 篇3
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
[1]王晓文, 赵彦辉.电力系统无功优化模型的研究综述[J].华北水利水电大学学报 (自然科学版) , 2015, 36 (2) :63-69.
[2]顾丹珍, 徐瑞德.一种地区电网多目标无功优化的新方法-改进模拟退火算法[J].电网技术, 1998, 22 (1) :71-74.
[3]文福栓, 韩祯祥.人工神经元网络模型的无功电源最优分布及经济调度[J].中国电机工程学报, 1992, 12 (3) :20-28.
[4]刘传铨, 张焰.电力系统无功补偿点及其补偿容量的确定[J].电网技术, 2007, 31 (12) :78-81.
[5]张勇军, 林建熙, 杨银国.电力系统无功电压调控配合研究综述[J].电网技术, 2012, 36 (3) :101-106.
[6]乔蕾, 郭力, 张尧, 等.基于最优潮流的分布式小水电无功考核方法[J].电力系统自动化学报, 2008, 20 (2) :88-93.
[7]夏成军, 崔弘, 王强, 等.考虑静态安全约束的分布式电源准入容量计算[J].电网技术, 2009, 33 (16) :96-100.
[8]翟伟芳.基于上下层电网协调的变电站电压无功控制策略研究[D].华南理工大学硕士学位论文, 2012.05.
控制电压环 篇4
半导体变流技术作为新兴的绿色高新技术在工农业生产中已得到甚为广泛的应用。经过几十年的不断发展,变流控制装置因集成了电子技术、PLC控制、PC控制、电气自动控制技术亦得到了飞速的发展。其中晶闸管变流装置在众多的变流装置中因具有高电压、大电流、高功率的特点受到用户的广泛青睐。上海海得控制系统股份南京分公司代理的施耐德电气公司、ABB等公司的ATS38、ATS48等系列智能型软启动器装置和浙江大学方圆科技公司的DKSZ-1变流装置等均采用了晶闸管作为可控型主器件。在这类装置中,晶闸管一般都采用了触发移相控制,而控制的关键就在于改变触发控制角α从而改变装置的输出电压ud,而α角与触发器电路的控制电压UK之间又有着密切关系。笔者通过正确揭示出控制电压UK与输出电压ud的关系,从而利于整个晶闸管变流装置实现自动化智能型控制。下面就以DKSZ-1电机自动控制装置为例来揭示触发器电路分别为锯齿波触发电路、KJZ6集成六脉冲触发器电路时,α、UK及Ud(ud的平均值)三者之间的关系。
1 锯齿波触发电路
电路原理图如图1所示。
根据电工学叠加定理:
式(1)中K1、K2、K3为叠加等效系数分别为:K1=R8//R9/(R7+R8//R9),K2=R7//R8/(R9+R7//R8),K3=R7//R9/(R8+R7//R9);Ic为恒流源电流,Ic≈V9/(R4+R3);t为C2充电时间;Ub为偏移电压;UK为控制电压,即图中UC。
V4管基极电压ub4=0.7V时,是产生触发脉冲时刻,该时刻对应的时间为t,由ωt=α+π/6可知,t=(α+π/6)/ω,ω为电源角频率。
(1)当UK=0时,对应产生触发脉冲的时间为tmax,触发控制角为αmax。由ωtmax=αmax+π/6知tmax=(αmax+π/6)/ω。
由式(1)可得到式(2):
由式(2)可知:
注意:需要说明的是在装置中,若控制电压UK为正给定(即UK>0),则αmax为变流装置α移相范围中的最大值;若UK为正负给定(即UK既可大于0,也可小于0),则αmax为变流装置α移相范围中的中间值。如DKSZ-1装置既可用于整流,也可用于有源逆变,α理论移相范围为0~π(实际装置为10°~160°),故UK正负给定时,αmax=π/2,只有正给定时αmax=π(实际装置中αmax=160°)。
(2)当UK≠0时,对应产生触发脉冲的时间为t,触发控制角为α,则t=(α+π/6)/ω。把式(3)代入式(1),令ub4=0.7V,则可得式(4)。
化简式(4)可得式(5):
由式(5)可知:
相同条件下,要得到同一α角,电源频率f增加,则UK下降;
相同条件下,要得到同一α角,电容C2增加,则UK下降(但C2不可太大,否则放电过程时间延长,锯齿波波形差);
相同条件下,要得到同一α角,充电恒流Ic增加,则UK上升(但Ic增加,一方面锯齿波斜率增大,α对UK的变化灵敏度小,另一方面使α不易达到αmax)。
2 KJZ6型集成六脉冲触发电路
该集成六脉冲触发电路是由3块KJ004、1块KJ041与1块KJ042集成组合而来。在这样的电路中寻找到控制电压UK与输出电压ud之间的关系,可以方便我们建立直流电机闭环调速和过电流保护系统,要确定这个关系,我们首先要了解一下KJ004集成触发器电路(如图2所示)。
图2中±15V电源、R6、R23、RP1、C1构成电容负反馈锯齿波形成环节。当V4导通时,C1通过V4(c、e)、VD3构成迅速放电电路;当V4截止时,由±15V电源、R6、R23、RP1、C1构成电容负反馈锯齿波形成环节。C1两端电压呈线性增长,锯齿波斜率由通过R23、RP1的充电电流IC1和电容C1来决定。在每个半波C1开始充电时,两端有1V左右电压,故uC1=(Ic/C1)*t+1,Ic≈15/(R23+RP1),与锯齿波触发电路同理,可得到控制电压UK与α的关系。只要把前面式(3)右端0.7V改为0.7-K1再代入式(4),式(4)中等式左端加K1,其它推导过程同上,最后式(4)整理后,就得到与上述式(5)一样的结果。此时式中K1=R21//R27/(R24+R21//R27);K2=R24//R27/(R21+R24//R27);K3=R21//R24/(R27+R21//R24)。
3 α与整流装置输出电压平均值Ud的关系
我们以四种常见的整流电路为例。列表分析如下:
注:式中U2是整流变压器二次侧相电压有效值。
通过上述分析,我们可以很方便得到晶闸管变流装置控制电压与输出电压之间的关系,为变流装置实现过流保护和闭环自动控制提供了一个平台。通过总结上述关系,希望能为广大从事电气工程技术开发、电气设备维修人员以及变流技术开发应用的爱好者提供有益的参考。
摘要：晶闸管变流装置通过改变触发控制角α从而改变装置的输出电压,而α角与触发器电路的控制电压之间有着密切关系。正确分析与揭示控制电压与输出电压的关系,能为变流装置实现过流保护和闭环自动控制提供一个平台。
关键词：晶闸管变流装置,触发控制角,输出电压,控制电压
参考文献
[1]刘丽萍,刘广孚.DKSZ-1型电机控制系统实验装置的改进[J].实验室研究与探索,1998,17(2):65-66,69.
[2]申伯虎.晶闸管变流装置触发脉冲与主电路电压的同步问题的研究[J].邵阳学院学报,2003,2(5):53-54.
控制电压环 篇5
光伏发电系统所发出的电能随太阳光照强度变化而变化,一般不能提供持续稳定的电能。随着近年来光伏发电产业的快速发展,尤其是大规模光伏并网电站的大量投入使用,对电网运行的稳定性构成一定问题,特别是在电网出现低电压跌落情况下如果许多这类电源出现集体瞬间脱网,将加剧电网振荡,甚至导致电网崩溃的重大事故[1]。因此许多国家对光伏并网发电系统的低电压穿越(LVRT)能力提出强制标准。LVRT是指在电网电压跌落处于一定范围内,并网逆变器必须保持和电网的连接,并尽可能向电网提供超前无功功率支持[2]。
电网电压的跌落包括单相跌落、两相跌落、三相对称和不对称跌落,其中三相对称电压跌落出现的概率很小。非对称电压跌落(即除三相对称电压跌落之外的其他电压跌落)使得电网电压中出现较大负序分量。
目前,针对电网电压多数跌落过程含有负序分量的情况,通常采用双同步旋转坐标系控制[3,4,5],即采用结构完全对称的正、负序旋转坐标系,对正、负序电流独立进行控制,并分别对正、负序电流进行前馈解耦控制[6,7,8]。但是该控制方法在数字信号处理器进行运算的过程中,由于采样及运算带来控制延迟,通过角度补偿的办法可以在稳态较好跟踪电网电压,实现电网电压前馈解耦控制;而在电网电压幅值发生快速变化(例如跌落)时,上述延迟使得前馈电压的幅值在动态滞后于实际电压幅值,电流调节器可以在发生电网电压跌落起到一定调节作用,但一般情况下按负载模型设计的电流调节器比例比较小,主要依靠电压前馈解耦控制。此外,由于电网电压跌落多为三相非对称,电网电压在同步旋转坐标系下直流信号(包括正序和负序分量)中存在二次谐波分量,一方面产生的二次谐波难于彻底滤除,另一方面滤波(包括一阶惯性滤波、二阶陷波滤波、移相滤波等)均使前馈电压信号产生滞后,不仅使初始响应滞后,且即使在电网电压处于跌落的稳态时三相电流幅值仍可能有较大脉动。因此,仅采用双旋转同步坐标系的解耦控制方法,只能解决电网电压跌落后的稳态(即电压幅值变化率相对小一些的区域)的电流控制,在较大电压跌落情况下逆变器仍可能因初始较大过电流而脱网。
在电网正常情况下过多超前无功使得电网电压升高,特别在LVRT结束时如果并网的逆变器响应滞后,仍然维持数个采样周期输出超前无功,可能导致电网过电压,也可能使逆变器输出过流和脱网。
因此必须研究有效的控制方法,防止逆变器在电网电压跌落过程过流,才能实现并网逆变器LVRT。
2常规并网三相光伏逆变器控制系统及其LVRT能力
2.1 常规光伏并网三相逆变器控制系统及其LVRT能力
常规光伏并网三相逆变器控制系统如图1所示,其中PV为光伏电池阵列,PB为三相逆变器,L1为三相输出滤波电抗器,C1为三相输出滤波电容。光伏逆变器将光伏电池阵列的直流电能变换为三相交流电能,并输向电网。
控制回路通常采用锁相环PLL检测电网电压(正序)矢量。用PLL计算出的电网电压旋转角度φs将逆变器输出交流电流经过矢量变换,分解为有功(d轴)和无功(q轴)的直流分量,以便对有功和无功功率分别进行控制。
控制系统采用MPPT(最大功率点跟踪)计算逆变器直流电压给定U*dc,经直流电压调节器计算出有功电流给定Id*,d轴电流调节器计算出d轴电压调节量△Ud。电网电压正序幅值Ud和逆变器输出无功电流在q轴的电抗压降作为电压给定的前馈解耦分量,用于提高逆变器输出响应。
大功率光伏逆变器通常具有无功调节能力,外环为无功功率调节器,用于控制输出的无功功率,其输出为无功电流给定Iq*,通过q轴电流调节器计算出q轴电压调节量△Uq。逆变器输出有功电流在q轴的电抗压降作为q轴电压给定的前馈解耦分量。
图1所示系统适用于三相电压对称跌落情况下的LVRT,存在控制响应之后问题,在较大电压跌落情况下逆变器会在初始产生过电流。而对于三相电压不对称跌落,则因负序分量失于控制而产生较大过电流以致脱网。
2.2 双旋转坐标系控制的光伏并网三相逆变器控制系统及其LVRT能力
为解决三相电压不对称跌落下的LVRT,通常采用双同步旋转坐标系控制,即采用结构完全对称的正、负序旋转坐标系,对正、负序电流独立进行控制,分别对正、负序电流进行前馈解耦控制。参见图2。
当电网发生单相、两相、或三相非对称电压跌落时,伴随着电网电压的不对称,电网电压中不仅存在正序分量,同时还存在负序分量和零序分量。本文只考虑三相三线制系统,忽略零序分量[9],则不平衡三相电压可以表示成以下形式:
式中:ω为电网电压角频率;Vm+为电网电压正序分量幅值;Vm-为电网电压负序分量幅值;φ+为电网电压正序分量的初始相角;φ-为电网电压负序分量的初始相角。
经坐标变换,可得到旋转坐标系下的电压矢量为
其中V+dq=Vd++j Vq+
式中:下标d和q分别为同步旋转坐标系下的d,q轴分量;上标+和-分别为正序和负序分量。
当负序分量出现时,按常规矢量分解方法得到的正序和负序旋转坐标系d-q轴分量中存在2倍频交变成分,需采用适当的滤波后才可用于调节器反馈或前馈,否则可能导致系统振荡和过电流。
图2所示系统可用于所有电压跌落情况下的LVRT,但响应滞后采样周期,在较大电压跌落情况下逆变器可能在初始以及电网电压恢复时产生过电流。
3 电网电压跌落过程初始过电流分析
逆变器所输出的电压矢量与电网电压矢量的差等于加在交流电抗上的电压矢量,逆变器输出电流与加在交流电抗上的电压关系为
因此,如果交流电感基本不变,逆变器输出电流与加在交流电抗上的电压幅值成正比。
导致逆变器在LVRT初始瞬间过电流的主要原因是系统对电网电压跌落的响应时间滞后,在此时间内逆变器给定电压基本仍按原电压矢量幅值输出,使得交流电抗上的电压瞬间异常增大,导致逆变器输出电流异常快速上升,这是LVRT过程初始过电流的主要原因。因此,解决电网电压前馈滞后问题是保证实现LVRT安全性的关键。
4 电网电压直接前馈控制策略
本节详细叙述基于电网电压直接前馈的LVRT控制策略,鉴于篇幅,其中涉及光伏逆变器的一些其他技术问题这里不作过多叙述。
4.1 控制器硬件组成
光伏逆变器控制器采用数字信号处理器(DSP)和大规模门阵列(FPGA)为核心的硬件结构。通过电压和电流传感器、以及模拟量采集芯片对电网电压、电流以及直流电压和电流进行采样。
对电网电压信号采集平均值和瞬时值,其中平均值采样周期与PWM控制周期同步,用于正常情况下的系统控制;瞬时值采样为数μs级平均值,用于LVRT时的控制。
4.2 系统控制方案
基于前两节中对电网电压跌落故障矢量分析、以及逆变器过流原因分析,改进的系统控制方案如图3所示。
DSP主要执行控制运算功能,FPGA主要完成逻辑控制和脉冲形成等功能。
4.3 电网电压跌落判断
通过对电网电压瞬时值幅值的检测,可及时判断电网电压的跌落。通过检测负序电压分量的幅值判断是否发生电网电压不对称运行。
4.4 负序电流分量控制
电流信号经矢量变换成为负序d-q轴电流Id-和Iq-。在电网正常时,负序有功电流和无功电流实际值基本为零。在电网发生低电压故障时,负序有功电流和无功电流中含有2倍于电网频率的交流量,需经滤波去除,并通过比例积分调节器将负序有功电流和无功电流调节为零,从而达到有效控制系统中产生的负序电流分量,减少对电网产生的偶次谐波[10]。
将负序电流调节器的输出结果△Ud-和△Uq-经矢量变换为三相电压给定负序调节变量△U-*abc;正序电流调节器输出结果△Ud+和△Uq+经矢量变换为三相电压给定正序调节变量△U+*abc;相加后合成三相电压给定调节变量△U*abc。
4.5 电压直接前馈控制策略
为解决电网电压跌落的初始瞬间电压前馈滞后的问题,本文提出了一种电网电压直接前馈控制策略:策略一是将电网电压瞬时值信号经滞后补偿后直接作为电压给定前馈;策略二是在发生电网电压跌落故障时,采用电网电压的采样值作为前馈进行控制。前者解决LVRT稳态控制,并提高逆变器的动态响应;后者解决LVRT开始瞬间的过流控制。
由于电网电压跌落多为三相非对称,电网电压在同步旋转坐标系下直流信号中存在二次谐波分量,一方面产生的二次谐波难于彻底滤除,另一方面滤波(包括一阶惯性滤波、二阶陷波滤波、移相滤波等)均使前馈电压信号产生滞后,不仅使初始响应滞后,还使得即使在电网电压处于跌落的稳态时三相电流幅值仍可能有较大脉动。
常规的电压给定前馈分解出的直流分量,与电流调节器输出及交流电抗压降叠加后,经矢量变换后作为给定电压输出(参见图1、图2),这需要进行滞后补偿。电网正常稳态运行时没有问题,而一旦电网电压出现波动或负序,由于前馈电压的滞后以及偶次谐波滤波的滞后,电流就会产生较大动态脉动。
采用上述控制策略一,在不降低电压信号采样精度前提下,使前馈电压的滞后缩短,且避免了对电网电压在同步旋转坐标系下直流信号中二次谐波的滤波,解决了LVRT稳态控制问题,也同时提高了逆变器在正常运行时的动态响应。
仅采用上述策略一,还有一定滞后,仍会造成LVRT初始产生过流。为此加入上述策略二,当检测到电网电压跌落,使用电网电压瞬时值作为前馈电压。这时可能有4种情况:1)如故障处于PWM前半周,对于任意相,这时如果PWM脉冲尚未发出,则可按瞬时值电压前馈计算的电压给定控制脉冲前沿,该相电压给定基本适应电网电压跌落,对电网电压跌落的响应没有滞后;2)如故障处于PWM前半周,对于任意相,这时如果PWM脉冲已经发出,则可在PWM后半周按瞬时值电压前馈计算的电压给定控制脉冲后沿,该相电压给定对电网电压跌落的响应滞后约半周期;3)如故障处于PWM后半周,对于任意相,这时如果PWM脉冲尚未发出,则可按瞬时值电压前馈计算的电压给定控制脉冲后沿,该相电压给定基本适应电网电压跌落,对电网电压跌落的响应没有滞后;4)如故障处于PWM后半周,对于任意相,这时如果PWM脉冲已经发出,则可以在下一个PWM前半周按瞬时值电压前馈计算的电压给定控制脉冲前沿,该相电压给定对电网电压跌落的响应滞后约半周期。
从上述4种情况看,采用电网电压瞬时值直接前馈,其对电网电压跌落的最短响应时间为数μs,最长响应时间约半个PWM周期,因此可以有效解决LVRT开始瞬间的过流问题。
4.6 逆变器输出电流控制策略
为满足电网需要,提出逆变器输出电流的控制策略:在电网正常时,DSP中的正序有功电流给定为MPPT控制的、或由电网调度控制的电流,由直流电压调节器给出,正序无功电流给定为0(功率因数为1)、或在逆变器样本规定的无功输出范围由电网调度控制;当电网发生电压跌落故障时,限制最大有功电流给定为额定值的80%,同时令超前无功电流给定等于100%减去有功电流给定平方后的开方值,使总输出电流维持100%额定,从而最大限度输出超前无功电流以支撑电网。
在电网正常情况下过多超前无功使得电网电压升高,特别在LVRT结束时,如果并网的逆变器由于控制滞后仍维持数个采样周期输出超前无功,则可能导致电网过电压,并可能使逆变器输出过流和脱网。因此,当检测到电网电压接近90%额定电网电压时,提前取消超前无功电流支撑电网功能,避免LVRT结束时过多无功加剧电网过电压。
5 实验结果
根据本文提出的基于电网电压瞬时值前馈的LVRT控制策略,在250 k W光伏逆变器装置上进行了LVRT功能实验,交流电源采用某知名品牌公司生产的800 k W电网电源模拟装置进行测试,逆变器工作在额定功率向电网送电状态。
图4、图5分别是电网发生单相跌落和两相跌落时的LVRT试验波形,通道1,2和3分别为三相电网电压波形,通道4,5和6分别为逆变器三相输出电流波形(图4,图5中纵坐标1 V对应1 A)。从波形上可以看出,A相电压发生跌落后,逆变器输出电流在经过短暂调整后恢复额定电流(380 A)输出,没有过流发生,实现了并网逆变器低电压安全穿越。
6 结论
本文所提出的基于电网电压直接前馈的LVRT控制策略,具有以下若干特点:在电网发生低电压故障时,可快速准确地判断出当前电网进入低电压故障状态;有效地抑制了电网电压跌落过程、特别是初始和结束时逆变器输出过流,防止逆变器脱网;最大限度输出超前无功电流支撑电网;在电网电压跌落结束前,提前退出无功电流支撑电网功能,避免电网电压恢复时过多超前无功对电网电压造成过压冲击;避免了对电网电压在d-q轴同步旋转坐标系下,电压电流信号中二次谐波的滤波产生的响应滞后问题,解决了LVRT稳态控制问题,同时提高了逆变器在正常运行时的动态响应。经试验证明该策略简单可行,实现了光伏并网逆变器的低电压安全穿越。
参考文献
[1]李建林,许洪华.风力发电系统低电压运行技术[M].北京:机械工业出版社,2008.
[2]Frede Blaabjerg,Remus Teodorescu,Marco Liserre,et al.Overvi-ew of Control and Grid Synchronization for Distributed PowerGeneration Systems[J].IEEE Transactions on Industrial Elec-tronics,2006,53(5):1398-1409.
[3]Etxeberria-Otadui I,Viscarret U,Caballero M,et al.NewOptimized PWM VSC Control Structures and Strategies underUnbalanced Voltage Transients[J].IEEE Transactions on In-dustrial Electronics,2007,54(5):2902-2914.
[4]宋平岗,喻冲.不对称跌落下双馈风机低电压穿越的研究[J].电力电子技术,2011,45(8),60-62.
[5]王久和,杨秀媛.电网不平衡时电压型PWM整流器控制策略[J].中国电机工程报,2011,31(8),14-20.
[6]Xiao P,Corzine K A,Venayagamoorthy G K.Multiple Refer-ence Frame-based Control of Three-phase PWM Boost Recti-fiers under Unbalanced and Distorted Input Conditions[J].IEEE Transactions on Power Electronics,2008,23(4):2006-2017.
[7]魏克新,汪水明.电网不平衡条件下PWM整流器最优化控制策略研究[J].现代电力,2009,26(5):1-6.
[8]Roiu D,Bojoi R,Limongi L R,et al.New Stationary Frame Con-trol Scheme for Three Phase PWM Rectifiers under UnbalancedVoltage Dips Conditions[C]∥IEEE Industry Applications Soci-ety Annual Meeting,Torino,Italy:IEEE,2008:1-7.
[9]刘义成,张学广,景卉,等.电网电压正负序分量快速检测算法[J].电工技术学报,2011,26(9):217-222.
控制电压环 篇6
近20年来,随着计算机应用技术、自动化控制技术和大功率电力电子技术等高新技术的迅猛发展,基于计算机、微处理器的管理、分析、检测、控制的高性能、高度自动化的新型用电设备大量投入使用,这种设备往往对系统干扰比较敏感,我们称这类设备为敏感性设备,它们比传统用电设备对电能质量的要求苛刻得多,即使是几个周期的电压跌落都将影响这些设备的正常工作,造成巨大的经济损失。据统计,在电能质量各问题当中,电压跌落是造成电压敏感性负荷不能正常工作的主要原因,通常可认为70%~90%的电能质量问题是由电压跌落引起[1,2,3]。因此,如何抑制电压跌落对敏感性设备的干扰,提高配电系统的动态电能质量,已成为摆在电力研究人员面前的十分迫切的问题。
传统的调压手段,如改变有载调压变压器的变比,投切并联补偿电容器等,因其响应速度慢,控制不精确,故对抑制电压跌落这样的暂态电能质量问题无能为力。随着电力电子技术的飞速发展,基于高压大功率开关器件的动态电能质量调节技术为解决电压跌落问题提供了新的解决办法。该技术利用电力电子开关器件的高速开断特性,通过向系统注入相应的补偿分量来实现对系统的电压、电流、无功潮流等参数的连续、快速、精确的控制,从而提高供电质量,满足电力用户的需求。目前,动态电能质量调节技术已引起国内外众多学者的关注,其中动态电压调节器因其良好的动态性能和相对低廉的价格使它成为目前治理供电电压跌落问题的最经济、有效的手段。本文将对动态电压调节器改善电压跌落的原理、典型电路结构以及动态特性做详细的分析。
1 电压跌落概述
1.1 电压跌落定义
电压跌落(Voltage Sag),也称电压骤降、电压下跌、电压凹陷,是指供电电压均方根值在短时间突然下降到额定电压值的90%~10%,典型持续时间为0.5~30个周波的一种现象。IEEE标准中电压跌落定义为:供电系统中某点的工频电压有效值突然下降到额定值的10%~90%,并在随后0.01~60 s的短暂持续期后恢复正常。IEC标准中电压跌落(Voltage Dip)的定义与IEEE标准不同之处仅在于:下降到额定电压值的1%~90%。
电压跌落中最受关注的是它的三个特征参数:电压跌落幅值、持续时间和相位跳变。图1是一个典型的电压跌落波形示意图。
1.2 电压跌落产生的原因
导致电压跌落的原因主要有以下几个方面:(1)自然因素,如雷电击在输电线或绝缘子上引起的绝缘子闪络,大风引起的输电线舞动,杂物搭在输电线上等原因引起输电线短路或其它电力系统故障,从而导致电压跌落,这种跌落影响范围较大,持续时间一般超过100 ms;(2)人为原因,如运行人员的误操作,车辆造成的输电线杆倒塌,建筑施工造成埋地线路破坏等;(3)供电部门原因,如重合闸等;(4)较大的负荷变动,如感应电动机全压启动时,需要从电源汲取的电流值为满负荷时的500%~800%,这一大电流流过系统阻抗时会引起电压跌落;(5)企业之间的影响,某个企业内部产生的电压跌落会反馈回电网,电压跌落会变幅值、变时间地在输电网络中传播,影响到其它企业的供电电压。受影响的最远距离可以达一二百公里,离发生源越近,受影响越大。随着同一地区内企业密集度的增大和企业电气设备容量的增大,企业间的电压跌落影响有增大的趋势。
2 动态电压调节器
动态电压调节器是用来补偿电压跌落,提高下游敏感性设备供电质量的串联补偿装置,通常它安装在电源与重要负荷的馈电线路之间。它的基本原理结构如图2所示。
上图为动态电压调节器的单相原理结构图。动态电压调节器主要包括三大部分:储能单元、电压补偿发生器单元和控制单元。储能单元具有在电压跌落时为负荷提供有功功率的作用,典型和潜在的储能设备包括:铅酸电池、Na S电池、超级电容、超导储能、飞轮储能等;电压补偿发生器单元,主要有电压源逆变器组成,它将储能单元的能量经直流电容器和逆变器转换后产生动态补偿电压,用以补偿负荷跌落部分电压,其波形的输出是根据控制单元的驱动信号完成的,电压源型全控逆变器VSC的原理结构图如图3所示;控制单元则完成信息的采集、处理、运算及驱动脉冲的产生,用于逆变器输出动态补偿电压波形的控制,该模块一般可用DSP或其它高速数字信号处理微控制器实现。
动态电压调节器的基本工作原理是:在系统发生电压跌落时,瞬时产生动态补偿电压,并将补偿电压叠加到系统电压上,使负载电压保持为标称电压,从而使敏感性设备免受系统电压跌落的影响。动态电压调节器通过控制单元对系统侧电压和负荷侧电压的幅值及相位进行在线检测,并实时地与参考电压进行比较,参考电压是依据日负荷变化造成的电压波动计算得到。当控制单元检测到电压瞬时突变时,动态电压调节器依据系统电压瞬时值、相位、参考电压等,给出逆变器的控制信号,最终输出所需要的补偿电压。同时,控制单元还可以根据输出电压的补偿效果,对补偿强度进行闭环调节。
动态电压调节器良好的动态性能使它成为目前治理供电电压突降问题的最经济、有效的手段。在正常供电状态下,动态电压调节器处于低损耗备用状态,在供电电压发生突变时,它将迅速做出响应,当发生电压跌落时,它可在几毫秒内产生一个与电网同步的三相交流电压,该电压与电网电压相串联,来补偿故障电压与正常电压之差,从而使馈线电压恢复到正常值。动态电压调节器是一种面向负荷的补偿装置,其容量通常取决于负荷的容量和电压跌落的深度,由于它只需补偿系统电压跌落的缺额部分,故其设计容量远小于采用UPS补偿时的设计容量。目前,某些国际知名公司已有兆伏安级的动态电压调节器装置投入运行,它们在保证大型敏感工业用户的电能质量方面取得了显著的成效。
3 动态电压调节器特性分析
3.1 动态电压调节器的容量与负荷容量关系
动态电压调节器等效电路模型见图4,它的负荷电压为电源电压与补偿电压的向量和。
其中:UL为电压跌落前后负荷端电压向量;Usag为电压跌落时系统电压向量;UC为动态补偿电压向量。
电压跌落前:设电压有效值为UL,相位角为0°,负荷电流有效值为IL,相位滞后电压φ,此时动态电压调节器处于低损耗状态,可忽略其自身电压降,系统侧电压、电流与负荷侧一致。
跌落发生时:系统供电电压幅值变为Usag,相位跳变为φ,理想情况下,通过动态电压调节器的补偿,负荷侧电压、电流的有效值及相位均保持不变,即图4中的IL不变。
负荷吸收的复功率不变:
电源发出的复功率为:
动态电压调节器提供的复功率为两功率之差:
1)设跌落时系统电压相位不发生跳变,φ=0°,由此:
式(5)说明,在不计相位跳变时,动态电压调节器的容量与负载的容量及电压暂降幅度有关。
2)考虑相位跳变时,动态电压调节器容量为:
从式(6)和式(5)容易发现,当发生相位跳变的时候,动态电压调节器的容量要比不发生相位跳变时大的多。这显然不符合动态电压调节器的设计原则,通常的做法是,在相位的跳变不影响负荷正常运行的情况下,要及时将负荷电压补偿到额定值,从而降低对动态电压调节器容量的要求。
3.2 动态电压调节器容量与系统电压的关系
动态电压调节器动态补偿电压包括两部分,一部分是储能装置的有功补偿,另一部分来自逆变器的无功补偿。理想情况下,应用动态电压调节器后,负荷端电压在电压跌落前后保持一致,端电压仍为UL。储能装置目前还没有获得大规模应用,在不计动态电压调节器有功补偿对电压的改善下,即只考虑动态电压调节器无功补偿时,动态电压调节器提供的动态补偿电压UC与负荷电流IL垂直,如图5所示。
UL、IL和φ在电压改善前后都没有变化,UC随着Usag的变化而变化,这两个量受系统电压跌落深度的变化而变化。两者之间的关系为:
令d Usag/d UC=0得Usag的最小值为:Umin,sag=ULcosφ(当UC=ULsinφ时)。(7)式说明Umin,sag是动态电压调节器能将负荷端电压补偿回正常电压的最低极限。反之,如果动态电压调节器工作在无功补偿模式下,当系统电压跌落过多,致使Usag
据统计,大多数情况下电压跌落幅度不大于30%[4],因此可以将电压跌落30%额定电压作为衡量动态电压调节器装置容量是否满足要求的标准。当Usag跌落至30%额定电压的时候,要使动态电压调节器容量满足负荷需求,则要求Usag=70%UL≥ULcosφ,即:
此时,动态电压调节器需要提供的补偿电压为:,UC是φ的单调函数,可计算得:Umax,C≈0.71UL。
由(8)式可知:如果用户功率因数大于0.7,当系统电压跌落至70%额定电压值以下时,不管动态电压调节器输出电压为多少,均不能将负荷端电压补偿回跌落前的电压水平。而如果用户功率因数不大于0.7,则系统电压发生30%额定电压值跌落时,动态电压调节器总可以通过输出一个不大于Umax,C的电压将用户侧电压补偿回正常的电压,将用户电压补偿回正常水平。
4 技术特性及改进措施
动态电压调节器电压补偿能力取决于其容量的大小。其补偿容量包含两部分内容:逆变器主回路无功补偿容量和储能设备有功补偿容量,两者结合起来考虑才能获得技术上和经济上比较合理的方案。然而就目前储能技术的发展水平而言,经济实用、方便可靠的大容量储能技术还未真正获得大规模应用,这就限制了动态电压调节器的应用范围。事实上,设立动态电压调节器的目的在于补偿供电系统电压的跌落,而当系统电压跌落发生时,通常还有一部分残压存在(一般电压跌落幅度在30%额定电压范围之内),可以利用这部分电压为逆变器提供能量,这样就不必采用储能单元,可降低系统造价。另外,考虑当动态电压调节器自身出现故障的情况下而不影响负荷的正常工作,需要在控制模块引入继电保护装置,同时在系统当中设置多模式工作开关,当电压跌落发生后,动态电压调节器又不能投入使用时,考虑将系统接至其它电源。应用整流器及保护措施后动态电压调节器基本电路结构如图6所示。
据以上分析,新型动态电压调节器应具备以下技术特性:(1)损耗小,效率高。正常工作情况下,利用电力电子器件使动态电压调节器处于旁路状态,既大大降低了运行损耗,达到节能的目的,又使装置随时处于准备补偿的热备用状态。(2)可靠性高。动态电压调节器要保护的多为重要负荷,新型动态电压调节器引入继电保护装置后,当动态电压调节器自身出现故障时系统可自动接入备用电源。(3)补偿能力强。动态电压调节器通过整流器直接从供电系统引入直流电能,解决了传统动态电压调节器需要配备储能单元来解决有功补偿的问题,提高了动态电压调节器的补偿能力。(4)技术性能好。动态电压调节器采用先进的检测算法,响应速度快,从电压暂降发生到开始补偿的时间不超过5 ms。(5)免维护。动态电压调节器使用直流电容器进行稳压,摒弃了传统的电池元件,减少了维护费用和工作量,装置体积也相对较小。
摘要：随着各种敏感性设备在电力系统中的大量投入使用,电压跌落成为人们最为关注的影响设备正常工作的电能质量问题。配电系统电压跌落时,动态电压调节器可以维持敏感性设备的电压稳定。给出了动态电压调节器的电路结构以及其改善电压跌落的基本工作原理,论述了动态电压调节器的动态特性,并结合这些特性对其可靠性提出了一些改进措施。
关键词：电压跌落,电能质量,动态电压调节器
参考文献
[1]程浩忠,艾芊,张志刚,朱子述.电能质量[M].北京:清华大学出版社,2006.
[2]朱桂萍,王树民.电能质量控制技术综述[J].电力系统自动化,2002,26(19):31-34.
[3]蒋平,赵剑锋,唐国庆.电能质量问题及其治理方法[J].江苏电机工程,2003,23(1).
控制电压环 篇7
关键词：控制中心,自动电压控制,协调控制,强耦合电厂,无功负载率,能量管理,运行控制
0 引言
自动电压控制 (automatic voltage control, AVC) 为保证电网安全优质经济运行发挥了重要作用[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10]。在实际运行中, 参与闭环控制的电厂间无功出力不均衡问题频繁发生, 典型表现在以下几个方面。
1) 振荡与反调:当电厂电气距离较近时, 本电厂的控制行为对其他电厂的运行状态产生较大影响, 若电厂均参与AVC, 各电厂可能由于控制不同步而出现振荡现象。
2) 过调与不调:由于各电厂控制状态、电压调节死区及调节速度等参数的差异, 各电厂对电网电压波动的响应也不尽相同。当电网出现电压调节需求时, 可能会有些电厂由于不响应或者响应较慢而不调, 还有些电厂由于积极快速响应而过调。
3) 无功负载大小不均衡:不均衡的电厂无功出力给电网安全经济运行带来诸多问题。为此, 需要在控制中心AVC主站研究强耦合电厂间的协调控制方法 (以下简称厂厂协调) , 通过控制中心在全网层面的协调, 消除或降低由于各电厂AVC子站的自律调节所带来的电厂间不合理无功分布, 使得电厂无功电压运行状态满足控制中心预期。
基于AVC的已有成果, 本文总结了导致电厂间无功运行不均衡的原因, 分析了传统无功电压控制面临的技术挑战, 提出一种工程实用的厂厂协调控制方法, 并通过仿真算例和实际效果证明了本文方法的效果。
1 技术挑战及解决思路
1.1 原因总结
实际运行中导致电厂间无功运行不均衡的原因可归纳为两大类。
1) 电压设定值不协调。电气耦合紧密电厂的电压设定值来源不同, 如受不同的调度中心控制, 不同的控制算法、目标函数或约束条件均可能产生不同的控制策略, 各电厂AVC子站收到的电压设定值不协调 (如相邻两电厂的电压调节方向相反) , 导致控制后出现不合理的无功分布。
2) 电压跟踪偏差。由于控制死区的存在, 电厂AVC子站在追踪电压设定目标并进入控制死区后, 电压实际值与精确设定值可能有一定偏差。控制后的电压偏差使得电厂间无功出力与控制中心预期的无功设定值产生差异。电压跟踪偏差的大小及分布和各子站的控制性能 (主要包括调节速率和控制死区) 有关。电压偏差对无功偏差的影响和电网结构有关。
电压设定值不协调的问题可通过控制中心间的协调或制定相应完善的运行管理规定等来解决。本文重点针对第2类成因给出对应的厂厂协调方法。
1.2 传统控制面临的技术挑战
分析实际运行数据可知, 强耦合电厂间的无功波动属于局部的、分钟级的快速无功波动, 按照分级电压控制理论[11,12], 以全网无功优化为目标的小时级三级电压控制 (tertiary voltage control, TVC) 将不起作用, 需要以分钟级为启动周期的协调二级电压控制 (coordinated secondary voltage control, CSVC) [13]来解决强耦合电厂之间的无功电压协调问题。为描述方便, 将文献[13]中的CSVC多目标二次规划模型简写如下:
式中:ΔQG为控制变量 (发电机无功调节增量) ;H (·) 为目标函数, 包含中枢母线电压偏差最小目标HP (·) 和发电机无功均衡目标HQ (·) 两部分;WP和WQ分别为两目标的权重;G (·) ≤0为约束条件。
由于参与协调电厂间的无功电压运行和控制的强耦合特点, 给传统CSVC方法带来了新的技术挑战, 主要体现在以下几个方面。
1) CSVC加权多目标优化模型中引入HQ (·) 目标函数的目的是使得各发电机无功出力更均衡, 但实际运行中该目标函数经常不能发挥作用。其原因是为了保证中枢母线电压追踪其优化设定值, 第1项的目标权重WP (典型值为10.0) 会远大于WQ (典型值为0.01) 。当中枢母线电压实测值偏离设定值较远时, 受电厂调节步长等约束限制, 给出的控制策略可能不能保证第1项目标值为0 (或接近0) , 使得第2项控制目标失效, 导致给出的无功设定值不满足无功均衡要求。
2) 在常规的AVC系统中, 为了避免电厂的频繁调节, 当中枢母线电压调节到位后, 电厂高压母线电压的设定值一般会直接保持上次设定值不变;而实际运行中, 即使中枢母线电压调节到位, 当厂厂协调组内电厂无功出力不均衡时, 也需要进行无功协调。
3) 为了实现无功均衡, 一般情况下, 无功负载率较小的发电机会增加无功出力, 无功负载率较大的发电机会降低无功出力, 当各发电机的无功调节作用叠加后, 有可能使得给出的电厂高压母线调节量较小, 甚至小于电厂控制死区, 此时只向电厂AVC子站下发电压调节指令的传统控制方式已经不能满足厂厂协调的控制要求, 需要同时下发无功调节指令。
1.3 解决思路
如表1所示, 针对上述3个技术挑战, 分别给出了3种解决思路。
2 协调控制方法
根据上节分析, 厂厂协调的工程实用方法应当具备如下功能。
1) 分组协调:基于给定的电厂耦合系统门槛值, 判定两电厂是否需要无功协调。
2) 电压调节无功跟踪控制:若中枢母线电压未调节到位, 在消除中枢母线电压调节偏差的同时, 兼顾电厂间的无功负载率偏差满足协调约束。
3) 电压保持无功均衡控制:若中枢母线电压调节到位, 增加厂厂协调无功负载率偏差最小协调目标, 保证主站给出的控制策略既能使得中枢母线电压保持在设定值死区范围内, 又能优化电厂间的无功分布。
4) 无功调节指令:在传统电压调节指令的基础上, 增加无功调节指令。
2.1 生成厂厂协调组
各电厂之间的耦合关系主要取决于电厂间的电气距离参数, 表现为电厂之间的无功电压灵敏度, 定义为电厂间的互耦合系数。
基于给定的电厂间无功电压灵敏度, 建立电厂间的邻接关系矩阵, 通过拓扑搜索生成厂厂协调组, 其搜索算法如图1所示。
经过厂厂协调分组, 同一组内各电厂由于强耦合而需要无功协调, 组间的各电厂由于相对弱耦合而不需要无功协调。
2.2 电压调节无功跟踪控制
若中枢母线电压实测值与设定值的偏差超过控制死区, 则启动基于厂厂协调约束的电压调节无功跟踪控制, 在中枢母线电压追踪其优化设定值的同时, 避免各电厂的无功出力不满足均衡控制要求。
对于第k个厂厂协调组, 定义其控后平均无功负载率为:
式中:Zkgg为属于第k个厂厂协调组的发电机集合;ΔQiG为第i台发电机的无功调节量;QiG, curr, QiG, max, QiG, min分别为第i台发电机的无功实测值、无功上限和无功下限。
定义发电机无功负载率偏差指标ΔLi为:
式中:Li′为第i台发电机的控后无功负载率, 其定义为
在实际应用中, 各发电机的无功上限和无功下限等参数会根据各机组的类型/容量等静态参数, 以及当前有功出力等动态参数而自动实时更新。
在电网有调节中枢母线电压的需求时, 针对每一台参与厂厂协调的发电机, 在原CSVC模型中增加厂厂协调约束:
式中:εq为发电机无功负载率偏差控制死区。
2.3 电压保持无功均衡控制
若中枢母线电压已经调节到位, 则启动基于厂厂协调目标的无功均衡控制, 降低厂厂协调组内各发电机的无功负载率偏差。
构造二次规划数学模型:
满足如下约束:
式中:C为参与厂厂协调的受控电厂发电机集合, 这类电厂发电机由于相互无功电压强耦合, 所以需要通过进一步的无功再分配来保证无功均衡;CN为不参与厂厂协调的受控电厂发电机集合, 这类电厂发电机与其他电厂发电机之间无功电压弱耦合, 因而不需要参与厂厂协调, 并且为了避免该类电厂无功电压调节指令的频繁变化, 引入无功调节量最小的控制目标;Wcp为厂厂无功负载率偏差最小目标权重;Wcq为发电机无功调节量最小目标权重;G (ΔQG) ≤0为传统CSVC模型的约束条件;Vip和分别为第i条中枢母线电压实测值及电压设定值;Sipg为第i条中枢母线电压对发电机无功的调节灵敏度向量;εV为中枢母线电压控制死区。
2.4 无功调节指令
为了使得电厂AVC子站能准确把握AVC主站提出的无功电压调节需求, 避免由于电厂的自律动作使得强耦合电厂间出现不合理的无功分布或者无功波动。如图2所示, 在传统电压调节指令的基础上, 增加向电厂下发无功调节指令, 对AVC主站进行改造。图中:TV为针对各软分区的二级电压控制计算周期 (典型为5min) ;Tq为针对各厂厂协调组的无功协调周期 (典型为1min) 。
关键技术要点如下。
1) 在同一厂厂协调组内, 选择动作速度较快、响应较灵敏的发电厂作为无功协调电厂, 其他电厂作为传统的电压协调电厂。
2) 单次CSVC计算后 (5 min级) , 向电压协调电厂下发电厂高压母线电压调节指令。
3) 在两次CSVC计算周期之间, 以1 min为周期, 各AVC主站通过无功决策, 向无功协调电厂下发全厂总无功调节指令, 使得厂厂协调组内各电厂间无功出力均衡。
相应的, 需要扩展电厂AVC子站功能, 使之具备接收并按照全厂无功设定目标进行调节的功能, 如图3所示。
说明如下: (1) AVC子站接收到全厂总无功调节指令时, 调节厂内各发电机的无功出力, 使得全厂无功出力追踪AVC主站下发的无功调节指令; (2) AVC子站接收到高压母线电压调节指令时, 则调节厂内各发电机的无功出力, 使得电厂高压侧母线电压追踪AVC主站下发的电压调节指令。
2.5 计算控制流程
AVC主站的厂厂协调计算控制流程如图4所示。
厂厂协调以软分区为单位进行, 流程如下。
1) 在各软分区内进行厂厂协调分组, 确定需要进行协调的电厂组合。
2) 在策略计算环节, 判断该分区内的控制目标 (即中枢母线电压) 是否调节到位 (即是否追随三级优化设定值) , 若没有调节到位, 则进行考虑厂厂协调约束的电压调节无功跟踪控制;反之, 则进行考虑厂厂协调目标的电压保持无功均衡控制。
3) 在指令下发环节, 选择动作速度较快、响应较灵敏的发电厂作为无功协调电厂并下发无功调节指令, 其余电厂作为电压协调电厂并下发电压调节指令。
4) 在指令执行环节, 由各电厂根据接收到的指令类型及指令值进行跟踪调节。
3 仿真控制效果
以IEEE 39节点系统为对象, 仿真分析耦合度系数、AVC子站调节时间常数以及电厂控制母线死区参数对控制后各发电机无功出力的影响, 具体见附录A。
4 实际控制效果
本文方法已在多个实际现场投入实际应用, 以下将从厂厂协调分组结果以及实时电厂无功负载率均衡效果两方面说明本文效果。
4.1 厂厂协调分组结果
本节给出了厂厂协调分组方法在多个网省级电网的应用情况, 各电网的厂厂协调分组情况如表2所示。
上述结果得到了现场运行人员的认可, 说明了本文厂厂协调分组方法的合理性。
4.2 实际效果
以山西省调的电厂WX和YS为例, 来说明本文厂厂协调方法的实际效果。
4.2.1 模型及参数
电厂WX和YS均通过YS开闭站上网。表3给出了这两个电厂受控发电机的控制参数。
表4给出了这两个电厂受控发电机的无功电压灵敏度。
根据灵敏度计算出的两电厂的耦合系数λM为0.43, 并且两电厂AVC子站的电压控制死区为0.5kV, 可见, 两电厂需要进行厂厂协调。
4.2.2 厂厂协调前后的效果对比
随即选择投入厂厂协调前的两日 (1月5日和2月10日) 和投入厂厂协调后的两日 (2月27日和4月7日) 进行对比, 验证厂厂协调的投入对电厂间无功负载率偏差的影响 (见表5) 。
由表5可以看出, 在厂厂协调前, 这两个电厂存在着明显的无功不平衡现象。同时, 这种不协调现象不能通过电厂高压母线电压的变化来突出体现, 在厂厂协调后, 两电厂的无功负载率更加均衡。
4.2.3 典型过程分析
为更清晰地说明厂厂协调方法的效果, 本文以2012年3月12日19:59—20:13时段为例, 分析两电厂的无功分布变化情况。图5给出了两电厂的无功负载率变化情况。
可知在初始阶段, 电厂WX无功负载率偏高 (接近75%) , 向下可减少的无功旋转备用不足, 同时, 电厂YS无功负载率偏低 (接近35%) , 向上可增加的无功旋转备用不足;通过三轮的厂厂协调控制, 最终两个电厂的无功负载率之差小于5%, 达到了厂厂协调目的。
5 结语
针对强耦合电厂间的无功电压协调控制问题, 本文提出并实现了厂厂协调电压控制方法。一方面, 通过考虑厂厂协调约束的电压调节无功跟踪控制, 使得中枢母线电压追踪优化设定值, 并兼顾发电机无功负载率偏差指标满足控制要求;另一方面, 通过进行基于厂厂协调目标的电压保持无功均衡控制, 降低发电机的无功负载率偏差, 并保证中枢母线电压维持在控制死区范围内;同时, 在传统电压调节指令的基础上增加向电厂下发无功调节指令, 使得电厂能准确把握AVC主站的无功调节需求, 抑制电厂间的无功波动。
在实际运行中, 导致强耦合电厂间无功出力不均衡的原因很多, 需要从完善运行管理规定制度, 提高AVC主、子站的控制技术等多个方面共同努力, 将人工经验与计算机技术相结合, 才能从根本上解决问题。
另外, 在实际运行中, 电厂的互耦合系数门槛值由运行人员根据自身电网特点结合运行经验人工确定。实际运行经验表明, 电厂互耦合系数门槛值过大时可能会漏掉需要协调的电厂;门槛值过小则可能导致本来不需要协调的电厂参与协调而产生不合理的协调指令。
目前本文提出的厂厂协调方法已经应用于交流特高压近区电网的AVC, 该方法同样可应用于风电汇集区域多风电场间的无功电压协调控制[14,15,16,17]。