暂态电压控制

关键词： 定子 暂态 电压 电网

暂态电压控制（精选八篇）

暂态电压控制 篇1

关键词：虚拟电感,自灭磁,低电压穿越,双馈式感应发电机

0 引言

双馈驱动系统独特的拓扑结构使得双馈式感应发电机(DFIG)在兆瓦级大功率风力发电中得到了广泛应用,其定子与电网直接耦合致使电网运行状态的变化直接影响到DFIG的电磁状态,进而激起DFIG的电磁暂态过程,较大的电磁暂态过程将危及机组的安全,甚至引发机组脱网。

当前国内外关于DFIG低电压穿越(LVRT)方案的研究主要集中于附加硬件的拓扑改造和软件控制算法的改进两方面。其中基于硬件的LVRT方案研究主要围绕附加撬棒电路[1,2]、定子串联电力电子开关[1]、串联变流器[3]以及附加阻抗网络[4]等方面展开。定子串联电力电子开关的LVRT方案存在定子暂态脱网过程;串联变流器以及附加阻抗网络的解决方案不仅增加软、硬件设计的复杂性,而且有碍于DFIG驱动变流器的低成本优势;目前工程应用的撬棒方案没能充分利用DFIG可控性,难以较好地满足高质量并网需求。

与硬件解决方 案相比,基于软件 控制算法 的LVRT方案力图在不附加额外硬件的情况下,通过控制算法的改进实现DFIG的故障穿越。软件控制算法主要表现在改进转子侧变流器控制方面:文献 [5]将非线性控制策略运用到DFIG的控制中以提高系统的动态响应;文献[6-7]分别采用滞环控制器和鲁棒性较好的新型控制器对电流调节器进行了改进,以达到改善转子电流控制的目的;文献[8-9]通过在电网故障时增加转子速度,试图从能量平衡的角度提高系统LVRT能力。但这几种控制方法都没有充分考虑DFIG自身的电磁暂态特性,尽管能够在一定程度上提高电流的动态响应,但较大的转子暂态冲 击电压将 影响其算 法的有效 性。基于DFIG电磁暂态过程分析[10,11],采用直接电磁暂态控制是当前较为行之有 效的一种控制策略。文献 [12-15]运用了针对暂态磁链的灭磁控制思想,有效降低了转子电压冲击,拓展了LVRT可控范围。但相关研究目前主要集中在缩短磁链暂态过程上,没能使转子电压控制效果达到最优,实际上电网故障所形成的较高转子反电动势是其LVRT可控运行的决定性因素。同时,这种控制算法需要暂态磁链计算,而文献[14-16]所采用的纯积分环节计算定子磁链,存在积分初值、漂移等问题;文献[17]在文献 [14]的基础上增加的虚拟电阻控制虽然可以加速转子过电流的衰减,但却增大了控制所需转子电压;文献[18]源自于暂态磁链控制思想,所提出的暂态磁链跟踪控制在一定程度上降低了算法对暂态磁链观测精度的依赖性,却存在动态控制切换问题。总之, 现有暂态磁链观测方案的控制效果对暂态磁链计算具有较强的依赖性,不利于工程应用。

鉴于此,本文基于对DFIG电磁暂态特性的分析,针对LVRT过程中双馈驱动系统失控问题的本质,提出了旨在降低暂态转子冲击电压,提高机组LVRT可控性的虚 拟电感暂 态自灭磁 控制方案。LVRT过程中,对DFIG暂态回路而言其转子侧变流器起到虚拟电感作用。通过运算分析,可以证明端部通过虚拟电感构成的暂态回路所形成的回路电流能够更好地抑制定子暂态磁链对转子侧电压冲击的作用,并且该电流的产生无需定子暂态磁链的观测,是暂态回路自然形成的一种回路电流,其算法简单、参数鲁棒性强、动态响应快。通过11kW双馈风电机组的仿真与实验,验证了所提控制策略的正确性与可行性。

1 DFIG数学模型

在静止坐标系下,以矢量形式表示的DFIG数学模型为:

式中:us和ur分别为定、转子电压;Rs和Rr分别为定、转子电阻;is和ir分别为定、转子电流;ψs和ψr 分别为定、转子磁链;ωr为转子角 速度;Ls,Lr,Lm 分别为定、转子电感和互感。

由式(3)和式(4)可得:

式中:σ=1-L2 m/(LsLr)。

将式(5)代入式(2),转子电压可进一步表述为:

式(6)中的转子电压可分为两部分:前者是由定子磁链引起的转子回路反电动势所对应的电压,记为ur0,其表达式如式(7)所示,此电压即为转子回路开环电压;后者是转子回路的阻抗所对应的压降。

将式(6)和式(7)转换到转子坐标系下可表示为:

据此,可将转子侧电路等效为附录A图A1。

2 电网故障时 DFIG 电磁暂态特性分析

假设系统在t0时刻以前稳定运行,t0时刻发生跌落深度为p的对称跌 落故障,定子电压 可表示为:

式中:ωs为电网同步角速度;V为故障前电网电压幅值。

而故障前后与其对应的定子稳态磁链可表示为:

若不考虑转子电流对暂态磁链的影响,即令转子侧电流为零,将式(3)代入式(1)得到定子磁链微分方程为:

假设t0=0,求解该微分方程得到:

式中:τs=Ls/Rs为定子时间常数。

由式(12)可知,故障时磁链微分方程的解可分解为非齐次和齐次两部分,前者即为磁链的稳态分量ψsf,与故障后定子电压相对应;而后者反映了磁链变化的连续性,为衰减的暂态磁链分量ψsn。附录A图A2(a)为故障期间定子磁链空间矢量分解图,其变化过程见附录A图A2(b)。

3 虚拟电感暂态自灭磁控制策略

3.1 基于虚拟电感的暂态控制策略理论分析

电网故障时,定子磁链中的稳态分量和暂态分量都将在转子端感应出相应的电压分量,分别记为vrf和vrn,转子开路电压ur0可表示为:

将式(12)中定子磁链的稳态分量和暂态分量分别代入式(7),可得vrf和vrn的表达式为:

式中:转差率s1=ωsl/ωs,其中ωsl=ωs-ωr。

若忽略较小的1/τs项,并将式(14)转换到转子坐标系下,转子开路电压可表示为:

将式 (12)中ψsf与ψsn的表达式 分别代入 式(15),vrf和vrn可具体表示为:

由于转差率s1取值较小,通常在±0.3范围内, 因而转子开路电压主要由定子磁链暂态分量决定。附录A图A3为电压跌落80%情况下的转子开路电压,该图表明定子暂态磁链会在转子侧产生较大的电压冲击,若不能采取有效的措施,该暂态冲击电压极易超出转子侧电压源逆变器的可控电压范围, 造成电流环失控,变流器过流。因而,为确保转子侧电流可控,必须设法降低转子暂态电压冲击。

若故障期间 转子暂态 电流记为ir rn,将其和式(16)一起代入式(8),并写成频域形式,可得转子侧暂态电压表达式为:

式中:Xr=ωrσLr。

可见,适时准确地注入暂态转子电流,将有利于降低转子侧暂态冲击电压,提高DFIG的暂态可控性。

若通过一定算法使得转子电流控制环不对电压故障所造成的转子侧暂态电流成分起控制作用,对该暂态成分转子侧变流器输出起到虚拟电感的作用,则转子回路暂态分量电路可等效为图1。

按图示电流参考方向,设虚拟电感的感抗值为XL,则由图1可知此时暂态回路满足:

式中:XL=ωrL。

将式(16)代入式(18)可得:

解方程得:

化简计算后该暂态电流分量值为:

由式(21)可知,计算所得转子暂态电流方向近似与图1中参考正方向相反。即引入虚拟电感之后的转子回路,在暂态反电动势作用下所形成的回路电流方向与定子暂态磁链近似相反,类似基于磁链观测的灭磁算法,起到抑制暂态转子电压冲击的作用。该等效注入电流可简化表示为:

式中:kL为等效电流补偿系数。

对应的矢量关系与文献[14]中的灭磁控制方法对比如图2所示。不难发现,常规灭磁控制尽管在转子暂态电流大小一定的情况下实现了暂态过程衰减最快的目标,但却忽视了暂态过程中转子电压对LVRT可控运行的决定性作用。本文所提出的虚拟电感暂态自灭磁控制等效于在转子端注入与暂态 磁链反方向成θ夹角的暂态电流,可在转子电流大小一定时,使转子端电压最小。

实际中该电感需要利用变流器通过软件算法实现,电感电压即为实现虚拟电感算法所需要的输出电压,也就是转子控制端电压 的暂态部分,可表示为:

于是将式(21)代入式(24),可得:

将θ代入式(25),计算并化简可得:

由式(21)和式(26)可知,改变虚拟电感L的参数可对转子暂态电流与暂态电压进行控制。增大L可以增强对故障电流的抑制作用,但是控制所需电压会增大;减小L可以降低控制所需的转子电压, 但是转子故障电流会增大。因此,需要合理选取虚拟电感值,优化系统LVRT性能。

本文采用的虚拟电感L设计原则是:在保证转子短路电流不超过转子侧变流器所允许的最大电流值的前提下,尽量减小参数XL以降低控制所需的转子电压,最大限度地拓展DFIG故障穿越的可控范围。

取转子侧变流器所允许的最大电流值为两倍额定电流,即Irmax=2IrN,则由式 (21)可得ir rn的幅值为:

计算得到:

由式(12)可知,定子最大暂态磁链ψsn_max与电压跌落深度p成正比:

将式(29)代入式(28)可知,要确保在任何时刻转子电流均不超过Irmax,电感参数需满足:

式中:XLmin为电感可取的最小值。

为了提高算法的动态性能,XL取值需留有一定余量,通常取其经验值为1.2~1.5倍XLmin。

由以上分析可 知,跌落深度 一定时,在满足式(30)的情况下,电感参数取值越小,控制所需的转子电压越低。电感参数值取XLmin时,所需转子电压达到最低。

3.2 虚拟电感控制对磁链衰减过程的影响

考虑转子电流影响的情况下,由式(1)和式(2) 可得定子磁链微分方程为:

由于在电网故障的暂态过程中,DFIG转子回路电流由稳态分量irf和暂态分量irn组成,且定子磁链也由稳态 分量ψsf和暂态分 量ψsn组成。于是 式(31)可进一步表示为:

由式(31)和式(32)可得:

将式(22)代入式(33)可得:

对式(34)求解易得:

式中:C1为暂态磁链初始值。

根据指数的衰减特性,由式(35)易知,转子端虚拟电感的加入可以加快故障期间磁链暂态分量的衰减速度。但由于θ的影响,其暂态磁链衰减速度要略慢于常规灭磁控制。

3.3 基于虚拟电感的暂态自灭磁控制策略

控制系统设计可分为三个部分。

1)转子电流暂态量值的提取以及暂态跟踪控 制。由前文分析可知,同步旋转坐标系下,转子电流稳态和暂态分量分别表现为直流量与工频交流量, 转子电流ird和irq对应的频谱分析见附录A图A4。故可用谐振频率为50 Hz的陷波器[19]对坐标变换后的ird和irq进行暂态分量的提取。

陷波器传递函数为:

式中:ω为谐振频率;k为系统闭环带宽。

谐振频率取50 Hz,其频域特 性见附录A图A5。需合理选取k值以保证系统稳定性的同时有效提取转子电流暂态分量,实验时选取k值为1。

2)对转子电流稳态分量进行电流闭环控制。将给定的参考电流值ird*和irq*作为输入量,经过陷波器分离得到的转子电流稳态分量irdf和irqf作为反馈 量,通过比例—积分(PI)调节器等环节实现对转子电流的闭环控制。

3)对转子侧暂态电流进行虚拟电感控制。陷波器提取出的转子电流暂态分量irdn,irqn变换到两相静止坐标系中,并经过虚拟电感运算环节后可得转子暂态控制电压urdc,urqc,并将其作为前馈量与上一环节得到的控制信号urd*,urq*合成后实现对系统的暂态自灭磁控制。

为了克服纯微分运算对系统稳定性的影响,通常需要加入一阶惯性环节将微分环节转化为积分环节实现,即以高通滤波器实现虚拟电感算法,其传递函数为:

式中:T为一阶惯性环节时间常数。

T取值不同时,高通滤波器与纯电感的波特图对比及对T的取值分析讨论见附录A图A6。系统控制策略结构如图3所示。图中:SVPWM表示空间矢量脉宽调制。

综上,在引入虚拟电感自灭磁控制策略后,系统控制结构图可 等效为图4,其中E为转子感 应电动势。

4 仿真与实验研究

为了验证所述控制策略的正确性,本文在基于电网电压定向的情况下进行了相关仿真实验研究。其中,DFIG单机参数见附录B表B1。

从实际运行情况和实验室现有实验条件考虑, 实验时选取了跌落深度为80%的电压跌落故障,其中:策略1为传统的转子电流闭环矢量控制;策略2为文献[12-15]等所提出的转子侧注入与暂态磁链方向相反的暂态电流的控制策略;策略3为本文所提出的虚拟电感暂态自灭磁控制算法。

图5和图6分别为电压跌落期间三种控制策略下的转子端电压和电流波形图。

对比图5和图6可以看出,与常规灭磁控制方法相比,本文所提出的控制可以在暂态电流大小相同的情况下,将故障时刻的转子端电压降到更低的程度,进而有益于可控故障穿越范围的拓展。

附录B图B1为不同控制策略下定子暂态磁链衰减的仿真比较。可以看出,策略2与策略3明显加速了定子暂态磁链的衰减,策略3中暂态磁链的衰减速度略慢于策略2,但这对系统LVRT性能的影响比较小,改变虚拟电感L的取值可以对其控制效果做出相应的调整。

电压跌落期间的功率波动和电磁转矩也是风电机组LVRT性能的重要指标。如附录B图B2和图B3所示,本文所提出的控制策略能够有效抑制系统输出功率的波动与DFIG电磁转矩振荡。

为进一步验证所提控制策略,本文在11kW双馈风电机组模拟平台上进行了实验。附录B图B4对比了传统矢量控制与本文所提控制策略对应的转子端电压。对比分析实验波形易知,在电网故障期间,本文所提控制策略能够最大限度地减小暂态电压冲击,从而提高系统在电网故障期间的可控性。

根据前文分析可知,本文所述控制策略同样具有加速暂态磁链衰减的作用,如附录B图B5所示。

DFIG在LVRT期间三相转子电流波形对比见附录B图B6。显然,本文所述控制策略可以在故障期间最大限度地抑制转子端电压的同时较好地实现对转子电流的控制。

由前文理论分析知,基于虚拟电感暂态自灭磁控制算法的可穿越故障范围受到虚拟电感参数、转子速度及故障时机组运行状态的影响。以DFIG转子额定电流的2倍大小及电压型逆变器最大可控电压值为限,图7为虚拟电感参数不同时,电机以不同转差率运行情况下的系统可穿越的故障范围。不难发现,在满足式(31)的前提下,虚拟电感取值越小, 系统可控故障范围越大,并且转速越高,机组越难保持其故障可控性。

5 结语

本文基于对双馈风电机组在电网电压故障下动态响应特性的分析,提出了一种基于虚拟电感暂态自灭磁算法的LVRT暂态控制策略。与现有控制策略相比,该控制策略优点主要有:1所获得的灭磁电流能够在最大允许电流一定情况下,最大限度地降低暂态过程中转子端控制电压,拓展了DFIG的暂态可控故障范围;2加快磁链暂态分量的衰减,缩短了系统的暂态过程;3本方案是一种自灭磁算法, 不依赖于定子磁链的观测计算,提高了控制鲁棒性。最后仿真与实验分析证明了本文所提出控制策略的正确性和有效性。

变电站电压无功控制论文参考 篇2

论文关键词：电压无功VQC

论文摘要：介绍了变电站电压和无功控制的方法和调控原则，以及电压无功自动控制装置（VQC）的原理以及应用。

前言

随着对供电质量和可靠性要求的提高，电压成为衡量电能质量的一个重要指标，电压质量对电网稳定及电力设备安全运行具有重大影响。无功是影响电压质量的一个重要因素，保证电压质量的重要条件是保持无功功率的平衡，即要求系统中无功电源所供应的无功功率等于系统中无功负荷与无功损耗之和，也就是使电力系统在任一时间和任一负荷时的无功总出力(含无功补偿)与无功总负荷(含无功总损耗)保持平衡，以满足电压质量要求。

1电压控制的方法和原则

变电站调节电压和无功的主要手段是调节主变的分接头和投切电容器组。通过合理调节变压器分接头和投切电容器组，能够在很大程度上改善变电站的电压质量，实现无功潮流合理平衡。调节分接头和投切电容器对电压和无功的影响为：上调分接头电压上升、无功上升，下调分接头电压下降、无功下降（对升档升压方式而言，对升档降压方式则相反）；投入电容器无功下降、电压上升，切除电容器无功上升、电压下降。

变电站电压无功管理调控原则如下：

1.1变电站电压允许偏差范围为：220kV变电站的110KV母线:106.7～117.7kV；220kV、110kV变电站的10kV母线10.0～10.7kV。

1.2补偿电容器的投退管理原则：以控制各电压等级母线电压在允许偏差范围之内，并实现无功功率就地平衡为主要目标，原则上不允许无功功率经主变高压侧向电网倒送，同时保证在电压合格范围内尽量提高电压。一般情况下：峰期（7:00--23:00）应按上述要求分组投入电容器组，谷期（23:00--次日7:00）应按上述要求分组退出电容器组。

2电压无功自动控制装置的特点

过去老式变电站通常是人工调节电压无功，这一方面增加了值班员的负担和工作量，另一方面人为去判断、操作，很难保证调节的合理性。随着用户对供电质量要求的不断提高和无人值班变电站的增多，由人工手动调节电压无功的方式已不能适应发展的需要，所以利用电压无功自动控制装置（VQC）是实现电压和无功就地控制的最佳方案。

VQC可以自动识别系统的一次接线方式、运行模式，并根据系统的运行方式和工况以及具体要求，采取对应的.优化措施，使电压无功满足整定的范围。同时VQC具有丰富的闭锁功能，保证系统安全运行，而且用户可以根据需要灵活配置相关遥信作为闭锁信号。对于电容器组的投切，用户可以自行定义投切的顺序。

3VQC的控制策略

VQC根据低压侧电压和无功（或功率因数）的越限情况，将控制策略划分为不同区域，在各个区域内采取相应的控制策略。除了常规控制模式，一般采取电容器优先模式，在实施调节策略之前，VQC根据给定的参数预测调节的结果，如果调节后会造成低压侧无功/功率因数越限、低压侧电压越限，则后台VQC会调整动作策略或不动作。

当电压越上限，无功正常/功率因数正常时：下调分接头，如果分接头不可调则切除电容器；电容器优先模式：切除电容器，若切电容器会导致无功/功率因数越限或者无电容器可切，则下调分接头，如果分接头不可调，则强切电容器。当电压越上限，无功越上限/功率因数越下限时：下调分接头，如果分接头不可调则切除电容器。当电压正常，无功越上限/功率因数越下限时：电压未接近上限时，投入电容器，若无电容器可投，则不动作；电压接近上限时，如果有可投的电容器则下调分接头，否则不动作。当电压越下限，无功越上限/功率因数越下限时：投入电容器，如果投电容器会导致无功/功率因数反方向越限或者无电容器可投，则上调分接头，如果分接头不可调，则强投电容器。当电压越下限，无功正常/功率因数正常时：上调分接头，如果分接头不可调则投入电容器；电容器优先模式则投入电容器，如果投电容器会导致无功/功率因数越限或者无电容器可投，则上调分接头，如果分接头不可调，则强投电容器。当电压越下限，无功越下限/功率因数越上限时：上调分接头，如果分接头不可调则投入电容器。当电压正常，无功越下限/功率因数越上限，电压未接近下限时，切除电容器，若无电容器可切，则不动作；电压接近下限时，如果有可切的电容器则上调分接头，否则不动作。当电压越上限，无功越下限/功率因数越上限时切除电容器，若切电容器会导致无功/功率因数反方向越限或者无电容器可切，则下调分接头，如果分接头不可调，则强切电容器。当电压正常，无功正常/功率因数正常时，中压侧越上限，下调分接头；中压侧越下限，上调分接头；中压侧电压正常则不动作。

4VQC的应用效果及问题

VQC的应用，对保证电网良好的电压质量、优化电网无功潮流和电网经济运行等方面发挥了较大的作用。和传统的调压方式相比，具有以下明显优点：按“逆调压”进行电压调整，提高电压合格率；平衡无功、使无功潮流合理，达到降损节能的目的；大大减小了运行人员日常调整电压、投切电容器组的工作量。但由于硬件问题、设备工艺、功能问题以及受系统运行方式的改变等问题，VQC有时会出现误动或者拒动，需要人工进行电压和无功的调节，有时甚至会影响正常的设备运行。随着产品设计制造的改进以及运行管理水平的不断提高，VQC将更广泛的应用于各级变电站中，为复杂电网经济运行提供可靠的保障。

参考文献

【1】严法军，“变电站电压无功控制策略的改进”《电网技术》(10)

【2】蔡学敏，蔡益宇．浅谈变电站VQC装置应用中存在的问题及对策浙江电力，，(2)：51-53．

【3】曾鉴．电网电压无功综合控制中若干问题的探讨[J]．四川电力技术，，26(4)：23—24．

暂态电压稳定风险评估方法及应用 篇3

在长距离、重负荷输电的情况下,电力系统的电压稳定问题受到广泛关注[1,2]。由于电压失稳常常发生在多重故障或者连锁故障之后,采用传统的确定性方法分析其结果过于保守,而风险评估方法的优越性在于能扩大故障集而不增加保守性[3]。

安全性风险评估包括暂态稳定风险评估[3,4,5]、动态稳定风险评估[6]、连锁故障风险评估[7]、风险评估的在线技术[8]等。文献[9]提出了电压稳定风险评估方法,但只涉及静态电压稳定。本文提出了暂态电压稳定风险评估的指标及方法,并结合某地区电网,提出了一种依据暂态电压失稳风险确定静止无功补偿器(SVC)最优投资的方法。

1 暂态电压稳定风险评估模型

1.1 故障概率模型

以线路元件为例,变压器的故障建模方法与此类似。根据泊松分布公式[5],第i条线路在时间ts内发生故障的概率为:

${\rm P}(F{}_i)=1-\text{e}{}^{-\lambda {}_{i}t{}_{\text{s}}}(1)$

式中:Fi表示第i条线路发生故障;λi为第i条线路的故障率;ts为研究时间。

对于单重故障有:

${\rm P}(E{}_i)={\rm P}(\overline{F}{}_1{\displaystyle \cap \overline{F}}{}_2{\displaystyle \cap \cdots }{\displaystyle \cap \overline{F}}{}_{i-1}{\displaystyle \cap F}{}_i{\displaystyle \cap \overline{F}}{}_{i+1}{\displaystyle \cap \cdots }$

${\displaystyle \cap \overline{F}}{}_n$=(1-e-λits)exp$-{\displaystyle \sum _{\begin{array}{l}j=1\\ j\ne i\end{array}}^n\lambda }{}_{j}t{}_{\text{s}})(2)$

式中:Ei为第i条线路故障对应场景;n为线路数。

当∑λjts≈0时,

${\rm P}(E{}_i)\approx {\rm P}(F{}_i)=1-\text{e}{}^{-\lambda {}_{i}t{}_{\text{s}}}(3)$

线路发生大扰动的概率为:

${\rm P}\left({\rm T}{\displaystyle \cap E}{}_i\right)={\rm P}({\rm T}|E{}_i){\rm P}(E{}_i)(4)$

式中:T表示大扰动。

多重(独立)故障的计算公式可以类推。

1.2 后果评价

文献[3]提出了采用控制代价来描述后果,巧妙地绕开了停电损失难以估计的困难。本文沿用该思路。实践证明,主动切负荷可以有效防止电压失稳扩大和电压崩溃的出现[10]。

电网公司面临的暂态电压失稳控制代价为:

${\rm I}\left({\rm T}{\displaystyle \cap E}{}_i\right)=(r{}_2-r{}_1)gt+{\displaystyle \sum _{k}c}{}_{k}g{}_{k}t{}_k+{{\rm I}}^{\prime }(5)$

式中:r1和r2分别为上网电价和销售电价;g为切负荷量;t为故障元件修复时间;ck,gk,tk分别为第k类可中断负荷补偿电价、负荷中断量和中断时间,且${\displaystyle \sum _{k}g}{}_k=g$,不考虑备用电源,有tk=t;I′为其他控制代价。

负荷水平给定时有:

$g=s(x,x{}_{i\text{m}\text{a}\text{x}})(6)$

式中:x为负荷水平;ximax为故障场景(T∩Ei)时的暂态电压稳定极限;x-ximax<0时,s(x,ximax)=0。

计及负荷水平的短期波动,有

$g={\displaystyle {\int }_{-\infty }^{+\infty }s}(x,x{}_{i\text{m}\text{a}\text{x}})f(x)\text{d}x(7)$

式中:随机变量x为下一时刻的负荷水平。

假设x服从正态分布[9],其概率密度为:

$f(x)=\frac{1}{\sqrt{2\text{π}}\sigma }\exp \left(-\frac{(x-\mu ){}^2}{2\sigma {}^2}\right)$

由于ximax和s(x,ximax)的解析表达式难以得到,应用式(7)计算存在困难。一种近似处理方法是将负荷分布离散化。将f(x)的横轴分为若干区间,分别计算负荷处于每个区间的概率,并以各区间中点的负荷水平计算切负荷量,可以得到:

$g={\displaystyle \sum _j{\rm P}}(x{}_{i,j\text{m}\text{i}\text{n}}<x\le x{}_{i,j\text{m}\text{a}\text{x}})s(x{}_{i,j\text{a}\text{v}\text{e}},x{}_{i\text{m}\text{a}\text{x}})(8)$

式中:xi,jmin和xi,jmax分别为横轴第j个区间的2个端点;xi,jave为第j个区间的中点。

2 暂态电压稳定风险评估指标及方法

根据文献[11]对安全性风险评估的分类,将暂态电压稳定风险评估分为2种类型:第1类评估系统在某一运行状态下的电压失稳综合风险;第2类评估影响系统电压失稳风险的因素及影响程度。本文主要研究第2类评估。其流程如图1所示。

大扰动下暂态电压失稳风险指标定义为:

$R\left({\rm T}{\displaystyle \cap E}{}_i\right)={\rm P}\left({\rm T}{\displaystyle \cap E}{}_i\right){\rm I}\left({\rm T}{\displaystyle \cap E}{}_i\right)(9)$

注意I(T∩Ei)指标中已包含是否失稳判断。

3 暂态电压失稳风险的影响因素

在大扰动故障场景(T∩Ei)给定的情况下,影响暂态电压失稳风险的因素包括:①大扰动故障概率P(T∩Ei);②负荷水平及其短期波动情况,反映为随机变量x的概率密度f(x);③暂态电压稳定极限ximax;④切负荷量函数s(x,ximax);⑤上网电价r1、售电电价r2、第k类可中断负荷补偿价格ck及其他代价I′;⑥故障元件修复时间t、第k类可中断负荷停电时间tk等。以下算例主要讨论影响暂态电压失稳风险的③,④两条因素,其他因素对失稳风险的影响规律相对简单,不再详细讨论。

4 算例分析

以某地区电网为例(拓扑及潮流参见附录A),负荷采用恒阻抗—恒电流—恒功率(ZIP)模型,其中ZIP比例为3∶4∶3。电压失稳判据采用实用判据(见国家电网公司2005年发布的《电力系统安全稳定计算规定》),即动态过程中系统电压中枢点母线电压(标幺值)下降持续(一般为1 s)低于限定值(一般为0.75),认为系统或负荷电压不稳定。

4.1 暂态电压稳定极限ximax对风险的影响

暂态电压稳定极限与多种因素有关,本例中主要考虑SVC,位置选择在Xingye配置。低压减载采用方案1,基本参数如表1所示。

考虑负荷短期波动,下一时刻有功负荷和无功负荷均值分别取572.2 MW和136.0 Mvar;令σ=3%μ(σ为标准差;μ为均值)。采用1.2节近似处理方法,将f(x)的横轴分为6个区间,仿真得到不同负荷水平和SVC配置容量时的低压减载量,如表2所示。

考虑双重严重故障,得到:

$\begin{array}{l}{\rm P}(({\rm T}{\displaystyle \cap E}{}_i){\displaystyle \cap (}{\rm T}{\displaystyle \cap E}{}_j))={\rm P}({\rm T}{\displaystyle \cap E}{}_i)\cdot \\ {\rm P}({\rm T}{\displaystyle \cap E}{}_j)(10)\end{array}$

式中:T∩Ei表示Yulin 500 kV主变故障造成大扰动;T∩Ej表示线路Laibin-Shebu故障造成大扰动。

参照中国输变电设备可靠性数据(见http://www.chinaer.org/),取Yulin 500 kV主变故障率为1.424 7×10-6次/h,220 kV Laibin-Shebu线路故障率为1.365 3×10-5次/h,t=1 h。变压器故障后将该变压器退出运行,有P(T|Ei)=1。220 kV线路发生单相短路、两相短路、两相短路接地、三相短路、断线及其他的比例分别为88.940%,2.986%,4.348%,1.038%,2.688%,单相短路重合闸成功率为77.07%,则220 kV线路发生故障时大扰动出现的概率为P(T|Ej)=0.314 5。最终得到:P((T∩Ei)∩(T∩Ej))=6.118 2×10-12。

假设r1和r2分别取300元/(MW·h)和500元/(MW·h)。ck统一取2 000元/(MW·h),负荷中断时间tk统一取6 h,不计其他控制代价I′。暂态电压失稳风险与SVC投资的关系如图2所示。其中SVC的投资近似用200元/kvar计算。图2表明,在其他条件不变的情况下,暂态电压失稳风险随SVC投资的增大而降低。根据风险对SVC投资的灵敏度将曲线近似分为3段,其中第Ⅱ段的灵敏度最大,可以认为D点是该条件下SVC投资的最优点。

4.2 切负荷量函数g(x,ximax)对风险的影响

x和ximax给定时,g(x,ximax)取决于低压减载方案和集中切负荷方案。本例中只通过低压减载就能够防止电压失稳。为了简化起见,以下未考虑负荷的短期波动,直接给定负荷水平为μ+2.5σ,即有功负荷为615.1 MW,无功负荷为146.2 Mvar。

1)改变首轮动作电压和低压减载轮次

方案1:与上文同。方案2:减少首轮动作电压(标幺值)为0.85,首轮动作前延迟0.2 s,首轮切负荷比例15%, 相应动作轮次减少为4轮,其他条件不变。方案3:减少首轮动作电压(标幺值)为0.83,首轮动作前延迟0.2 s,首轮切负荷比例15%, 相应动作轮次减少为3轮,其他条件不变。相应的暂态电压失稳风险如图3所示。

2)改变首轮切负荷比例

方案1:与上文同。方案4:首轮切负荷比例改为11%。方案5:首轮切负荷比例改为8%。相应的暂态电压失稳风险如图4所示。

3)首轮动作前延迟时间

方案1:与上文同。方案6:首轮动作前延迟改为0.4 s。方案7:首轮动作前延迟改为0.6 s。相应的暂态电压失稳风险如图5所示。

分析图3～图5可知,首轮动作电压和低压减载轮次、首轮切负荷比例、首轮动作前延迟时间对暂态电压失稳风险都有影响,进一步影响到依据暂态电压失稳风险确定的SVC投资的最优点。以方案1与方案5为例(见图4),前者采用少量SVC投资(例如400万元)即可以明显降低风险;而后者当SVC投资小于1 600万元时,对降低风险的效果很有限。此外,不能仅以风险大小来衡量SVC效果的好坏,还应该结合电压恢复水平。

5 结语

本文提出了暂态电压稳定风险评估的指标及方法,并结合某实际电网,提出了一种依据暂态电压失稳风险确定SVC最优投资的方法。分析结果表明,同样的低压减载方案下,存在SVC投资的最优点,而不同的低压减载方案会影响SVC投资的最优点。

一方面,目前主网出现电压失稳的情况较少,且跨大区电网的功率传输很少受到电压稳定极限的约束;另一方面,长距离、重负荷输电的情况下,受端系统的电压稳定问题逐步显现。鉴于以上原因,电压稳定风险评估将率先应用于受端电网和地区电网。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

摘要：由于电压失稳常常发生在多重故障或者连锁故障之后,采用传统的确定性方法分析,其结果过于保守。风险评估方法能够克服上述缺点。现有电压稳定风险评估的文献只是涉及静态电压稳定。文中提出了暂态电压稳定风险评估的指标及方法,分析了暂态电压失稳风险的影响因素。将提出的方法应用于某一地区电网,研究了暂态电压失稳风险与静止无功补偿器(SVC)投资和低压减载方案的关系,进而提出了一种依据暂态电压失稳风险确定SVC最优投资的方法。

关键词：电压稳定,风险评估,静止无功补偿器,低压减载

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暂态电压控制 篇4

1 感应电动机动态特性

感应电动机是电力系统负荷的主要成分, 也是最重要的动态负荷, 其动态特性对电力系统暂态过程有着显著的影响[7]。考虑机电暂态的感应电动机的数学模型为:

式 (1) 中:E'为转子暂态电势;T'为暂态时间常数;转子开路电抗X=Xs+Xm;暂态电抗X'=Xs+Xm//Xr;Rs和Xs分别为感应电动机定子绕组的电阻和漏电抗;Rr和Xr分别为转子绕组的等值电阻和漏电抗;Xm为励磁电抗;s为感应电动机转子转差;Tm和Te分别为机械转矩和电磁转矩;TJ为转子惯性时间常数。感应电动机的戴维南稳态等值电路如图1所示的等值电路来模拟[8]。

图1中, 等值电势和阻抗分别为:

2 暂态电压稳定判据

部分文献将电压稳定等同于负荷稳定, 文献[4]和[5]把负荷失稳作为电压失稳的充分条件, 认为只要有1台感应电动机失稳, 系统即失去暂态电压稳定。但文献[6]则认为负荷失稳不是电压失稳的充分条件, 只有对失稳节点的电压支持力度小的系统才会失去电压稳定;文献[9]指出感应电动机的失稳不一定会导致系统电压失稳, 应根据系统的具体情况来分析。因此本文对扰动后的系统先判断负荷是否失稳, 若负荷稳定, 则系统保持暂态电压稳定;若负荷失稳, 则进一步判断系统是否会暂态电压失稳。

2.1 负荷失稳判定

感应电动机的电磁转矩、机械转矩与转差的关系曲线如图2所示。

根据给定的端电压和Tm=Te可以得出感应电动机的运行点。由图2可得, 感应电动机存在稳定运行点a和不稳定运行点b, 端电压越高, 所对应的不稳定运行点的转差越大, 若感应电动机的转差大于不稳定平衡点的转差, 其机械转矩恒大于电磁转矩, 感应电动机进入堵转过程, 因此当感应电动机的转差大于端电压极大值所对应的不稳定转差时, 其转速会逐渐减小。设端电压为极大值时所对应的不稳定转差为sus (U max) , 故障切除后转差sm选取极小值, 若sm>sus (U max) , 则判定该负荷失稳, 否则该负荷稳定, 系统保持暂态电压稳定。

在大扰动的暂态过程中, 转矩差极大值对应的时刻驱动转子加速的力矩最大, 转子的加速度最大, 此时是最有利于转子加速的时刻, 可以根据转矩差ΔT (ΔT=Te-Tm) 极大值时刻转子的状态给出负荷稳定的判断:在大扰动的过程中, 如果转矩差ΔT达到极大值ΔTmax时, ΔTmax<0, 即转子仍然减速, 转子转差将不断增大, 最终堵转, 可以判断负荷失稳。

2.2 暂态电压失稳判定

暂态电压失稳往往出现在负荷需求大于系统的最大传输功率, 扰动之后线路输送的最大功率减少, 达不到负荷的功率需求, 因此可以将系统能供给的最大传输功率与负荷需求功率进行比较来判断系统是否失去暂态电压稳定。感应电动机失稳后, 若系统能供给的最大传输功率小于感应电动机的需求功率, 则系统电压失稳;若系统能供给的最大传输功率表大于感应电动机的需求功率, 而感应电动机仍然堵转, 则是感应电动机本身失稳, 系统仍然是电压稳定的。由图1可得, 系统供给感应电动机的电磁功率:

当转差变化时, 系统能够提供的最大电磁功率:

若由2.1节判断负荷失稳, 则比较Pe, max与电动机负荷机械功率Pm。若Pe, max>Pm, 则系统负荷失稳, 系统暂态电压稳定, 若Pe, max

综合以上的分析, 本文提出的电力系统暂态电压稳定判断方法为: (1) 在故障清除后, 若端电压为极大值时所对应的不稳定转差sus (U max)

对于负荷失稳的系统, 若Pe, max>Pm, 则系统负荷失稳, 暂态电压稳定, 否则系统暂态电压失稳。

3 仿真分析

对所提出的暂态电压稳定判据进行仿真验证, 采用MATLAB/Simulink软件进行时域仿真。

3.1 单机单负荷系统

选择图3所示的单机单负荷系统, 设发电机母线为平衡节点, 其电压幅值为1 p.u., 线路阻抗为Z=j0.027 86 p.u., 变压器变比为115/13.2, 负荷采用60%感应电动机+40%恒阻抗负荷, 感应电动机额定容量为800 MV·A, 额定电压为13.2 k V, 定子电阻Rs=0.01p.u., 定子电抗Xs=0.145 p.u., 励磁电抗Xm=3.3 p.u., 转子电阻Rr=0.008 p.u., 转子电抗Xr=0.145 p.u.。故障采用5 s时输电线路末端发生三相短路, 经过时域仿真分析可得, 故障切除时间为0.268 s时, 感应电动机失去稳定。采用本文判断方法所得的暂态电压稳定分析结果如表1所示。

由表1可以看出, 故障切除时间小于0.268 s, 时域仿真和本文判断方法的结论均为系统暂态电压稳定;切除时间大于0.275 s时, 2种方法都能得出电动机失稳的结论;同时, 本文判断方法所得的负荷失稳极限切除时间为0.275 s, 与时域仿真方法的相对误差为2.6%, 因此可以得出:本文判断方法可以较准确地判断负荷稳定性以及系统的暂态电压稳定性。

但当故障切除时间在 (0.269, 0.276) 区间内时, 本文判断方法的结论与时域仿真结果不一致, 这主要是由于第2节判断方法 (1) 偏于乐观造成的。当sus (U max) 略大于sm时, 本文方法判定为系统暂态电压稳定, 但当转差s从sm逐渐增大, 感应电动机的电磁转矩下降, 可能会小于机械转矩, 从而导致感应电动机堵转;当sus (U max) 与sm差值较大时, 即故障切除时间较短时, 由于电动机端电压较高, 对应的电磁转矩较大, 不会随着s的增大而小于机械转矩, 所以与时域仿真的结果相同。

以故障持续时间0.40 s为例分析系统的暂态电压稳定性, 系统最大传输功率、感应电动机的机械功率以及端电压曲线如图4所示。故障后系统提供的最大电磁功率Pe, max大于感应电动机的机械功率, 说明系统提供的功率能够满足负荷的功率需求, 因此虽然感应电动机堵转, 但负荷的端电压保持在0.9 p.u.以上, 并没有低于限定值0.75 p.u.[9], 所以负荷失稳并没有引起电压失稳, 系统还是暂态电压稳定的。

3.2 IEEE39节点系统

IEEE39节点系统如图5所示。假设节点31为无穷大平衡节点, 其电压维持等于不变, 发电机采用经典二阶模型。系统初始潮流及线路参数参见文献[10]。对发电机端的负荷节点39和发电机升压变高压侧的负荷节点20, 23, 25, 29采用恒阻抗负荷, 而其他负荷节点采用感应电动机并联恒阻抗模型, 模型参数采用3.1节的值。故障采用节点15于5 s发生三相短路, 经过一定时间清除故障。经过时域仿真分析可得, 故障切除时间为0.151 s时, 系统失去暂态电压稳定。以节点15的感应电动机为分析对象, 系统的暂态电压稳定分析结果如表2所示。

由暂态电压稳定分析结果可以看出, 本文判断方法所得的负荷失稳极限切除时间为0.182 s。因此可以得出, 与时域仿真法相比较, 本文的方法可以比较快速地判断系统的暂态电压稳定性, 且准确度较高。

以故障持续时间0.22 s为例来分析系统的暂态电压稳定性。负荷节点3, 15和18的端电压如图6所示。负荷15和18节点的系统最大传输功率如图7所示。

母线3, 15和18都有感应电动机并联恒阻抗模型的负荷, 且故障点远离发电机, 处于负荷区域。扰动后, 负荷节点的电压经过波动最终跌落到限定值0.75 p.u以下。作为主导负荷节点, 节点15的最大传输功率无法满足动态负荷的功率需求, 与节点15相比, 节点18离故障点较远, 故障后系统最大传输功率较接近于感应电动机的机械功率, 但随着节点15失去稳定, 其最大传输功率逐渐减小, 最终也远小于感应电动机的机械功率, 所以系统发生暂态电压失稳。

4 结束语

本文提出了一种基于感应电动机的暂态电压稳定判据, 该方法通过转矩差极大值时刻的正负性以及比较故障后转差极值与负荷电压极大值时刻的不平衡转差来判断负荷是否失稳, 并以系统的最大传输功率能够满足负荷的功率需求来确定负荷失稳是否会导致暂态电压失稳。通过MATLAB/Simulink仿真分析验证了本文方法能够准确、方便地判断和区分系统的暂态电压稳定性和负荷失稳, 且与时域仿真相比, 缩短了判定时间。

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暂态电压控制 篇5

关键词：暂态过电压,大气雷电过电压,操作过电压,工频过电压,在线监测系统,实测数据分析

0 引言

电力系统中的各种绝缘在运行过程中除了长期受到工作电压的作用外,还会受到各种比工作电压高很多的过电压的短时作用[1]。系统承受的各种过电压大都是各种暂态过电压,目前国内的普通录波装置是在系统发生严重短路事故时才开始工作,系统遭受严重事故前的各种过电压都没有进行有效的监测,非常不利于系统的安全运行,而且普通故障录波装置录取的波形时间都非常短,不利于事故的分析,给彻底解决各种过电压引起的事故带来很大影响,严重威胁着设备及电网的安全运行[2,3]。

电力系统中的变电设备随时都可能会受到雷电过电压或操作过电压的侵袭,当变电站出线较多或处于多雷区时,雷电过电压会随线路入侵造成故障;当系统进行切空载线路和变压器等操作时会产生内部过电压;当系统出现接地故障会产生弧光接地过电压。这些过电压幅值都非常高(可达系统工作电压的2~5倍)。当保护配置不当或保护器有缺陷时,过电压很可能对一次变电设备造成危害。一些绝缘存在缺陷或老化的变电设备,在较高的过电压作用下更容易造成绝缘击穿,在工频电压作用下都有可能出现故障。应用于电网中的故障录波装置主要记录的是工频的故障波形,对暂态过电压的高频信号则难以记录。因此,电网中有必要安装能自动跟踪记录暂态过电压出现的时间、幅值和波形的装置。这些波形的大量采集、分析,将形成过电压诊断的专家系统,进行自动分类识别[4,5,6,7]。

该过电压在线监测系统能够实时记录35 kV系统发生各种过电压事故时的数据、在过电压发生时能完整准确记录过电压的实际变化过程、记录保存过电压的波形和各种参数、存储事故发生前后过电压的情况、区分出各种过电压类型,并综合分析给出系统解决方向。

1 系统简介

(1)该系统实现了基于工控机的WINDOWS NT操作系统平台上真正32位的在线故障录波分析软件,具有广泛的先进性。实现了真正的GPS故障录波时标系统,各采集记录单元由GPS时钟同步信号控制数据采集。采集卡线程独立完成数据采集、故障检验、录波启动、故障数据保存。

(2)该系统提供四个通道的高速同步测量,可同时监测系统母线的各相瞬态、暂态过电压波形数据。每通道的采样频率最高为30 MHz/s(一般设为单通道20 MHz/s),A/D分辨率为12Bit。每通道缓存最高可达8 M字节(4 M采样点),一次过电压触发能记录7个工频周期的系统正常电压波形、3 000个工频周期(1分钟)时间的暂态过电压波形,记录时间为60秒;能够随时监测各相过电压的发生过程,自动采集记录每次过电压事件,并自动存储至硬盘,每次过电压记录自动依次写入数据库,均含波形、记录时间等数据。具有完善的通信功能,能够通过远端计算机终端控制系统运行,也能远距离(GPRS/GSM)将现场采集数据送至运行管理部门。

(3)该系统原理示意图,如图1所示。

2 硬件设计

该系统由依次连接的高压限流熔断器、宽频电压传感器、控制器、交换机和工控机等几部分组成。系统硬件结构图如图2所示。

图1 暂态过电压监测系统原理示意图

图2 硬件结构图

(1)高压限流熔断器:规格型号为XRNP1-40.5/0.5-31.5.

(2)宽频电压传感器:带宽0 MHz~100 MHz,高精度,无饱和;能够准确检测系统中各种工频及高频过电压,有效保证采集信号、波形不失真;能够长期在系统最高工作电压下安全运行。

(3)控制器:采用20 M高速采样卡(PCI接口)对采样信号实施50 ns A/D转换,确保采样数据精准;CPU采用2.0G INTEL&DSP双处理单元技术实施分析处理,嵌入式美国TI的DSP互为监测,确保产品的可靠性。

3 软件设计

该系统可对三相电压信号进行实时监测和分析。根据分析结果判断电路故障,对故障电压进行故障录波。可判断的故障类型电压闪变、电压变动、雷击过电压、操作过电压、三相不平衡度、电压的暂升暂降和零序电压过高等。软件结构图如图3所示。软件流程图如图4所示。

图3 软件结构图

(1)电压数据采集系统:初始化采集卡参数打开数据采集开并完成配置,启动数据采集卡开始采集数据;建立数据采集线程。建立对数据采集卡的监测线程,实时监控采集卡的状态,管理采集卡数据读取线程;建立多个采集卡的数据读取线程,将数据读取到内存中生成数据记录,供其它程序使用;判断是否有过电压(雷击和操作);对于过电压故障保存过电压数据和发出告警;将高频的采集数据进行处理,便于后续的计算和分析。

图4 软件流程图

(2)数据存储系统:对系统内的各种操作和故障、采集数据进行保存和读取的管理系统;对于故障录波数据,由于数据量大写入时间短的原因放在文件数据中直接读取和写入;有自我修复功能,对于由突然停电的故障造成对数据库的损坏能自行修复。

(3)电压故障分析报警系统:对处理后采集数据进行分析做出故障判断;故障类型分别是:弧光、暂升、暂降、中断、不平衡度、谐波畸变和电压波动;发现电压故障时,记录电压故障启动故障录波,并将信息传给数据存储系统和故障报警管理系统。

(4)故障报警管理系统:接收到故障信息,可在主界面弹出故障警报和故障录波,并将故障记录传给短信报警系统;对于并发性的故障根据故障的优先级,选取优先级高的故障进行报警。

(5)短信报警系统:录入短信接收人员的信息;读取短信人员的数据;接收到故障记录后;生成短信内容,发送的手机号码;发送短信。

(6)DSP串口通讯系统:通过串口访问消谐装置,读取消谐控制器监测的数据和报告;修改消谐控制器的参数和发出动作。

(7)GPS串口通讯系统:读取GPS信息,同步控制器的时钟。

(8)103规约录波上传系统:按照电力103规约通过以太网上传故障录波信息。

4 现场实测数据分析

(1)在实验室对标准雷电过电压进行了模拟实验,监测图如图5所示。

(2)现场应用

在某站35 kV两回线路上分别安装了一套暂态过电压监测系统。用于监测整个片区35 kV系统的电压情况。2014年4月16日20:28∶27,当地雷雨天气,在打雷后,运行人员发现暂态过电压监测系统发生告警,告警信息为B相雷击过电压。经过对整个片区所属6个35 kV变电站避雷器动作情况摸排。发现片区系统中的有1个变电站35 kV线路B相避雷器动作。由暂态过电压监测系统实测波形可以看出35 kV线路B相有遭受过电压侵袭。实测雷击过电压波形如图6所示。

图5 标准雷电过电压监测图

图6 实测雷击过电压波形

5 结束语

通过该系统能够实时记录35 kV电力系统发生各种过电压事故时的数据、在过电压发生时能完整准确记录过电压的实际变化过程、记录保存过电压的波形和各种参数、存储事故发生前后过电压的情况、区分出各种过电压类型。为过电压的防治提供科学,准确的基础数据。

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暂态电压控制 篇6

在电力系统仿真分析中,特别是在线计算时,如何在大扰动之后快速、准确地判断电力系统的暂态电压稳定性成为迫切需要解决的问题。本文所指的暂态电压稳定是指大扰动下的短期电压稳定问题。暂态电压失稳主要是由于系统中的快速响应元件,例如励磁系统、感应电动机负荷和高压直流(HVDC)输电系统的逆变器等动态特性造成的[1]。所以要用计及这些元件动态模型的程序来分析暂态电压稳定,本文主要考虑感应电动机动态模型[2]。

文献[3]提出了简单系统短期大干扰电压稳定的充要条件,但没有考虑感应电动机的机电暂态特性,会带来较大误差。文献[4]认为暂态过程中感应电动机的机端电压极大值时刻是最有利于其转子加速的时刻,机端电压极小值时刻是最不利于感应电动机加速的时刻,通过判断机端电压极值时刻感应电动机电磁转矩与机械负载转矩差值的符号来判断短期大干扰电压稳定性。文献[5] 认为在大扰动后的暂态过程中,转矩差极大值时刻驱动转子加速的力矩最大,转子加速度最大,此时才是最有利于感应电动机负荷转子加速的时刻;极小值时刻驱动转子加速的力矩最小,转子加速度最小,此时才是最不利于感应电动机负荷转子加速的时刻。通过判断感应电动机转矩差极值的符号或者感应电动机的机端电压极值与小干扰稳定临界电压的关系,来判断短期大干扰电压稳定性。

本文在文献[5]的基础上进一步提出了暂态电压稳定快速判据。

1 感应电动机模型

感应电动机负荷采用三阶机电暂态模型,其转子电压方程[6]为:

$\begin{array}{l}\frac{\text{d}E{}_{d^{\prime }}}{\text{d}t}=-\frac{1}{\tau {}_{0^{\prime }}}[E{}_{d^{\prime }}+(X-X^{\prime }){\rm I}{}_q]-\omega {}_0(\omega {}_t-1)E{}_{q^{\prime }}(1)\\ \frac{\text{d}E{}_{q^{\prime }}}{\text{d}t}=-\frac{1}{\tau {}_{0^{\prime }}}[E{}_{q^{\prime }}-(X-X^{\prime }){\rm I}{}_d]+\omega {}_0(\omega {}_t-1)E{}_{d^{\prime }}(2)\end{array}$

式中:τ0′=(Xr+Xm)/(ω0Rr),为暂态开路时间常数;Ed′,Eq′分别为转子暂态电势的直轴和交轴分量;Id,Iq分别为定子电流的直轴和交轴分量;X=Xs+Xm,为转子开路电抗;X′=Xs+XmXr/(Xm+Xr),为转子暂态电抗;Rs为定子电阻;Xs为定子漏电抗;Rr为转子电阻;Xr为转子漏电抗;Xm为励磁电抗;ω0为同步转速;ωt=1-s;s为转子滑差。

其转子运动方程[7]为:

$\begin{array}{l}\frac{\text{d}s}{\text{d}t}=\frac{1}{\tau {}_{\text{j}}}({\rm T}{}_{\text{m}}-{\rm T}{}_{\text{e}})(3)\\ {\rm T}{}_{\text{m}}=(A\omega {}_t^2+B\omega {}_t+C){\rm T}{}_0(4)\end{array}$

式中:τj为感应电动机负载惯性时间常数;Tm为感应电动机的机械转矩;Te为电磁转矩;T0为感应电动机在额定转速时的机械转矩;A,B,C为机械转矩系数,A+B+C=1。

根据感应电动机稳态等值电路[8],将定子阻抗和励磁电抗部分进行戴维南等值[9]后,如图1所示。

等值电势$\dot{V}{}_{\text{e}}$和等值阻抗Re+jXe分别为:

$\begin{array}{l}\dot{V}{}_{\text{e}}=\frac{\text{j}X{}_{\text{m}}V{}_{\text{s}}}{R{}_{\text{s}}+\text{j}(X{}_{\text{s}}+X{}_{\text{m}})}(5)\\ R{}_{\text{e}}+\text{j}X{}_{\text{e}}=\frac{\text{j}X{}_{\text{m}}(R{}_{\text{s}}+\text{j}X{}_{\text{s}})}{R{}_{\text{s}}+\text{j}(X{}_{\text{s}}+X{}_{\text{m}})}(6)\end{array}$

相应的感应电动机的电磁转矩为:

${\rm T}{}_{\text{e}}=\frac{V{}_{\text{e}}^2\frac{R{}_{\text{r}}}{s}}{(R{}_{\text{e}}+\frac{R{}_{\text{r}}}{s}){}^2+(X{}_{\text{e}}+X{}_{\text{r}}){}^2}\frac{1}{\omega {}_t}(7)$

感应电动机的机械转矩与电磁转矩特性曲线有交点的条件是等式Te=Tm(Tm>0)有解,将式(4)和式(7)代入Te=Tm后可以求得感应电动机滑差的2个解,其中,ss0为较小值滑差,称为小干扰稳定滑差,sus为较大值滑差,称为小干扰不稳定滑差。

2 暂态电压稳定快速判据

文献[4]认为只要系统中有一个感应电动机负荷被判为失稳,则可认为系统电压失稳;只有系统中所有感应电动机负荷都被判为稳定,才能判定系统电压稳定。文献[5]也认为只要负荷失稳,则电压失稳。文献[10]研究结论为动态负荷在电压稳定问题中发挥着重要作用,不管哪种因素引起的电压失稳, 负荷失稳都伴随其中。这些正说明了通过负荷失稳判断电压失稳的合理性。因此,本文通过研究感应电动机负荷的暂态稳定性来判断电力系统的暂态电压稳定性,只要感应电动机负荷暂态失稳,则判定系统暂态电压失稳。

将故障切除时刻滑差用sc表示,故障切除后滑差极大值用smax表示,本文定义一个新指标sc-max,称为判断滑差,表示sc与smax之间第1个大于sus(Vmax)的滑差。其中sus(Vmax)为故障切除后感应电动机的机端电压极大值所对应的小干扰不稳定滑差。将ΔTmax=0所对应的故障切除时刻感应电动机的机端电压用Vc(ΔTmax=0)表示,定义为暂态不稳定临界电压;将ΔTmin=0所对应的故障切除时刻感应电动机的机端电压用Vc(ΔTmin=0)表示,定义为暂态稳定临界电压。

文献[5]认为:当感应电动机的机端电压达到极大值Vmax时,如果所对应的电磁转矩与机械转矩仍没有小干扰稳定运行点ss0,也就是极大值Vmax小于感应电动机的小干扰稳定临界电压Vsmin (即电磁转矩与机械转矩特性曲线相切时的机端电压,其计算公式参见文献[5]),就可以认为感应电动机负荷母线最终会短期大干扰电压失稳;当感应电动机的机端电压达到极小值Vmin时,如果该极小值Vmin还大于小干扰稳定临界电压Vsmin,并且滑差达到最大值smax时,smax仍小于电压极小值Vmin所对应的小干扰不稳定滑差sus,则感应电动机能够保持短期大干扰电压稳定。

本文判据用感应电动机故障切除时刻的机端电压Vc与暂态稳定临界电压Vc(ΔTmin=0)和暂态不稳定临界电压Vc(ΔTmax=0)比较,因为Vc一定在Vmin之前出现,所以很显然比文献[5]用Vmin与Vsmin比较要快;文献[5]用smax与Vmin所对应的sus比较,而本文用sc-max与Vmax所对应的sus比较,很显然文献[5]判断方法比本文要保守。

本文提出的多机电力系统暂态电压稳定快速判据为:在故障清除后,

判据1:若故障切除时刻感应电动机的机端电压大于暂态稳定临界电压,即Vc>Vc(ΔTmin=0),则该负荷母线是暂态电压稳定的。

判据2:若故障切除时刻感应电动机的机端电压小于暂态稳定临界电压并且大于暂态不稳定临界电压,即Vc(Tmax=0)<Vc<Vc(ΔTmin=0),如果判断滑差sc-max不出现,则该负荷母线是暂态电压稳定的,否则该负荷母线电压失稳。

判据3:若故障切除时刻感应电动机的机端电压小于暂态不稳定临界电压,即Vc<Vc(ΔTmax=0),则该负荷母线电压失稳。

3 算例分析

本文采用BPA软件对IEEE 30节点系统进行时域仿真分析[11,12,13],IEEE 30节点系统中BUS4,BUS14,BUS29计及感应电动机负荷[14,15,16],计算步长为0.02 s,仿真时间为10 s。本文选取母线BUS4和母线BUS14作为研究对象来说明本文方法的准确性和有效性(感应电动机负荷参数见文献[5])。

3.1故障方案1

在母线BUS4与母线BUS6之间线路距母线BUS4 50%处发生三相短路故障,经过一段时间后故障清除,故障持续时间不同时,负荷母线BUS4的暂态电压稳定分析结果见表1。故障发生时刻为1.0 s。

母线BUS4带的负荷为100%感应电动机负荷,将母线BUS4处负荷功率增加到初始功率的2倍,其余负荷母线保持初始功率。母线BUS4与母线BUS6之间线路距母线BUS4 50%处发生三相短路故障,经过时域仿真分析,该系统暂态电压稳定的极限切除时间为0.56 s。

由表1可以看出,时域仿真极限切除时间为0.56 s,本文判断方法极限切除时间为0.46 s,文献[5]判断方法极限切除时间为0.46 s。由此可以看出:本文判断方法可以较准确地判断系统暂态电压稳定性;本文方法判断时间明显小于文献[5]方法判断时间。

这里以故障持续时间0.56 s为例分析该系统的暂态电压稳定性,仿真时间为10 s。为了便于说明本文所提出的判断方法,截取仿真10 s内某一时间段数据作图,滑差、机端电压和转矩差局部曲线分别如图2和图3所示。

由图3可以看出,故障切除时刻感应电动机Vc小于暂态稳定临界电压Vc(ΔTmin=0);由图2可以看出,sc-max出现,由本文判断方法可判断系统暂态电压不稳定。由图3可以看出,Vmin>Vsmin,由表1可以看出,sus(Vmin)不存在,根据文献[5]的判断方法,则系统暂态电压不稳定。由图3可以看出,Vc在Vmin之前出现,显然本文方法的判断时间较短。

3.2故障方案2

母线BUS14线路开关后发生三相短路故障,经过一段时间后故障清除,故障持续时间不同时,负荷母线BUS14的暂态电压稳定分析结果见表2。故障发生时刻为1.0 s。

母线BUS14为60%感应电动机负荷和40%恒阻抗—恒电流—恒功率负荷[15],将母线BUS4负荷功率增加到初始功率的2倍,将母线BUS14负荷功率增加到初始功率的3倍,其余负荷母线保持初始功率。母线BUS14线路开关后发生三相短路故障,经过时域仿真分析,该系统暂态电压稳定的极限切除时间为0.82 s。

由表2可以看出,本文判断方法极限切除时间为0.40 s,判断时间为0 s;文献[5]判断方法极限切除时间为0.40 s,判断时间为0.14 s。可见本文方法在快速性方面有较大提高。

这里以故障持续时间0.42 s为例分析该系统的暂态电压稳定性,仿真时间为10 s。为了便于说明本文所提出的判断方法,截取仿真10 s内某一时间段数据作图,滑差、机端电压和转矩差局部曲线分别如图4和图5所示。

由图5可以看出,故障切除时刻感应电动机Vc小于暂态稳定临界电压Vc(ΔTmin=0);由图4可以看出,sc-max出现,用本文判据2可判断系统暂态电压不稳定。由图5可以看出,故障切除后感应电动机的机端电压极小值大于小干扰稳定临界电压Vsmin,由表2可以看出,sus(Vmin)不存在,根据文献[5]的判断方法,则系统暂态电压不稳定。由图5可以看出,Vc和Vmax在Vmin和ΔTmin之前出现,显然本文方法较快速。

由图3和图5可以看出,感应电动机的机端电压极大值、极小值时刻分别在转矩差极大值、极小值时刻之前,所以用机端电压作判据比用转矩差作判据判断时间要短,这正是本文选用机端电压作判据的原因。

4 结语

只有考虑动态负荷的影响,对电压稳定性的研究才能得到准确的结论,现在电压稳定研究中一般会同时考虑负荷静态和动态模型。本文考虑不同感应电动机负荷比例,改进了多机系统暂态电压稳定判断方法,提出了暂态电压稳定性快速判据,且判据较简单。通过BPA时域仿真分析验证了本文方法能够准确、快速地判断出系统的暂态电压稳定性,且在保证准确性的前提下,快速性方面较以往的暂态电压稳定判断方法有改进,缩短了仿真观察时间。

暂态电压控制 篇7

双馈感应发电机 (doubly-fed induction generator, DFIG) 作为一种重要的风电机型, 具有逆变器容量小、有功和无功功率可解耦控制、风能利用率高等特点, 已得到广泛应用。但是, DFIG转子侧逆变器对电网电压波动十分敏感, 在电网故障中容易因过电流而损坏。另一方面, 随着风力发电占系统容量比重不断增大, 从供电可靠性和电网稳定的角度出发, 要求DFIG具有不间断运行能力。

目前, DFIG低电压穿越 (low voltage ridethrough, LVRT) 研究主要包括2种:一种是调整DFIG控制策略的方法[1,2,3,4], 仅从软件上实现, 不需增加额外的硬件电路, 经济性较好, 但在严重电压跌落时效果较差;另一种是增加硬件电路, 例如Crowbar电路[5,6,7]、动态电阻[8]、网侧电压动态补偿装置[9,10]等, 其中Crowbar电路保护方案最为常见。但在Crowbar电路投入期间, DFIG处于异步运行状态, 需消耗无功功率, 不利于电网电压恢复。

本文从分析DFIG暂态特性的角度出发, 推导了转子暂态电流的时域表达式。不同于传统基于磁链分析的方法[11,12,13], 本文把电网故障后的DFIG电磁暂态过程处理为不同状态的叠加, 综合考虑了定子侧电压故障分量、转子侧电压故障分量以及Crowbar电路投入引起的暂态冲击作用, 具有首创性。在此基础上, 推导了转子电压峰值与Crowbar电路阻值的函数关系, 给出了Crowbar电路阻值的取值原则。针对Crowbar电路切除后低电压期间的电机控制, 提出了一种自适应调整功率参考值的控制方案。最后, 本文以1.5 MW双馈风力发电机为例, 进行了验证分析。

1 DFIG故障暂态理论分析

1.1 DFIG数学模型

本文采用电动机惯例, 转子参考坐标系下的DFIG数学模型为:

式中:p为微分算子;us和ur为定、转子电压;ψs和ψr为定、转子磁链;is和ir为定、转子电流;Rs和Ls分别为定子电阻和电感;Rr和Lr分别为转子电阻和电感;Lm为励磁电感;ω为转子角速度。

式 (1) 所有参数均折算到定子侧, 且用标幺值表示。DFIG等效电路如图1所示。

1.2 DFIG故障暂态过程

考虑到DFIG定子直接与电网相连, 在电压发生跌落时, 容易导致转子回路过电流, 一般采用Crowbar电路来保护转子侧逆变器。为便于分析故障后DFIG的电磁暂态过程, 假设如下[6]: (1) 暂态过程持续时间较短, 在分析过程中近似认为电机转速不变; (2) 通常情况下, 从故障检测到投入Crowbar只需要1~2ms, 因此, 认为Crowbar在故障时刻瞬间投入。

由此可得, 电网电压跌落、瞬时投入Crowbar、转子侧逆变器退出运行状态下所对应的DFIG等效电路如图2所示。

设电压跌落深度为A, 由图2可知, 电压跌落过程相当于在定子侧突然串入反向电压Δus=-Aus;投入Crowbar的过程相当于在转子侧突然串入反向电压Δur=-ur和电阻Rcb。根据叠加定理, 上述过程可以看成3个状态的叠加, 其等效电路如图3所示。图3 (a) 为在稳态分量us和ur共同作用下电路处于稳态时, 在转子侧串入电阻Rcb引起的过渡过程;图3 (b) 为只考虑定子侧故障分量Δus作用时, 电路的零状态响应过程;图3 (c) 为只考虑转子侧故障分量Δur作用时, 电路的零状态响应过程。

1.3 DFIG故障暂态过程分析

为了更好地实现LVRT, 有必要研究电压跌落中的转子暂态特性, 本文以转子电流为研究对象, 推导其时域解析表达式。

1.3.1 稳态电压作用下串入Rcb的过渡过程

设电压跌落前, DFIG在恒定电网电压条件下以转速ω稳定运行, 因此, 在转子参考坐标系下的电压、电流以及磁链均为与转差率s=1-ω对应频率的正弦量。若以故障瞬间为时间起点, 则机端电压为:

式中:Um为相电压峰值;γ0为故障瞬间电压初始相位角。

故障前DFIG处于稳定运行状态, 其等效电路如图1所示, 转子励磁电压为 (具体推导过程详见附录A) :

式中:P和Q分别为定子侧的有功功率和无功功率。

当在转子侧突然串入电阻Rcb, 如图3 (a) 所示, 电路将过渡到新的稳态, 此过程中转子电流为 (具体推导过程详见附录B) :

式中:Lr′为转子暂态电感;τr′为转子暂态时间常数。

1.3.2 定子侧电压故障分量作用下的零状态响应

根据图3 (b) 所示电路, 定子侧电压故障分量Δus=-AUs0ejst, 转子侧经Crowbar短接, 整个电路处于零初始状态。此状态下, DFIG的数学方程为:

式中:is″和ir″分别为定子侧电压故障分量作用下零状态响应过程中的定子和转子增量电流。

运用Laplace变换方法, 求得定子侧电压故障分量引起的转子增量电流为 (具体推导过程详见附录C) :

式中:τs′为定子暂态时间常数。

1.3.3 转子侧电压故障分量作用下的零状态响应

根据图3 (c) , 定子侧所有电源置零, 转子侧电压故障分量Δur=-Ur0ejst单独作用, 整个电路处于零初始状态。此状态下, DFIG的数学方程为:

式中:is′′′和ir′′′分别为转子侧电压故障分量作用下零状态响应过程中定子和转子增量电流。

运用Laplace变换方法, 求得转子侧电压故障分量引起的转子增量电流为 (具体推导过程详见附录D) :

1.3.4 电压跌落后转子电流

根据叠加原理, 转子暂态电流为式 (4) 、式 (8) 和式 (13) 的叠加, 其表达式为:

由式 (16) 可知, 转子暂态电流为3种频率分量之和:第1项为转差频率分量, 对应于电压跌落后闭锁转子侧逆变器、投入Crowbar及转子电流的稳态分量;第2项为转子转速频率分量, 按时间常数τs′衰减, 对应于定子磁链中的衰减直流分量在转子绕组中的耦合作用;第3项为衰减直流分量, 按时间常数τr′衰减, 对应于转子磁链中的衰减直流分量在转子绕组中的作用。

2 Crowbar阻值整定

为有效保护转子侧逆变器, Crowbar电阻的取值十分关键。阻值过小, 无法起到限流作用;阻值过大, 有可能引起转子侧过电压, 损毁逆变器。此外, Crowbar阻值整定应按最严重的情况考虑, 即DFIG机端发生三相短路, 此时电压跌落深度A=1, 由Ir (s) ′, Ir (s) ″和Ir (s) ″′的表达式不难验证:

因而, 转子电流简化为:

式 (18) 中第1项为以转子转速旋转的空间矢量, 第2项为位置固定的空间矢量, 当两矢量重合时, 其矢量和幅值最大。因此, 转子电流峰值约在t=T/2左右达到, 其值为:

整理得:

将τs′=Ls′/Rs和τr′=Lr′/ (Rr+Rcb) 代入式 (20) , 则

所以, 转子电压峰值为:

由式 (22) 可知, 转子电压峰值与Crowbar的阻值Rcb之间为非线性关系。在实际应用中, 可应用作图法来整定Crowbar阻值。具体步骤如下。

步骤1:根据式 (22) , 作出|ur|max随Rcb变化的关系曲线。

步骤2:由于转子电压峰值不能超过电压限值Urlim, 引入安全裕度系数λ=0.9~0.95, 得

并依此作直线。

步骤3:找到两曲线交点, 则该点横坐标即为合适的Crowbar阻值Rcb。

3 DFIG的LVRT方案

3.1 电压跌落期间的功率控制

当电压跌落引起转子过流时, 投入Crowbar能限制转子电流、保护转子侧逆变器;另一方面, Crowbar的投入使DFIG失去控制, 电机处于异步运行状态, 需从电网吸收无功功率, 容易导致电网电压进一步下降。针对该问题的解决办法是:待转子侧电流衰减到一定程度后切除Crowbar, 使转子侧逆变器重新恢复运行, 而在电压跌落的整个过程中可采用故障控制模式, 即通过调整有功和无功参考值, 使DFIG尽可能地多发无功功率, 支撑电网电压。据此, 本文提出了一种有功和无功参考值自适应调整的控制方案, 具体为:

从式 (24) 可以看出, 有功和无功参考值能够根据电压跌落深度进行自动调整。

3.2 LVRT控制方案

Crowbar的投切控制策略是实现LVRT的关键:Crowbar切除过快, 转子暂态电流还未来得及衰减;切除过慢, DFIG需从电网中吸收大量无功功率[14,15]。因此, 需合理整定Crowbar投切操作的动作值和返回值。

当发生电压跌落时, 转子电流上升很快, 为避免因电网扰动引起Crowbar误动作, 同时考虑到逆变器的短时过流能力, 其动作值可取为Irth=2.0 (标幺值) , 瞬时投入Crowbar;当Crowbar投入后, 为尽快恢复转子励磁, Crowbar的返回值可以取为Irre=1.8~1.9 (标幺值) , 当满足返回条件“持续20 ms”时, 切除Crowbar, 以避免因暂态电流波动引起的Crowbar频繁投切, 对应的LVRT控制方案如图4所示。图4中:Us和Usth分别为机端电压及其门槛值。

4 实验仿真

4.1 Crowbar阻值整定

本文选取1.5 MW双馈风力发电机作为测试算例, 电机的基本参数详见附录E。Crowbar阻值按最严重的机端三相短路故障整定。依据式 (22) 和式 (23) , 利用作图法求得Rcb=0.04, 如图5所示。

为验证本文方法的合理性, 引入文献[11]的方法进行对比, 其整定结果为Rcb=0.05。在机端发生三相短路时, 不同Crowbar下转子电压随时间变化曲线如图6所示。由图6可知, 本文提出的Crowbar阻值整定方法具有较高精度, 由于考虑了安全裕度, 因此, 在严重电压跌落时转子电压不会越限, 能最大限度地保证转子侧逆变器的安全。

4.2 LVRT方案仿真

假设故障条件为:电压跌落深度A=50%, 故障前电机转速ω=1.05, 机端输出的有功功率P=-1.0, 无功功率Q=0。故障在t=0.1s发生, 在t=0.5s切除。图7分别给出了传统LVRT方案的仿真结果和本文LVRT方案的仿真结果。图中阴影区域代表Crowbar投入运行。2种LVRT方案都能有效地保护转子侧逆变器。不同的是, 在传统方案中, Crowbar在电压跌落期间始终短接转子绕组, 在电压恢复后一段时间内切除;而在本文方案中, Crowbar只在电压突变后很短时间内将转子绕组短接, 其余时间转子侧逆变器投入运行。

从仿真结果来看, 传统方案中DFIG在电压跌落期间始终处于异步运行状态, 需消耗无功功率;而本文方案中Crowbar只在电压突变后很短时间内短接转子绕组, 其余大部分时间DFIG都处于受控状态, 尤其在Crowbar切除后的低电压期间, 还能使DFIG发出一定量的无功功率, 对电网电压有支撑作用, 有利于系统稳定。

5 结语

本文利用叠加原理推导了DFIG转子暂态电流的时域表达式, 精度较高;提出了运用作图法对Crowbar阻值进行整定的新方案。为较好地实现LVRT, 提出了一种低电压期间的有功和无功自适应控制策略和LVRT控制方案, 有利于电网电压的恢复。

摘要：提出了一种新的转子暂态电流计算方法, 将电网故障后电机的电磁暂态过程处理为不同状态的叠加, 综合考虑了定子侧电压故障分量、转子侧电压故障分量以及Crowbar电路投入引起的暂态冲击作用。在此基础上, 推导了转子电压峰值与Crowbar电路阻值间的函数关系, 利用作图法给出了Crowbar电阻取值的实用整定原则。针对Crowbar电路切除后低电压期间的电机控制, 提出了一种根据电压跌落深度调整有功和无功参考值的自适应控制策略及相应的低电压穿越方案, 使双馈风力发电机在电压跌落期间能给予系统一定的无功支撑。最后, 以1.5MW双馈风力发电机为例进行仿真验证, 结果表明所述方法正确有效。

暂态电压控制 篇8

1.1 VFTO的产生

在GIS断路器的作用是用于合闸即正常的合闸以及自动重合闸。在合闸空载线路时, 就会产生VFTO中, 由于在重合闸以前线路上已经存在残余电荷, 因此重合闸的VFTO是合闸过电压中较严重的情况。过电压的倍数会受到残余电荷的影响。在隔离开关进行操作时所产生的VFTO以及其在GIS母线上往返折射和反射所形成的VFTO具有幅值高和上升对间极短的特点。一般情况下, 其幅值为1.5-2.0pu。最高则可以达到2.5pu;上升时间为2-20ns;基本振荡频率在5-10MHz之间, 但其高频分量则可以达到100MHz。这种形式的过电压是VFTO最为主要的形式同时造成的危害也最大。

1.2 VFTO的分类

VFTO按照传播路径可以分为内部暂态和外部暂态两种类型。其中内部暂态是在GIS内部传播.于GIS内部所形成的暂态过程, 其过电压作用于GIS的壳体和内部导体之间, 对GIS内部绝缘造成极大威胁, 主要包括断路器操作时所引起的瞬态恢复过电压隔离开关操作产生的快速暂态过电压, 外部暂态是在GIS外部传播和辐射, 由GIS内部暂态过电压波传递到GIS外部所引起的, 主要包括了对于GIS外一次设备造成威胁的暂态过电压、使得GIS壳体电位升高的, 外壳暂态过电压以及对敏感的二次设备造成损害的向外辐射的电磁波等。

在超高压网架方面, 高压电缆长度、断路器断口的均压电容、SF6母线的长度及奇波阻抗、套管等效电容变压器入口电容等都会对VFTO的特性造成影响。其中, 高压电缆长度对于GIS外部暂态VFTO的幅值影响最大其衰减过程在长电缆线路中会得到加速, 陡度也会受到限制, 传递到主变处的振荡频谱也会随之降低。相比之下, VFTO幅值收到套管等效电容的影响则不大。在电容值增大的过程中VFTO的幅值变化不大只是略有上升。而在高压电缆长度以及母线残余电荷等不变的条件下, 主变端部的VFTOTO幅值会随着电压等级的提高以及主变端口等效电容的增大而略有下降, 但GIS内部其他节点的过电压幅值则基本不受影响。

1.3 VFTO的产生机理

1) GIS中的绝缘介质SF6气体的电子雪崩临界值是空气的3.7倍, 为89×104k V/ (m.MPa) 。当电压上升的速率大于或等于SF6气体的电子雪崩临界值时就会出现预击穿或者重击穿, 一般GIS中的SF6气体的压力在0.3-0.4MPa之间, 因此其绝缘恢复强度要比常压下空气高出几十倍, 而且有很高的幅值。

2) 在稍不均匀的电场下工作是GIS中所有电器元件的前提, 在这个不均匀电场中形成的冲击波, 其上升时间Tr可以用式 (1) 表示。其中, Kt=50k Vns/cm, 为Toepkler火花常数;△u是击穿之前的电压 (k V) ;s为火花长度 (cm) 。

2 快速暂态过电压的危害

实践证明, 超高压及特高压GIS的隔离开关或断路器操作所引起的VFTO将会造成GIS内部的击穿和外接设备的事故严重时会对电力系统造成极大的损失。

2.1 VFTO带来的壳体暂态电位 (TEV) 和暂态地电位升高 (TGPR)

国外曾有调查表明, 有半数以上的超高压GIS发生过TGPR引起的事故。虽然TGPR衰减的速度很快, 但在不进行限制的情况下仍然会产生火花放电, 严重时甚至会把GIS的外壳击穿进而威胁到运行人员的人身安全。此外, TEV和TGPR还会对那些与GIS相连的保护、控制以及信号等二次回路造成干扰损坏。

2.2

VFTO对二次回路的影响一般是通过两种途径, 其一是经过电流和电压互感器内部的杂散电容传入到与其相连的二次电缆, 进而影响到一次回路内的设备;其二是经过接地网从而进入到二次电缆的屏蔽层, 进而影响到电缆芯线。由此可见, VFTO会使得GIS的二次电缆处于严重的电磁干扰环境中, 极易对GIS的控制与保护设备的正常运行造成影响。而随着微机化、数字化以及智能化设备在二次回路中的应用, 其受到电磁于扰影响的概率大为提高, 出现事故的可能性也大大增加了。

2.3

变压器受到VFTO的影响是最大的, 在VFTO以行波方式经过母线传播到套管时, 其中一部分将耦台到架空进线上并沿线继续传播, 从而对外接设备的绝缘造成威胁。VFTO陡波的波头将会造成变压器绕组上的极不均匀的匝间电压分布, 有根大的危害。其所含的谐波会引起谐振从而产生很高幅值的高频谐振过电压, 对匝间以及铁芯与绕组的绝缘造成破坏。例如我国某核电站的超高压500k VGIS曾两次发生VFTO造成主变压器线饼烧损和绝缘损坏的严重事故, 危害极大。

3 VFTO的防治

对于超高压以及特高压GIS中的快速暂态过电压主要的防治技术有:

3.1 采用快速动作的隔离开关

从上文分析的VFTO产生机理可以看出, 缩短隔离开关的切合时间能够有效地减小重击穿的次数、缩短燃弧时间, 从而降低VFTO出现的几率。此外, 还能使最高过电压的倍数在一定程度上得到降低。

3.2 并联合闸电阻

目前抑制操作过电压比较有敢的办法就是在隔离开关断口上并联合闸电阻 (约几百欧) 。通过并联电阻的阻尼作用可以使行波幅值降低、上升时间减缓。此外, 并联电阻还可以对电磁振荡的能量进行消耗。以超高压500k VGIS为例, 在隔离开关并联200欧姆的合闸电阻能够将过电压的幅值降低至1.5以下;当井联1000欧姆闸电阻时, 幅值降低到1.25左石。

3.3 改变运行的操作流程以及简化系统接线

通过改变运行的操作流程以及简化系统接线也能够对VFTO有一定的抑制效果。因此可以考虑在超高压及特高压GIS的设计和运行过程中有改变操作流程和简化系统接线的相应措施。

3.4 采用氧化锌避雷器来进行保护

也可以通过采用无间隙氧化锌避雷器来对VFTO陡波电压进行限制但需要注意的是, 单个避雷器的保护范围是有限的, 因此需要通过计算以及仿真分析来确定避雷器的安装个数以及安装地点, 以保护整个GIS设备。

3.5 适当增加触头间的不对称度

适当增加触头间的不对称度可以有效降低残余电荷, 残余电荷的降低方面可减少绝缘体表面所分布的不均匀自由导电粒子对绝缘强度的减弱;另一方面可减少重燃过程从而降低过电压幅值。

3.6 其他防治方法

l) 有研究表明, 接地开关动作可以有效将VFTO的峰值限制在20pu左右, 因此采用接地开关泄放残余电荷也是防治VFTO的措施之一。

2) 采用在GIS装设电抗器的方式来防治VFTO。

3) 为减小VFTO对二次设备的损害, 可以采用屏蔽措施, 或者在二次设备的入口处加装高频滤波器。

4 结论

超高压及特高压GIS中的VFTO对于GIS设备的母线支撑件、套管以及相连的二次回路, 特别是主变压器都能造成极大危害, 会引起内部的击穿事故或外接设备的损坏。而目前针对VFTO的防治措施主要有采用快速动作的隔离开关、并联合闸电阻、改变运行的操作流程、简化系统接线以及加装氧化锌避雷器等。这些防治措施能够有效减缓VFTO波头的上升速度, 降低VFTO出现的概率, 从而达到抑制VFTO的效果。

摘要：本文首先从VFTO产生及其产生机理等两个方面介绍了超高压GIS中的快速暂态过电压, 随后对快速暂态过电压的危害进行了归纳与总结。进而提出了VFTO抑制措施, 对于超高压GIS中的快速暂态过电压抑制有很好的指导意义。

关键词：超高压,GIS,快速暂态过电压,抑制

参考文献