交流电压范文（精选9篇）
交流电压 第1篇
关键词：电压源型换流器,多端直流,电压裕度控制,电压降控制,多端直流/交流潮流
0 引言
基于电压源型换流器的高压直流(VSC-HVDC)输电技术近年得到了广泛关注和研究,与传统的基于电流源型换流器(CSC)的直流输电相比,其有功和无功功率可独立控制,不存在换相失败问题[1],潮流翻转控制灵活,在多端直流(MTDC)输电中易于扩展,对交流电网系统强度要求较低,尤其适合向偏远地区供电以及消纳孤岛风电或海上风电[2,3]。1997年建成并运行的赫尔斯扬工程是世界首个VSC-HVDC输电工程,此外,瑞典的哥特兰工程、美国的Cross Sound Cable直流工程、挪威的Troll A工程等相继投运。国外在建的多端柔性直流工程有美国的Super Station、瑞典—挪威的South-West Southern工程等[4]。国内南汇柔性直流示范工程、南澳风电四端柔性直流输电工程、舟山五端柔性直流输电工程已投运[1,5]。目前投运的VSC-HVDC输电工程多为点对点连接,而基于VSC的MTDC(简称VSC-MTDC)输电工程还为数不多。
由于基于CSC的直流输电技术较为成熟,以往对MTDC输电潮流计算方法的研究中对基于CSC的潮流求解方法的研究较多,对VSC-MTDC输电的潮流方法的研究在国内外也有不少报道。 对VSC-MTDC输电的潮流方法中常将直流注入到交流系统公共连接点(PCC)的功率作恒功率处理,从而简化MTDC潮流求解方法[6]。文献[7]建立了基于VSC的换流器损耗简易模型和二次型模型,文献[8-9]提出了考虑换流器损耗的MTDC输电潮流求解方法,但没有考虑换流器容量限制。文献[10]提出了考虑交流滤波器和换流器容量限制的MTDC输电潮流求解方法。
交直流潮流求解中通常采用统一迭代法或者顺序或交替迭代法[7,11,12],统一迭代法收敛快,迭代次数少,顺序或交替迭代法将交流电网潮流和直流电网潮流分别迭代求解,易于扩展[13,14,15,16]。针对统一迭代法和交替迭代法的不足,文献[17]利用双向迭代法改善了潮流收敛问题。
本文对基于VSC的多端直流/交流系统潮流求解考虑了电压控制的影响,提出了一种考虑换流器损耗、换流器容量限制以及交流滤波器的多端直流/交流系统通用潮流计算方法。
1 VSC-HVDC的电压控制特性
VSC的电压降控制特性如图1所示,为了VSC的控制灵活性,可预留一定的电压死区。当换流器功率达到功率极限或在电压死区控制范围时换流器切换为定功率控制模式。
以带电压死区控制的电压控制特性为例,其电压/功率的关系为:
式中:P*和V*分别为直流给定功率和电压;VH和VL分别为死区电压的上下限;kH和kL分别为电压功率线性上段区间和下段区间的控制斜率;K为控制区间段。
其中,控制斜率表达式为:
式中:ΔPdc和 ΔVdc分别为直流换流变压器的功率和电压微变量。
P*和V*的选取需根据实际柔性直流系统工程的站级控制参数和控制策略,由此形成控制方程并决定潮流方法。直流电压水平根据实际电网的设计决定,功率水平根据交流系统和负荷水平决定。MTDC输电的控制策略如式(1)所示,调度系统可根据各换流器容量和系统负荷水平等因素确定电压水平和功率分配,使得直流电网潮流分布达到平衡。
VSC直流控制特性可表示为:
式中:Pζ为直流功率给定值;kζ为VSC直流控制灵敏度系数,在直流系统潮流迭代计算中,kζ根据运行场景可调整为电压功率线性控制上段kH、下段kL以及正常段kv。
电压裕度控制为电压降控制的一种特殊方式,当1/kH以及1/kL均为0时,即为电压裕度控制特性。控制区间K为2和4段时,控制器为定电压控制方式。对于无死区的电压降控制特性,式(1)也同样适用描述其特性,此时V1和V2相等。
电压控制特性中控制斜率反映了电压调节功率的能力[18],当其较大时,意味着电压调节功率能力强。当1/k为0时,换流器为恒电压模式,此时对直流电网的电压支撑能力也最强。因此,对控制优先级较高的换流器可采用较大的控制斜率,设置不同的控制斜率可有效协调各个换流器间的电压控制能力。
2 多端直流/交流系统潮流模型
2.1 直流系统潮流模型
直流电网的注入功率为:
式中:Ydc,ik为直流电网的导纳矩阵元素;ndc为VSC个数。
直流电网的功率平衡方程为:
式中:f(Vdc,V*,P*)为VSC的电压控制函数;Idc为直流电流。
直流电网潮流平衡方程的雅可比矩阵的元素为:
对于电压降控制方式,当控制段K为线性控制区间(2,4)时,则雅可比矩阵的元素为:
当控制段K为2和4时,ki分别为ki,H和ki,L,当控制段K为1,3,5时,为0。
直流方程中雅可比矩阵可由式(7)和式(8)计算,潮流计算中若换流器控制区段越限,则需要更新换流器的电压控制区段后更新雅可比矩阵重新计算潮流。
2.2 基于VSC的多端直流/交流系统模型
VSC-HVDC输电通过换流站与交流系统进行功率交换,如图2所示。
换流器在PCC处注入交流系统的电流为:
式中:Pdc,pcc和Qdc,pcc分别为换流器注入PCC处的有功和无功功率;(·)*表示取共轭。
Pdc,pcc由换流器的电压控制特性和换流站损耗确定。若换流器为PQ节点类型,则Qdc,pcc为已知量;若换流器为PV节点类型,该节点接入的直流系统相当于虚拟发电机,Qdc,pcc可由下式计算:
式中:Qac,pcc为PCC处注入无功功率;QD,pcc为负荷无功功率;QG,pcc为发电机注入无功功率。
若PV类型换流器无功功率越限,则需将其转换为PQ类型。
交流滤波器侧的节点电压为:
式中:VF为交流滤波器接入点电压;ZT为换流变压器阻抗;Idc,pcc为直流注入PCC处的电流;Vpcc为PCC处电压。
则可得到直流系统换流器侧电流为:
式中:BF为交流滤波器导纳。
换流站损耗主要包括换流变压器损耗、换流电抗损耗和换流器损耗:
式中:Ploss,T为换流变压器损耗;Ploss,L为换流电抗损耗;Ploss,conv为换流器损耗。
其中,换流变压器损耗为:
式中:rTi为换流变压器i电阻。
换流电抗损耗为:
式中:rLi为换流电抗i的电阻。
换流器损耗的模型主要有简单模型和二次型模型[7],分别如式(17)和式(18)所示,本文采用二次型换流器损耗模型。
式中:βconvi为换流器i的损耗常数;ra为换流器空载损耗;rb和rc分别为换流器的线性损耗因子和二次损耗因子。
直流系统注入交流系统的功率为:
多端直流/交流系统的功率平衡方程为:
式中:PD,QD,PG,QG分别为负荷和发电机有功和无功功率,交流侧注入功率可由附录A式(A1)计算;前两式为交流侧的功率平衡等式,在PCC处计入直流注入功率的影响;第三式为直流电网的功率平衡等式,可由式(1)和式(5)计算。
直流潮流求解中的雅可比矩阵中的元素可由式(7)和式(8)计算。
2.3 换流器容量限制
VSC容量将受到直流接入点输出电压Vc的影响,换流器容量需要满足下面的条件[19]:
式中:Pc和Qc分别为直流输出有功和无功功率;Vc和Ic分别为直流接入点电压和电流;Xc为交流滤波器的电抗。
本文电流上限设为1.05(标幺值),电压上限和下限分别设为0.85(标幺值)和1.20(标幺值)。
VSC控制方式主要有定直流电压定交流无功控制、定直流电压定交流电压控制、定交流有功定交流无功控制、定交流有功定交流电压控制方式[18]。当采用定直流电压定交流无功控制或定直流电压定交流电压控制时,可通过Pdc=f(Vdc,V*,P*)计算出直流的功率分布,然后间接得到直流系统接入点的注入有功功率进行潮流迭代计算。因此,容量越限后可降低有功或无功功率进行调节。
2.4 多端直流/交流潮流求解收敛性的改善
潮流计算收敛性影响因素主要有潮流算法和潮流迭代中VSC切换控制策略问题。
1)潮流算法的改进
交直流潮流求解中交替迭代法的收敛性问题可通过双向迭代法、改进交替迭代法等方法进行改善,本文采用改进交替迭代法以增强潮流求解的鲁棒性。
交直流潮流计算中对耦合变量作为常数迭代计算可能导致不收敛,为此,可对交流部分潮流中的雅可比矩阵中的和进行修正。基于式(12)—式(19)可推导得出:
式中:XT为换流变压器电抗;XL为平波电抗器电抗。
采用修正后的雅可比矩阵可有效减小交替迭代次数,并有效改善交直流潮流计算中的收敛性问题。
2)VSC切换控制策略
由于VSC具有电压调节控制特性,为防止潮流迭代中控制特性反复切换的问题,VSC的切换控制策略如下。
步骤1:潮流初始化中,将Vdc初始值设为给定值V*,带死区的VSC控制器灵敏度系数kζ初始值设置为3。
步骤2:根据控制区间计算直流控制特性方程,然后对直流系统潮流进行计算,得到Vdc,并根据式(3)计算Pdc。
步骤3:根据Pdc和Vdc判断控制特性是否在设定的控制区间kζ内,若是,则迭代结束;反之,则找出不在设定控制区间的m个直流端,将灵敏度最高的直流端一次调节一个控制区间段,其他直流端控制区间保持不变,转入步骤2继续潮流迭代计算。
为防止第i个VSC控制区间在多次潮流迭代计算中来回切换,可设置切换次数为2,当出现来回切换问题时,可将控制区间固定,并根据灵敏度排序调整次高优先级的直流端控制区间重新迭代求解。
3 多端直流/交流系统潮流求解流程
基于VSC的多端直流/交流系统潮流采用牛顿迭代法顺序迭代求解,潮流求解流程如下。
步骤1:确定VSC的初始控制方式,可将直流控制电压和功率设置为P*和V*,此时控制区段K为3。
步骤2:判断直流换流器的控制区段,当VSC为电压线性控制区段(K为2或4)时,根据式(7)—式(9)更新直流方程组的雅可比矩阵,根据直流电网的功率偏差计算直流电压偏差。
步骤3:更新Vdc并判断换流器的电压控制区段,根据式(1)更新Pdc。
步骤4:若更新后的直流功率误差大于设定精度时,则转入步骤2继续迭代求解。否则,根据直流电压和功率分别检测换流器是否在合理的电压控制区段内,若超出本次迭代过程的电压控制区段时,按照换流器的控制优先级更新电压控制区段K,转入步骤2重新进行直流迭代计算。
步骤5:计算换流器损耗Ploss,conv、换流电抗损耗Ploss,L和换流变压器损耗Ploss,T,根据式(19)计算直流电网注入PCC处的有功功率Pdc,pcc。 根据式(22)、式(23)对交流部分雅可比矩阵进行修正和更新。
步骤6:根据交流电网的功率偏差迭代计算和更新交流侧节点电压Vac和θac,更新发电机和换流器无功功率,计算平衡节点的有功功率。
步骤7:判断交流电网功率偏差是否达到收敛精度,若没达到收敛精度则转步骤5继续迭代求解,否则,检测发电机或换流器是否发生无功功率越限,若发生越限,则将越限的节点类型修正为PQ节点类型,并转入步骤5重新迭代计算,若无越限发生,则潮流计算结束。
当运行状况改变后,直流系统潮流分布可根据其电压控制特性进行调节,该潮流计算方法能够更接近实际情况。
4 算例分析
4.1 基于IEEE 9节点系统的扩展系统算例
基于IEEE 9 节点系统的MTDC扩展系统如图3所示,直流电网消纳风电功率,换流器WF1和WF2初始时为整流侧,运行于定功率模式,VSC1,VSC2,VSC3 为逆变侧,VSC1 为电压裕度控制模式,VSC2和VSC3为电压降控制模式。
算例中所使用的控制参数和线路参数如表1所示,其中:换流器损耗参数ra=0.016 8,rb=0.005 5,rc=0.002 82;损耗电阻rT=rL=0.000 2(标幺值);控制参数P1= -1.0,P2=0.3,V*=1.05,Q*=0.5,均为标幺值;WF2风电注入功率为1.0(标幺值)。
直流电网外来电的变化会引起换流器电压控制区段的改变,图4为随WF1的变化各换流器的功率和电压变化情况。当WF1在逆变器模式下输出功率大于0.85(标幺值)时,此时VSC1和VSC2为整流器模式,VSC1的直流电压较低,其换流器的电压控制区间K为5,VSC1 的注入功率达到最大,VSC2和VSC3的电压控制区间K =4,处于电压功率线性控制区段内。随着WF1 的输出功率减小,VSC1,VSC2,VSC3 均进入逆变器模式,其直流电压逐渐升高,VSC1 进入定电压控制模式(K =4),VSC3进入定功率控制模式(K =3)。当WF1进入整流器模式后,随着其注入直流电网的功率增加,当功率在0.30~0.65(标幺值)范围时,VSC1 进入定功率控制模式,此时控制区段K =3,而VSC3从定功率控制模式转为电压功率线性控制模式,其控制区段K由3变为2。当WF1的注入功率大于0.65(标幺值)时,VSC1转入定电压控制模式,其控制区段K为2。由于VSC2的电压功率控制斜率较为平坦,而且控制区段K为3时的控制电压范围较窄,因此其主要工作在电压线性控制区间内。
MTDC系统在N -1 故障下的潮流(PWF1=PWF2=0.5(标幺值))如表2所示,分别给出了换流器故障、外接风电故障和线路故障的潮流情况。在基态时,VSC1,VSC2,VSC3均工作于逆变器模式。当VSC1故障后,则其原有的输入功率将会转移到VSC2和VSC3,故其直流电压会升高。当WF2故障后,由于外部注入到直流电网的功率减少,直流电网的电压将降低,此时VSC1VSC2,VSC3的电压控制区段均进入第4段。与一般线路故障相比,换流器故障对直流电网造成的影响较为严重。
4.2 基于IEEE 118节点系统的扩展系统算例
基于IEEE 118 节点系统的多端直流/交流扩展系统如图5所示,图中只表示出了IEEE 118节点系统的部分节点,该系统中共有5个VSC,其中WF换流器用以消纳外来电,VSC1 至VSC4 分别从IEEE 118节点系统的节点5,38,63,79接入。
本算例中VSC1 为电压裕度控制,VSC2,VSC3,VSC4为电压降控制,控制电压Vcon均为1.03(标幺值),VSC4给定功率P*为0.2(标幺值),WF1为定功率控制,其注入功率为1.0(标幺值),其他主要控制参数如表1 所示。扩展系统的潮流如表3所示。
考虑VSC的电压控制特性后的多端直流/交流潮流算法的迭代次数和时间如表4所示,直流系统潮流和交流系统潮流的迭代次数均较少。以基于IEEE 9节点系统的扩展系统为例,采用本文的改进交替迭代法,迭代次数由7次减小为5次,有效提高了潮流收敛速度。 因此,本文所提的考虑VSC-MTDC系统电压控制特性的交直流潮流算法具有快速和高效的特点。
5 结论
基于VSC的多端直流/交流系统潮流常见求解方法将直流电网注入交流电网的直流功率在换流器交流侧或PCC处以定功率的方式简化处理,本文研究了基于电压控制特性的多端直流/交流系统潮流求解方法。
1)建立了考虑VSC-MTDC系统电压控制特性下的潮流模型,模型中考虑了交流滤波器、换流器损耗和换流器容量限制的影响。
2)对换流器的电压控制特性建立了模型,对单一电压控制模式或混合电压控制模式下的多端直流电网潮流求解均具有适用性。本文基于VSC的多端直流/交流系统潮流算法通用性较强,算法扩展简易,而且算法求解速度快。
在直流电网注入功率改变或N -1故障后,本文的潮流方法可检测换流器的电压控制特性的变化并进行调整,更加符合实际电网的潮流控制特点,具有更好的合理性。
交流电压 第2篇
关键词：交流控制回路；感应电压；消除方法
由于电动机控制电缆越来越长，很容易造成控制线路中出现感应电压。一旦出现感应电压，电动机就会出现误动和拒动，甚至导致安全事故，造成经济损失和人身伤害。本文选取了某电厂电气调试过程中出现的电路隔离开关无法正常控制为例，对交流控制回路中感应电流产生的原因和严重影响进行了简要的分析，并提出了如何消除交流控制回路中感应电压的具体方法。
1 交流控制回路中产生感应电压的原因以及影响
某电厂对2×1000 MW 机组进行电气调试，在对6号机组线路隔离开关5061和5号机组线路隔离开关5051进行远方控制时发现，控制回路交流继电器无法进行复归，这样一来就无法对隔离开关的合闸和分闸进行有效地控制。该电厂对2次回路进行了检查，通过检查发现控制回路中有一根铜芯电缆属于共用状态，其总长度达到了600m，规格为4×2.5mm。该电厂同时对交流继电器线圈两端的感应电压进行了测量，测量结果为96伏。
由于两条平行电缆之间相互靠近，就会出现电容。如果线路的长度较短，那么电容值也相对较小。一般来说，两条较短的平行电缆相互靠近而产生的电容值是可以忽略不计的。但是如果电缆的长度很长，或者作为交流控制回路，那么其产生的电容值就相对较大[1]。由于新型的接触器和继电器具有较小的自身功率消耗、较高的线圈阻抗，在使用新型接触器和继电器时，交流控制很容易受到电缆芯线电容产生的感应电压的影响。在控制远方的交流继电
器或者中间继电器时，要通过继电器接点或者控制开关，例如按钮、转换开关等等，从而控制电气设备的运行。然而交流继电器和控制开关之间的距离越远，就需要越长的连接电缆进行连接。当线缆达到一定的程度时，电缆芯线之间就会产生一定的电容，进而产生感应电压，从而造成交流继电器和接触器不能复归，或者自行吸合[2]。
1.1 交流控制回路产生感应电压的原理
隔离开关的交流中控分和中控合是集控室的分闸控制触点和合闸控制触点，能够进行自动复归。具体情况见图1。
其中分闸控制交流继电器为KM2，合闸控制交流继电器为KM1，C2和C1既是分闸和合闸控制电缆线间的电容，又是KM2的常闭辅助触点。在正常的运转过程中，由隔离开关通过集控室来发出分闸或者合闸的指令，中控分或者中控合的触点就会闭合，从而联通整个控制回路。此时交流继电器KM2和KM1的线圈就会出现励磁后动作，完成隔离开关的分闸或者合闸。在完成分闸或者合闸之后，中控分或者中控合的触点就会自行返回，回路会在KM2或者KM1的控制下自动断开并复位[3]。
再例如在合闸和分闸回路中，容抗值远大于电缆的电阻和感抗值，因此可以忽略电缆的电阻和感抗值，具体情况见图2。
在图2中，分闸或者合闸控制电缆的线间电容用C来表示，继电器线圈的感抗和电抗分别用X1和R来表示，接触器线圈的两端电压和线间电容电压分别用U2和U1来表示。
1.2 交流控制回路受到感应电压的影响
以图1和图2为依据，可以发现电缆的线间电容与控制电缆的长度成正比，而随着电缆电容电压的不断增大，交流继电器KM2或KM1中流过的线圈电流也会随之增大。由于流过线圈的电流与继电器线圈两端的电压成正比关系，因此继电器线圈两端的电压也会增大。一旦继电器的返回电压小于继电器线圈的两端电压，就会使交流继电器KM2或者KM1难以返回，并一直保持动作的状态，而二者的辅助接触点的状态就是保持断开，隔离开关的合闸或者分闸控制回路就会一直处于断线状态[4]。当电缆进一步加长时，线间电容以及电压就会进一步加大，加大线圈两端的电压，直至造成继电器误动，产生误分、误合等问题。
2 消除交流控制回路中感应电压的具体方法
交流控制回路中产生的感应电压会对设备的正常运行造成严重的影响，例如某电厂的隔离开关中的继电器两端感应电压比交流继电器的返回电压大时，就会出现合闸之后的隔离开关难以正常复位的问题。可以采取以下一些措施来解决这一问题。
①为了使接触器线圈上两端的感应电压减小，可以在接触器的线圈两端进行并联电容。
②为了使接触器线圈上两端的感应电压减小，可以在接触器的线圈两端进行并联电阻。
③可以使用具有较高的释放电压限的接触器[5]。
④可以使用具有较小的阻抗的接触器。
⑤如果需要使用较长的交流控制电缆，可以考虑使用不同的芯电缆。
⑥如无必要，不要使用过长的控制电缆，对控制电缆的长度进行控制。
该电厂在处理交流控制回路中产生感应电压时采用了在接触器的线圈两端进行并联电阻的方法，并取得了良好的效果。通过并入电阻进行分流，控制回路的正常工作得到了有效的保障。值得注意的是，因为具有过大的电容电阻，如果使用的电阻过小，则无法有效的分流，也就无法对感应电压进行消除，还会造成电阻的烧毁。如果选用的电阻过大，又会使整个控制回路的功耗加大。因此在选择电阻时要充分的考虑实际情况和现场材料的情况。该电厂综合考虑的各方面的情况，选择了容量为50 W、阻值为 1 kΩ的电阻，将其并入分闸回路，并进了现场实验。实验证明，该方法具有价格低廉、操作便利、维护方便的优点，而且可以使交流控制回路中的感应电压消除，是一种行之有效的消除交流控制回路中感应电压的方法。
3 结语
本文结合实例，对交流控制回路中感应电压的产生原理进行了简要的分析，并分析了交流控制回路中产生感应电压的危害，以此为基础提出了相应的解决方案，并对其中的一种方案进行了实验。交流控制回路中产生感应电压会造成设备的损坏，甚至带来人身伤害问题，在生产的过程中绝不能掉以轻心，必须采取有效的措施进行解决。要综合各项实际因素，选择价格低廉、操作和维护方便的措施来消除交流控制回路中的感应电压。
参考文献：
[1]郑楠，郑彬，班连庚，等.750kV强耦合并行单回架设线路感应电压和电流研究[J].电网与清洁能源，2013（08）.
[2]杜建华，王长水.控制电缆分布电容对控制回路的影响分析及处理[J].自动化技术与应用，2010（09）.
交流电压 第3篇
用交流电压表测某信号时,其值并不总是信号的有效值[1,2],它的读数的含义与所测波形及所用交流电压表的检波方式都有关系[3,4,5,6,7,8]。交流电压表检波方式的确定在测量交流电压时非常关键,对于如何判断交流电压表的检波方式,文献[9]给出了一种利用非定度系数波形换算的判断方法,但该方法中非定度系数波形换算法的提法欠妥,因为定度系数这个概念对于理解交流电压表的原理很重要[3,4,5,6],故不可忽视。本文中的波形换算法由定度系数这个概念引出,并利用该波形换算法得出了一种判断交流电压表检波方式的新方法,经检验该方法比文献[9]提供的方法更为简单有效。
1 利用波形换算判断交流电压表检波方式的相关知识
1.1 交流电压表检波方式的分类
交流电压的测量方法很多,依据的原理也不同,但一般都是利用交流/直流转换电路将交流电压转换成直流电压,然后再接到直流电压表上进行测量。交流/直流(AC/DC)转换电路将交流电压转换成直流电压,可通过检波法得到。交流电压常见的三个表征量是峰值、平均值、有效值,那么交流电压应转换成代表该交流电压的峰值、平均值或有效值的直流电压。相应地,交流电压表的检波方式有峰值检波、平均值检波、有效值检波[3,4,5,6]。
1.2 波形换算
电压量值可以用峰值、平均值、有效值来表征,但基于功率的概念,国际上一直以有效值作为交流电压的表征量。对于电压表,除特殊情况外,几乎都是按正弦波的有效值来定度的。当用以正弦波的有效值定度的交流电压表测量电压时,如果被测电压是正弦波,电压表读数即其有效值,由波峰系数定义式KP=UP/U及波形系数定义式
式中:Ka为定度系数;UP为被测电压Ux的峰值。又由于电压表是以正弦波的有效值来定度的,所以对于正弦波,Ua即其有效值,故Ka根据下式可求得:
由式(1)知,只要电压表示值Ua相等,则峰值UP相等,因此可得任意波形电压的峰值:
再利用波峰系数定义式KP=UP/U得到任意波形电压的有效值:
最后,利用波形系数定义式
由式(3)～式(5)可知,对于任意波形电压,用单峰值电压表测量时,都可以由电压表示值Ua得到其峰值、有效值和平均值。对于正弦波,电压表示值Ua即为其有效值;对于非正弦波,电压表示值Ua无实际物理意义,须进行“波形换算”得到其有关的参数,那么式(3)～式(5)就是进行“波形换算”的理论依据。
可见,用单峰值检波的单峰值电压表测量不同波形的交流电压,电压表示值相等,则这些波形的峰值就相等,这个规律是“波形换算”的关键。同样,对于均值检波的均值电压表也有这样的规律,即用均值电压表测量不同波形的交流电压时,若它们的示值相等,则这些交流电压的均值也相等;对于有效值检波的有效值电压表也有这样的规律,即用有效值电压表测量不同波形的交流电压时,若它们的示值相等,则这些交流电压的有效值也相等。只要利用上面三条规律并结合各波形电压的波形、波峰系数就能对被测的非正弦波形电压进行“波形换算”。需要注意的是,由于有效值电压表的突出优点是:输出示值就是被测电压的有效值,而与被测电压的波形无关,故“波形换算”是对于用峰值或均值电压表测量非正弦电压时而言的,而对于用有效值电压表测量任意波形电压都无需进行波形换算。
2 利用波形换算判断交流电压表的检波方式
对于前面的规律,即当用峰值电压表测量任意波形电压时,若它们的示值相等,则其峰值也相等;当用均值电压表测量任意波形电压时,若它们的示值相等,则其平均值也相等;当用有效值电压表测量任意波形电压时,若它们的示值相等,则其有效值也相等。这是进行“波形换算”的根本,反过来,当用某检波方式的电压表测量不同的波形电压时,若它们的示值相等,当它们的峰值相等时,该电压表的检波方式应为峰值检波;当它们的平均值相等时,该电压表的检波方式应为平均值检波;当它们的有效值相等时,该电压表的检波方式应为有效值检波。在具体判断交流电压表的检波方式时,可取两种最常见,也较简单的波形信号,即正弦波信号和方波信号,分别接到所用电压表上,分别调节信号幅度,使电压表的示值相等,然后保持这两种信号不变。根据示值可求出正弦信号的有效值、平均值和峰值,而对于方波可通过示波器读出其峰值(正弦信号的峰值也可通过示波器读出),由于方波的波形系数和波峰系数均为1,故该方波的有效值、平均值都等于其峰值。这样,比较这两种信号的峰值、平均值、有效值,看两种信号的哪个表征量最接近(实际测量时误差不可避免),若两者的峰值相等,则可判断所用交流电压表的检波方式为峰值检波;若两者的平均值相等,则可判断所用交流电压表的检波方式为均值检波;若两者的有效值相等,则可判断所用交流电压表的检波方式为有效值检波。
3 实例实验
3.1 实验仪器
交流电压表1个,信号发生器1个,示波器1个。
3.2 操作步骤
操作步骤如下:
(1) 用信号发生器产生正弦信号,并将其接入电压表,调节该信号使电压表的示值为5.00 V。
(2) 用信号发生器产生方波,并将其接入电压表,调节该方波使电压表的示值也为5.00 V。
(3) 保持该方波不变,并接入示波器,读出其峰值为7.06 V。
3.3 实验结果分析
由步骤(1)知该正弦信号的有效值为5.00 V,峰值为
4 结 语
用不同检波方式的交流电压表测量非正弦交流电时,其示值无实际物理意义,并且需在确定该电压表检波方式的前提下,通过进行“波形换算”求得该交流电信号的峰值、有效值和平均值。文中总结了利用波形换算判断交流电压表检波方式的规律,并通过一个简单的实验给出了一种判断交流电压表所用检波方式的有效方法。
摘要：为了确定某一未知交流电压表的检波方式,根据交流电压表测量电压时的波形换算方法及其适用范围,提出了一种判断交流电压表检波方式的新方法:将正弦波信号和方波信号分别接到所用电压表上,调节信号幅度,使电压表的示值相等,保持这两种信号不变,根据示值得出两种信号的有效值、平均值和峰值并比较其大小。若两者峰值相等,则可判断检波方式为峰值检波;若两者平均值相等,则可判断为均值检波;若两者有效值相等,则可判断为有效值检波。通过实验实例证实了该方法简单可行,进而提供了一种判断交流电压表检波方式的有效方法。
关键词：波形换算,定度系数,交流电压表,检波方式
参考文献
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交流电压 第4篇
关键词：XLPE（交联聚乙烯）；电流现场；试验时间；交流耐压
中图分类号：TM247 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）14-0099-02
自20世纪80年代以来，我国对XLPE电缆直流耐压试验缺陷进行了研究，如果不能正确模拟世纪状况生成空间电荷，就会让水树枝直接变为电树枝，进而让交联聚乙烯电缆出现记忆效应，甚至存储在单极性电荷中。对于上述情况不仅不能正确检验出XPLE电缆缺陷，甚至还会出现XLPE电缆被击穿的现象。因此，从20世纪80年代后期开始，很多电力部门开始对交联聚乙烯电缆进行交流试验，20世纪90年代我国也开始这项研究工作。目前，我国很多电力部门已经禁止对交联聚乙烯电缆进行直流耐压试验。广义上的交流试验包括：振荡波、0.1 Hz的超低频VLF、交流耐压试验法等。由于设施限制，超低频VLF虽然在低压电缆中有应用，但是仍然不能完全应用到高压电缆中。振荡波法也由于等效作用影响，仍然处于研究过程，应用的比较少。
1 110 kV及以上交流耐压试验频率和电压选择
1.1 110 kV及以上交流耐压试验频率
在电力系统中，交流耐压频率作为相对独立的参数，和时间、电压的相关性比较小。在电流耐压试验频率中，虽然也有不同的观点，但是仍然集中在工频区域、较宽的频率范围和临近工频的区域。在理论上，工频区域的交流耐压试验最满足实际应用的电压分布，也最为合理，由于相关试验设备限制，科学合理的工频频率在电力系统试验现场仍然有很大困难。
针对上述情况，国内外学者也曾经大规模研究过用其他频率代替工频有效性，在不同的交流频率中，通过测量损坏程度一致，并且有绝缘缺陷的击穿电压样品，得出不同频率下找出绝缘缺陷的概率。经过大量科学数据以及实验结果表明，在很宽的频率区域内部，绝缘体内部介质的电压电流分布仍然相同，在典型的电缆缺陷击穿中，击穿电压也没有过多的差异。尤其是ISH 99伦敦会议中，相关论文得出了不同的波形和频率下的电压击穿试验结果。
根据上述试验结论，考虑到电力现场试验是工业试验的范畴，影响因素很多，所以不可能绝对的严格，因此在交流耐压试验中，一般选择频率较宽的范围。当整个工程实验频率大于300 Hz时，随着频率增大，串联试验变压器和谐振电抗器的损耗程度就会降低。由于被试验样品电容性质发热极化的问题突出，所以选用大于300 Gz的试验频率是不可取的。目前我国普遍使用的是：IEC60627、IEC60840與国际通用的GB50150-2006推荐的20～300 Hz的频率区域。
1.2 交流耐压电压试验选择
在110 kV及以上的交流耐压试验中，耐压时间和试验电压选择具有很大的关联性。通过正常绝缘电缆使用周期方法，利用二维韦伯进行试验时间、电压、概率三者击穿关系表示。在这过程中，F表示电缆击穿概率，E表示电场强度，t表示试验时间，a、b、c分别为绝缘材料、缺陷性质、电缆尺寸等相关常数，并且和r、E没有太大关联。具体的公式为：F（t，E）=1-exp（-ctaEb）。
从击穿公式中可以看出，如果击穿概率一定，E和t就以反比关系呈现，试验电压和E以正比关系呈现。相关研究表明：由于质量缺陷引入，通常会在1～2 a的运行电压中出现故障，因而在竣工后的现场交流电压中，为了能让试验时间满足击穿概率，让各个缺陷及时暴露，并且试验电压始终高于正在运行电压。在实际工作中，一般会习惯性选择KU0的额定电压，对于110 kV等级的K，一般选择1.7～2.0，对于220 kV或者以上的XLPE电缆，由于整个绝缘裕度逐渐降低，所以在质量控制中，和110 kV的XLPE电缆相比更加严格。所以就有了随着电压等级升高，K会随之减小的结论。
2 110 kV及以上的交流耐压试验时间探讨
缩短时间、提高电压作为考核电气设施绝缘能力的主要方法，一旦试验电压的绝缘能力确定后，施加电压的时间就会成为考核不同种类的电气设备绝缘水平最有效、最直接的参量。对于交联聚乙烯电缆，近年来国内外技术人员针对这种技术进行了研究，并且已经积累了很多工作经验，但是也存在很多问题，需要进一步考证研究。从20世纪80年代后期开始，CIGRE、IEC逐渐推出了XLPE电缆交流耐压试验标准。在早期试验中，试验时间被定为5 min，结果表明：5 min的试验时间得到的缺陷效果仍然不太明显，所以后来将标准延长到1 h。
我国电力部门在20世纪90年代后期也逐渐开始了XLPE电缆交流耐压试验检验，并且国内电力部门陆续制定了各自的试验标准。但是目前国内实行的标准在试验时间上仍然存在很多争论，绝大部分选择了1 h或者5 min，但是也有少数选择30 min。
根据原有的固体介质击穿理论，常见的固体介质击穿有：热、电、电化学击穿三种情况。由于三种击穿形式发展时间不同，所以电压作用、固体介质之间的关系和不同击穿生成的范围不尽相同。
根据电子击穿理论，传导电子通常由电场得到，通过晶格电离能量得到电子崩，当其发展到足够强大时，固体介质就会被击穿。在这过程中，电击穿的作用时间相对较短，并且电场均匀程度和击穿场强具有直接联系，热击穿一般由介质发热引起。当电场作用在固体介质时，介质就会出现损耗发热，进而介质温度升高，介质电阻具有温度系数的现象，由于温度升高，所以电阻值就会降小，在电流增大的同时，损耗增加。因此，同一时间的介质热量超过发热热量时，介质温度也会不断增加，进而出现介质碳化、分解，直到介质被击穿。电击穿比热击穿需要的时间段，电化学击穿在由树枝化、局部放电造成的局部缺陷，进而在介质劣化的过程中被击穿，所需的时间更长。
对于XLPE电缆安装、运输，引入的缺陷主要包括：接头制作工艺不好、接地不良、划伤绝缘、绝缘嵌入半导电以及绝缘吸潮等。在现场交流试验中，为了将缺陷在试验时间内展现，很多电力单位已经将经验技术集中在一个小时和5 min。在国内国际报道中，已经多次报道了XLPE电缆通过5 min交流耐压的试验，但是经常在搬运后就出现事故。
3 结 语
110 kV及以上电压等级XLPE电缆现场交流耐压试验作为一项长期统计和探索的问题，从目前的使用情况来看，60 min是比较合理的，不能再延长。
参考文献：
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汽车交流发电机及电压调节器的检测 第5篇
交流发电机作为汽车的重要电源, 与电压调节器相互配合, 在发电机正常工作时, 向除了起动机的所有用电设备供电, 并给蓄电池充电[1]。在汽车电器化时代下, 交流发电机和电压调节器的检测也受到了很高的重视。现本文就此展开论述。
2 汽车交流发电机的构成
2.1 转子
发电机转子的任务是产生磁场, 它由滑环、转子轴、爪极、磁轭、磁场绕组组成。转子轴上装着爪极, 滑环由两个彼此绝缘的铜环构成。当直流电通过两个滑环时, 电流就能通过励磁绕组, 产生轴向磁通, 两个爪极就分别磁化为N级和S级, 最终形成6对或者8对互相交错的磁极[2]。在转子转动的过程中, 就形成旋转的磁场。
2.2 定子
定子是发电机的电枢, 其工作是产生交流电。定子安装于转子外, 在转子在定子内部转动时, 定子绕组中磁通就会发生变化, 从而产生交变的感应电动势[3]。定子绕组采用星形接法来产生三相交流电, 以获得三相电动势。
2.3 整流器
发电机整流器的任务是将定子绕组的三相交流电转变为直流电。在铝制散热板上安装正极管, 和后端盖上的电枢接线柱连接, 作为发电机的正极端子;在另一块铝制散热板上安装负极管, 和后端盖上搭铁线柱连接, 作为负极端子。
2.4 端盖、皮带轮、风扇
端盖是将转子、定子和整流器与电刷组件固定起来的零件, 一般采用铝合金制造, 能够避免漏磁, 而且散热性能良好。端盖分为前后两个部分, 在后端盖上面安装有电刷组件。在发电机前端安装有皮带轮, 通过风扇皮带驱动发电机旋转。皮带轮后安装有叶片式风扇, 主要工作是强制通风散热。
3 交流发电机的电压调节器
因为发电机的转子是发动机通过皮带驱动来旋转的, 而且发动机与交流发电机的速比为1.7~3, 交流发电机转子的转速经常发生比较大的变化, 这样就会导致发电机的输出电压发生较大幅度的变化, 而满足不了汽车用电设备的工作要求。电压调节器的作用在于控制发电机的输出电压, 让其输出的电压保持恒定的状态, 来满足汽车用电器的要求。发电机电压调节器的工作原理是:在交流发电机转速提高时, 通过降低发电机的励磁电流If来减小磁通, 来使发电机输出电压UB保持恒定。
4 交流发电机的故障检测
发电机不发电的主要原因包括:整流二极管及窜短路或者断路;激磁绕组短路或者断路;三相定子绕组相间短路或者搭铁;转子滑环出现较为严重的氧化现象或者有污渍, 碳刷架损坏或者碳刷卡在刷架中。若发电机出现故障, 可以先在车上进行初步的检测, 再将发电机的不解体拆下进行进一步的检测。可以用万用表、直流电流表和直流电压表以及示波器等工具进行检测。
用万用表检测电压档, 将万用表调到30V, 用红表笔与发电机电枢接柱相接, 外壳接上黑表笔, 发动机保持中等速度以上, 12V的电气系统电压标准值应该保持14V左右, 而24V的电气系统则保持在28V左右。如果测测到的电压为蓄电池电压, 那么就说明发电机不不发电。
如果汽车仪表板上没有电流表, 那么可以采采用外接直流电流表来进行检测。拆下发电机机的电枢接柱导线, 在电枢上接上量程为20A左左右的直流电流表正极, 负极导线则与拆下的接接头相接。当发动机保持中等速度以上的运转而而没有其他的电气设备工作时, 电流表中会有33A~5A充电指示, 这时可以说明发电机处于正正常工作状态下。
如果没有万用表和直流电流表的情况下, 可可以采用汽车灯泡来进行检测。用合适长度的导导线与试灯两端进行焊接, 并用锷鱼夹接上两端端。拆下发电机的电枢接柱导线, 用试灯的一段段夹住发电机电枢的接柱, 另外一端则搭铁, 在在发动机保持中等速度的运转时, 如果试灯不亮亮则说明发电机不发电。
还有一种方法是, 在发电机启动之后, 将大大灯打开, 增加发动机的转速, 随着转速的增加大灯的亮度也会增强, 这就说明发电机处于正常工作状态下。
5 汽车电压调节器的检测
5.1 三个接线柱的电压调节器
对于三个接线柱的电压调节器可以采用下面的方式来进行测试。如图1。
当交流发电机的励磁绕组作为其中一端直接搭铁时, 试灯应该接在A和B之间;而当发电机的励磁绕组不直接搭铁, 试灯则接在B和C之间。可调直流稳压电源为0~50V/5A, 对12V的用电系统采用12V、2W的灯泡作为试灯;24V的用电系统则用24V、3W的灯泡。测试的方法是:第一, 以14V的电系调节器为例, 将开关K关闭, 将可调直流稳压电源输出电压调节到4~5V, 这时试灯应该发亮。并随着电压的增加亮度增大, 当输出电压增加到与调节器的电压值相接近时, 试灯应该熄灭。如果此时再增加电压, 试灯仍未亮, 则说明调节器无故障。
第二步, 将开关K关闭, 在增加输出电压时, 如果电源电压增加到4~5V试灯仍没有发亮, 继续增加到调节器调节电压值也没有发亮, 则表明调节器内部出现断路;如果在增加电压的过程中试灯的亮度也随之增加, 电压达到或者已经高于调节器调节电压值时, 试灯仍然发亮, 那么就说明调节器内部短路。
5.2 北京切诺基吉普车集成电路电压调节器
以北京切诺基吉普车发电机电压调节器为例, 该调节器为集成电路调节器, 采用下面的方法来进行检测, 如图2。
其中1代表调节器, 2代表插座, 3代表搭铁电刷, 4代表电刷弹簧, 5代表电刷, 6代表灯泡, 7代表蓄电池, 8代表P接柱, 9代表调节器“+”接线柱, 10代表正电刷。
当电压为12V时, 试灯应该发亮, 当增加到16~18V时, 此时试灯应该熄灭。如果试灯在电压变化前后均处于发亮或者不亮状态, 那么就表明调节器有故障。
5.3 CA141型汽车所配备的JFT106型电子调节器
对于CA141型汽车所配备的JFT106型电子调节器的检测方法如图3所示。
其中E1为12V蓄电池, E2为两节1.5V1号干电池串联, L为12V、2W的试灯。
将开关K拨向A, 这时试灯应该发亮, 而拨向B时, 试灯则应该熄灭, 如果未符合上述情况, 就证明调节器出现故障, 应及时更换。
5.4 五十铃汽车集成电路调节器
对于五十铃汽车集成电路调节器的检测, 按照图4的接线方法进行检测。图中的可调直流电源为0~30V、10A。
将开关K拨向1, 将可调直流稳压电源的电压逐渐加大, 正常情况下, 在电压逐渐升高的过程中, 试灯的亮度会随之增加。当电压增加到14.7±0.3V时, 试灯应该熄灭;将开关K拨向2, 在电源电压增加至14.7±0.3V时, 试灯也应该熄灭;将开关K拨向3, 将电源电压增加到17V左右, 试灯熄灭。如果试灯在电压变化过程中未符合上述三种情况, 那么就说明该调节器存在故障, 应进行检修。
6 交流发电机及电压调节器的维护要点
第一, 蓄电池的极性应该是负极搭铁, 如果接反的话, 就会对发电机或者调节器的电子元件造成损坏;第二, 在整流器与定子绕组相连接时, 不能用220V交流电源或者兆欧表来对发电机的绝缘情况进行检查;第三, 在发电机运转过程中, 禁止采用试火的方法对发电机进行检查, 不然会烧坏二极管;第四, 当发现交流发电机或者调节器出现故障要尽快检修, 禁止继续运转;第五, 蓄电池和发电机的连接要牢固, 如果突然断开, 就会对发电机或者调节器的电子元件产生过电压损坏[4]。
7 结语
汽车交流发电机是汽车最主要的电源, 它与电压调节器是互相配合的关系, 发电机的正常运行对汽车的供电起到了重要的作用, 因此要及时排除汽车交流发电机和电压调节器的故障, 以保证发电机正常工作。
摘要：在汽车电气系统中, 电压调节器在其中发挥着巨大的作用, 它的正常工作能够对汽车电气设备的正常使用和寿命延长起到保障。汽车的用电设备主要依靠的是发电机的供电, 当蓄电池存电量不足时, 发电机就成为了蓄电池的充电电源。因此, 汽车发电机在汽车用电设备中是十分重要的部件。
关键词：汽车交流发电机,电压调节器,检测
参考文献
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交流电压 第6篇
单相接地故障过电压是线路单相接地时在健全相上出现的瞬态过电压, 它是操作过电压的一种。对于500 k V系统, 操作过电压的限制水平较高, 达到2.0p.u., 一般不重视该种过电压;但是对于特高压系统, 操作过电压的限制水平降至1.6~1.7p.u., 限值下降, 但标准更高、更严, 可能会对特高压系统安全构成威胁, 因此研究接地故障过电压具有重要意义[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11], 应给予足够的重视。
在对单相接地故障过电压的计算分析中, 文献[12-14]主要考虑负荷、接地位置和补偿度等因素对该过电压的影响, 其中考虑负荷因素时通常以最大运行方式和最小运行方式下的负荷进行计算。但是实际上负荷对单相接地故障过电压影响并不大, 而对该过电压有重要影响的是系统等效电源阻抗特性, 尤其是零正序阻抗比, 其对该过电压的影响并不亚于接地位置和补偿度对该过电压的影响, 但在已有文献中均未考虑电源阻抗特性对该过电压的影响。若同时考虑电源阻抗特性、接地位置和补偿度等因素的变化对单相接地故障过电压的影响, 求取该过电压的最大值将是一个含有多维变量的计算过程, 其计算量非常大, 目前尚未有文献在综合考虑上述3个因素后对单相接地故障过电压进行研究。另外, 对于长距离特高压交流分段线路的高抗补偿容量的分配问题, 已有文献通常根据工频过电压的限制要求确定沿线高抗补偿容量分配[2,15], 忽略了沿线的操作过电压可能超过限制水平进而危及系统绝缘和设备安全的问题。因此, 对于沿线高抗容量的分配问题, 需从综合考虑工频过电压和操作过电压的角度进行研究。
本文借助PSCAD/EMTDC软件仿真, 在大量模拟仿真计算的基础上, 较为系统深入地研究了单相接地故障过电压。参考晋东南—南阳—荆门特高压单回示范线路参数, 以特高压交流双端电源输电线路为模型, 研究了单相接地故障过电压的几种主要影响因素, 并重点研究了系统等效电源阻抗特性对该过电压的影响问题, 在得出了系统电源阻抗特性对该过电压的影响规律的基础之上, 提出了综合考虑各影响因素后求取特高压线路单相接地故障过电压最大值的方法, 并将结论推广到一般的特高压输电线路。另外, 对不同长度线路的单相接地故障过电压的限制问题进行了探讨, 并从综合考虑工频过电压和操作过电压的角度对高抗补偿容量的最优分配进行了研究, 提出了沿线高抗补偿容量的最优分配方案。最后对单回、双回线路单相接地故障过电压进行了比较, 可为特高压输电工程实践提供参考。
1 模型构建
特高压交流系统双端电源输电模型如图1所示, 输电线路长600 km, 线路两端布置金属氧化物避雷器 (MOA) 和高抗。导线型号采用钢芯铝绞线8×LGJ-500/35, 分裂间距为400 mm, 塔形采用猫头塔[2,11]。
采用中国电科院提供的1 000 k V线路型MOA参数, 如表1所示。表中Iro、Irt分别为操作冲击电流和雷电冲击电流的幅值。
2 过电压影响因素分析
单相接地故障过电压是线路在发生单相接地故障 (故障相两侧断路器还未断开) 时, 在健全相上产生的瞬态过电压。虽然发生过程简单, 但影响因素较为复杂, 这里首先分析该过电压的基本影响因素, 以选择合适的仿真参数, 从而为下文寻找最严重过电压条件建立基础[2,12,13]。下文中过电压均为标幺值。
2.1 接地故障因素影响分析
单相接地故障过电压是由接地故障产生的, 接地故障因素主要包括接地位置和接地处的电阻值Rg, 下面分别就这些因素对过电压的影响程度进行分析。当接地故障因素发生变化时, 单相接地故障过电压计算结果如表2所示。
注:d为接地点与首端电源间的距离 (单位km) 。
由计算结果得出如下结论。
a.接地点相同时, 接地处电阻值Rg越小, 过电压幅值则越大, 这是因为接地电阻越小, 接地暂态过程越激烈, 过电压也就越高。从严考虑, 以下研究中接地处电阻采用0.1Ω。
b.接地电阻相同时, 不同接地点下的过电压幅值有差异, 这是由于在不同位置出现单相接地时, 从接地点向线路看进去的阻抗分布存在差异。因此, 在研究单相接地故障过电压时, 应考虑接地位置的变化对该过电压的影响。
2.2 输送功率影响分析
在出现接地故障之前, 线路处于运行状态, 因此, 线路上输送功率的大小对该过电压可能会产生影响。下面分析输送功率P对单相接地故障过电压的影响程度, 计算时保证不同功率下两端母线电压一致, 结果如表3所示。
注:d的单位为km。
由表3可知, 随着线路输送功率的变化, 相同接地点下线路的过电压改变较小, 其最大相差不超过0.02 p.u., 可忽略。鉴于此, 以下研究中采用输送功率为0的空载状态。
2.3 线路杆塔参数影响分析
分析不同导线型号以及杆塔参数对单相接地故障过电压的影响程度, 计算时保证模型其他条件一致, 结果见表4、5, 表中的过电压均为该条件下整条线路上不同位置发生接地故障时的最大过电压。
计算结果表明, 随着导线型号的变化, 单相接地故障过电压幅值变化很小, 最大相差不超过0.006p.u., 可忽略;当杆塔参数大幅度变化后, 过电压幅值改变也较小, 最大相差不超过0.04 p.u., 对计算结果不会产生本质影响。因此, 以下研究中导线型号采用LGJ-500/35, 线路杆塔采用特高压常用猫头塔型。
2.4 高抗补偿影响分析
分析不同高抗补偿度对单相故障接地故障过电压的影响程度, 计算时保证模型其他条件一致, 结果如表6所示。
计算结果表明, 高抗补偿对单相接地操作过电压有一定的抑制作用, 补偿度越高, 单相接地故障过电压越低。当补偿度小于30%时, 过电压随着补偿度的升高明显降低;当补偿度大于30%时, 增加补偿度对过电压的影响较小, 但是过电压仍有一定程度的降低。目前, 特高压线路高抗补偿度一般在80%~90%之间[2], 从严考虑, 以下研究中线路高抗补偿采用80%的高抗补偿度。
3 过电压极大时的电源阻抗分析
3.1 电源阻抗范围界定
电源阻抗对单相接地故障过电压影响较大, 因此必须界定特高压等效电源阻抗的范围。
目前, 我国特高压交流电网处于建设初期, 通过在2个超高压电网基础上架设特高压线路来进行点对点输电是其主要模式。文献[15]详细研究了该种情况下电源阻抗的等效问题, 在综合考虑了超高压电网的等效情况、特高压变压器后, 得出等效后特高压系统电源的正序阻抗X1变化范围为40~180Ω, 零正序阻抗比X0/X1变化范围为0.4~1.4[15]。
3.2 过电压极大值的电源阻抗寻找
针对图1所示模型, 在上文得出的电源阻抗范围内, 研究电源阻抗对单相接地故障过电压的影响情况, 寻找过电压最大时的电源阻抗特性, 得到求取单相接地故障过电压最大值的方法。
3.2.1 单相接地故障过电压与电源零正序阻抗比的关系
保持端电源E1阻抗不变, 只改变端电源E2的阻抗, 计算结果如表7所示。计算时在沿线等距设置20个接地点, 求取各个接地点故障时的沿线最大过电压值, 20个沿线最大过电压值中的最大值即为该种电源阻抗情形下的单相接地故障过电压值。
由表7可知, 电源阻抗的变化对单相接地故障过电压影响较大, 其中阻抗比X0/X1越大, 该过电压就越大。另外, 在保持端电源E2的阻抗不变、仅改变端电源E1的阻抗X1的情况下进行计算, 也得到了类似规律。因此, 可以认为, 当X0/X1达到最大值1.4时, 单相接地故障过电压达到最大, 原因如下。
单相接地故障过电压是线路产生接地故障后, 在单相接地工频过电压的基础上产生的, 其与单相接地工频过电压值密切相关。从工频过电压的研究结果可知, 发生单相接地时, 健全相电压的升高系数K与系统的X0/X1 (从接地点看进去整个系统的零正序阻抗比值) 有很大关系, 如式 (1) 所示, 而系统的比值X0/X1与电源阻抗又有密切联系。显然电源阻抗的X0/X1越大, 系统的X0/X1就越大, 故健全相电压的升高系数也越大, 如图2所示, 则在此基础上产生的单相接地时的操作过电压也就越大[2,18,19]。
3.2.2 单相接地故障过电压与电源正序阻抗的关系
在保持两端电源的阻抗比X0/X1=1.4的情况下, 分别改变两端电源E1、E2的正序阻抗X1E1、X1E2, 计算单相接地故障过电压, 结果如表8所示, 表中的过电压值均为该条件下整条线路上不同位置发生接地故障时的最大过电压值。
由表8可知, 随着电源正序阻抗从40Ω到180Ω逐渐增加, 单相接地故障过电压幅值均呈现先减后增的V型趋势, 因而在阻抗范围的边界处, 出现了过电压的极大值, 原因分析如下。
一方面, 单相接地故障过电压随系统的X0/X1比值的增加而增大, 如图2所示, 而系统的X0/X1与电源的X0/X1以及线路的X0/X1有关。用X0e表示电源零序阻抗, X1e表示电源正序阻抗, a表示电源零正序阻抗比, 用X0l表示输电线路零序阻抗, X1l表示输电线路正序阻抗, b表示输电线路零正序阻抗比, 且a<b, 则从故障点看进去整个系统的零正序阻抗比X0s/X1s为:
注:X1E1、X1E2单位为Ω。
由于特高压线路的零正序阻抗比b在2.6左右, 故保持电源零正序阻抗比不变的情况下, 由式 (2) 可知, 随着X0e、X1e的成比例增加, X0s/X1s反而减小, 由此过电压幅值减小。
另一方面, 从操作过电压角度分析, X1的存在相当于等价延长了线路长度, 而线路越长过电压就越大, 因此, X1越大单相接地故障过电压也就越大。在这2种因素的共同作用下, 当X1较小时, X0/X1起主导作用, 而X1较大时, X1的影响则较为突出。因此, 随着X1e的增加, 过电压幅值呈现了先减小后增大的V型趋势。
3.2.3 求取单相接地故障过电压最大值的方法总结
3.2.1与3.2.2节的结论是针对长度为600 km的线路得出的结果, 进一步计算表明, 当线路长度变化时, 电源阻抗特性对单相接地故障过电压的影响呈现相同的规律, 即电源阻抗的零正序阻抗比越大, 过电压越大;当电源阻抗的零正序比保持不变的情形下, 过电压随着电源正序阻抗的增加呈现V型变化趋势。因此, 对于一般的特高压线路, 单相接地故障过电压的最大幅值出现在两端电源的零正序阻抗比取最大值、正序阻抗取阻抗边界值时的情形。
电源E1、E2的正序阻抗X1E1、X1E2取特高压等效电源的正序阻抗X1的上、下限时, 有4种情况:。考虑接地因素影响, 求取一定长度特高压线路单相接地故障过电压最大值步骤如下。
a.参数选取:Rg=0.1Ω, 线路补偿度取80%, 输送功率取0;电源E1、E2的零正序阻抗比取最大值。
b.设沿线等间距分布n个单相接地点, 在上述第1种X1E1、X1E2取值情况下, 分别求出各接地点故障时的沿线最大过电压值, 从这n个最大过电压值中取最大者作为该电源阻抗取值情况下的单相接地故障过电压值, 记为U1max。
c.在上述第2—4种电源阻抗取值情况下, 重复步骤b, 求出U2max、U3max、U4max。
d.令Umax=max (U1max, U2max, U3max, U4max) , 则Umax即为所求一定长度的特高压线路单相接地故障过电压最大值。
3.2.4 本文的计算方法与常规计算方法的比较
目前已有文献在求取单相接地故障过电压时主要考虑负荷、接地位置和补偿度等因素对该过电压的影响, 综合2节以及3.2.1至3.2.3节可知, 负荷因素对单相接地故障过电压的影响不大, 而对其起重要影响作用的是系统等效电源阻抗特性、接地因素和补偿度等。
表9示出了线路长度发生变化时, 利用3.2.3节所示的计算步骤以及常规的计算方法得出最大单相接地操作过电压幅值。其中, 线路两端母线电压为1100 k V (偏严考虑) , 即线路两端各采用1组MOA和高抗补偿, 线路采用80%高抗补偿[2,3,4]。
由表9可知, 随着线路长度的逐渐增加, 单相接地故障过电压幅值明显上升;且由于充分考虑了电源阻抗特性对过电压的影响, 采用3.2.3节中的计算方法求出的过电压值要比常规的过电压计算方法求出的过电压值高0.1p.u.左右。
相比于常规的计算方法, 考虑电源阻抗特性的影响后, 由于两端电源阻抗特性取值的多样性, 计算量将非常大。但是按照3.2.3节中的计算方法, 只需选取4种运行方式即可计算出一定长度线路的单相接地故障过电压值, 大幅减少了求取过电压的计算量, 同时由于考虑了电源阻抗特性这一重要的影响因素, 使得过电压值较常规计算方法更加精确。
4 长线路单相接地故障过电压的限制
由表9可知, 采用3.2.3节中的方法, 当线路长度为500 km时, 过电压为1.633p.u., 满足限制要求;而线路长度为600 km时, 过电压则大于1.7 p.u., 超出了规程要求。因此, 鉴于所选条件的严苛性, 可以认为, 当线路长度不超过500 km时, 单相接地故障过电压能满足规程限制要求, 而超过600 km时, 则可能难以被控制在允许范围内。本节将对较长线路的单相接地故障过电压的控制进行具体分析。
对于较长的特高压线路, 限制其单相接地故障过电压通常依靠MOA和高抗补偿措施, 下面分别进行分析[20,21,22]。
4.1 MOA的限制
选取800 km的长线路, 线路两端布置80%的高抗补偿[2], 下面分析仅采用多组MOA的限制效果 (多组MOA平均分布于线路中) 。
4.1.1 偶数组MOA对过电压的限制
沿线分别布置2组、4组和6组MOA。布置2组MOA即线路两端分别自带1组MOA;布置4组MOA时, 另外2组MOA分别置于线路1/3和2/3处;布置6组MOA时, 另外4组MOA分别置于线路1/5、2/5、3/5和4/5处。当故障点的位置发生变化时, 沿线的过电压幅值如图3所示。
比较图3中3种情况下的过电压幅值可知:沿线最大过电压幅值与接地点的位置密切相关, 同时只有在设置MOA的地方, 该处接地过电压才得到一定的限制;由于线路中点处未装设MOA, 因此线路中间的接地过电压未能得到有效的限制, 当线路中间出现单相接地时, 其过电压幅值最大, 3种情况下均超过1.85p.u., 且差异不大。
4.1.2 奇数组MOA对过电压的限制
沿线分别布置3组、5组和7组MOA。布置2组MOA即线路两端分别自带1组MOA;布置3组MOA时, 另外1组MOA置于线路中间;布置5组MOA时, 另外3组MOA分别置于1/4、2/4和3/4处;布置7组MOA时, 另外5组MOA分别置于线路1/6、2/6、3/6、4/6和5/6处。当故障点的位置发生变化时, 沿线的过电压幅值见图4。
由图4知, 在沿线布置奇数组MOA时, 由于在线路中间加装了1组MOA, 过电压幅值得到了明显的限制。但在3组、5组和7组MOA限制下, 线路的过电压幅值分别达到了1.745p.u.、1.744p.u.、1.740p.u., 仍不满足限制要求。可见, 随着MOA组数的增加, 过电压幅值有所下降但不显著。
4.1.3 小结
综合图3、图4和4.1.2节可知, 只有在设置MOA的地方, 该处接地过电压才得到较好的限制, MOA只对其装设处附近 (大概80 km内) 出现接地过电压时具有一定的限制作用, 对更远处的接地过电压限制效果不明显。随着MOA数量增加, 过电压幅值减小得越来越缓慢, 当线路较长时, 布置更多的MOA不仅不能起到很好的限制效果, 反而会增加经济上的耗费。另外对比图4、图5可知, 针对长线路, 在线路中间加装MOA可显著降低该过电压幅值。
综上, 对于采取双端补偿方式的特高压长线路, 在线路中间布置1组MOA能够显著降低单相接地故障过电压, 但是仅采用MOA来限制单相接地故障过电压具有一定的局限性。
4.2 高抗布置方式的限制
高抗补偿对单相接地故障过电压有一定的抑制作用, 一般而言, 补偿度越高, 限制效果就越好。下面分析相同补偿度下高抗的布置方式对该过电压的限制效果。
选取800 km的长线路, 线路两端分别布置1组MOA, 同时保持高抗补偿度为80%不变, 改变补偿点数目 (各点补偿容量平均分配) , 分析不同数量布置点对单相接地故障过电压的限制影响, 结果如图5所示。
由图5可以发现, 相同高抗补偿度下, 补偿布置点越多, 对过电压的限制越有利。其中, 3点分布 (即线路中间也有补偿) 的限制效果明显好于2点分布 (即线路两端补偿) ;而当分布点更多后, 过电压的限制效果逐渐趋向饱和。因此, 通过在线路中间设置高抗来限制较长线路的过电压是较为有效的方法。同时也发现, 3点补偿下800 km线路的最大过电压仍大于规程允许值1.7p.u.。
那么, 3点补偿下, 高抗容量的不同分配方式对该过电压会有什么样的影响?仍选择800 km线路进行分析, 同样保持高抗补偿度为80%不变, 采用3点补偿, 但线路首末端与中间补偿容量分配不一致, 计算结果见表10。表中补偿容量比例 (线路首端、中间、末端高抗容量之比) 1∶1∶1即表示3点平均补偿。
由表10可知, 线路中间高抗容量比例越大, 对过电压的限制效果就越好, 这是因为线路中间电压往往较高且过电压较难控制。此外, 由于线路较长, 该处电压变化更为剧烈, 易产生高幅值的过电压。通过在线路中间加装高抗, 箝制了该处的电压波动, 同时也改善了全线的过电压分布, 该处补偿度越高, 箝制作用越明显。因此, 针对长线路, 在线路中间加装高补偿度的高抗有利于该过电压的限制。
然而, 进一步计算表明, 对于较长特高压线路, 从工频过电压限制的角度出发, 在线路中间不宜加装过量高抗。以长度为800 km的特高压线路为例, 线路两端产生单相接地甩负荷工频过电压时, 工频过电压最大值如表11所示。
综合表10、11可知, 对于3点补偿的较长特高压线路, 由于甩负荷工频过电压最大值通常出现在靠近线路两端的部分, 因此随着线路中间的补偿容量增加, 单相接地甩负荷工频过电压会增加, 且线路中间加装较多高抗时, 工频过电压可能超过限制要求;而对于长线路单相接地故障过电压, 沿线最大值通常出现在线路中间部分, 因此随着线路中间的补偿容量增加, 单相接地故障过电压会减小。因此, 针对长线路, 从同时限制工频过电压和单相接地故障过电压的角度出发, 应在线路中间加装适量高抗, 由表10、11可知, 线路中间的高抗补偿容量在50%左右时对两者的限制均较为有利。
目前, 常见特高压3点补偿的分段线路中间的高抗补偿容量在50%左右[2], 800 km的长线路过电压可能难以满足规程的限制要求, 因此, 还应采取进一步措施。
4.3 MOA和高抗的联合限制
由4.1节和4.2节可知, 对于特高压长线路, 当线路中间布置了MOA或者高抗之后, 过电压值显著降低, 但是仅采用沿线布置MOA或者高抗的措施无法满足规程对单相接地故障过电压的限制要求。对于采用3点限制模式 (即线路首端、中间、末端均设置有MOA和高抗) 的长线路, 本节对MOA和高抗联合限制该过电压的效果进行研究。
选取800 km的长线路, 采用3点限制模式, 过电压计算结果如表12所示。
由表12可知, 在3点限制模式下, 800 km的长线路的单相接地故障过电压得到了有效限制, 满足规程要求。因此, 可以推论, 针对500~800 km的长线路, 在线路中间进行分段落点 (分段长度在400 km左右) , 设置MOA及合适的高抗补偿时, 就能较好地抑制单相接地故障过电压。
事实上, 鉴于长线路的单相接地故障过电压难以限制, 我国已建成的晋东南—南阳—荆门特高压示范线路以及淮—皖—浙—沪特高压双回线路均采用开关站分段技术, 最大分段距离在400 km左右, 同时在分段处设置了MOA与高抗措施来共同抑制过电压。
4.4 小结
综合4.1—4.3节可知, 对于较长的特高压线路若仅采用MOA限制单相接地故障过电压, 增加MOA的数量总是可以使得过电压降低至限制水平以下, 但是此时可能需要在沿线装设较多MOA, 且由4.1节的分析可知, 过多的MOA不仅不能起到很好的抑制效果, 反而会增加经济上的耗费, 经济性较差。若仅采用高抗限制单相接地故障过电压, 对于较长的特高压线路, 过电压则可能难以满足规程的限制要求, 因此在技术上不可行。若减少MOA的数量, 同时按照一定的高抗补偿容量分配在沿线加装高抗, 则可以减少沿线MOA的装设数量, 节省了较大的开支, 且可使工频过电压和操作过电压均满足限制要求。因此, 采用MOA和高抗联合限制该过电压时, 兼顾了工频过电压与操作过电压的限制要求, 减少了沿线装设MOA的数量, 是一种技术上可行、经济上占优的限制方法。
5 单回线路与双回线路过电压比较
单回模型和双回模型的线路参数分别参考我国晋东南—南阳—荆门特高压单回示范线路和淮—皖—浙—沪特高压双回线路, 同时保持2种线路情况下的电源特性、高抗补偿度等参数相同, 比较分析单回线路和双回线路的单相接地故障过电压情况。
考虑到双回线路有一回接地 (一回运行) 和双回运行2种运行模式[12,13], 下面通过计算分析不同运行方式下的过电压情况, 结果如表13所示, 表中l为线路长度。
由表13可知, 同种情况下, 单回线路的单相接地故障过电压要比双回线路时严重。这是因为相同长度下, 双回线路系统较单回线路系统联系更紧密而更稳定, 不易引起剧烈的过电压波动。而且, 从波理论角度分析, 相同长度下, 若回路越多则对过电压波的分散消耗作用就越大, 故双回线路过电压幅值较单回线路低[23,24]。由此可以推论, 若单回线路下单相接地故障过电压能得到有效控制, 则同样条件下双回线路的该过电压也能被有效控制。
6 结论
本文通过对单相接地故障过电压进行研究, 得出了以下结论。
a.接地电阻越小单相接地故障过电压越大, 接地位置变化对该过电压影响也较大, 故仿真模拟中宜采用较小的接地电阻并应考虑接地位置的影响;而输送功率、杆塔参数与线路型号变化对单相接地故障过电压影响较小, 仿真模拟中可忽略简化。
b.等效后的特高压电源阻抗对单相接地故障过电压影响较为显著, 过电压随电源X0/X1比值的增加而增大;当X0/X1保持不变时, 过电压随X1数值的增加而出现先减后增的V型规律。
c.对于特定长度的双端电源模式的特高压线路, 在求取该条线路的最大单相接地故障过电压幅值时, 应在保证两端电源零正序阻抗比最大的前提下, 选取两端电源正序阻抗取边界值的4种运行方式下的过电压值的最大值, 即为该条线路在两端等效电源取阻抗范围内的任一阻抗值时的单相接地故障过电压的最大值。
d.在严苛的电源阻抗条件下, 通过线路两端的限制措施, 即仅在线路两端设置MOA以及高抗补偿, 长度为500 km以内的线路单相接地故障过电压能被控制在允许范围内, 而600 km及以上的线路, 则难以得到较好控制。
e.在长线路上单独布置多点MOA或单独布置多点高抗来限制单相接地故障过电压, 效果不显著;在线路中间加大高抗补偿量有利于该过电压的抑制, 但补偿比例不宜过大。
f.针对500~800 km的长线路, 在线路中间进行分段落点, 同时设置MOA及合适的高抗补偿, 则能较好地抑制单相接地故障过电压, 且线路分段长度宜在400 km以内。
g.相同长度下, 单回线路的单相接地故障过电压较双回线路严重, 故若单回线路下该过电压能得到有效控制, 则同条件下双回线路的该过电压也能被有效控制。
摘要：基于系统电源阻抗特性对单相接地故障过电压的影响规律, 提出了综合考虑该过电压的各影响因素后求取单相接地故障过电压最大值的方法, 利用该方法可以在较少的仿真计算量下准确地求出单相接地故障过电压最大值。对不同长度线路的单相接地故障过电压的限制问题进行了探讨, 并从综合考虑工频过电压和操作过电压的角度提出了沿线高抗补偿容量的最优分配方案, 最后对单回线路与双回线路的单相接地故障过电压进行了比较, 提出了相应的过电压限制措施。结果表明线路长度小于500 km时, 采用线路两端设置高抗和金属氧化物避雷器 (MOA) 的措施, 即可有效限制该过电压;当长度超过600 km时, 需在长线路中间进行分段落点, 设置MOA及合适的高抗补偿容量来限制该过电压, 分段距离宜控制在400 km左右;相同长度下, 单回线路的单相接地故障过电压较双回线路严重。
交流电压 第7篇
关键词：交流弧焊,预防措施,触电
1 交流弧焊机二次空载电压危害分析
首先介绍一下电焊机的工作原理与特性 (以BX3系列交流弧焊机为例) :电焊机为降压变压器, 在二次侧线圈接入的是焊条和被焊接工件, 当引燃电弧后, 在电弧的高温中将工件的缝隙和焊条熔接。其具有电压急剧下降的特性:当焊条引燃后电压下降;在焊条被粘连短路时, 电压也急剧下降。二次侧的输出电压一般在60~90伏, 这是为了满足起弧的需要, 这时输出电压称空载电压, 也叫电焊机的起弧电压。输出电压随电流增大, 迅速下降, 焊接时约20~40伏。正是由于电焊机二次侧空载和焊接时的电压较低, 所以人们误以为电焊机二次电压是是安全电压, 不会伤人, 其实不然。那么电焊机二次侧电压到底会不会致命, 必须从影响触电时危险程度的因素和机理上予以说明。
影响触电危险程度的因素主要包括:1) 通过人体的电压, 2) 通过人体的电流, 3) 电流作用时间的长短, 4) 电流通过人体的途径, 5) 触电者的体质状况, 6) 人体的电阻。
上述因素的危险程度分述如下:1) 通过人体的电压:较高的电压对人体的危害十分严重, 轻的引起灼伤, 重的则足以使人致死。我国的安全电压, 多采用36伏和12伏 (金属容器中或潮湿处不能超过12伏) ;2) 通过人体的电流:决定于触电者接触到电压的高低和人体电阻的大小。人体接触的电压愈高, 通过人体的电流愈大。通过人体的电流达到或超过摆脱电流 (一般男为16m A, 女为10m A) , 人体就不能自主摆脱带电体, 会感到异常痛苦。通过人体的电流达到或超过30m A时, 数秒至数分钟就会致人死亡。50m A的电流通过人体的时间达1s, 就可能发生室颤, 使人死亡;3) 电流作用时间的长短:电流通过人体时间的长短, 对于人体的伤害程度有很密切的关系。人体处于电流作用下, 时间愈短获救的可能性愈大。电流通过人体时间愈长, 电流对人体的机能破坏愈大, 获救的可能性也就愈小;4) 电流通过人体的途径:电流通过人体时, 可使表皮灼伤, 并能刺激神经, 破坏心脏及呼吸器官的机能。电流通过人体的路径, 如果是手到脚, 中间经过重要器官 (心脏) 时最为危险;电流通过的路径如果是从脚到脚, 则危险性较小。5) 触电时的危险程度与触电者的身体健康状况也有一定关系。如果触电者有心脏病、神经病等, 危险性就较健康的人大的多;6) 人体的电阻:人触电时与人体的电阻有关。人体的电阻一般在10000~100000Ω之间, 主要是皮肤角质层电阻最大。当皮肤角质层失去时, 人体电阻就会降到800~1000Ω。如果皮肤出汗、潮湿和有灰尘 (金属灰尘、炭质灰尘) 也会使皮肤电阻大大降低。一般情况下, 人体的电阻可按1000~2000Ω考虑。
2 电焊机导致触电的机理分析
根据计算, 当焊机空载电压为70V时:此时焊工更换焊条或其它操作时, 手一旦接触钳口, 则会通过这只手和两脚形成一个导电回路。这时存在几种情景, 我们分别来分析:
1) 防护用品穿戴正规的触电。此时穿绝缘鞋、手套, 设电阻为0.1MΩ, 加上人体电阻2000Ω左右, 则通过人体电流为:
这时焊工手部会有微麻的感觉, 但能够扔掉焊钳。
2) 作业空间狭窄的触电。此时电焊工若在狭窄的空间或很低的位置作业, 如车厢、车底时, 身体其他部位紧贴地面则绝缘鞋和手套不起作用, 则通过人体的电流为:
这一电流虽然比室颤电流小, 却比摆脱电流大, 如附近有人及时断电, 可能不会有严重后果;否则在狭窄作业空间内不能摆脱, 触电时间延长, 人体电阻必然降低。如人体电阻降低为1000Ω, 则人体电流增大为70m A, 超过了室颤电流, 短时间内即可造成死亡, 后果非常严重。
3) 夏季或潮湿环境下的触电。此时若在人体大量出汗的夏季、在潮湿的环境操作或阴雨天作业 (从事故的统计得知, 触电伤亡事故大都发生在这些情况) , 此时绝缘鞋、手套、防护服由于潮湿绝缘性能大幅下降, 而人体电阻也会降为1000Ω左右, 焊工手一旦接触钳口, 通过人体的电流为:I=U/R=70V/1000Ω=70m A, 极易造成触电伤亡事故。
3 预防措施
为了防止交流弧焊机二次空载电压触电事故, 我认为可以从管理和技术两方面加以预防:
1) 管理方面。首先应加强电焊工和电焊设备的管理。焊接作业人员必须取得焊接操作证书, 穿戴齐全防护用品, 严格按照焊接操作规范作业。电焊机必须选用合格的产品, 具备必要的保护装置。电焊机的接线柱端口必须有良好的防护罩。电焊机的电缆必须绝缘良好, 不能有裸露现象;焊钳的质量良好, 符合安全要求, 绝缘电阻不小于1MΩ;在空间狭窄或潮湿环境下作业, 采用“一垫一套”的办法:即在焊工脚下加绝缘垫, 停止焊接时, 取下焊条, 在焊钳上套上“绝缘套”。
2) 技术措施。焊接操作规范要求电焊机一次侧必须装设漏电保护器, 但对焊机二次侧起不到漏电保护作用, 所以二次侧必须装设二次空载降压触电保护器 (电焊机防触电保护器) 。对电焊机二次进行降压处理 (安全空载电压小于24V) , 防触电装置内装有检测用电流互感器, 当焊机处于空载状态时, 防触电装置内控制电路将电压自动调整至安全电压, 使焊机处于低压空载状态, 起到防触电作用;一旦焊机处于负载状态 (焊条与焊件接触产生短路电流) 时, 电流互感器产生信号, 此信号经电子电路放大, 驱动控制装置动作, 使装置内的交流接触器吸合, 对焊机正常供电, 焊机可正常工作, 使二次电压达到引弧电压的要求。
以上海某公司生产的HZF-600型弧焊机漏电保护器为例:
装上保护器后, 同样一台BX3系列的焊机的空载电流只有500m A~1000m A, 也可以说弧焊机完全处于断电降温的状态。其工作原理:电焊机空载时, 保护器内部的交流接触器释放, 电流经降压元件将380V电压降低至70V左右, 加到焊机一次端, 迫使焊机二次输出只有15~20V, 达到安全节能效果;当焊工焊条碰上工件要焊接时, 电焊机保护器收到信息发出指令, 就立即将交流接触器吸合, 380V电压输入焊机, 使焊机进入正常焊接工作;同样, 当焊工焊毕, 电焊机空载时电焊机保护器收到信息后, 经处理约延时1S后释放交流接触器, 电流又经降压元件将380V电压降低至70V左右, 确保安全。
4 结论
希望电焊机二次电压触电问题得到人们重视, 及时采取有效措施, 杜绝二次电压触电事故的发生, 保证操作人员及他人的人身安全。
参考文献
[1]张应立, 张莉.焊接安全与卫生技术[M].北京:中国电力出版社, 2003.
交流电压 第8篇
构建交流特高压骨干网架已成为中国建设坚强智能电网的重要组成部分[1,2,3,4]。从交流特高压建设之初, 如何保证交流特高压线路接入电网后的电压安全, 就一直是业界研究的重点, 并已取得一系列研究成果[5,6,7,8,9]。理论研究[10,11,12]与实际运行结果均表明, 与传统的500kV输电网络相比, 1 000kV特高压近区电网在运行和控制过程中的无功电压问题更加突出, 典型表现如下。
1) 由于电网电压等级高、输电线路输送功率大, 在运行和控制过程中, 需要特高压电网电压严格满足安全约束, 其中电压上限主要取决于设备绝缘水平, 电压下限主要取决于特高压线路输送有功功率限值安全约束。
2) 特高压输电线路有功功率变化对特高压近区电网母线电压影响较大, 目前已投运的“长治—南阳—荆门”特高压线路一直存在一定幅值的有功功率波动, 进而引起特高压近区电网母线电压的较大波动。
3) 特高压近区电网覆盖多个500kV电厂和变电站, 电厂和变电站相互电气距离较近。合理利用各电厂和变电站的无功调节资源, 可有效提高特高压电网的电压安全和稳定运行水平, 其中电容电抗器等离散无功调节设备主要用于提供基础无功功率, 支撑500kV电网电压水平, 减少跨1 000kV/500kV电压等级的无功功率流动, 发电机等连续无功调节设备主要用于更快速、更精细的连续调节, 抑制电网电压波动。
目前, 在各级控制中心建设自动电压控制 (AVC) 系统已成共识, AVC系统协调网内可用的无功调节资源, 为保证电网安全优质经济运行发挥了重要作用[13,14,15,16,17,18,19]。与传统AVC相比, 1 000kV特高压近区电网的上述无功电压运行特点和控制要求对面向特高压近区电网的AVC提出了更高要求, 具体如下。
1) 严格的电压安全运行要求和特高压接入带来的频繁电压波动, 使得传统AVC的小时级定周期优化和5min级的定周期控制方法不能满足特高压运行要求。
2) 特高压近区电网内多电厂和多变电站紧密耦合的运行特点, 对网内各电厂和变电站在时序上的协调配合提出了更高要求。不合理的控制策略有可能导致相邻电厂之间、相邻电厂与变电站之间或者相邻变电站之间不合理的无功功率环流。这些不合理的无功电压运行方式加大了发电机的无功调节压力, 降低了特高压近区电网抑制电压波动的能力, 削弱了变电站的基础无功支撑能力, 增加了无谓的离散无功设备投切, 缩短了离散无功设备使用寿命。
借鉴AVC已有成果经验, 本文研发面向交流特高压近区电网的AVC方法, 重点介绍该方法的控制模式、关键技术和实际运行效果。
1 控制模式
实践表明, 基于软分区的三级电压控制模式[20]可有效适应中国电网发展, 满足中国调度运行管理体制要求, 目前已投运的交流特高压落点的网省级电网均采用该电压控制模式。结合特高压近区电网无功电压的运行特点和控制要求, 本节提出面向交流特高压近区电网的敏捷协调三级电压控制模式, 如图1所示。
在软分区方面, 根据调度分工, 将人工指定的特高压近区电网作为确定的控制分区 (以下简称特高压控制分区) , 电网其余部分进行自动分区, 使得给出的控制策略更加符合调度习惯。
在三级全网优化层面, 以全网有功网损最小为优化目标, 以全网可用无功调节资源为控制手段, 考虑全网的电压安全约束, 进行优化决策。在传统定周期优化的基础上, 增加特高压运行方式实时监视功能, 当特高压运行方式变化时 (如特高压停运或者特高压有功功率计划值调整) , 自动启动三级优化, 更新全网优化目标。
在二级分区控制层面, 针对特高压控制分区, 综合协调分区内所有的控制手段, 使得中枢母线电压追踪全局优化目标。控制过程中, 考虑紧密耦合的多电厂之间、多变电站之间、电厂与变电站之间的协调。并且在传统定周期控制的基础上, 增加电压紧急校正控制, 当特高压近区电网母线电压越限时, 立刻启动校正控制, 保证电网电压安全。
在一级本地控制层面, 各变电站综合自动化系统或者电厂AVC子站接收并执行AVC主站下发的调节指令。
2 关键技术
本文提出的面向交流特高压近区电网的AVC方法包括考虑特高压运行特点的敏捷电压优化控制、紧密耦合多电厂多变电站间的精确协调2个关键技术要点。
2.1 考虑特高压运行特点的敏捷电压优化控制
本文从运行约束、控制目标、启动周期3个方面说明敏捷电压优化控制的思路。
可见, 与传统AVC相比, 本文提出的敏捷电压优化控制技术将根据特高压运行方式的变化自动更新电压运行约束, 自动启动优化控制, 并在需要时将优化控制切换为紧急校正控制, 实现AVC系统对特高压运行方式变化和电压波动的快速响应。
2.1.1 电压运行约束自适应更新
为了适应特高压投运后根据联络线功率计划在线实时控制电压的需求, 本文研发了电压运行约束自适应更新技术。其核心思想是改变传统的根据峰谷平时段定义母线电压运行约束的方法, 实时采集特高压联络线当前计划功率和运行状态, 并按照运行要求在线修改特高压近区电网电压约束条件。
特高压近区电网电压约束条件的在线修改步骤如下。
步骤1:根据运行方式要求, 制定特高压电压运行约束曲线索引表。在索引表内, 根据特高压主变分接头挡位T以及特高压有功潮流设定值Pref的不同, 每条特高压近区监视母线均定义了多套不同的电压上下限运行约束曲线。
步骤2:在实时运行中, 周期读取当前特高压的运行状态信息, 包括:特高压线路是否投运;当前的T和Pref。
步骤3:若特高压线路未投运, 则将默认的峰谷平电压曲线作为当前起作用的电压曲线, 并转步骤5;否则, 转步骤4。
步骤4:若特高压线路已投运, 则根据当前的T和Pref, 从特高压电压运行约束曲线索引表中查找当前起作用的电压运行约束曲线。
步骤5:将当前起作用的电压运行约束曲线导入AVC系统中。在后续的优化控制流程中, 均使用当前起作用的电压约束来完成优化计算和控制策略计算。
2.1.2 考虑特高压协调约束的协调二级电压控制
为描述方便, 将文献[21]中的协调二级电压控制 (coordinated secondary voltage control, CSVC) 模型简写如下:
式中:ΔQg为控制变量 (发电机无功功率) 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HP (·) 和HQ (·) 的权重;G (·) ≤0为约束条件, 包括控制变量调节能力约束、母线电压运行约束、调节步长约束等。
为保证特高压1 000kV母线安全运行, 在式 (1) 中加入特高压协调电压约束:
式中:Vu, Vumin, Vumax分别为特高压1 000kV母线电压的当前电压值、电压下限值和电压上限值;Cug为特高压1 000kV母线电压对发电机无功功率的调节灵敏度。
2.1.3 紧急校正控制
当由于电网故障、电压波动、特高压运行方式调整等原因导致特高压近区电网母线电压越限时, 立刻启动紧急校正控制。紧急校正控制模型如下:
式中:Wrp和Wrq分别为第1项目标 (电压校正) 和第2项目标 (无功功率均衡) 的权重;Vr和Vrset分别表示参与电压校正的母线当前电压和电压校正目标。
对于第m个越限点, 当其电压实时值Vr, m越上限Vrm, max (即Vr, m>Vrm, max) 时, 其电压校正目标Vrse, mt取值如下:
式中:εr为电压校正死区。
类似地, 若第m个越限点的电压越下限Vrm, min (即Vr, m<Vrm, min) 时, 其电压校正目标Vrse, mt取值如下:
式 (3) 的物理含义是:若电网电压越限, 以消除电网电压越限和无功功率动作量最小为控制目标, 尽快将电压拉回到安全约束范围内, 同时兼顾1 000kV母线的电压运行约束。
2.2 紧密耦合多电厂、多变电站间的精细协调
本文提出特高压近区紧密耦合多电厂、多变电站间的协调控制方法, 实现特高压近区各电厂和变电站的精细协调。
2.2.1 紧密耦合电厂之间的协调控制
由于电厂AVC子站存在的无功电压跟踪调节速率差异, 各紧密耦合电厂在调节过程中可能会产生不均衡的无功出力, 甚至出现电厂间无功功率环流, 降低特高压近区电网抑制电压波动的能力。因此, 本文提出紧密耦合电厂之间的协调来实现特高压近区电网内电厂间的精细协调 (简称厂厂协调) 。
由于各发电机的容量均不相同, 无功功率大小本身不能说明各电厂无功出力是否均衡。为此, 本文定义发电机无功负载率Li, 用于定量分析发电机之间的无功功率均衡情况:
式中:分别为第i台发电机的无功出力下限、上限和当前值;ΔQgi为第i台发电机的无功功率调节量。
对于第i台发电机, 定义其所属的厂厂协调组k的平均无功负载率为:
式中:Zkgg为属于第k个厂厂协调组的发电机集合。
针对各特高压控制分区, 厂厂协调计算流程如图2所示。
若中枢母线电压与其设定值的偏差较大, 则引入厂厂协调约束, 进行考虑厂厂协调约束的CSVC, 厂厂协调约束定义如下:
式中:i和j为属于同一个厂厂协调组的发电机编号;εQ为无功功率均衡指标死区。
式 (8) 物理含义是:引入发电机无功负载率偏差约束, 保证AVC主站给出的控制策略既能保证电厂间无功出力均衡, 又能使得中枢母线电压追踪其优化设定值。
若中枢母线电压已调节到位, 则将厂厂协调目标替换已有的CSVC优化目标, 并加入中枢母线调节约束。其控制模型如下:
式中:Wp和Wq分别表示第1项目标 (发电机无功负载率偏差最小) 和第2项目标 (无功功率调节量平均) 的权重;Vp, Vpref, εp分别为中枢母线当前电压、电压设定值和控制死区;Cpg为中枢母线电压对发电机无功功率的调节灵敏度。
式 (9) 的物理含义是:引入发电机无功负载率偏差最小的协调目标, 保证AVC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, 又能减小发电机间的无功负载率偏差。
2.2.2 紧密耦合变电站之间的协调控制
不合理的电容电抗器投切策略可降低变电站提供基础无功支撑的能力, 同时增加无谓的离散无功设备投切, 影响离散无功设备使用寿命。因此, 本文提出紧密耦合变电站之间的协调方法来实现特高压近区电网内变电站之间的精细协调 (简称站站协调) 。
根据控制和调节的需求, 指定若干紧密耦合的变电站组成一个协调分区, 进行站站协调, 其控制流程如图3所示。
将参与站站协调的所有变电站看做一个虚拟站来处理, 并采用专家规则来协调各变电站的控制行为。主要规则如下。
规则1:同一站站协调分区内, 不能同时投入电容器和电抗器。
规则2:在满足规则1的基础上, 优先使用站内的调节设备来消除本站电压越限。
规则3:若站内没有调节能力, 允许使用其他变电站的调节设备来消除本站电压越限。
规则4:对控制策略进行安全校验时, 需要考虑协调分区内所有变电站的电压约束。
2.2.3 紧密耦合厂站间的协调电压控制
遵循“离散设备优先动作, 连续设备精细调节”原则, 本文研发了基于实时更新协调约束的厂站协调方法, 实现特高压近区电网内电厂和变电站间的精细化协调, 避免发电厂和变电站间不合理的无功功率流动, 其技术细节见文献[22], 本文不再赘述。
3 实际控制效果
本文研发的面向交流特高压近区电网的AVC方法已经在“长治-南阳-荆门”交流特高压线路落点电网投入实际应用。其中, 位于晋东南的长治站是特高压线路的北部落点, 从2009年1月特高压正式投运至今, 华北网调和山西省调面向交流特高压近区电网的AVC已连续闭环运行多年。基于现场历史数据, 本节介绍其实际控制效果。
3.1 近区电网结构
图4给出了特高压山西落点近区500kV电网网架结构示意图。根据国调和华北网调对特高压线路电压的控制要求, 选择晋东南1 000kV长治站 (简称长治站, 下同) 为中心的5座500kV电厂和5座500kV变电站组成特高压近区电网。
3.2 特高压大潮流运行情况
图5给出了2011年11月24日特高压线路有功功率和长治1 000kV母线电压的变化曲线。
从图5中可以看到, 当日特高压线路由华北向华中输送潮流 (南送潮流) , 其最高输送潮流达到5 000MW左右。
图6给出了当日久安站500kV母线电压的变化曲线。
从图6中可以看到, 在特高压线路输送有功潮流计划改变的时刻, 对应久安站500kV母线的电压控制上限、下限均按照预设曲线相应变化。同时, 久安站500kV母线电压始终处于限值范围之内。
3.3 厂厂协调控制效果
本节以特高压近区武乡和榆社两电厂为例, 说明厂厂协调的控制效果。
选择投入厂厂协调前的2d (2012年1月5日和2月10日) 和投入厂厂协调后的2d (2012年2月27日和4月7日) 进行对比, 验证厂厂协调对电厂间无功负载率偏差的影响, 如表2所示。
可以看出, 在投入厂厂协调之前, 这两个电厂存在着显著的无功功率不平衡现象, 并且这种不协调现象不能通过电厂高压母线电压的变化来明显体现, 在投入厂厂协调后, 两电厂的无功出力明显更加均衡。
3.4 站站协调控制
本节以特高压近区海会站和晋城站为例, 说明站站协调的控制效果。
表3中给出了2012年4月1日, 海会站和晋城站的离散无功设备控制记录。
从表3可以看到, 在进入早高峰时, 海会站电抗器依次退出后, 晋城站才逐次投入电容器;在晚间负荷低谷时, 晋城站的电容器先退出后, 海会站的电抗器才依次投入。
图7给出了2013年5月12日, 海会站和晋城站的主变低压侧无功功率变化曲线。
可见, 通过站站协调, 实现了多变电站之间的电容器和电抗器的有序协调。
3.5 厂站协调控制效果
选择久安站、武乡电厂、榆社电厂作为厂站协调观察对象, 研究其协调控制效果。其中, 武乡和榆社两电厂的无功潮流主要通过榆安线送至久安站。图8中给出了2013年4月5日久安站主变低压侧无功功率和榆安线路无功功率的变化曲线。
可见, 通过厂站协调, 优先投切变电站内低压侧的电容电抗器, 保留电厂发电机的旋转无功储备, 避免了区域内厂站间不合理的无功功率流动。
4 结语
本文结合“长治—南阳—荆门”交流特高压的运行和控制实践, 研发了面向交流特高压近区电网的AVC方法, 并投入现场闭环运行。运行结果表明, 该方法充分利用了特高压近区电网500kV电厂和变电站的调节资源, 有效抑制了特高压有功功率变化对特高压近区电网电压的影响, 提高了特高压接入电网后的电压安全水平, 减少了不合理的无功功率环流, 避免了不必要的电容电抗器等离散设备投切。
交流特高压骨干网络建设在中国处于持续快速发展阶段。随着“淮南—上海”的华东交流特高压系统的投运, 将形成跨1 000kV特高压/500kV超高压的电磁环网, 特高压落点将越来越多, 并且将有1 000kV电厂直接接入交流特高压网络, 更加复杂的交流特高压电网结构和运行方式将对AVC提出新的挑战。交流特高压多落点之间、跨特高压/超高压电压等级之间的无功电压协调控制将成为未来的研究重点。
交流电压 第9篇
1 永磁同步电机的矢量控制方法
矢量控制是上世纪70年代前西德Blaschke等人首先提出来的,它是对交流电动机提出的一种新的控制思想和控制技术,是交流电动机的一种理想调速方法。矢量控制也同样适用于永磁同步电机,它是在普通三相交流电动机上设法模拟直流电动机转矩控制的规律,在磁场定向坐标上,将电流矢量分解成产生磁通的励磁电流分量和产生转矩的转矩电流分量,并使两分量互相垂直,彼此独立,然后分别进行调节,这样交流电机的转矩控制在原理和特性上就和直流电动机相似了。由于既需要控制定子电流空间矢量的相位,又需要控制其幅值,所以称为矢量控制[1]。
电机动态特性的调节和控制完全取决于动态中能否简便而精确的控制电机的电磁转矩输出。永磁同步电机的电磁转矩基本上取决于交轴电流和直轴电流,对力矩的控制最终可归结为对交轴电流和直轴电流的控制。当输出力矩为某一值时,对交轴电流和直轴电流的不同组合的选择,将影响电机和逆变器的输出能力以及系统的效率、功率因数等。如何根据给定力矩确定交轴电流和直轴电流,使其满足力矩方程构成了永磁同步电机电流的控制方法问题。
永磁同步电机的电流控制方法主要有:id=0控制、cosφ=1控制、恒磁链控制、最大转矩/电流控制、弱磁控制、最大输出功率控制等[2,3]。
1)id=0控制是一种最简单的电流控制方法,该方法由于电枢反应没有直轴去磁分量而不会产生去磁效应,不会出现永磁电机退磁而使电机性能变坏的现象,能保证电机的电磁转矩和电枢电流成正比。其主要的缺点是功角和电动机端电压均随负载而增大,功率因数低,要求逆变器的输出电压高,容量比较大。另外,该方法输出转矩中磁阻反应转矩为0,未能充分利用永磁同步电机的力矩输出能力,电机的性能指标不够理想。
2)cosφ=1控制方法使电机的功率因数恒为1,逆变器的容量得到充分的利用。但是在永磁电机中,由于转子励磁不能调节,在负载变化时,转矩绕组的总磁链无法保持恒定,所以电枢电流和转矩之间不能保持线性关系。而且最大输出力矩小,退磁系数较大,永磁材料可能被去磁,造成电机电磁转矩、功率因数和效率的下降。
3)恒磁链控制方法就是控制电机定子电流,使气隙磁链与定子交链磁链的幅值相等。这种方法在功率因数较高的条件下,一定程度上提高了电机的最大输出力矩,但仍存在最大输出力矩的限制。
4)最大转矩/电流控制是在电机输出力矩满足要求的条件下使定子电流最小,减小了电机的铜耗,有利于逆变器开关器件的工作,逆变器损耗也最小。同时,运用该控制方法由于逆变器需要的输出电流小,可以选用较小运行电流的逆变器,使系统运行成本下降。在该方法的基础上,采用适当的弱磁控制方法,可以改善电机高速时的性能。因此该方法是一种较适合于永磁同步电机的电流控制方法。缺点是功率因数随着输出力矩的增大下降较快。
5)弱磁控制起源于他励直流电动机的调磁控制。当他励直流电动机端电压达到极限电压时,为使电动机能恒功率运行于更高的转速,应降低电动机的励磁电流,以保证电压的平衡。永磁同步电机的励磁磁动势因由永磁体产生而无法调节,只有通过调节定子电流,即增加定子直轴去磁电流分量来维持高速运行时电压的平衡,达到弱磁扩速的目的。
6)最大输出功率控制,当电动机超过转折速度后,对定子电流矢量的控制转为弱磁控制。此时定子电流矢量沿着电压极限椭圆轨迹取值。电动机超过某一转速后,在任一给定转速下,在电动机电压极限椭圆轨迹上存在着一点,该点所表示的定子电流矢量使电动机输入的功率最大,相应的输出功率也最大。
id=0控制方法相对于其他控制方法而言最简单易行,而且该控制方法对面装式永磁同步电机来说也就是最大转矩/电流控制,具有相应的优良特性,因此使得电机的调速更容易实现。同时电磁转矩只与定子电流的幅值成正比,通过控制电机定子电流即可获得与此成线性比例关系的电磁转矩,这样就实现了对直流电机的严格模拟,这就是永磁同步电机转子磁场定向矢量控制的基本思想。
2 电压空间矢量脉宽调制
当今对永磁同步电机的交流调速一般采用矢量控制策略,为了最终在空间产生圆形旋转磁场,进而产生恒定的电磁转矩,人们提出了电压空间矢量控制的思想,即空间矢量脉宽调制(SVPWM)。SVPWM技术具有谐波含量少、开关损耗小、直流电压利用率高等优点,从而降低了永磁同步电机的转矩脉动,提高了它的交流调速性能[4]。
2.1 三相电压表达式
在标准三相系统中,三相互差120°的正弦电压被输入到电机相绕组中用来产生正弦电流,从图1中我们可以得到如下的表达式:
为了从输入电压源(Voa,Vob,Voc)中计算相电压(Van,Vbn,Vcn),必须假设系统是对称的,从而得到:
因为i1+i2+i3=0,从上式可以进一步得到:
各相的相电压表达式为:
2.2 静态功率桥的应用
静态功率桥省去了正弦波电压源,采用6个功率晶体管通过开关状态来逆变直流电源,从而在线圈绕组中重新生成正弦波电流来产生旋转磁场。由于相绕组是感性的,通过调制功率桥的占空比得到的是一个近似正弦波的电流。
当静态功率桥采用双极性调制时,其基本控制原则是每相在任何时候都只有一个晶体管导通,而另一个晶体管关断。若定义导通为1,关断为0,那么如图2所示的晶体管共有8种组合状态来构成对应的电压空间矢量:V1(001)、V2(010)、V3(011)、V4(100)、V5(101)、V6(110)、V0(000)和V7(111)。从功率桥的正常工作状态看,前6种工作状态是有效的,而后两种工作状态是三相绕组短接在一起的情况,这时的电压空间矢量幅值为零,称为零矢量。功率桥相对于直流电源虚拟中点的输出电压,以及根据式(4)求得电机每一相的相电压如表1所示。
2.3 三相电压在αβ坐标系下的表达式
三相电压(Van、Vbn、Vcn)在αβ坐标系下的表达式可以通过以下表达式(Clarke变换)求得:
在功率桥的8种组合状态下,Vα和Vβ的值在αβ坐标系下也只有8种组合,如表2所示。
从表2中可以看出,6个电压有效矢量的幅值都为2VDC/3,并把它们在αβ平面内表示出来可以得到如下电压空间矢量如图3所示。
2.4 参考电压空间矢量的合成
从图3中可以看出,功率桥的8种组合状态,只能形成8种固定值的电压空间矢量,而且在电机中只能形成正六边形的旋转磁场。要想获得任意形式的参考电压,就必须有更多的逆变器开关状态,这里我们采用两个相邻电压空间矢量的组合和调制它们各自的导通时间来获得更多的电压空间矢量,从而在电机定子绕组中形成圆形的旋转磁场。
如图4所示,假设任意参考电压空间矢量Vsref位于第Ⅲ扇区,设定PWM波的周期为T,相邻两个电压矢量V4、V6以及零矢量的调制时间分别为T4、T6和T0,从而得到如下表达式:
因为6个电压有效矢量的幅值都为2VDC/3,根据以上两式可以求得相邻两电压矢量以及零矢量的调制时间分别为:
根据同样的原理,可以求得任意参考电压空间矢量在其它扇区的调制时间,如表3所示。设X=
2.5 扇区的判断
为了合理地使用相邻两电压空间矢量的调制时间,首先必须判断出参考电压空间矢量Vsref位于哪个扇区内。通常的判断方法是:根据Vsαref和Vsβref计算出电压矢量的幅值,再结合Vsαref和Vsβref的正负进行判断,这种方法比较直观,但因为计算中含有非线性函数,而且计算复杂,在实际应用中不易实现,因此我们寻求一种简单有效的判断方法。
假设参考电压空间矢量位于第Ⅲ扇区内,从图4可以看出其等价条件为:
上式可以进一步等价为:
同理可以得到参考电压空间矢量位于其它扇区的等价条件如表4所示。
使用上述方法判断扇区完全避免了计算复杂的非线性函数,只需经过简单的加减和逻辑运算就可以确定所在扇区。综合分析上表可以看出Vsref所在的扇区完全由三式与0的关系决定。为了简化表达式,我们再定义3个变量:
2.6 空间矢量脉宽调制的实现
经过以上一系列的理论铺垫,可以得到实现电压空间矢量脉宽调制(SVPWM)的基本步骤如下[5,6]:
(1)首先要确定由Vsαref和Vsβref决定的参考电压空间矢量位于哪个扇区。如果Va>0,那么A=1,否则A=0;如果Vb>0,那么B=1,否则B=0;如果Vc>0,那么C=1,否则C=0。则电压空间矢量所在的扇区可表示为:S=A+2B+4C。
(2)由表3可知各扇区内相邻两个电压空间矢量和零矢量在一个PWM周期内的调制时间。零矢量的调制时间为T0=T-T1'-T2'。若出现饱和状况T<(T1'+T2'),则:T1'=(T1'·T)/(T1'+T2'),T2'=(T2'·T)/(T1'+T2')。其中,变量T1'、T2'分别为相邻两个电压空间矢量在一个PWM周期内的调制时间。
(3)由于PWM波是以中心对称方式产生的,从而可以求得3路PWM波的占空比(Ta、Tb、Tc),即3个比较1寄存器的值如1下所示:
(4)最后,根据参考电压矢量所在的扇区把对应的占空比设置到电机对应的每一相中,也就是正确地设置3个比较寄存器(CMPR1、CMPR2、CMPR3)的值,如表5所示。
3 试验分析
综上所述,在每一个PWM周期中,根据永磁同步电机控制系统速度环、电流环以及相关变换获得的电压参考分量Vsαref和Vsβref,通过执行以上步骤就可以得到对称的空间矢量脉宽调制输出波形。图5为参考电压矢量位于第Ⅲ扇区时的占空比和SVPWM输出波形图。
4 结语
永磁同步电机是多变量、非线性、强耦合的被控对象,要实现对永磁同步电机电磁转矩的线性化控制,必须获得与直流电机相同的控制性能。本文详细介绍了永磁同步电机的多种矢量控制方法,并着重介绍了电压空间矢量脉宽调制(SVPWM)技术,以SVPWM技术来实现永磁同步电机的矢量控制,在试验中取得了良好的效果。另外,还可以将自适应反步控制技术应用到永磁同步电机的速度控制中,以进一步提高系统的动态特性和控制性能。
参考文献
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