直流补偿范文（精选7篇）
直流补偿 第1篇
0 引言
面对此突发事故为所有人员出了一个难题, 使我们面临一个全新的挑战, 首先本电机属于特大型机电设备, 目前参加过本电机安装的人员已经没有在职员工, 所以根本没有可遵循的经验借鉴, 对本设备如何开盖检查事故点并进行维修也是一个难题, 因为本电机定子绕组为整体结构, 与转子紧密结合固定安装, 其次, 内部补偿绕组因接地而造成的损毁情况在没有移出励磁绕组之前也不得而知, 另外因本电机从安装运行至今从未出现过任何故障, 因此关于本电机的一些备件准备的也不是很全面的, 一旦没有备件则短时间内无法修复电机, 面对摆在眼前一系列问题需要马上解决。
1 移动励磁机座前期准备
通过现场分析, 首先必须解开励磁电源进线, 并且把机座平移到露出电枢绕组便于对电枢绕组检查操作的位置, 如上图1所示, 本绞车为同速双电机拖动滚筒以完成提升工作, 左右两边分别为2500kW直流电机一台, 本绞车采用双闭环控制系统, 在制动方式上采用液压盘形闸制动系统, 本绞车最高转速为63.7r.p.m。本次发生故障的电机为右侧电机转子补偿绕组, 机座定子绕组由地脚螺丝固定在地面, 本机座距地面2.5m高, 机座两侧安装在地面固定的两道平行轨道上, 并用12条50的地脚螺丝固定安装, 外罩铁罩, 以防止灰尘进入机座内部, 同时对电机内部结构起到保护作用, 在移动励磁机座之前先解开地脚螺丝, 清除轨道表面防锈漆, 然后用两套配套液压千斤顶找着力点向外顶机座, 为了达到机座受力均匀、水平向外移动, 用两个液压千斤顶串联高压油管, 可以使千斤顶受力平衡, 按此方案经过4个小时的现场具体操作, 本机座缓缓移动到和电枢绕组首尾相接的位置, 使电枢绕组完全暴露在外面。
此时发现补偿绕组与电枢绕组串接部分的一点已经完全损毁, 绝缘破坏严重, 几乎为断路状态。
2 更换补偿绕组
根据现场观察发现本补偿绕组必须更换, 恰好有此备件, 但实际操作却相当困难, 因为本补偿绕组与电枢绕组串联一体, 无任何接头痕迹, 但若要进行绕组更换必须的对本损毁绕组进行拆解, 经现场分析决定用绞磨机进行切割铜板, 在克服操作空间狭小的不利条件下顺利完成了拆解工作, 这时摆在面前的最重要的问题是如何把备件完好的安装到电枢绕组上, 既使电枢绕组的电阻率不发生变化, 因为只有这样才可能对调速系统不会造成影响, 电机对电流、电压具有较灵敏的反馈, 在正常运转过程中电机本身发热温度达到100℃, 所以对将要焊接的结点在温度变化上也有较高的要求, 焊接材料必须耐高温, 且导电性能要好, 经请教专家及现场讨论结果, 决定采用电阻钎焊方式完成本次焊接过程, 因为本焊接工艺导电性好, 耐高温, 可很好的与铜板熔接, 本焊接选用银焊条, 因此类焊条具有优良的均匀性及极低的杂质含量, 每根焊条的熔点及可焊性一致, 且银质焊条的流动性好, 具有不高的熔点良好的温润性及填满间隙的能力, 接头强度高, 塑性好, 具有良好的导电性和耐腐蚀性, 本焊接过程采用火焰气焊法, 因为本焊接可以更好的使铜银连接点进行溶结。
在方案确定之后找具有相当高的操作水平的师傅经现场近两个多小时的焊接顺利完成本工序, 接下来对节点及整个电机绕组进行绝缘处理, 并对节点进行超声检测, 本检测为了检验结点内部是否被焊水完全填充, 是否有气泡。经测一切符合预期要求, 经自然晾干后用同样的方式再次把电机机座顶回到原来位置, 然后对电机进行摇测绝缘值, 当各项数值都符合要求之后开始紧固地脚螺丝、连接励磁及电枢电源线。待一切操作完成之后清点现场工具, 清理现场, 完成以上工序之后司机开始低速试车, 绞车正常启动, 待低速运转正常, 接着以高速运转。运转过程一切正常之后开始正常提升。
3 结论
在本次抢修过程中, 既有技术攻关也有很深的警示意义, 首先本次抢修使我们积累了对大型设备的平移检修的经验, 也对我们的这支队伍进行了一次考验。其次总结学到了相关的焊接技术, 并掌握了本机座的平移技术。并对本电机内部完好状况有一个全面的了解, 同时也对本电机进行了一次全面的保养。通过以上事故案例对我们在机电维护保养方面提出了更高要求, 通过本次事故对我们在工作中的麻痹大意提出了警示。因为在本矿有许多类似于本电机的大型设备至安装一直运行至今未进行过全面检修, 在以后的工作中加强这方面的检修工作将是一个重点, 以便防患于未然, 只有把工作做到前面才可以正常高效的去工作。
摘要：本绞车为德国进口产品, 采用双直流电机同速拖动, 其电机型号为1JF5533-1AGOF-Z, 为本矿主提升设备之一, 本绞车至1978年安装安全运行至今, 其特点:内部结构简单、移动困难。所以一直没对其进行过内部检修。本文谈谈2500kW直流绞车更换补偿绕组。
关键词：直流电机,空气游离,绝缘老化,最大转速,电位差火花,紧急制动
参考文献
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补偿法在线性直流电路测量中的应用 第2篇
电流、电压是线性直流电路中的重要参数,最直接、简单的方法是接上电压表、电流表进行测量。但由于有电流表、电压表的电阻因素,导致电流会流过仪表,使被测量电路状态发生改变。最终测量值并非原电路真实值,产生了系统误差。
电压、电流补偿法能保证待测电路原状态并精确测量电压、电流。
1、电压补偿法
电压补偿法[1,2,3]电路原理如图1,在待测电路右端接入补偿电路,G是检流计。
当检流计中无电流时,有关系Uα=Ub,所以Uαc=Ubd。因此可以确定待测电路和补偿电路间无电流交换,两端电路是独立的两部分,这样便实现了无系统误差的精确测量。
2、电流补偿法
电流补偿法电路原理如图2,在待测电路右端接入补偿电路,调节补偿电路,当检流计中无电流通过时,满足关系:Uα=Ub,I1=I2由于Uα=Ub,此时把a、b端用导线直接连接起来不影响电路状态,于是可以得到等效电路如图3所示。
这样便实现了在不影响待测电路工作状态达到了精确测量电流的效果。
3、“电流补偿法”电路测量电阻
电路原理如图4所示,(其中的可变电压源用滑动变阻器分压实现)。
图4中E1、E2分别对检流计产生电流I1、I2,调节补偿电路使“两路电流”相“补偿”。根据电路分析,图4可以转换位等效电路如图5所示。此时如果Is1、Is2相补偿,则电路中检流计两侧电流为0,相当于没有激励源。这样就可以精确测量出流过待测电阻Rx的电流,从而计算出Rx阻值。
4、应用“补偿法”设计电位差计、电流计
根据上面分析可以得出电位差计、电流计设计方案,原理如图6、图7所示。
由图6、图7可以看出,通过补偿电路的调节,可以使得检流计当中没有电流通过,这样补偿电路介入到待测电路时就不会影响到待测电路的状态,从而达到精确测量电压、电流,避免了电压表、电流表由于电阻因素带来的系统误差。
5、测量可行性分析
图8为电压补偿法相应的等效戴维南电路原理图,根据图中各参数,可以推导出通过检流计的电流Ig数值:
同理,图9中通过检流计的电流Ig数值:
由于测量时读数误差,检流计通过的电流在(Im～-Im)间波动,因此导致电压、电流测量值也在一定范围内波动。
图10以“电压补偿法”为例分析:
电压表测量值将在(U0-Um)到(U0+Um)间波动.其中:
由于Ig一定,斜率越大,Um就越小。
由Us～lg关系式可知,当R1、R2、R0一定时,Rg越小测量越精确,但Rg如果太小容易损害检流计。
所以测量可以采取逐次逼近的方法,具体如下:
先选择一较大阻值的Rg,测出电压值“U1”。然后再减小Rg值,测出电压值“U2”。多次如此反复,当两次的电压值差|Un+1-n|在误差允许范围内时,则此时所测电压U值Un可以作为最终测量值。
同理,“电流补偿法”测量时也应采取上述方法。
参考文献
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直流补偿 第3篇
随着电力系统容量及负荷的增加,电力系统日趋复杂、规模不断扩大,在长距离输电中,高压直流(HVDC)输电技术因其输送容量大、易于实现非同步联网的特点,成为中国高压输电工程的关键性技术。而直流输电线路一般距离长、故障率较高,据统计,直流输电线路故障是造成系统停运的主要原因之一[1],因此,完备的继电保护原理是保证直流输电系统安全稳定运行的关键。
直流输电线路单端电气量保护主要有行波保护和低电压保护。行波保护通过故障初期出现的行波电压和行波电流快速检测故障[2]。目前行波保护存在的主要问题为:保护原理不完善、缺乏合适的数学手段、易受干扰的影响以及行波采集等技术条件的限制[3]。低电压保护作为行波保护的后备,通过整流端电压变化率和电压变化量对故障进行识别[2]。由于过渡电阻的存在,影响了整流端的电压变化,使得高阻故障时低电压保护可能拒动[4]。此外,低电压保护动作门槛都是通过仿真结果给定的,缺乏理论基础。
文献[5]将数学形态学用于行波波头的识别和处理技术,具有实时性好、速度快、时延小等优点,可以消除噪声干扰,准确捕获行波波头信息,但仍然无法给出完备的整定原则。文献[6]在输电线路分布参数模型中计算线路末端电气量,结合微分方程计算故障距离。但由于该测距公式建立在输电线路RL模型的假设下,使得测距结果并不精确。文献[7-9]利用平波电抗器和直流滤波器构成的高频暂态量固有“边界”,将保护安装处高频暂态分量大小作为判别区内、区外故障的依据。该原理对采样率要求很高,只能在故障瞬间投入;此外,高频分量本身含量低且易受雷电干扰,可靠性低。
上述方法都只使用故障暂态量信息,仅能够利用故障初期的量。本文基于补偿电压的直流输电线路单端电气量保护,其保护原理简单,具有完备的整定原则;保护算法在时域中实现,计算量小,能够满足快速动作要求;此外,保护利用故障的全频带信息,能在故障后全程投入。
1 高压直流输电线路故障特征分析
目前世界上已投入运行的直流输电工程多为两端直流输电系统。双极直流输电系统如图1所示,由整流站(M端)、逆变站(N端)和直流输电线路构成。
为保证系统安全稳定运行,要求继电保护装置能够快速切除内部故障,对于外部故障能够可靠不动作。本文给出的单端保护原理保护范围是两端平波电抗器之间的输电线路部分,故在此仅对输电线路正向区内、区外故障进行分析。为方便起见,只讨论输电线路正极故障的情况,如图1所示,分别在正极输电线路区内(f1)和区外(f2)设置故障点。
1.1 输电线路区内、区外发生金属性故障时的电压特征
用本端电气量计算沿线电压分布时,电压分布表达式如下:
式中:ux(t)为线路上距离测量点x处在t时刻的电压计算值;um(t)为t时刻整流侧直流电压测量值;im(t)为t时刻整流侧直流电流测量值;x为计算点与测量点之间的距离。
图2给出了区内、区外发生金属性故障时,通过本端电气量计算得到的直流线路沿线电压分布示意图。图中,Um和Un分别表示整流侧和逆变侧故障稳态电压值。当前方发生故障时,电压呈下降趋势。金属性故障位于区内时,由本端电气量计算得到的电压分布在故障点处为零,在故障点与逆变侧之间的部分电压变为负值,如图2中的曲线1所示;金属性故障位于区外时,由本端电气量计算得到的故障点处电压也为零,直流线路上的电压分布为正值,如图2中的曲线2所示。
对比图2中的曲线1和2后发现,输电线路区内发生金属性故障时,逆变侧补偿电压和整流侧测量电压极性相反;而输电线路区外发生金属性故障时,逆变侧补偿电压与整流侧测量电压极性相同。
显然,利用逆变侧补偿电压和整流侧测量电压的极性就可以准确地区分区内、区外金属性故障。
1.2 输电线路区内、区外发生经过渡电阻故障时的电压特征
图3给出了区内、区外发生经过渡电阻故障时,通过本端电气量计算得到的直流线路沿线电压分布示意图。根据直流输电系统的控制特性可知,在两换流站之间任一点故障的情况下,无论故障严重与否,整流侧和逆变侧电流稳态差值为0.1In[10],从而故障点处的电压为0.1InRf(其中In为额定电流,Rf为接地电阻)。当区内发生经过渡电阻故障时,由本端电气量计算得到的电压在故障点处为0.1InRf,从故障点到逆变侧之间的电压分布呈下降趋势,从而逆变侧电压为一个小于0.1InRf的值,如图3中的曲线1所示;当区外发生经过渡电阻故障时,故障点处的电压计算值也为0.1InRf,从而逆变侧电压为一个大于0.1InRf的值,如图3中的曲线2所示。
对比图3中的曲线1和2后可以看出,当故障发生在区外时,逆变侧补偿电压大于故障点电压;当故障发生在区内时,逆变侧补偿电压小于故障点电压。故通过比较逆变侧补偿电压与某一设定门槛值(与0.1InRf相关的值)的大小关系,就能够区分输电线路区内、区外经过渡电阻故障。
但是,上述方法无法区分区外金属性、小电阻故障和区内高阻故障,为避免区外故障时保护误动作,需要配合一定的延时,该延时主要是考虑输电线路外部保护的动作时间。如果是区外故障,则属于外部保护的动作范畴,延时过程中相关外部保护检测到故障并发出跳闸信号,本线路保护不动作;如果是区内故障,则不属于外部保护的动作范畴,延时过程中外部保护都不发生动作,最终由本线路保护动作。
1.3 故障分析结论
综上所述,当输电线路区内发生金属性故障时,整流侧实测电压与逆变侧补偿电压极性相反,该特性明显不同于其他类型故障;当输电线路区内发生经过渡电阻故障时,逆变侧补偿电压小于一个门槛值,通过延时配合可区分于区外故障。
2 保护原理
根据第1节故障特征分析可知,本文给出的单端保护原理包含2个动作判据:一个判据是判断整流侧测量电压与逆变侧补偿电压极性是否相反,若二者极性相反则判定为区内金属性故障,保护快速动作并具有绝对的选择性;另一个判据是判断逆变侧补偿电压是否小于设定门槛,若小于门槛值则判定为区内高阻故障,保护经延时后动作。
2.1 保护的整定原则
本方案给出了基于极性相反的快速动作判据和基于电压降落的延时动作判据,快速判据或延时判据动作都将判定为直流线路区内故障。
1)快速动作判据
式中:un(t)为t时刻计算得到的逆变侧补偿电压。
该动作判据的整定原则比较简单,只要满足整流侧和逆变侧电压极性相反即可瞬时动作,并具有绝对的选择性。为了保证动作的可靠性,可采取5~10ms内判据持续满足方可动作的策略。
2)延时动作判据
式中:Uth为设定的门槛值;Δt为设定延时。
控制特性的作用将故障点电压钳制在0.1InRf,延时判据中定值Uth的整定原则为低于故障点电压,故采用如下公式:
式中:Krel为可靠系数,一般取1.2~1.5。
Δt的选取则需要考虑外部保护装置的最大动作时间。
2.2 补偿电压计算方法简介
为了实现上文所述的保护原理,需要在输电线路分布参数模型下,根据整流侧的直流电压、直流电流测量值,计算逆变侧补偿电压,用该补偿电压与整流侧测量电压构成保护判据,因此,首先考虑如何计算直流输电线路末端补偿电压。
与交流系统不同,高压直流输电系统中没有主频率强制分量,故应在时域中计算沿线电压分布。文献[11]提供了一种基于时域分布参数模型的沿线电压计算方法,虽然该算法是为交流输电线路设计的,但也同样适用于直流输电线路。其具体计算公式如下:
式中:ZC为线路特征阻抗;r为线路单位长度电阻。
文献[11]所给出的沿线电压时域计算公式是根据输电线路贝瑞隆模型推导而来的,实际输电线路是一个频变参数模型,将此公式应用到输电线路频变参数模型时,只有使用100Hz以下的线路参数才能准确计算沿线电压分布。
2.3 保护的动作策略
直流输电系统的能量来源于整流侧,测量和保护装置也安装在整流侧,本文提出的保护原理是基于单端量而言的,无需进行数据通信,整流侧判别出故障后将信息送至逆变侧即可。
由第1节故障特征分析可知,快速动作判据对于区内金属性故障具有绝对的选择性,但是延时动作判据在整流端背侧故障时可能误动作,故需要配合一定的方向元件。由文献[12]可知,当直流线路发生正向故障时整流侧暂态电流瞬时增大,当直流线路发生反向故障时整流侧暂态电流瞬时减小。因此,可根据整流侧电流突变方向构造方向元件,当电流为正向突变时判定为正方向故障,当电流为反向突变时判定为反方向故障。保护动作逻辑见图4。
3 仿真验证与分析
基于PSCAD/EMTDC电力系统仿真软件,构造双桥12脉动直流系统进行仿真分析,并结合数学分析软件MATLAB对算法进行仿真。系统仿真模型如图1所示。系统参数为:额定电压±500kV、额定电流2kA、额定功率1 000 MW、线路全长1 000km,输电线路选用频变参数模型。数据采样频率为10kHz,故障发生在t=0.3s。
假设本文给出的保护原理最大耐过渡电阻为500Ω,可靠系数取Krel=1.5,根据式(4)选取延时动作门槛值为Uth=150kV,对应标幺值为0.3。
又由于交流侧的保护配置较为完善,通常在发生故障后的几十毫秒内继电保护装置即可动作;换流器、直流滤波器和交流滤波器等元件都配备有电流差动保护,能够快速、可靠地切除故障,其动作时间一般不超过100ms。故本文在考虑一定时间裕度的前提下,将动作延时设定为Δt=200ms。
分别在正极输电线路区内、区外设置金属性和经过渡电阻故障(过渡电阻选为100Ω),得到如下仿真结果。
3.1 输电线路区内故障的仿真结果
正极输电线路内部距离整流侧500km处分别发生金属性和经100Ω接地电阻故障时的电压变化曲线如图5所示。
从图5中可以明显看到,当输电线路区内发生接地故障时,故障发生瞬间整流侧测量电压和逆变侧补偿电压跌落,随后在直流控制器的作用下电压维持在一个稳定水平。
现在重点分析故障稳态过程(0.35~0.50s)的电压变化曲线。当发生金属性故障时,整流侧直流电压测量值与逆变侧补偿电压极性相反,满足快速判据;且整个故障稳态期间逆变侧补偿电压始终小于延时判据的整定门槛,满足延时动作判据;最终由快速判据发出线路重启命令。
当输电线路上发生经过渡电阻故障时,整流侧直流电压测量值与逆变侧补偿电压极性始终相同,不满足快速动作判据;而在稳态时逆变侧补偿电压小于延时判据的动作门槛,延时过程中外部保护都不动作,最终由延时判据发出线路重启命令。
3.2 逆变侧平波电抗器外部故障的仿真结果
正极输电线路逆变侧平波电抗器外部分别发生金属性和经100Ω接地电阻故障时的电压变化曲线如图6所示。
现在对故障稳态过程进行分析。
当发生金属性接地故障时,整流侧直流电压测量值和逆变侧补偿电压极性始终相同,从而不满足快速动作判据;另外,在此期间逆变侧补偿电压小于延时判据的整定门槛,满足延时动作判据,但是在延时过程中外部相关保护会检测到故障并发出跳闸信号;最终本保护不发线路重启命令。
当发生经过渡电阻故障时,整个故障过程中整流侧直流电压测量值和逆变侧补偿电压极性相同,不满足快速动作判据;而逆变侧补偿电压虽然小于延时判据的动作门槛,但在延时过程中外部相关保护会检测到故障并发出跳闸信号;最终本保护也不发线路重启命令。
3.3 其他仿真结果
为了说明此保护原理的正确性,进一步给出了各类故障下保护的动作情况。
在输电线路上、平波电抗器外侧以及交流侧母线分别设置金属性故障、低过渡电阻故障和高阻故障,对各类故障下的保护动作情况进行分析,其结果如表1所示。
从表1可以看出,本文给出的基于补偿电压的单端量保护对区内金属性故障具有绝对的选择性,能够对区内金属性和低过渡电阻故障快速、准确动作,区内高阻故障时延时动作,区外故障时不发生误动作。
4 结语
本文提出的基于补偿电压的单端量保护具有原理简单、整定原则完备的特点;保护算法在时域中实现,所需数据窗短、计算量小、计算延时短,能够满足快速动作要求;利用故障全频带信息,能在故障后全程投入,为直流输电线路提供高性能的后备保护。
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直流补偿 第4篇
输电线路发生故障造成停电,对国民经济中的各个行业均造成较大影响,对于一级负荷,一般设有后备电源,如果后备电源也失去,将会造成重大的财产损失和人生伤亡事故,或者造成重大的政治影响;对于二级负荷,将会造成较大的经济损失和较大政治影响,停电也会对人民生活造成诸多不便。由于城市街道、院校、医院、工厂等利用电力电缆供电的情况越来越普遍,因找不到故障点而导致整条电缆线路报废的情况,在供电区域中时有发生。这种情况不仅造成难以估计的停电损失,而且还带来重新更换,敷设电缆的巨大经济损失[1,2]。因此,故障点的快速、准确定位对提高供电可靠性具有重要的实际意义。有的农网线路甚至翻山越岭,延伸十几公里,多处“T"型连接,使查找工作更为困难。因此,如果能快速定位故障点的大致位置,将大大减少查找故障点的工作量,也将减少停电时间。现有的低压电力电缆故障检测装置存在一些不足,无法满足低压电力电缆故障检测的需要,配网架空线路故障测距装置也是一项急待研究的领域[3]。本文主要针对故障点直流电压补偿法在配电线路故障测距装置中应用问题进行分析讨论。
1 配电线路故障测距的故障点直流电压补偿法
1.1 低压电力线路数学模型的建立
要测量输电线路故障距离,首先应做模拟试验,而模拟试验应先建立低压电力线路的数学模型。输电线路的模型可用图1表示,线路的参数分别有电阻、电抗、电导和电纳,这些参数是沿线路长度均匀分布的,为了计算方便,当线路长度在300 km以内时,常将常将分布参数用集中参数R、X、G、B表示,中、低压电力线路与高压电力线路相比,有以下特点:
1)电压等级较低,不存在电晕损耗,故可以认为电导G≈0,可以忽略不计;
2)线路长度较短,一般为几公里到十几里,电容很小,对应的电纳B≈O,可以忽略不计;
3)中低压架空配线路参数一般可用简化等值电路模型表示,用集中参数电路模型来计算架空线路的故障距离,可以反映配电线路故障的真实情况。
1.2 直流电压补偿法及误差分析
故障点直流电压补偿法就是在测量故障点的距离时,利用数学计算的方法,补偿故障点的电压,使故障点存在的电阻电压降不对测量结果构成影响的一种方法。
理论上分析,直流电压补偿法故障测距产生误差的原因,主要有下列几种:
1)故障点电阻太大,测距电流过小,故障线路上的压降过小,使测距造成误差。
2)故障点太近,线路电阻太小,故障线路上的压降过小,使测距造成误差。
3)线路上存在感应的交流电,使测距造成误差。
4)测量时,环境温度不等于250C而造成的误差。
5)测量时,元件参数变化造成误差。
1.2.1 故障点电阻过大造成的误差及消除方法
测距时的外加电动势E一定,若故障点电阻Rf很大时,电流I很小,故障线路的电压Ir0Lx=UBA≈0,很难测出故障参数。解决办法就是增加电源电压,使线路电流增大,从而使故障线路电压降增大,测量出故障距离。另外,使用高灵敏度的测量装置,也是解决办法之一。
1.2.2 故障距离太近造成的误差及解决措施
故障点太近时,线路电阻很小,Ir0Lx≈0,而测距装置电源提供的电流是有限的,因而故障线路的电压Ir0Lx=UAC-UBC=UAB≈0,很难测出故障参数。解决办法就是出现这种情况时,直接判断故障点就在距测量点10米之内。
1.2.3 线路存在感应交流电造成误差的解决措施
目前,我国的农村和城市的配电线建设步伐加快,电网星罗棋布,每条线路都有机会与其他同电压等级或不同电压等及的线路交叉,以及同杆架设,这会造成当一条线路由于故障退出运行后,虽然经过放电,仍会存在一定的感应交流电压,这对线路故障测距造成较大误差,因此必须想方设法消除感应交流电对测量误差的影响。解决的措施有两种:一种是采用模拟的低通滤波电路,滤掉交流感应电压,另一种是采用数字滤波技术,滤掉交流感应电压。采用模拟的低通滤波电路时,其优点是原理简单,容易实现,但由于需用到电容和电阻,使整个装置的体积变大,电路结构也变得复杂。如果采用数字滤波技术,会提高测量的精度,同时也会装置的结构得到简化,因而应优先考虑采用这种方法。
1.2.4 温度变化对测量误差影响及解决措施
温度变化对测量误差的影响有两方面:一方面是由于环境温度变化,使得线路参数随之发生一定的变化,造成测量误差,这部分误差可以通过查线路的电阻温度系数,在编写程序加以考虑,计算的时候加以补偿,测量时,只需输入即时温度,测距装置便可自动补偿。另一方面是由于仪器在使用时,温度变化,造成一些元件的参数发生相应的变化,从而影响到测量结果,对这部分误差,在实际中,主要是通过开机预热,使仪器温度达到稳定温度后再进行测量,从而减小温度变化对测量的影响。
2 故障点直流电压补偿法的配电线路故障测距装置研制
2.1 故障测距装置的构成
基于故障点直流电压补偿法的配电线路故障测距装置,主要由测距部分和电源部分组成,测距部分包括信号输入、Atmegal6单片机、显示器、按键等组成。故障测距装置的电源主要是由两部分组成,一部分是提供测量用的加在故障线路上的电源电压,另一部分是给测距部分提供的工作电压。测距部分的单片机、显示屏以及测量电源的控制电路均由5V电源供电,测量用的电源电压主要由12V直流蓄电池供电,经变换后得到连续可调的0-200V的直流电压,以满足测距的需要。测距部分由信号输入、低通滤波、Atmegal6单片机、显示屏、按键等组成。
2.2 测距部分
2.2.1 信号输入
由于Atmegal6单片机只能接受0-+5V之间的电压,必须把测量的输入量变换后才能送到单片机。测量时,线路的电压降可通过装置的电压表来监测,保证其值不超过5v。电流量必须变换成电压量,才能输入。
为了减小测量误差,标准电阻可以实测,然后再通过按键输入到单片机,易于修改。另外,建立了输电线路各种规格型号电阻的数据库,在测量时,只须输入线路型号,程序即可调出该型号导线电阻r0,当然,也通过按健直接输入电阻值,在程序中计算出线路的电阻及相应故障点的距离,测量结果可显示在液晶屏上。
2.2.2 低通滤波
因离线测量时,线路大多数存在50Hz感应交流电,这对测量造成很大干扰,使测量造成误差。因此,要考虑把感应交流电过滤掉的低通滤波电路。传统的低通滤波电路,针对某一频率,一般选50Hz。
直流电压衰减很小。采用传统的低通滤波电路时,具有容易实现的优点,但电路结构复杂,同时由于采用到电容和电阻,这将会使装置体积增大,且不能滤除50Hz以上频率的感应交流电。如果采用数字滤波技术,用软件的方法在单片机中实现滤波,这样会提高测量的精度,同时也会减小装置的体积和重量,因而本装置采用数字滤波技术。
由于交流感应电压的频率一般为50Hz,与无线通信的感应电阻远大于50 Hz,即在停电线路上,交流感应电压频率一般均在50 Hz以上,因此,要将交流感应电压完全过滤,而对直流分量没有衰减,可设计低通滤波器的指标为:
采样周期:T=0.00166666(采样频率;600Hz):
模拟指标:fc=1Hz:δc≤3d B,fst=10Hz:δst≥40d B
数字指标:ωc=0.0033Π;δc≤3d B,ωst=0.033Π,δst≥40d B
如果频超过50Hz,则衰减的分贝更大。可见,经过数字低通滤波后,50Hz及以上交流电压基本可以过滤,交流感应电对测量结果几乎没有影响。
2.2.3 ATmegal6型单片机
ATmegal6有一个10位的逐次逼近型ADC。ADC与一个8通道的模拟多路复用器连接,能对来自端EIA的8路单端输入电压进行采样。单端电压输入以OV(GND)为基准。器件还支持16路差分电压输入组合。两路差分输入(ADCI、ADCO与ADC3、ADC2)有可编程增益级,在A/D转换前给差分输入电压提供0d B(1x)、20d B(10x)或46d B(200x)的放大级。七路差分模拟输入通道共享一个通用负端(ADCl),而其他任何ADC输入可作为正输入端。如果使用1x或10x增益,可得到8位分辨率。如果使用200x增益,可得到7位分辨率。ADC包括一个采样保持电路,以确保在转换过程中输入至UADC的电压保持恒定。
2.2.4 抗干扰措施
装置采取了一些抗干扰的措施,这些措施分为硬件措施和软件措施。干扰窜入系统的渠道主要有三条,即空间干扰(场干扰),通过电磁波辐射窜入系统;过程通道干扰,干扰通过与主机相联的前向通道、后向通道及与其它主机的相互通道进入。抗干扰措施有硬件措施和软件措施。硬件措施如果得当,可将绝大部分干扰拒之门外,但仍然会有少数干扰进入微机系统,故软件措施作为第二道防线必不可少。由于软件抗干扰措施是以CPU为代价的,如果没有硬件消除绝大多数干扰,CPU将疲于奔命,无暇顾及正常工作,严重影响系统的工作效率和实时性。因此,一个成功的抗干扰系统是由硬件和软件相结合构成的。
硬件抗干扰措施中,空间干扰可用良好的屏蔽与正确的接地、高频滤波加以解决。主要是电源抗干扰、光电隔离抗干扰、配置去耦电容等措施,电源抗干抗措施是采用独立的直流电池供电。在输入和输出通道上采用光电隔离器来进行信息传输是很有好处的,它将微机系统与各种传感器、开关、执行机构从电气上隔离开来,很大一部分干扰将被阻挡。软件抗干扰采用了人工复位、指令冗余、采用Watchdog等措施。对于失控的CPU,最简单的方法是使其复位,程序自动从0000H开始执行。为此只要在单片机的RESET端加上一个高电平信号,并持续10ms以上即可。
3 结束语
本文分析了低压架空配电线路和电缆线路参数特点,提出了低压配电线路故障测距的新方法一故障点直流电位补偿法。并在此基础上,制定出了低压配电线路相间短路和接地短路故障点的测距方法,对于装置各个部分进行详细设计分析,指出测距装置不仅可用于低压输电线路故障测距,也可用于高压输电线路电阻参数的测量,且带有数字低通滤波,可抵抗线路感应电压的影响,测量精确度较高。
摘要：本文分析了架空配电线路和电缆线路参数特点,提出了配电线路故障测距的方法-故障点直流电压补偿法。并在此基础上,制定出了配电线路相间短路和接地短路的故障点测距方案,设计了测距装置电路图,包括测距板和电源部分。
关键词：配电线路,故障测距,故障点直流电压补偿法
参考文献
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直流补偿 第5篇
目前配电网中存在着大量的三相不平衡负载,这些不对称负载会导致电网电压的不对称,并造成电机附加发热和振动、各种保护和自动装置误动作、变压器漏磁增加和局部过热、线路损耗增大等。配电网静止同步补偿器[1,2,3,4](Distribution Static Synchronous Compensator,D-STATCOM)以其快速的响应速度、可动态连续调节、运行范围宽等优点在不平衡电流补偿中得到了广泛应用。然而对补偿指令电流准确地检测是D-STATCOM对不平衡电流进行良好补偿的前提。通常在指令电流的检测环节中加入了对直流电压的控制,一般是将直流电容电压与参考电压的差经过比例积分(PI)控制器后的输出量叠加到D-STATCOM检测的瞬时有功电流ip的直流分量上,实现对直流侧电压的控制[5,6]。因此直流电压的波动会直接影响装置对指令电流的检测效果。另外,在装置启动的过程中,直流母线电压一开始与给定值之差很大,将经过PI处理后的控制量加入到指令电流的检测环节中,会导致D-STATCOM产生很大的冲击电流,进而产生过大直流母线电压波动,有可能烧坏IGBT和直流母线电容[7,8]。
针对上述问题,本文在分析不对称电压对直流电压影响的基础上,对D-STATCOM的检测环节进行了改进,同时对直流电压采用了分级控制方案,有效地抑制装置启动时的冲击电流,保护了D-STATCOM的安全。最后通过仿真和试验对所提出的方案进行了验证。
1 不对称电压对D-STATCOM直流电压的影响分析
图1为三相四线制的D-STATCOM拓扑结构,其中ea、eb、ec为三相电网电压,isa、isb、isc、isn为三相系统电流及其中线电流,ila、ilb、ilc、iln为三相负荷及其中线电流,ica、icb、icc、icn为D-STATCOM的输出补偿电流,Udc为直流电容电压,L为滤波电抗,Zsa、Zsb、Zsc为三相电网系统阻抗,且PCC为公共连接点。
由于三相不平衡负载会导致配电网公共连接点三相电压不对称,这里假定公共连接点三相不对称电网电压eap、ebp、ecp满足:
式中:U+和U-分别为不对称电压正序和负序电压的峰值,U0为零序电压。φ+和φ-分别A相正序和负序电压的初相角,ω为电网电压角频率。
对于进行不平衡补偿的D-STATCOM来说,其输出电流中也含有负序和零序分量,因此D-STATCOM的输出电流ica、icb、icc可表示成:
式中:I+和I-分别为D-STATCOM输出电流正序和负序分量的峰值,I0为零序电流。θ+和θ-分别A相正序和负序补偿电流的初相角。
将三相不对称电压eap、ebp、ecp和D-STATCOM的输出电流ica、icb、icc经过αβ变换,并表示成αβ坐标系下的空间矢量形式,其中变换矩阵C32为:
通过式(4)和式(5)可以求得D-STATCOM公共连接点的视在功率S:
从式(6)可以看出,当电网电压不对称时,公共连接点到D-STATCOM输出回路的瞬时功率(包括瞬时有功功率和瞬时无功功率)出现了有2倍频率的功率脉动。而D-STATCOM逆变电路交流侧的瞬时有功功率应该和直流侧电容的充电功率相等,因此公共连接点瞬时有功功率的2倍频率功率脉动会导致直流侧电压的2倍频率波动。
2 改进的电流检测法与直流电压的控制
2.1 改进的电流检测原理
图2为ip-iq法的检测原理图。
图2中,ea为A相电网电压,PLL (Phase Locked Loop)为锁相环,ila、ilb、ilc为三相负荷电流,LPF(Low Pass Filter)为低通滤波器,iaf、ibf、icf为提取的三相负荷基波正序有功电流,iah、ibh、ich、inh为提取的三相及其中线补偿指令电流。Udc为直流侧电容电压,U*dc为直流侧给定电压,PI为比例积分控制器。其中:
ip和iq分别是三相负荷电流经过矩阵C32和C变换得到的瞬时有功和无功电流。为ip的直流分量,其值表示负荷基波正序有功电流的幅值。图2中的指令电流检测还加入了直流电压的控制,将直流电压与直流给定电压的差通过PI(比例积分)控制实现直流侧电压的稳定,△ip为PI控制的输出量。其中比例控制用来快速响应减小电压跟踪偏差;积分控制的作用是为了消除电压跟踪的稳态误差,以实现对给定值的无静差跟踪。
经过上节的分析得出公共连接点的三相不对称电压会导致D-STATCOM直流侧电压2倍频波动,进而造成△ip的2倍频波动,在补偿不平衡负荷时△ip的波动将直接导致检测的三相基波正序有功电流的不对称,最终影响D-STATCOM对不平衡电流的补偿效果。下面通过平均值滤波对△ip进行滤波处理,来改善因△ip的波动对检测造成的影响。针对△ip二倍频的波动频率,△ip的直流分量可以经过积分时间为T/2的积分处理后取平均值来提取。相对于低通滤波器,可以将滤波延时缩短到T/2,整个平均值滤波原理如图3所示,主要由积分环节、延时环节、减法环节和除法环节而组成。
结合平均值滤波,对指令电流的检测进行改进。如图4所示,将△ip和相加的结果经过积分时常为T/2的均值滤波处理后,再经过坐标反变换提取三相基波正序有功电流,以有效地抑制因直流电压波动对检测造成的影响。
2.2 直流电压的分级控制策略
为了避免装置启动的过程中,D-STATCOM中较大的冲击电流以及直流电容过大的电压波动,对装置进行软启动控制尤为重要。在D-STATCOM主电路正常工作之前,利用IGBT中的反向并联二极管组成三相桥式整流电路,对串有限流电阻的直流母线电容进行预充电。在公共连接点三相电压对称的情况下,其整流电压平均值Ud可以由式(9)求得:
其中U2为三相电源相电压的有效值,U2L为线电压的有效值。由于串有限流电阻,其最终整流电压达不到1.35U2L,因此可以在直流电压达到1.2U2L,结束预充电,并通过软件控制并联在限流电阻两端的继电器动作,将限流电阻短接,并向主电路发出启动信号。但是在不平衡负载的情况下,公共连接点三相电压会出现不对称,此时的整流电压无法用式(9)来计算,但此刻的最终整流电压Udu满足:
其中Uab、Uac、Ubc分别是公共连接点3个线电压的有效值,这里预充电结束电压可取1.2U2Lmin,预充电结束并将限流电阻切除后,此时的直流电压与参考电压还是相差很大,在电压上升过程中,电压环控制器的输出基本达到饱和,容易造成直流电压超调量大幅度增加,进而可能损害IGBT和直流母线电容。因此这里采取的方法是将直流电容参考电压进行分级,即将直流母线参考电压从整流电压(这里取1.35U2Lmin)逐级递增,每个周期增加△U,n个周期后达到最终给定值U*dc,这里取:
需要说明的是,这里可以取较大的n值,使得△U的值较小,进而保证经过PI控制之后的△ip较小,实现电压缓慢的升高,并抑制D-STATCOM中产生较大的冲击电流。
3 仿真和试验验证
为了验证本文针对不平衡负荷提出的改进的指令电流检测法以及直流电压分级软启动控制的正确性与有效性,在Matlab/Simulink环境中搭建D-STATCOM仿真模型。具体参数如下:D-STATCOM输出端滤波电感为4 mH,直流电容为5 000μF,电容最终参考电压为800 V。首先对不平衡负荷下改进电流检测法进行验证。图5为三相负载电流波形,可明显看出其含有大量的不对称分量。图6是对提取的瞬时有功电流(△ip与的叠加值)进行滤波前后的对比仿真结果。图6(a)为采用传统的指令电流检测法提取的瞬时有功电流波形,其波形发生着2倍频率波动,验证了上文不平衡对D-STATCOM的影响分析;图6(b)是对瞬时有功电流采用平均值滤波后的电流波形,可以看出平均值滤波对交流分量的滤除效果比较明显,电流波形比较平缓。图7 (a)和7 (b)是分别采用传统和改进检测法提取的三相基波正序电流的对比仿真结果,相对于传统的检测法,改进检测法提取的三相基波正序电流更加对称。图8(a)和8(b)是分别采用传统和改进检测法补偿后的三相系统电流的对比仿真结果,可以看出采用传统检测法补偿后的系统电流最大相峰值与最小相峰值(这里为B相和C相)仍有2～3A的偏差,而采用改进检测法补偿后三相系统电流基本平衡,补偿效果更好。
图9 (a)和(b)分别是D-STATCOM采用传统电压控制和分级电压控制启动时的直流电压仿真结果。图9(a)显示,在1s之前属于整流阶段,在1～1.2 s之间有个较小的电压突变,这是由于短接限流电阻造成的,之后在直流电压达到稳定前有较大的超调冲击电压,如果不进行有效地抑制可能直接损坏直流电容。图9(b)显示,采用分级电压控制主要作用于短接限流电阻之后的阶段,其电压呈阶梯状逐渐上升,并且在达到稳定前几乎没有超调电压,有效地保护了直流电容;同时,与之对应的冲击电流也能被有效地限制,保护了D-STATCOM功率开关器件的安全运行。
通过以上仿真可知,采用改进的检测法能有效地提高D-STATCOM对三相不平衡电流的补偿效果;在D-STATCOM启动时,采用分级电压控制策略能有效地实现对直流电容以及功率开关器件的保护。
为了进一步验证上述方法的正确性,下面在一台容量为20 kVA的D-STATCOM样机上进行试验验证。其中,三相电网电压有效值为220 V,负载采用负载功率为4 kVA的三相桥式整流及不对称负载。样机参数为:滤波电感5 mH,直流电容5 000μF,直流电容最终整定电压为800 V,开关元件采用绝缘栅双极晶体管(Insulated Gate Bipolar Transistor,IGBT),DSP采用TMS320F2812,采样频率为12.8kHz,并采用Tek公司的TPS2024B来提取试验波形。
图10(a)为补偿前三相系统电流及A相电网电压波形,可以看出B相系统电流明显大于A、C两相,且三相系统电流都有一定的畸变。图10(b)是采用改进指令电流检测法补偿之后的三相系统电流波形,其波形基本正弦化,谐波得到有效地抑制,并且三相系统电流基本对称,不平衡电流也得到了有效地补偿。图10(c)是D-STATCOM采用分级电压控制启动时直流电压的波形,升压过程也分为预充电、分级升压和稳定电压3个阶段,在分级升压的过程中,其电压按阶梯状缓慢上升,在达到稳定前都几乎没有超调电压,最后稳定在800 V。实验结果表明改进的指令电流检测法对于补偿不平衡电流是正确、有效的,分级电压控制对于D-STATCOM启动时设备的保护是实用、有利的。
4 结论
配电网中大量的不平衡负荷会带来电网公共连接点电压的不对称,在分析不对称电压对D-STATCOM直流电压影响的基础上,结合平均值滤波,提出了一种针对不平衡电流补偿的改进指令电流检测法;同时为了避免D-STATCOM启动时过大的冲击电流烧坏直流电容和IGBT等设备,对直流电压采用了分级电压控制策略,仿真和试验结果均证明了所提策略的正确性与有效性。
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直流补偿 第6篇
架空线路覆冰严重危害电力系统安全,因此其防除冰问题备受关注。交流短路电流融冰需消耗大量无功功率,变电站一般难以提供,故不适用于500 kV及以上线路[1,2];直流短路电流融冰具有融冰电源容量要求易满足、有效作用距离长等优点,是更为可行的方案[3,4]。近年来,国内对直流融冰技术和融冰装置进行了积极的研究[5,6,7,8],开发出了具有融冰功能和兼具SVC功能的2类直流融冰装置并投入实际工程应用,对解决输电线路覆冰问题起到了良好的作用。但目前已投运的直流融冰装置主要存在以下不足:
1)对于单一功能的直流融冰装置,绝大部分时间(线路不需融冰)处于闲置状态,装置的利用率低,投入融冰之前必须进行全面检查和试验,否则其运行安全、可靠性难以保证;
2)对于兼具SVC功能的直流融冰装置,其在无功补偿与直流融冰2种模式下的主电路拓扑结构和控制方式完全不同,每次改变工作模式后都相当于一台新的装置,因此投入运行前必须进行全面检查与试验。
此外,已投运装置对于同一回覆冰线路三相平衡融冰和同一变电站多回覆冰出线轮换融冰的切换操作不够灵活、便捷。
本文介绍的金华500 kV双龙变电站直流融冰兼动态无功补偿系统,具有融补兼顾、切换便捷、操作简单、接入灵活、易于实施的特点,能够有效解决上述问题。
1 直流融冰兼动态无功补偿系统的组成
双龙变是浙江乃至华东电网中的主要枢纽变电站之一,为解决无功平衡与电压波动问题,该变电站已配置常规并联补偿装置,但其无功补偿容量并非连续可调;该站共有10回500 kV出线,其走廊多分布于山区,极易遭受冰雪灾害。因此,考虑在双龙变安装直流融冰兼动态无功补偿系统。
该系统主要由直流融冰兼动态无功补偿装置和线路覆冰在线监测系统等组成,如图1所示。
直流融冰兼动态无功补偿装置,平时工作在无功补偿模式并提供连续可调的动态无功补偿;当输电线路发生覆冰时,融冰切换操作机构只要进行简单的开、合操作,即可便捷、可靠地切换到直流融冰模式(包括同一线路不同相别或不同线路之间轮换融冰的切换/接入操作),为覆冰线路提供融冰电流。线路覆冰在线监测系统由现场监测装置和覆冰状态分析平台等组成,能实时监测线路的覆(融)冰状态,为融冰作业的启动、终止和融冰切换操作提供数据支持和决策依据。有关线路覆冰在线监测技术和设备的研发在国内相对较为成熟[9,10],本文不再讨论。
2 直流融冰兼动态无功补偿装置电路结构
根据构成原理的不同,直流融冰兼无功补偿装置大致可分为晶闸管控制电抗器(TCR)型和可控整流器型2种。图2为TCR型直流融冰兼动态无功补偿装置(简称TCR型装置)的主电路原理结构。
TCR型装置的特点是:在无功补偿模式下运行时响应速度快,且所产生的谐波较小;但在无功补偿与直流融冰2种模式下的主电路拓扑结构和控制方式完全不同,亦即改变运行模式时,装置需退出运行以更改主电路接线和控制方式,这是它的致命弱点。
相比之下,可控整流器型直流融冰兼无功补偿装置虽在无功补偿模式下运行时所产生的谐波(安装的滤波器容量)相对较大,响应速度也略慢,但其最大优点是:只需通过外部隔离开关的简单分合操作,就能实现无功补偿与直流融冰运行模式之间的切换,且2种运行模式下的主电路拓扑结构和控制方式基本不变,从而确保装置的运行可靠性。
可控整流器型装置可采用单桥(三相6脉)或双桥(六相12脉,参见图3)结构,后者在主电路结构、控制策略等方面较前者复杂,单位容量成本也较高,但产生的谐波较小且谐波次数较高,利于滤波处理和提高电能质量等系统品质因素。在进行综合分析比较后,最终确定采用带整流变的双桥12脉设计方案,其一次系统接线如图3所示。
图3中,直流融冰兼动态无功补偿装置由LC滤波兼无功补偿器组(其中5次、7次滤波器为滤除系统对应背景谐波而装设)、整流变、可控硅整流桥、直流电感Ld、直流侧短接闸刀GD、50 Hz滤波器及融冰切换操作机构(包括隔离开关矩阵GM、移动式母线连接器和融冰专用直流母线)等组成;短接器位于双龙变500 kV出线末端(即该线路连接的对侧站),在线路需要融冰时用来短接其末端;GM(1～6)为融冰接入/切换闸刀,且运行在无功补偿模式时,GD闭合、GM(1～6)打开;运行在直流融冰模式时,GD打开、GM(1～6)可按一定规律预设三开三闭模式,以实现三相轮换平衡融冰(如1/5/6闭、2/3/4开→融冰→2/4/6闭、1/3/5开→融冰→3/4/5闭、1/2/6开→融冰等)。
可控整流器型装置经2台35 kV/6.5 kV的整流变压器(接线方式分别为D,d和D,y)接入系统,这是基于如下考虑:
1)暂不考虑双龙变2回长度大于250 km的500 kV出线(与福建联网)的融冰问题,其余8回500 kV出线的长度均在100 km范围内,所需直流融冰电源电压最高不超过20 kV,整流变桥侧电压额定值取6.5 kV,可在确保所需最高融冰电源电压条件下,有效降低装置在融冰模式下运行时的无功消耗;
2)采用12脉整流桥,可显著降低装置运行过程中所产生的谐波污染,从而减小滤波器的设计容量,改善交流系统的电流波形;
3)有效降低装置(包括滤波兼无功补偿器组)的设计(额定)容量和体积,节省装置成本和现场改造成本。
3 直流融冰兼动态无功补偿装置的基本工作原理
3.1 装置运行于无功补偿模式时
当图3中的直流侧短接闸刀GD闭合、隔离开关矩阵GM(1～6)全部断开,同时移动式母线连接器、短接器也不与输电线路相连时,直流侧经电感Ld短接的带整流变12脉可控硅整流桥和LC滤波兼无功补偿器组(其中5次、7次滤波器为滤除系统对应背景谐波而装设)构成一台动态无功补偿装置,并由L-C滤波兼无功补偿器组提供固定容量的容性补偿无功(QC),由直流侧经电感Ld短接的可控硅整流桥提供连续可调的感性补偿无功(-QL),从而总的无功补偿容量为QΣ=QC-QL,连续可调。
稳态情况下,有
式中:U为35 kV母线运行电压有效值;Cn和Ln分别为第n次(n=5,7,11,13,17)滤波器的电容、电感值;Id为直流电流平均值;α为整流桥触发滞后角。
这说明装置在无功补偿模式且稳态运行时,α+γ/2≈90°,QΣ与Id之间为线性关系(假设U和ω1不变,Cn和Ln在滤波器设计好后是定值),因此可通过控制Id,如采用闭环比例积分(PI)控制,在一定范围内实现对QΣ的连续调节。
值得说明的是,鉴于L-C滤波兼无功补偿器组的双重作用,其参数设计也相对复杂一些,一般根据容性无功总补偿容量的需求,首先将其在各次谐波滤波器组中进行平衡分配(低次多、高次少),然后计算出各次谐波滤波器组所需的电容、电感值,最后进行仿真验证,必要时还要进行参数微调,直至满足要求。
3.2 装置运行于直流融冰模式时
当图3中的直流侧短接闸刀GD断开、隔离开关矩阵GM(1～6)按一定的组合方式(三闭三开,如1/5/6闭合、2/3/4断开等)闭合,同时移动式母线连接器和短接器接入相应的待融冰线路时,12脉可控硅整流桥相当于一台直流融冰电源装置,L-C滤波兼无功补偿器组则负责提供装置工作过程中所需的绝大部分容性无功,以减轻电网无功容量(容性)负担,利于系统无功平衡和母线电压的安全稳定运行,同时滤除装置工作时产生的谐波电流。
为防止其他运行中的输电线路感应到融冰线路的工频信号(特别是同杆并架情况下)对直流融冰电源及其控制系统的不利干扰,在直流融冰电源出口处安装了相应的50 Hz工频滤波装置。
装置工作于直流融冰模式时的控制方式与其运行在无功补偿模式下时完全一样,同样也是通过调节α,实现对直流融冰电流Id的控制,只不过因直流侧回路参数不一样,故而控制参数及α的可调范围不一样罢了。
4 直流融冰兼动态无功补偿装置的额定融冰电流设计
有关试验研究表明[11],环境温度约-16 ℃、风速约3.5 m/s情况下,型号为LGJ-400和LGJ-500覆冰导线的最小融冰电流分别约为1 050 A和1 200 A,融冰时导线表面温度可达20 ℃左右,融冰时间在1 h～2 h内;当融冰电流分别提高到约1 400 A和1 600 A时,可在约0.5 h内对覆冰厚度约2 cm的导线实现快速融冰,此时导线表面温度可达约80 ℃。
对截面积S=400 mm2的铝导线进行通流温升仿真(仿真环境为:电阻率ρ=26.3 Ω·mm2/km的无限长导线、放置在一个截面40 m×40 m、周围温度0 ℃、无风的长房间内,导线外表面自然冷却),结果表明,当导线中长时间流过1 250 A电流时,其表面温度不超过85 ℃。这辅证了文献[10]试验结论的正确性。
综合考虑双龙变电站10回500 kV出线实际情况及当地气象统计数据、投资成本等因素后,确定直流融冰兼动态无功补偿装置的额定输出直流电压/电流=17.6 kV/5 kA,即只考虑其中8回(6回LGJ-4×400,2回LGJ-4×630)长度不超过100 km出线的融冰问题。
5 工作模式的切换
假设装置平时在动态无功补偿模式下运行(同时验证其工作可靠性),当需要切换到融冰模式下工作时,具体操作步骤如下:
1)操作相关断路器使待融冰线路退出运行,然后用短接器将其末端短接;
2)操作移动式母线连接器,使待融冰线路与融冰专用直流母线相连接;
3)操作隔离开关矩阵GM(1～6),并构成组合方式为三开三闭的开关状态(如1/5/6闭合、2/3/4断开等),以便直流融冰电源按要求接入待融冰线路;
4)装置正常停机(无需退出运行),使其直流侧输出电流约为0,然后打开整流桥直流侧短接闸刀GD,完成工作模式的切换操作,并使直流融冰电源极线接入待融冰线路;
5)设定融冰电流定值后重新启动装置,在控制器的控制下,直流融冰电流将逐渐从0上升到设定值并开始对覆冰线路进行融冰。
由上可见,装置的工作模式切换只需简单地执行停、开机和若干隔离开关的打开与闭合操作即可完成,不影响其内部主电路(整流桥)接线及其控制方式,也不用退出运行,因此现场操作极为简单、方便。
6 融冰模式下的平衡(循环)融冰
因为存在如下一些情况,直流融冰装置必须具备可方便实现循环(平衡)融冰操作的功能:
1)站内多回出线可能同时出现危及安全的覆冰现象,遇上像2008年初那样的持续雨雪冰冻天气,融冰后的线路还会再次覆冰,须对其再次乃至多次(循环)融冰,故需考虑多回覆冰线路的融冰次序及循环优化问题;
2)直流融冰时,目标线路一般采用末端三相短接,始端一相接直流融冰电源正/负极、另两相并联后接直流融冰电源负/正极构成融冰回路(简称A+B//C或B+C//A或C+A//B)的接线方式,所以流过并联两相(如B相、C相)导线的融冰电流只有非并联相(如A相)的一半左右,也就是说,当A相导线完全融冰时,B相、C相导线不能实现完全融冰,因此需要考虑三相导线的平衡融冰问题。
为此,专门研发了一套能够方便、可靠地对同一线路不同相别(或不同线路之间)实施平衡(循环)融冰切换的操作机构——融冰切换操作机构,主要由融冰专用直流三母线、移动式母线连接器和隔离开关矩阵GM这3部分组成,如图4所示。
图4中,融冰专用直流三母线沿变电站围墙架设,用以将运行在直流融冰模式下的装置输出直流融冰电流引至500 kV线路出线端附近的配电装置上;移动式母线连接器主要由机动车、升降式连接开关(闸刀)等构成,用来建立融冰专用母线和目标线路(需先退出运行)之间的连接;隔离开关矩阵GM(1～6)由6只电动隔离开关组成,通过编码控制,能方便、可靠地实现4种开关状态(其他开关状态闭锁)之间的切换操作,即无功补偿模式下(此时GD接通)的全开断状态和直流融冰模式下(此时GD开断)用以实现三相轮换平衡融冰的3种开关状态(每种开关状态均为三开三闭,如A+B//C融冰对应GM(1,5,6)闭合、GM(2,3,4)断开,B+C//A融冰对应GM(2,4,6)闭合、GM(1,3,5)断开, C+A//B融冰对应GM(3,4,5)闭合、GM(1,2,6)断开等)。
以对安龙5466线实施平衡融冰为例,其操作步骤简述如下:
1)操作安龙5466线双龙站侧与信安站侧断路器使其退出运行,然后用短路器将其末端(信安站侧)短接;
2)操作移动式母线连接器(每相1台),使双龙站侧安龙5466线的A,B,C三相导线与直流三母线一一对应接通;
3)操作隔离开关矩阵,使GM(1,5,6)闭合、GM(2,3,4)断开,构成A+B//C融冰接线方式;
4)装置正常停机(无需退出运行),使其直流侧输出电流下降至约为0,然后断开直流侧短接闸刀GD,完成工作模式的切换操作,并使直流融冰电源极线接入待融冰线路;
5)设定融冰电流定值(如5 kA)后重新启动装置,直流融冰电流将在控制器控制下逐渐上升至设定值,并开始对安龙5466线的A相进行融冰,同时监视线路覆冰及受力等状态;
6)当监测到A相导线覆冰脱落(或到达平衡融冰切换时刻)时,首先装置正常停机(使其输出直流下降到约为0),然后操作隔离开关矩阵,使GM(2,4,6)闭合、GM(1,3,5)断开,构成B+A//C融冰接线方式;
7)重新启动装置(必要时可重设融冰电流定值),在控制器控制下融冰电流将逐渐上升到设定值,并对安龙5466线的B相进行融冰,同时监视线路覆冰及受力等状态;
8)当监测到B相导线覆冰脱落(或到达平衡融冰切换时刻)时,首先装置正常停机(使其输出直流下降到约为0),然后操作隔离开关矩阵,使GM(3,4,5)闭合、GM(1,2,6)断开,构成C+A//B融冰接线方式;
9)重新启动装置(必要时可重设融冰电流定值),在控制器控制下融冰电流将逐渐上升到设定值,并对安龙5466线的C相进行融冰,同时监视线路覆冰及受力等状态;
10)当监测到C相导线覆冰脱落(或到达平衡融冰切换时刻)时,表明安龙5466线已完全融冰(或多条线路同时严重覆冰情况下,该线路覆冰已不构成威胁),装置正常停机,然后操作移动式母线连接器,使该线路始端与融冰专用直流母线脱离(同时撤除其末端的短接器),并合上两端断路器使其恢复正常运行。
结束安龙5466线融冰后,若还有其他线路需要融冰,则重复步骤1～步骤10执行融冰过程即可。
由上可知,专门研制的融冰切换操作机构可在不影响站内500 kV母线的接线方式及其运行可靠性前提下,简单、灵活、可靠地实现平衡(循环)融冰切换操作。
7 直流融冰兼动态无功补偿系统的特点
金华双龙变“500 kV直流融冰兼动态无功补偿系统”采用了多项专利技术(包括新申请专利技术),目前该系统的研制、安装、调试工作已全部完成,并于2009年11月14日—19日成功进行了动态无功补偿和直流融冰运行试验,各项性能指标均达到了设计要求。该系统具有如下特点:
1)所研制的直流融冰兼动态无功补偿装置(专利技术),能够在平时(正常气候条件下)对双龙变(通过35 kV母线)实施动态无功补偿,以利于该站母线电压稳定和提高电网安全稳定经济运行水平;低温雨雪冰冻天气条件下能够用来对该站500 kV出线(专用直流母线延伸后也可对220 kV出线)进行融冰,以防止这些线路因严重覆冰导致断线、倒塔事故,造成重大损失;
2)利用自主研发的融冰切换操作机构(专利技术),可在对电网运行方式影响最小的前提下,安全、方便地实现装置在直流融冰与无功补偿2种工作模式之间,以及融冰模式下同一线路不同相别或不同线路之间的平衡(循环)融冰切换操作,无需改变其内部主电路接线和控制程序结构,有效保证了装置的可靠性,且现场操作简单、步骤少,运行人员易掌握;
3)装置核心部分采用带降压整流变压器的双桥12脉可控硅整流桥设计方案,显著降低了谐波电流比率和滤波器设计容量,改善了交流系统电流波形,有效降低了直流侧融冰工作电压和装置造价;
4)密切结合项目试点工程实际情况,实现所选择的融冰线路针对性强,现场工程改造工作量小,以及工程实施过程中不影响电网的安全稳定运行,对正常运行的影响最小。
摘要：介绍了以金华500 kV双龙变电站为工程试点的500 kV直流融冰兼动态无功补偿系统,叙述了可控整流器型直流融冰兼动态无功补偿装置、融冰专用直流母线及移动式母线连接器的原理、结构、功能与特点。该系统采用多项专利技术,具有在直流融冰与无功补偿2种工作模式之间切换时不改变直流融冰兼动态无功补偿装置内部主电路和控制程序结构,只需通过外部隔离开关矩阵的简单切换操作,即可在对电网运行影响最小的前提下实现工作模式切换,以及融冰模式下同一线路不同相别或不同线路之间的平衡(循环)融冰切换操作等突出优点。
关键词：输电线路覆冰,直流融冰兼动态无功补偿装置,融冰专用直流母线,移动式母线连接器
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直流补偿 第7篇
2010年12月14日, 由中国南车提供核心器件的中国首套500 kV固定直流兼静止无功补偿装置在湖南益阳500 kV复兴变电站成功完成6 000 A融冰试验, 这是我国国内融冰装置进行的最大电流的融冰试验。
直流融冰兼静止无功补偿装置兼具融冰和无功补偿功能, 在线路无融冰需求时, 通过对装置进行切换、重构, 使装置作为静止无功补偿器运行, 为电网提供动态无功补偿, 支撑系统电压, 改变系统无功潮流, 改善系统电能质量。该装置额定容量为114 MW, 额定电流为6 000 A, 作为国内首套、世界第二套直流融冰兼静止无功补偿装置, 其主要技术指标均居国内之最, 对该装置中核心部件换流阀的关键基础器件———12.7 cm的3 400 A、6 500 V大功率高压晶闸管的各项参数要求尤为严格。该大功率高压晶闸管是由株洲南车时代电气股份有限公司电力电子事业部提供的, 经多次试验后通过了6 000 A融冰试验的考验。