并联智能直流电源系统（精选九篇）
并联智能直流电源系统 篇1
在110k V变电站中, 控制、信号、保护、自动装置、事故照明及交流不间断电源等装置的用电均由直流系统提供电源。并联智能直流系通过多只蓄电池模块并联, 组成变电站直流系统, 有效解决了常规蓄电池组在串联方式下单只蓄电池质量、连接线影响整组电池可靠性, 不能在线更换维护, 新旧电池难以匹配, 冗余配置不经济等问题。本文通过典型规模的变电站设备配置计算对并联智能电池组电池容量和模块数量选取提供参考。
2 并联智能直流系统简介
2.1 并联智能电池系统
利用AC/DC、DC/DC技术, 通过单只蓄电池与匹配的AC DC充电电路、DC/DC升压电路等器件创新设计为“并联用智能蓄电池模块”。
IPM-PB型并联智能直流组件由多个智能蓄电池模块并联组成。其中每个并联模块均包括AC/DC模块、DC/DC升压模块、蓄电池五大部分, 其原理框图如图1。
根据厂家资料, 并联智能电池模块额定输出参数为DC220V/2A和DC110V/4A, 电池输入为每只模块配置12V200AH电池1只。
2.2 并联智能电池组性能特点
根据并联智能电池组件厂家提供参数, 我们可以得知, 在外部线路短路时, 并联智能电池组件可以在200ms时间内提供额定电流的7.5倍输出电流, 在60s的时间内可以提供额定电流的2.5倍输出电流, 为在馈线短路时提供足够短路能量, 跳开相应的保护用空开。并联智能电池组件厂家输出电流曲线如图2。
3 直流负荷统计
根据现有南方电网标准设计, 以110k V变电站为例:
变电站最终规模:主变3MVA×63MVA, 110k V为线路变压器组接线形式设有出线3回, 10k V出线45回。
直流电压为:DC110V。
根据以上工程规模, 根据电力工程直流系统设计手册中的直流负荷统计方法[2], 我们统计出变电站的主要直流负荷如表1。
注: (1) 110k V断路器, 操作机构直流电机功率为:700W, 接触器线圈功率:250W (参考阿海珐生产的110k V断路器) 。 (2) 综自厂家参考深圳南瑞科技有限公司的产品, 该公司的保护测控装置正常运行时的额定功率不超过30W。 (3) 随机负荷只考虑1台恢复供电的110k V断路器的合闸。 (4) 负荷系数除事故照明为1.0外, 其余全为0.6[1]。 (5) 计算容量=装置容量×负荷系数。
4 并联智能直流系统电池容量及模块选择
4.1 模块选取
4.1.1 按照最大负荷电流选取
由于站内直流负荷均由布置于主控室的直流系统供电, 由于单个模块的额定输出电流为4A, 根据110k V变电站直流负荷统计, 最大负荷电流为61.45A, 我们应选取并联模块数量为:
模块数取整数:n=16。
且根据并联用电池模块特性, 考虑到当其中一个模块出现故障时, 其应能持续提供最大长时负荷电流, 故配置母联模块数应为n+1=17只。
4.1.2 按照跳开最大馈线空开选择
根据负荷统计表中的数据我们可以得出, 在变电站事故状态下, 直流系统的最大负荷为事故照明, 其工作电流为IS=3000÷110=27.27A, 为保证在馈线故障状态下直流断路器能够可靠动作, 我们在并联智能直流电源系统的直流母线上配置的馈线空开主要为25A, 脱扣特性曲线为C[2]的直流空开和63A脱扣特性曲线为B的直流空开。根据国家相关规范要求, C特性的直流空开瞬时动作电流为:I= (7~15) In, B特性的直流空开瞬时动作电流为:I= (4~7) In。根据以上资料可以算得25AC特性直流空开可靠瞬时动作电流为I=15In=375 (A) , 63AB特性直流空开可靠瞬时动作电流为I=7In=441 (A) 。
查某厂家C型特性开关的脱扣特性曲线如图3。
查某厂家B型特性开关的脱扣特性曲线如图4。
根据脱扣特性曲线, 我们可以发现, 对于C特性空开, 当短路电流大于15倍In时, 断路器的动作时间均小于5ms。对于B特性空开, 当短路电流大于7倍In时, 断路器的动作时间均小于5ms。
根据并联用电池模块的输出特性, 在短路发生0.2s内, 并联电池模块可以输出额定电流7.5倍的电流, 且0.2s的时间远远大于5ms, 可以满足断路器动作时间要求, 为保证断路器可靠动作, 我们需要能够正常运行的并联电池模块提供短路电流应大于跳开母线上空开最大分闸电流:
需要配置的并联电池模块数为:
n取整数为15只, 当选用15只模块可输出短路电流为:
同时考虑母线上一只并联模块故障时直流母线还能提供足够的短路电流, 故实际选取并联模块数量应为n+1=16只。
4.2 蓄电池容量计算
从变电站事故情况下直流负荷统计表可以知道, 在故障状态下变电站的长时电流为61.45A。则2h放电容量C:
实际放电总能量量为:
折算到12V电压时, 需要的电池放电容量为:
参考常规蓄电池容量可靠系数, 选取Krel=1.4, 考虑DC-DC模块转换效率取0.85, 可得需要12V电池实际放电容量为:
查阀控式密封铅酸蓄电池 (贫液单体12V) 的容量系数和容量换算系数表, 取12V电池的放电终止电压为1.85V, 容量系数取0.816[3]。
如果按照12V电压选取蓄电池容量应为:
根据现市面上供货的智能电池组件选用12V的单体容量为200Ah的蓄电池, 从电池容量考虑, 我们需要装置的蓄电池模块数为:
蓄电池模块数取整数12只, 考虑单个模块故障时, 电池组输出容量需满足电池组2h放电容量要求, 故根据电池容量选取模块数量应为13只。
5 系统接线方案
根据以上模块选取和电池容量选取计算, 我们算得按照最大负荷电流选取母联模块需求数最多, 为17只, 瞬时跳开母线最大馈线空开最大需要短路电流应选取母联模块数均为16只, 按蓄电池容量选择需要并联蓄电池只数为13只, 为满足最大需求, 并联智能直流系统需配置17只并联模块。由于蓄电池单体电池容量为200Ah, 根据相关规范要求可以采取集中组屏布置方式布置在继保室[4]。
根据计算结果可得规模为:主变3台, 110k V出线3回, 10k V出线45回的变电站, 采用并联智能直流电源系统时可按照17只并联模块配置, 其接线原理图如图5。
6 结论及建议
根据以上分析, 我们可以发现, 采用并联智能电池组件直流电源系统, 变电站蓄电池的使用只数, 电池容量均比常规直流系统大幅减少, 可不用设置独立蓄电池室。在直流系统并联模块配置计算时, 我们发现决定模块数量多少的不一定是电池输出容量, 同时需要考虑馈线空开配合问题, 有必要时需配置不同特性的馈线空开。另由于新型直流系统输出能量与并联模块数量多少有直接关系, 建议在容量配置和模块选取时按照变电站最终规模考虑相关并联智能直流电源系统模块的配置。
参考文献
[1]《电力工程直流系统设计技术规程》 (DL/T5044-2004) [S].
[2]家用及类似场所用过电流保护断路器第2部分:用于交流和直流的断路器 (GB10963.2-2008) [S].
[3]白忠敏, 刘百震, 於崇干.《电力工程直流系统设计手册》 (第二版) [M].北京:中国电力出版社, 2009.
南方交直流并联电网运行问题分析 篇2
南方电网是中国首个长距离大容量送电的交直流并联运行电网。本文介绍了电网概况，分析了电网运行中存在的弱阻尼、动态电压支撑能力不足等主要问题。在分析电网现有相关技术策略的基础上，探讨了解决这些问题的方法和手段，并对将来的工作进行了展望。
关键词：直流输电；交直流并联；电力系统运行
引言
南方电网由广东、广西、贵州、云南四省（区）电网及南方公司直属电网组成，并通过广东电网与港澳电网相连，东西跨度2000km。两广的能源资源仅占该地区的8.9%，而国民生产总值（GDP）却占四省总和的80%。能源分布与经济发展不平衡决定了必须实施西电东送，以实现资源的优化配置和促进东西部经济可持续发展。四省（区）互联的南方电网在这一背景下应运而生。
直流输电的功率调节迅速而灵活，其本身不存在同步运行的稳定性问题且不会增加交流系统的短路容量，因而被认为是较理想的超高压、远距离输电方式[1]。2000年12月26日，天广直流输电工程极I 投运，标志着我国第一个交直流并联运行电网正式形成。2001年6月，天广直流双极投运。2002年6月天广三回交流输变电工程全线投运，南方电网形成了“三交一直”的交直流并联输电格局。至此，西电东送的能力由2000年的1.5GW提高到2002年的4.5 GW，广东入口断面极限达3.7GW。“十五”后期，随着平果串补、贵广交流、河池串补、贵广直流、三广直流等工程的投运，使西电东送能力达到10GW，将大大缓解广东电网电力不足的状况。
并联智能直流电源系统 篇3
关键词：智能型：高频开关：直流电源系统
中图分类号：TN86
文献标识码：A
文章编号：1006－8937(2009)16－0128－02
直流操作电源系统作为变电站不可或缺的二次配置设备，它为控制装置、自动化装置、继电保护装置、高压断路器分合闸机构、事故照明等提供直流用电，它的稳定可靠运行及电压质量对变电站设备的正常运作起着至关重要的作用。
近几年由于阀控密封铅酸蓄电池的优越性促使其得到普遍应用，与镉镍碱性蓄电池相比，阀控密封铅酸蓄电池具备免维护的重要特点，该电池容易组成成套装置，在正确使用的情况下，温度为25℃的浮充电使用寿命达到10－15年，电池寿命有明显增长；电池自放电的电流小，25℃下每天的自放电率仅为2％；不存在“记忆效应”，工作时电池容量损失少；密封及抗震性能好，结构紧凑。但是虽然具有上述良好性能，阀控密封铅酸蓄电池对温度、充电装置的要求也是更为严格，过充和欠充电都容易造成蓄电池损坏乃至直流系统瘫痪，因而势必要采用更好的直流电源操作系统，智能型高频开关整流系统很好地满足了阀控电池的要求，得到了广泛应用。
目前220kV翁江变电站使用的WATT智能型高频开关直流电源系统主要由高频开关电源模块和分布式监控系统组成，系统采用分布式微机监控技术和国际先进的三电平桥式软开关技术，并率先在直流系统上应用了现场总线技术，使得各模块以信息交互的方式协同工作。系统采用容错方式设计，数据本地采集，数字信号远传，任一模块均可带电插拔，实现了系统的在线维护，可以直接与变电站综合自动化等智能化设备连接，满足日益增多的无人值班变电站要求。
1WATT智能型高频开关电力直流电源系统特点
①采用三电平桥式软开关电源模块化设计，N+1热备份；
②任一功能模块(如监控模块、充电模块)均可带电热插拔，便于系统的安装和维护，大幅度减少了平时维护工作量；
③采用抢总线式的自主均流技术，各模块之间输出电流的最大不平衡度小于5％；
④控制母线和合闸母线可以实现由充电模块单独直接供电，也可以通过降压装置进行热备份；
⑤可靠的电气绝缘和防雷措施，利用绝缘监测装置实时监测系统的绝缘状态，保证了系统和人身的安全；
⑥分布式控制技术，信号采集模块与微机监控模块组成分布式监控系统，就地采集数据，数字信号传输，抗干扰能力强，便于安装、检修；
⑦采用小母线硬接线布线技术，母线采用国际标准色标识，易于识别；
⑧系统采用IEC(国际电工委员会)国际标准，可靠性和安全性有充分保证。
系统智能化程度高，对系统的每个部分能够通过监控模块进行参数配置；实现全数字控制技术，充电模块、微机监控模块、绝缘监测仪、电池巡检等采用数字化控制技术，充电模块采用三电平桥式高频软开关技术，主拓扑电路应力小，充电模块可靠性高，特别适用于电力直流电源三相整流高输入电压条件下的高可靠性要求；监控系统与现代电力电子、网络技术相结合，对直流电源系统提供“四遥”功能的支持，为无人值班工作提供了前提条件；具有输出电流和电压平滑调节的功能，能够实现蓄电池充电温度自动补偿功能；对蓄电池组进行自动保护和管理，能够对蓄电池的均充、浮充电进行智能化控制，实时监控蓄电池的充放电电流和整组、单个电池端电压，设有电池过压、欠压声光提示和充电限流功能；通过设有的多个扩展通讯接口，通常在变电站会接入如电池监测仪、绝缘监测装置等外部智能设备。
2WATT智能型高频开关电力直流电源系统在变电站的应用
220kV翁江变电站直流系统主要由两路交流输入、交流测控模块、充电模块、防雷模块、整流模块、降压模块、集中监控单元、绝缘监测单元、电池数据采集模块和蓄电池等部分组成：
两路交流电源均正常输入时，运行人员通过交流测控模块设置其中一路输入系统，为各个充电模块提供电源。充电模块将外部输入的三相交流电进行转换。整流为110V或220V的直流电源，经二极管隔离后输出，一方面给二次回路及直流装置(如直流交换机等设备)供电，另一方面给蓄电池浮充电。系统通过监控模块对系统进行监控和管理，每一组蓄电池组均配备有信号采集模块，信号发生后由采集模块进行采集，再汇总到监控模块统一处理，有故障时可以发信号至变电站后台监控系统并发出声光提示。系统的绝缘监测仪是其中一个重要部分，当母线绝缘或支路绝缘被检测到降低获接地时，同样会发送信号至变电站后台监控机通知运行人员处理；当其中一路交流电源发生故障时，通过选择自动切换开关实现系统自动切换至另一路外部交流电源。
当两路交流电源同时发生故障或停电时，充电模块因失去输入电源停止工作，由蓄电池供电带起全部负荷，监控模块发出故障告警信号至变电站监控机，通知运行人员尽快恢复交流电源供电。交流停电期间，运行人员需要通过监控模块密切监控蓄电池电压，当电池放电超过规定单节电池容量(如2 V)时，监控模块会发出告警声响，此时应自动或手动停止放电。外部交流电源输入正常以后，充电模块自动恢复对蓄电池的充电(严格按充电曲线进行充电：主充、均充、浮充电)。
系统采用单母线分段接线，交流电源由站用变系统分别由#2、#5柜引出，经整流后由#1、#2馈线柜引出至各保护屏及测控屏。母线电压110V，翁江站装置设有交流互投回路，能够自动切换事故照明单元，蓄电池正常时在浮充电状态，每组容量400Ah，调压装置置“自动”位置，微机绝缘监测仪对正负直流母线的绝缘电阻和对地电压进行实时监测，集中监控器实时采集直流系统内信号，与本站监控系统保持通信，实现对直流系统的四遥功能。正常时两段直流母线开环运行，负荷按两段分配平衡为原则，不存在环路或寄生。
系统正常工作时，充电模块对蓄电池的均／浮充电压与控制母线允许的波动电压范围相比，往往会高出一些，在翁江站采用多级硅调压装置串联接在充电模块输出与控制母线之间，使得调压装置的最终输出电压能够满足控制母线的电压规定。
翁江站调压装置每档可调5V，共五档，通常打在“自动”档位。蓄电池通常在浮充电状态，当系统连续浮充运行超过设定的时间(可通过监控器键盘设置，出厂设置为3个月)或交流电源故障后，蓄电池放电超过十分钟时，系统自动进行均充。自动均充过程：以监控模块设定的均充电流进行稳流充电，当电压逐渐接近均充电压设定值时转为稳压充电，充电电流小于0.01CIO A后延时1h，自动转为浮充运行，当手动定时均充时，可通过监控器键盘预先设置的均充电压、均充时间，按“均充”按钮即可，过程与自动均充过程相同。
3直流系统存在问题及处理
3.1监控模块故障
①监控一直处于开机启动状态，无法正常工作。可能监控模块的软件在运行中死机，关掉监控模块上的电源开关，重新上电。
②按键无响应、显示屏黑屏、花屏。可能监控模块的软件在运行中死机，关掉监控模块上的电源开关，重新上电。
③监控模块无故障告警显示、光字牌报警。此现象一般是后台的遥信信号使用告警干接点连接，在系统曾有过告警又恢复的情况下，与监控模块配套的系统测控模块的告警干接点相应继电器触点不能释放所致，关掉监控模块上的电源开关，重新上电后即可消除。
3.2交流输入故障：
①充电模块对应的交流输入开关跳闸。需要检查直流回路是否有短路现象，如果经检查直流输出回路有短路现象，应判断是有直流屏外故障引起的还是屏内设备原因引起的，如果屏内设备引起的则需要厂家进行处理；如果和上充电模块对应的交流输入开关，如果开关立刻自动断开，则可能是该充电模块故障或交流开关不良。
②交流接触器不吸合。测量交流输入的线电压和相电压是否正常，是否有缺相，如电压过高、过低或者有缺相，可能交流测控模块保护动作断开了交流接触器；经测量交流电源正常，可以拔出交流测控模块电源接口的插头，如能正常吸合则可能是交流测控模块故障，如果不能吸合则可能是交流接触器的故障。
4结语
并联智能直流电源系统 篇4
目前, 站用常规直流电源由高频开关电源模块+铅酸蓄电池组+蓄电池巡检仪+监控系统等构成。蓄电池组由52/104只蓄电池构成, 在运行过程中主要存在以下问题[1~3]:单只蓄电池内部质量问题和连接线问题造成整组蓄电池不能正常带载;蓄电池组中最差一只蓄电池容量决定整组蓄电池容量;新更换蓄电池与原运行蓄电池性能不匹配造成整组蓄电池性能迅速下降;铅酸蓄电池组只能依靠定期离线全容量核容试验才能真正确定实际容量;蓄电池出现内部质量问题时不能在线更换, 需先将备用蓄电池组并联带载后, 再退出问题蓄电池组进行维护;蓄电池巡检仪在串联模式下只能监测单体电池端电压, 无法在线监测其实际容量;对于常规直流系统, 蓄电池核容试验要求人员必须在现场, 且单只蓄电池损坏时需整组更换;变电站突破规模扩建时, 需更换充电机、蓄电池组。本文将针对传统串连电池组运行过程中主要存在的问题, 设计一款模块化的并联电池组。
1 并联直流电源系统原理
并联直流电源系统由多个并联智能电池模块组成, 每个模块独立配置1节12V电池, 每节电池相互独立, 互不影响[4,5]。并联直流电源系统接线如图1所示。
并联蓄电池模块是并联直流电源系统的关键, 它由12V蓄电池与匹配的AC/DC充电模块、DC/DC升压模块等器件组成;多只组件输出并联就组成了满足实际需要的并联蓄电池系统。在每个并联智能电池组件内, CPU智能电路对组件内的AC/DC电路、DC/DC变换器进行监控, 精确控制组件工作在其对应状态, 并与整个系统的监控器进行通信, 接收系统指令。单个并联蓄电池模块基本原理如图2所示。
并联蓄电池模块同时接入站内交流电源及蓄电池, AC 220V通过AC/DC电路形成内部母线电压DC 400V, 此母线同时为DC/DC输出变换器及DC/DC充电变换器提供输入能量, DC/DC输出变换器产生系统母线电压DC220V, DC/DC充电变换器输出12V电压给蓄电池充电;交流失电时, 蓄电池端电压通过DC/DC升压变换器升压输出形成内部母线电压, 并联蓄电池模块可以实现无间断切换至蓄电池供电;并联蓄电池模块内的AC/DC、DC/DC变换器受到CPU智能电路控制, 并联蓄电池模块通过CPU单元与系统监控器进行通信。并联蓄电池模块输出具有限流特性, 即并联蓄电池模块运行时能在100ms内持续输出15A电流, 短时1min持续输出2.5倍额定电流 (这段时间内输出电压维持额定) , 若超过1min则输出限流至1.1倍额定, 此电流计时超过5min后, 再次把输出限流提高至2.5倍额定, 若限流负载不消失则进入循环阶段, 否则输出电压恢复至限流前数值。
并联蓄电池模块可做到交流转直流供电0s切换。在交流电源正常输入时, 形成内部DC 400V母线, 同时DC/DC升压变换器输出DC 340V, 两母线间采用二极管隔离, 正常状态下相当于DC 400V带载, DC 340V母线处于空载待机状态, DC/DC输出变换器在宽输入电压范围内 (290~450V) 正常稳压输出;当交流异常 (掉电) 时, DC 400V电压迅速下跌, 只要A点电压稍低于DC340V, 隔离二极管便正向顺序导通, DC/DC升压变换器输出DC 340V带载, 保证DC/DC输出变换器输入电压不跌出正常范围 (290~450V) , 也就保证输出端电压 (DC220V) 不变, 实现供电0s切换。
2 并联直流电源系统的优点
(1) 设备运行可靠性高。传统的104只单体蓄电池串联模式下, 整串蓄电池整体性能受制于最弱的一只, 整体可靠性是“与”的关系, 串联越多, 可靠性越差。而并联直流电源系统整体可靠性是“或”的关系, 并联越多, 可靠性越高。常规串联直流电源系统单只蓄电池损坏, 整组就需更换;而并联直流电源系统单只蓄电池损坏, 不影响运行。
(2) 方便扩容。当变电站需要突破终期规模扩建时, 传统串联直流电源系统只能整组更换蓄电池, 成本增加过多, 安装等工程量增加;而并联直流电源系统可以根据变电站扩建规模增加相应的模块, 扩建方式灵活。
(3) 单节蓄电池利用率高。传统的104只单体蓄电池串联模式下, 整串蓄电池整体性能受制于最弱的一只, 新旧蓄电池不能混用, 因此当一节或几节蓄电池损坏时需连同该组中未损坏蓄电池整组更换, 势必造成资源浪费, 单体蓄电池利用率不高。并联直流电源系统中每节12V蓄电池相互独立, 可单独更换而与其它蓄电池无关, 都可使用到寿命终止期, 从而提高了蓄电池利用率。
(4) 可以实现自动在线核容。传统串联直流电源系统不具备在线管理每只蓄电池的能力及在线更换蓄电池的功能, 核容1组蓄电池需要2人次2天时间。并联直流电源系统可以利用系统现场负载自动对蓄电池进行在线全容量核容, 每次只允许核容1只蓄电池, 核容完毕后自动转入均充管理阶段, 并把核容数据 (包括电压、电流、核容时间、核容后的物理容量) 导出到系统监控界面, 通过冗余设计, 即使现场一个模块因核容出现问题而退运也不会影响整个系统运行, 因此蓄电池核容时工作人员可不到现场。通过自动核容能够及时发现容量落后蓄电池并对其进行在线更换, 从而减小了维护工作量, 提高了直流电源系统运行可靠性。
(5) 便于分散式布置。传统串联直流电源系统一般全站设置1套蓄电池组置于专用蓄电池室中, 各小室设置直流分屏;对于分散式布置的变电站, 直流分屏数量众多且各小室间距离较远, 分屏至主屏间的电缆压降严重, 电缆截面往往很大, 投资非常高。并联直流电源系统可以根据每个分散布置小室中的直流负荷灵活选择所需的容量, 靠近供电对象就近供电, 既方便设备布置, 又节约投资成本。
3 并联直流电源系统模块与蓄电池容量选择
3.1 蓄电池模块数量选择
鉴于蓄电池模块的输出特性 (可在1min内持续输出2.5倍额定电流) , 蓄电池模块数量只需满足正常工作时的经常性负荷和事故状态下的事故负荷需求即可, 冲击负荷可仅作为核算用。
首先确定直流电源系统事故状态下2h的持续放电电流。蓄电池模块数量按N+1 (N≤6) 原则或N+2 (N≥7) 原则冗余配置。蓄电池模块数量N=Pj/ (Pmax·Ka) , 其中Pj为直流负荷计算容量, Pmax为模块输出最大功率, Ka为安全余量 (取80%) 。
鉴于蓄电池模块可在1min内持续输出2.5倍额定电流, 最后根据蓄电池模块额定输出电流的2.5倍核算冲击能力。
3.2 蓄电池容量选择
由于模块具有均流作用, 因此每只蓄电池提供1/N的负荷功率。单只蓄电池放电电流Is=Px/ (N·η·U) , 其中Px为直流负荷实际容量, N为直流系统选择蓄电池模块数量, η为蓄电池的放电效率 (取0.85) , U为蓄电池额定电压 (取12V) 。蓄电池容量Cc=Krel·Is/Kc, 其中Krel为可靠系数 (取1.40) , Kc为容量换算系数 (根据《电力工程直流系统设计技术规程》选择) 。
4 并联直流电源系统应用
4.1 变电站概况
某750kV配送式智能变电站二次系统划分为750kV二次设备模块、330kV二次设备模块、主变及66kV二次设备模块、公用二次设备室模块, 采用预制舱式二次组合设备与装配式建筑相结合方式, 其中公用二次设备室模块布置于装配式建筑物内, 其它二次设备模块布置于模块化的二次设备预制舱内。
4.2 并联直流电源系统方案
为了适应该站二次设备室分散式布置特点, 提出了并联直流电源系统方案。
(1) 该站采用并联直流电源系统, 由多个并联智能电池模块组成, 电压选用220V。并联直流电源系统预置分级减载策略, 优化蓄电池容量, 保证系统通信设备安全运行。
(2) 并联直流电源系统采用分散式布置形式, 在公用二次设备室和每个预制仓中各配置2套, 标称电压为220V, 采用二段单母线接线形式。每套并联直流电源系统冗余配置并联直流模块, 全站交流电源事故停电时间按2h计算。
(3) 并联直流电源系统采用辐射形供电方式, 根据直流负荷分布情况, 在预制舱内设置直流分屏 (柜) , 各单元的测控、保护、自动装置等负荷均从直流分屏 (柜) 引接。
(4) 该变电站应急照明采取在全站交流失电时由直流母线直接供电方式, 每组蓄电池的容量按全站全部负荷的100%选择, 按最严重的事故放电方式校验。正常运行时, 2组蓄电池不并列运行, 每组蓄电池各带部分经常负荷。确定并联直流电源系统事故下2h的持续放电电流, 根据模块的输出特性 (1min持续输出2.5倍额定电流) , 可不考虑冲击负荷, 满足正常工作时的经常性负荷和事故状态下的事故负荷需求即可。模块数量按N+1 (N≤6时) 原则或N+2 (N≥7时) 原则冗余配置。
4.3 预制舱内直流电源系统容量计算
下面以主变及66kV设备舱为例介绍舱内直流电源系统容量计算。主变及66kV设备舱负荷统计见表1, 其中冲击负荷取66kV母线保护动作的情况。
(1) 电池模块数量N=P/ (Pmax·Ka) =4.83, 加上冗余模块后, N取6。
(2) 冲击负荷校验。并联直流电源系统短时输出能力为额定电流的2.5倍, 即Ie×N×2.5=34.05A (额定电流Ie由产品说明书查得) 。短时最大电流为8.77A+18A=26.77A<34.05A, 满足冲击负荷的需求。
(3) 单个蓄电池放电电流Is=Px/ (N·η·U) =31.54A。
(4) 蓄电池容量Cc=Krel·Is/Kc=101.51A·h, 取蓄电池容量为120A·h。
5 经济比较
传统串联直流电源系统采用两段单母线接线, 两段直流母线间设置联络开关, 全站配置2组1 200A·h蓄电池组, 每组蓄电池含104只2V蓄电池, 每组蓄电池及其充电装置分别接入不同母线段, 第3套充电装置经切换电器可对2组蓄电池充电。全站设直流充电柜3面, 直流馈电柜2面, 每个预制仓设直流分电柜2面。
并联直流系统每个预制仓设电源模块屏体1面。最终传统串联直流电源系统与并联直流电源系统投资比较见表2。
由表2可知, 虽然并联直流电源系统初期投资较大, 但是在全寿命周期成本上有很大优势。
6 结束语
并联直流电源系统相对于传统串联直流电源系统提高了直流电源系统的可靠性和可维护性, 在全寿命周期内节省了成本, 同时更好地适应了二次设备室分散式布置的变电站。本文给出了750kV变电站并联直流电源系统的具体计算方案, 为后续类似工程的开展提供了借鉴和参考。
参考文献
[1]董明, 魏秉政.变电站直流系统现状及存在问题分析[J].继电器, 2016, 34 (3) :82~84
[2]李均甫, 张健能, 任雪涛.浅谈变电站直流系统运行维护的几个问题[J].继电器, 2004, 32 (17) :75~77
[3]郑舒, 贾丰春.铅酸蓄电池存在的问题及其解决办法[J].电源技术, 2013, 37 (7) :1271~1274
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开关电源模块并联供电系统的设计 篇5
开关电源模块并联供电系统通过硬件电路, 构建输出电压电流反馈检测电路, 利用PWM脉宽调制技术进行控制, 并利用运算放大器LM358的线性放大作用, 和电压比较器LM393的比较作用进行阀值设定, 根据总输出电流的反馈信号大小, 改变两个模块的电流阀值, 从而改变输出电流比, 达到设计指标的要求。系统总体电路框图如图1。
并联供电系统由两个电源并联构成, 其中一个做为主电源, 另一个作为从电源。采用DPA245R芯片及电感反激励式DC/DC变换器, 使输出电压恒定为8.0V。电路工作时保持主电源的输出电流恒定, 不同工作状态设置不同输出电流恒定值, 从电源电流根据总输出电流的大小自动跟随, 从而实现了在改变负载使输出总电流变化时, 电路自动调整主从电源的输出电流比。在输出总电流大于4.5A时, 进行过流保护, 当电流恢复时, 自动重启恢复电路功能。
2、硬件电路设计
2.1 DC/DC变换器电路
图2是DC/DC变换器原理图。它是基于DPA42558芯片的反激励式DC/DC变换器, 具有电路简单、体积较小、成本低的特点。最大占空比为70%, 频率300kHz, 反激电压定为56V。利用电压检测电路, 控制芯片C端的电压, 从而进行PWM脉宽调制, 使输出电压恒定为8V。
2.2 电流取样和比例均衡电路
电流取样和比例均衡电路如图3所示。电流取样电路利用两个0.1欧的电阻对两个电源分别进行电流采样, 并通过运算放大器LM358放大采样电压, 来提高电流控制灵敏度。利用运算放大器输出电压, 控制芯片C端的电压, 来进行PWM脉宽调制, 使输出电流恒定在设定值。电流输出均衡过程为:
(1) 在开关拨至2、3端连通时, 如电源电流小于1.5A时, 电压比较器LM393输出高电平, 使主电源输出电流恒定值为0.5A。当输出总电流为1A时, 从电源电流自动跟随到0.5A, 使两个电源输出电流1:1。当输出总电流为1.5时, 从电源电流自动跟随到1.0A, 使两个电源输出电流1:2。当从电源电流大于1.5A时, 电压比较器LM393输出低电平, 使主电源输出电流恒定值为2A。当输出总电流为4A时, 从电源电流自动跟随到2A, 使两个电源输出电流1:1。
(2) 在开关拨至1、2端连通时, 通过手动调节滑动变阻器R17, 来改变主电源输出电流恒定值在0.5~2.3A范围变化, 从电源电流自动跟随。如果输出总电流为1.5~3.5A时, 主从电源输出电流按0.5~2倍比例自动分配。
2.3 过流保护电路
过流保护电路是通过一个加法电路, 对两个模块输出电流求和, 当总电流刚好达到临界阀值4.5A, 电压比较器LM393输出高电平, 触发DPA425R内部的过流保护功能。当电流恢复时, 自动重启恢复电路功能。过流保护电路原理图如图4。
2.4 显示电路
系统显示模块用来显示输出总电压、输出总电流和两个电源模块输出电流, 该模块基于MSPRF-430F2618单片机控制, 利用HT1621B驱动LCD来显示, 功耗非常小。
3、电路调试要点
第一步:先测量电路是否能够正常工作。在电源通电后, 首先要观察电源激励芯片的漏极电位波形及其幅度。两路应该均有电位脉冲波形, 且根据设计要求, 其脉冲幅度不能超过55V。
第二步:将每一路电压源的独立输出电压准确调整至8.0V。将两路电源分割成相互独立状态, 电源输出端口加15Ω负载。对于主电源, 还需要把限流环路的限流能力降低, 例如在R8上并联一个电阻, 使其无法起到限流作用。然后通过调整R3和R6 (R25和R28) 的比例关系, 使输出电压达到8.0V。
第三步:准确调整主电源的第一限流值至0.5A。在限压功能正常的情况下, 主电源输出端口加15Ω负载, 调整电流取样放大电路的增益, 使输出电压能够自动降至7.5V。
第四步:准确调整主电源的第二限流值至2A。首先在主电源输出端口加3.75Ω负载 (4Ω功率电阻并联51Ω+10Ω的小功率电阻) , 调整电流取样放大电路的增益, 使输出电压能够自动降至7.5V。
第五步:调整手动电流分配比例至0.5-2.0。将两路电源的输出电压合并后, 开关拨至手动调整电流比例位置, 改变R17与R23的阻值比例关系, 使得主电源的限流值能够在0.5A-2.3A范围内变化。但必须保持他们的总阻值等于R18的阻值不变。
第六步:调整过流保护阀值至4.5A。将两路电源的输出电压合并后, 加载1.82-1.67Ω的可调功率电阻, 用电流表测量输出总电流, 分别在自动电流分配和手动电流分配两种状态下, 调整功率电阻的大小, 使得输出电流增加到4.5A时, 两路电源均被切底关闭。
第六步:测量输出电压的纹波、噪声幅度、电源工作效率, 做耐久性试验
4、测试结果
经测试, 并联电源系统能以1:1的电流比输出不同的稳定电压, 在输出额定功率 (电流为4A、输出电压为8V) 时, 测得的效率约为67.0%, 输出电流相对误差<5%, 具有负载短路过流保护和自动恢复功能。
摘要：本设计由两个电源并联构成, 其中一个做主电源, 另一个作为从电源。主从两个电源都基于DPA245R芯片, 采用电感反激励式DC/DC变换器, 使输出电压恒定为8.0V。电路工作时保持主电源的输出电流恒定, 不同工作状态设置不同输出电流恒定值, 从电源电流根据总输出电流的大小自动跟随。从而达到不同输出电流时, 主从电源模块自动调节电流比的目的。电路具有负载短路过流保护和自动恢复功能。
关键词：开关电源,DC/DC变换器,DPA2425R,并联供电
参考文献
[1]沙占友, 主编.单片开关电源设计200例[M].北京:机械工业出版社, 2011年1月第1版.
[2]康华光.模拟电子技术基础 (第四版[) M].北京:高等教育出版社, 2007年6月第1版.
并联智能直流电源系统 篇6
多端直流输电系统是指含有3个及3个以上换流站的直流输电系统。与两端直流输电相比,多端直流输电更加经济、运行方式更加灵活,其显著特点在于能够实现多电源供电、多落点受电,提供一种更为灵活、快捷的输电方式,在国内具有较好的发展潜力和应用前景[1,2,3]。由于多端直流输电的运行较两端直流输电复杂,目前世界上已投入实际运行的多端直流输电工程并不多,只有意大利—科西嘉—撒丁岛三端直流输电工程、加拿大纳尔逊河工程、美国太平洋联络线工程及加拿大魁北克—新英格兰多端直流输电系统,国内尚无实际工程[4,5,6,7]。按照接线方式划分,多端直流输电可分为并联型、串联型和混合型[8,9,10]。从调节范围、故障运行方式、绝缘配合及扩建灵活性等角度考虑,采用并联多端直流输电系统有较大优势,现已投入商业运行的多端直流输电系统接线方式均为并联型。
目前,传统基于晶闸管的直流输电已发展到±800 kV特高压直流输电,输送容量巨大。将多端直流技术与特高压直流技术相结合,一方面便于不同地区的电源接入,节约大量交流输电线路,另一方面便于受端系统解决限制电网短路电流水平与提高系统短路比之间的矛盾,因此代表了常规直流输电技术的发展趋势。印度正在建设世界上首个±800 kV多端特高压直流输电工程NEA800,该工程计划于2015年建成投产[11]。可以认为这种多个分散式送端通过一回长距离、特高压直流输电线路送电到多个分散式受端的直流输电系统是一种多端直流输电系统,但本质上它仍然可以沿用两端直流输电系统的技术[12]。文献[13]在原理上对多端直流输电系统保护动作策略进行了研究,文献[14]利用PSCAD/EMTDC软件对多端直流输电系统进行了仿真。由于控制器采用国际大电网会议(CIGRE)简化模型,因此,对于直流系统控制保护行为不能进行详尽的模拟,而实时数字仿真器(RTDS)由于在仿真过程中可采用外部真实的控制保护装置,能够反映从电磁暂态到机电暂态的全过程,从而能够对交、直流系统的相互影响进行更准确的模拟[15,16,17]。
本文结合常规直流输电系统的发展趋势,利用RTDS建立了并联型四端直流输电仿真模型,直流控制保护模型采用南京南瑞继保电气有限公司(以下简称南瑞继保)开发的多端直流输电控制保护样机,与RTDS构成实时闭环仿真试验环境。对RTDS仿真建模及多端直流输电控制保护样机架构及控制保护策略进行介绍,重点利用该仿真系统对并联型四端直流输电系统稳态运行、单站闭锁功率补偿及直流线路故障进行仿真研究。
1 多端直流输电系统实时数字仿真建模
基于RTDS的多端直流输电系统仿真模型如图1所示,图中,站1和站2为整流站,站3和站4为逆变站。采用RTDS对±500 kV,5 000 MW并联型四端直流输电系统进行建模,考虑到RTDS设备资源的合理分配,共采用2个RACK模拟。其中,RACK1模拟多端直流输电系统的站1、站2及一次电气系统和送端等值系统;RACK2模拟站3、站4及一次电气系统和受端等值系统。每极直流线路分为3段,各段线路长度分别为100,854,300 km,2个RACK之间通过直流线路2连接。并联四端直流输电系统各站容量及交流系统情况如表1所示。
2 多端直流控制保护系统
本次仿真研究中,控制保护系统采用南瑞继保基于UAPC(unified advanced platform for control and protection)平台自主研发的多端直流控制保护样机,系统示意图如图2所示。在常规两端直流输电控制保护系统基础上增加独立的多端控制层,对极控制系统进行适当改动,实现多端直流控制保护功能。多端直流控制保护样机按单系统设计,共10面屏柜。配置2台运行人员工作站,可以模拟换流站运行人员的各种操作。
2.1 基本控制策略
多端直流控制采用电流裕度控制是常规两端直流输电系统定电流调节方式的延伸,由一个换流站来控制整个直流网络的直流运行电压,而其他所有的换流站都按照定电流方式来进行调节,进而使得直流系统具有稳定的运行点。通常选用一个逆变站作为直流电压控制站,运行在定熄弧角或定电压特性[1,18]下。
以图1所示的并联型四端直流系统为例,站1、站2、站3为电流控制站,站4为电压控制站。站1、站2和站3均采用定电流控制,其电流指令分别为IrefR1,IrefR2,IrefI2,电流裕度为Imargin。电压控制站站4同样设置定电流控制器,其电流指令IrefI1可根据下式计算得出:
IrefI1=IrefR1+IrefR2-IrefI2-Imargin
由于控制电压的站4电流指令比实际值小一个电流裕度,使得电流控制器不起作用,因而该站运行
在触发角或定电压控制模式,达到控制直流系统电压的目的。
2.2 多端直流控制
多端直流输电系统包含多个换流站,各换流站间的控制作用会相互影响,采用多端控制器来实现各换流站极控制器间的协调,保证直流系统具有稳定的运行点。控制系统架构按多端控制、极控制2级进行配置。
多端控制器主要作用如下:①平衡各换流站功率指令;②协调功率升降;③协调直流电压指令;④配置与切换运行方式;⑤实现多端控制通信。
极控制包含常规两端直流控制功能,主要实现各换流站功率控制,包括换流器触发控制、极功率/电流控制、换流变压器分接头控制等。
2.3 功率指令平衡
并联型多端直流输电系统中,一个或多个换流站直流功率发生变化时,通过多端功率协调控制器重新整定各换流站的功率定值,保证系统能运行在一个稳定的功率水平下。
多端直流输电系统功率协调控制原理见图3。
运行人员输入的各站功率指令通过功率平衡模块和功率损耗模块得到不平衡功率,按事先设定的比例分配到各换流站的直流功率指令上,得到平衡后的各站直流功率指令。通过电流指令计算模块,将得到的各站直流功率指令除以各换流站测量的直流电压值,即可得到各站直流电流指令。当某个换流站的直流功率变化时,线路损耗同时变化,各换流站电流指令之和ΔI不再为0,采用电流平衡控制器完成多端直流输电系统的电流平衡控制功能,具体原理见图4。图中:Iref11至Iref14为站1至站4的电流初始指令值;Iref21至Iref24为站1至站4的电流平衡指令值;K1至K4为站1至站4的比例分配系数。
2.4 功率升降协调
在多端直流输电系统中,负载潮流的变化往往涉及2个以上的换流站,各站功率变化的速度必须加以调整。多端直流输电系统由4个站组成,如其中某站要求以一定速度改变功率,则各站的功率指令必须以各自速度在同一时间达到新的功率值,通过多端控制器可以实现各站功率升降的协调。
2.5 电压指令协调
多端直流输电系统直流电压由一个换流站(电压设定站)进行控制,多端控制器监测各站直流电压,如当其他站电压过高时,多端控制器发出指令,通过调节电压设定站的电压来实现整个多端直流网络电压的控制。
2.6 运行方式配置与切换
多端控制器可以完成正常运行和故障后的多端直流输电系统运行方式的配置与切换。多端直流输电系统发生故障,如某个换流站或一段线路切除后而电流指令经调整后仍然保持平衡,则多端直流输电系统剩下的站仍然可以运行,实现故障切除后系统的快速恢复。
2.7 多端控制通信
本次仿真中将多端控制器配置在换流站1,实际工程中可以按照实际情况灵活设置。多端控制与各站各极控制之间设置通信,实现多端直流输电系统各站之间的协调控制。
3 实时数字仿真结果
3.1 稳态运行工况
多端直流输电系统正送5 000 MW功率,双极全压运行。采用双极功率控制,各站功率指令分别为3 200,1 800,1 800,3 200 MW,站1实际输出功率3 199.9 MW,站2实际输出功率1 799.9 MW,站3和站4实际吸收的功率分别为1 800.1 MW和2 909.0 MW,系统功率损耗为290.2 MW。站4为直流电压控制站,对系统功率差额进行平衡。表2为基于RTDS和实际直流控制保护装置仿真得到的各站稳态运行参数。由仿真结果可知,基于RTDS和实际控制保护装置组成的多端直流输电系统具有较好的稳态运行工况。
3.2 单站紧急闭锁和功率补偿
3.2.1 单站紧急闭锁策略
与常规两端直流输电系统相比,多端直流输电系统可以退出单个换流站,剩余系统继续运行。因此,对于多端直流输电系统而言,某个换流站发生故障退出运行时,不仅需要保证故障部分可靠地退出运行,而且要保证对多端系统中的其他换流站影响最小。
多端直流输电系统整流站紧急停运可以采用与常规两端直流输电系统相同的步骤,收到紧急停运指令后立即执行换流器的闭锁顺序,移相164°,变为逆变模式,直流电流快速降至0后闭锁换流器,断开与直流系统相连接的开关,根据故障类型选择是否跳开交流开关。
多端直流输电系统逆变站紧急停运步骤与常规两端直流输电系统不同,不能简单地采用常规两端直流投旁通对的方法闭锁换流器,否则将导致直流侧短路,使得该极全部直流电流转移到故障换流器,使其难以停运。可以采用快速移相164°的方法,快速将直流电流下降到某个很小值以下(小于40 A)后立即执行换流器的闭锁顺序,20 ms后闭锁换流器。如快速移相直流电流无法下降到40 A以下,则发指令命令2个整流站紧急移相至164°,将直流系统电流降至0后闭锁故障逆变站的换流器,断开与直流系统连接的开关。
3.2.2 单站紧急闭锁功率补偿策略
当多端直流输电系统整流侧某个换流站发生故障双极停运时,可利用整流侧另一个换流站的功率补偿能力来补偿整流侧故障站双极闭锁后造成的功率不平衡,维持逆变侧功率不变。
多端直流输电系统逆变侧非电压控制站发生故障紧急停运后,可利用逆变侧电压控制站的功率补偿能力来平衡逆变侧故障站双极闭锁后造成的功率不平衡,维持总的输送功率不变;也可以指定某个或某2个整流站通过减少相应的功率输出来保证整个系统的功率平衡。
若逆变侧电压控制站发生故障紧急停运后,则需要将电压控制功能切换到剩余的逆变站,根据直流系统和交流系统情况重新整定各换流站功率或电流定值,保证系统稳定运行。
3.2.3 仿真算例1
算例为多端直流输电系统双极2 500 MW运行,故障前各站功率指令分别为1 600,900,900,1 600 MW。站2发生故障,双极紧急闭锁,为了补偿故障站的功率损失,多端控制器检测到站2故障闭锁后,迅速调整站1的功率指令,故障损失的功率快速转移到站1,站1的功率由1 600 MW上升至2 500 MW,使得2个逆变站的功率保持故障前的水平,从而减小了站2故障闭锁对逆变站的影响。各站功率波形见图5。逆变侧单站退出波形详见文献[18],此处不再赘述。
3.3 多端直流线路故障
3.3.1 直流线路故障清除策略
传统两端直流输电系统中,如果一极直流线路发生永久性接地故障,系统经过预先设置的几次重启动(通常为2次全压重启动和1次降压重启动)后故障仍未消除,则停运整个极。多端直流输电系统直流线路故障处理方法比较复杂,由于有多个站运行,线路重启会对其他站产生影响,因此需要按故障线路区域不同分别对待。以图1为例,如果作为主输电线路的线路2发生永久性接地故障,可采用常规两端直流输电系统的方法,在3次重启不成功后停运所有换流站的故障极;若分支线路如线路1或线路3发生故障,采取一次重启不成功就停运与该故障线路直接相连的换流站的策略,跳开故障线路两端的开关将线路隔离,从而清除故障点,在多端控制器的协调控制下,重启剩余三端直流系统并恢复至某个稳态运行状态。
3.3.2 仿真算例2
多端直流输电系统四端单极运行,输送功率900 MW,站1、站2极1之间分支线路1的中点发生永久性接地故障,一次重启不成功切除线路1及站1后剩余系统恢复运行,各站极1直流电压、直流电流波形见图6。
根据仿真结果可知,站1、站2之间极1直流线路中点发生接地故障后,极1直流功率输送中断,整流侧产生较大的短路电流。线路保护检测到直流线路故障后,向整流侧站1、站2极1控制系统发出移相命令,经过250 ms直流线路去游离时间,控制系统释放移相命令,极1线路重启。由于接地故障依然存在,线路重启失败,各站控制系统再次移相。在移相过程中线路1电流为0,断开故障线路开关清除故障点,同时站1发出紧急停运命令,使与该故障线路直接相连的换流站1故障极退出运行,剩余极1三端直流系统重启成功,恢复至稳态运行。极1各站直流电压和电流恢复过程平稳,未出现过电压现象。
4 结语
多端直流输电能够实现多个电源区域向多个负荷中心供电的输电需求,具有较好的发展潜力和应用前景。本文利用RTDS和南瑞继保开发的多端直流控制保护样机,建立了并联型四端±500 kV,5 000 MW双极直流输电实时闭环仿真系统,提出并联型多端直流输电系统控制策略,利用该仿真系统对并联型四端直流输电系统稳态工况、单站闭锁功率补偿及直流线路故障清除策略进行了仿真研究,仿真结果表明所提出的控制策略和开发的控制保护样机可以满足四端直流输电要求。根据仿真结果得到以下结论。
1)在常规两端直流输电控制保护系统基础上增加独立的多端控制层,对极控制系统进行适当改动,可以实现多端直流输电系统的稳定运行。
2)多端直流输电系统送端单个换流站发生双极闭锁停运,可通过多端控制器协调各站功率指令,利用送端另一换流站的功率补偿能力,快速提升功率,减少单站停运的影响,最大限度地保证剩余系统的稳定运行。
3)多端直流输电线路故障清除需要按故障线路区域不同分别对待。主输电线路发生永久性接地故障,可采用常规两端直流输电系统的方法,在完成设定的多次重启不成功后停运所有换流站故障极;如分支线路发生故障,则一次重启不成功就停运与该故障线路直接相连的换流站,通过故障线路的开关将线路隔离以清除故障点,实现剩余直流系统重启并恢复至稳态运行。
摘要：利用实时数字仿真器(RTDS)建立了并联型四端±500kV,5 000MW双极直流输电仿真模型,直流控制保护模型采用所开发的多端直流输电控制保护样机,与RTDS构成实时闭环仿真试验环境。控制策略采用多端直流电流裕度控制,控制系统架构按多端控制、极控制2级进行设置。多端控制包含多端直流输电系统各换流站功率指令分配、功率升降协调、直流电压控制和多端通信等功能。极控制包含常规直流控制功能,主要实现各换流站功率控制。利用该仿真系统对并联型四端直流输电系统稳态运行工况、单站闭锁功率补偿、直流线路故障进行仿真研究,结果表明所提出的控制策略和开发的控制保护样机可以满足多端直流输电要求。
并联智能直流电源系统 篇7
由于综合自动化系统在电厂和变电站的突出重要地位, 其工作电源的可靠性越来越引起更多、广泛层次的关注。UPS作为重要的不间断供电电源, 如何更好的实现与综合自动化系统的融合, 开展对UPS电源供电系统的研究, 具有非常重要的现实意义。
2 问题的提出
2004年热电分厂综合自动化改造项目实施后, 电源配置为两台独立运行的UPS, 承担着服务器、操作员站、工程师站、交换机、通信服务器供电任务, 网络结构为冗余式双以太网。2005年、2006年分别出现过单台UPS故障导致现场一半交换机失电, 出现远程监控失控现象, 对电厂综合自动化系统的稳定运行造成严重安全威胁。
3 分析及解决方案
原因分析:供电方式不灵活和UPS独立配置是供电可靠性差的主要问题所在。为解决该问题, 我们提出了采用冗余式UPS配置方案, 但是根据厂家提供的资料, 该方案仅能解决UPS频繁故障的问题, 但供电方式存在弊端仍然未得到很好的解决。
为解决上述问题, 我们对UPS冗余接线技术要求进行了深入分析, 结合电厂电气系统供电方式设计理念, 2008年对老系统综合自动化系统UPS电源输入、交流输出系统做了部分改进, 使其更好应用于现场实践。下面是具体改造前后电源系统接线图。
3.1 改造前老系统综合自动化系统UPS电源系统接线图
(图1) 中, 正常运行时联络开关1、联络开关2有一个处于断开状态, 所有负载由两台UPS分别独立供电;当任意一台UPS故障时, 都会出现负载断电现象, 部分系统失去监控, 需要合入联络开关后方可恢复系统运行。
3.2 改造后老系统综合自动化系统UPS电源系统接线图
(图2)改造后电源系统运行方式为:正常运行时交流输出11、21及联络开关1、2均处于合闸运行状态, 交流输出开关12、22只允许合入其中任意一个开关;另外, 两台ups处于并联冗余运行状态。从运行方式上来看, 既提高了UPS本身运行的可靠性, 同时改变了负载母线的运行方式, 提高供电可靠性。
4 实施效果及技术特点
该项目实施后, 老系统综合自动化系统至今五年来未出现过一次负载断电现象, 另外UPS定期维护清扫都可以在停机状态下进行, 解决了过去在线运行状态下的设备维护清扫不彻底问题, 提高了检修维护质量。
该方案主要技术特点有几个方面: (1) 根据负载的运行容量, 灵活选取1+1或1+N的冗余并联运行方式; (2) 采用公共短接线, 保证UPS的并联输出条件; (3) 大胆采用电力系统单母分段+双电源供电的主接线设计理念。
5 结语
该方案主要是针对重要负载供电时, 在不改变并联冗余式UPS电源系统结构的情况下, 即不违背UPS并联冗余运行的工作条件同时又满足对负载供电可靠性要求条件下, 提出新的UPS电源供电运行方案。它为UPS如何实现更灵活、更可靠、低成本运行搭建了一个技术应用平台, 对UPS在该领域的广泛应用将会起到积极的推动作用。
摘要：本文根据中铝山西分公司热电分厂老系统电气综合自动化系统UPS电源配置现状, 结合电力系统单母分段+双电源供电的主接线设计理念, 提出了新的UPS供电方案。
关键词：UPS,综合自动化系统,并联冗余
参考文献
[1]易映萍.电力系统UPS接线方式探讨[J].继电器, 2001, 29 (4) :45-47页.
并联智能直流电源系统 篇8
“西电东送”和全国联网将是中国今后几十年内电网发展的2个主要趋势,高压直流输电(HVDC)系统以其独特的优点,在远距离输电和大型互联电网中起着越来越重要的作用。实际的HVDC系统往往与交流输电系统相互连接,从而形成交直流混合电网。交直流系统之间的相互作用,尤其是与弱交流系统连接时,会带来电压不稳定、暂态不稳定、动态过电压和谐波不稳定等一系列问题。
目前,国内外关于交直流系统的研究已取得了不少成果[1,2,3,4]。就电压稳定而言,基本上沿用了纯交流系统相关的静态分析方法[5,6,7,8]。如文献[8]提出最大功率曲线(MPC)是基于最大可用功率(MAP),以此作为系统电压稳定的临界点,同时用短路比(SCR)或者有效短路比(ESCR)来衡量单直流换流母线的稳定性能。文献[9,10]利用电压稳定性因子(VSF)分析受端交流系统的电压/功率静态稳定特性。文献[11]采用特征值方法分析单馈入直流系统的电压稳定性,文献[12]将其扩展到多馈入直流系统中。文献[13,14]讨论了负荷静态特性对3种典型HVDC系统的功率/电压稳定边界指标的影响。文献[15,16]则将崩溃点法用于交直流系统电压稳定性的研究,而文献[17]在此基础上提出了防止电压崩溃发生的交流系统和直流系统措施。文献[18]则应用非线性规划法求解交直流系统的电压稳定临界点。
直流输电系统运行中,换流器需要消耗大量的无功功率,大约占直流输送功率的40%～60%。通常情况下,电压不稳定往往是由于系统无功支撑不足引起的,所以换流母线的电压稳定问题最为突出。而交直流并联系统的电压稳定性研究不同于纯交流和单馈入直流电网,由于直流控制方式和运行方式的多样性及交直流系统之间的相互作用,增加了研究的复杂性。因此,深入探讨系统强度和直流稳态控制方式对换流母线电压稳定性的影响具有很重要的现实意义。
1 交直流并联系统的静态电压稳定性研究模型
采用如图1所示的单条HVDC线路与交流线路并联的交直流系统模型,相对送端而言,系统更容易在受端发生电压失稳,本文选择逆变站换流母线作为研究对象。
基于图1所示系统,其潮流方程如下。
整流侧交流母线:
逆变侧交流母线:
2 并联交流系统强度指标
一般用SCR来定义单直流换流站母线的稳定性能。基于上述交直流系统模型,本文采用等值阻抗Z2来表征受端交流系统的强度:Z2越小,则系统越强。另外,为了计及并联交流输电系统强弱程度对换流母线特性的影响,将定义一个新指标——并联交流系统强度指标IPACSS,以此表示并联交流系统相对于直流系统的强度:
式中:S12为换流母线处并联交流输电系统的短路容量;PdN为换流站的额定功率。
3 静态电压稳定分析
静态分析方法是基于电力系统潮流方程或扩展潮流方程,理论上认为电压稳定是潮流方程是否存在可行解的问题。在电压稳定临界状态研究中,许多学者采用一个朴素的物理观点(最大功率观点):当负荷需求超出电力系统传输能力的极限时,系统就会出现异常,包括电压失稳,因此将系统负荷达到最大值时的运行状态作为静态电压稳定临界点。当系统处于静态稳定极限时,潮流方程的雅可比矩阵奇异,由此可以判断系统的电压稳定情况。
3.1 负荷裕度
在实际中,对于一个给定的运行点,电网运行人员往往关心在保持电压稳定的前提下,系统所能承担的负荷大小。因此,可采用最大负荷能力作为系统的电压稳定裕度。
负荷裕度分析[2]就是从系统的运行状态出发,按照某种模式增长传输功率或者负荷,逐步逼近电压崩溃点,而当前运行点到电压崩溃点之间的距离即称为负荷裕度。通常采用功率裕度指标Kpi来反映节点的强弱:
式中:Pcri为节点i的极限功率;P0i为节点i当前的运行功率。
本文采用负荷导纳模型算法[19,20,21],将重负荷节点的注入功率以一等效导纳表示,按一定增长方式逐步增加节点负荷并进行常规潮流计算,通过判断系统是否达到传输功率极限来准确求取静态电压稳定临界点。
3.2 负荷裕度曲线和电压稳定临界曲线
基于图1所示系统,本文定义一类新曲线——负荷裕度曲线,以此来研究系统负荷裕度与IPACSS的关系。计算方法如下:给定Z2,通过改变Z12来增大或减小并联交流系统强度,然后分别对应求出节点的负荷裕度。对于不同的Z2系统,可得到一簇负荷裕度曲线,如图2(a)所示。
此外,为了分析IPACSS和Z2对换流母线电压的影响,再定义另一类新曲线——电压稳定临界曲线。理论上讲,它是将负荷裕度曲线上的过零点映射到IPACSS-Z2平面上来,可以认为它是系统电压稳定与不稳定区域的分界线,如图2(b)所示。
4 动态电压稳定分析
从本质上而言,电压不稳定的发生是一个动态过程。系统中所有动态元件对电压稳定都起着重要作用,特别是在研究直流输电系统本身的运行特性以及大扰动下交直流系统之间的相互作用时,静态分析方法显然不能满足要求。目前,国内外针对此问题的研究基本是采用时域仿真法。而机电暂态仿真程序使用准稳态模型模拟HVDC系统,但该模型在交流系统不对称故障期间并不适用,难以真实反映系统的动态行为。因此,本文应用具有换流器详细模型的PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真软件对交直流系统进行时域仿真分析,研究其动态特性。
5 算例分析
为了简化分析,本文将采用如图3所示的四机两区域交直流并联系统[2]进行静态和动态仿真研究。
根据文献[14]提出的ALCI(active load characteristics index),确定恒功率模型为该系统的最不宜负荷特性。下面将选取换流母线9为研究对象,采用负荷导纳模型算法求取节点的功率裕度,通过比较不同并联交流系统强度、受端等值阻抗和直流控制方式下该裕度指标的大小来分析其对电压稳定的影响。其中直流输电系统采用详细模型,控制方式为:整流侧定电流—逆变侧定熄弧角(I-γ),运用PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真软件进行动态仿真,以此表明负荷裕度曲线和电压稳定临界曲线这2种静态分析方法的有效性。
5.1 系统强度对电压稳定的影响
仅考虑直流输电系统定I-γ稳态控制方式,根据前述定义,通过改变并联交流输电线阻抗的大小,计算并绘制出换流母线9的部分负荷裕度曲线和电压稳定临界曲线,分别如图4和图5所示。
由图4可知:保持Z2为常量,母线9的负荷裕度将随着IPACSS的减小而降低,最终趋于0,此时系统将达到静态电压稳定极限;从横向来看,保持IPACSS不变,节点的负荷裕度将随Z2的减小而增大,如图中的x1运行点:它与曲线Z2=0.039 0的距离比曲线Z2=0.039 5的大,另外x1位于其他3条曲线的上方,说明在此负荷水平条件下,曲线Z2=0.039 0的稳定裕度最大,而下方对应的3种运行情况已超出静态稳定极限,系统很可能失稳。
为研究并联交流系统强度和受端等值阻抗对换流母线电压稳定性的影响,将从图5中选取3个不同的运行点进行比较分析,具体参数见表1、表2。
比较表1、表2数据得知:在一定的直流控制方式下,交流系统注入换流站的无功功率Q9将随并联交流系统或受端系统强度的增大而增大,这有助于加强交流系统对直流系统的无功支持,从而提高换流母线的电压稳定性。
另外,为了进一步证实由于相关参数变化而引起系统从电压稳定区域过渡到不稳定区域运行,再从图5中选取4个运行点,分成2组进行时域仿真分析,具体参数见表3。
假设在额定负荷水平的运行条件下,线路L89的首端发生三相瞬时接地短路,0.1 s后切除故障,其换流母线的电压波形分别如图6(a),(b)所示。
比较以上2组电压波形可知:在额定运行条件下,情况2和情况3的换流母线电压稳定性较强,系统发生扰动后,电压波动小,最终能够恢复正常运行;而情况4和情况5则产生电压振荡,系统失稳。这说明在保持系统其他参数不变时,较弱的并联交流系统或受端系统强度将直接影响逆变侧换流母线的电压稳定性,从而威胁到整个系统的正常运行。
5.2 直流稳态控制方式对电压稳定的影响
直流输电工程的稳态控制方式[1,3,4]主要有控制有功功率的定功率控制或定电流控制以及控制无功功率的无功功率控制或交流电压控制方式等。若考虑不同方式的组合以及异常状态下最小触发角与熄弧角的限制,或者低压限流器不同参数的影响,那么直流系统的控制方式将非常复杂。限于篇幅,本文只着重分析稳态下定功率与定直流、定熄弧角与定直流电压控制特性对换流母线电压稳定性的影响。
选取系统基值为100 MVA,直流线路额定功率为200 MW,直流额定电压为56 kV,变压器抽头的调节范围为0.95～1.15。直流系统主要稳态控制方式下,均考虑变压器的抽头变化,换流母线9的功率裕度、临界电压以及交流系统注入换流站的无功功率如表4所示。
由表4中数据分析可知:在稳态情况下,直流系统定P-γ控制方式的功率裕度最小,其次是定I-γ控制;而逆变侧定电压的2种控制方式,换流站无功损耗少,换流母线电压较高,稳定裕度最大。在同等系统强度下,由于控制参数不同,交流系统注入换流站的无功功率Q9肯定存在差异。但随着并联交流系统强度的降低,所有控制方式下换流母线的功率裕度和交流系统注入的无功功率都将减小,再次说明系统强度是维持换流母线电压稳定的重要因素。
变压器抽头切换装置是将换流器控制角α或γ保持在期望范围内,对线路电压进行附加电压控制。表5给出不考虑变压器抽头变化,而采用额定变比的各种直流稳态控制方式下,换流母线的功率裕度、临界电压及交流系统注入换流站的无功功率。
通过表5中的数据再次验证了上述分析结果的正确性。比较表4与表5的第1项数据可知:在同等系统强度条件下,不考虑变压器抽头变化的各种直流控制方式的功率裕度均比考虑变压器抽头变化时有不同程度的减小,由此说明变压器抽头切换控制有利于加强系统的稳定性。另外,注意这2种情况下逆变侧定电压的2种控制方式所得结果的异同。在稳态时,直流系统采用定I-V控制,直流输送功率能够保持恒定,这等同于定P-V控制。但当换流母线电压下降又无变压器抽头控制时,直流电压很难维持在额定水平,对于定I-V控制,直流功率将随直流电压的降低而降低;而对于定P-V控制,直流电流却随直流电压的降低而升高,其换流站无功损耗将比定电流控制方式对应的无功损耗增大得多。因此,当受端为弱交流系统时,直流系统采用定I-V控制将有助于提高换流母线的电压稳定性。
附录A给出了不同直流稳态控制方式下换流母线的部分负荷裕度曲线,更加直观地验证了以上分析结论。由于该算例的容量较小,各种控制方式的差别不是很明显。图7仅给出定I-V控制分别在有无变压器抽头切换条件下的电压稳定临界曲线,由此可以看出2种情况下系统稳定区域的差异。
6 结论
本文在交直流并联系统模型的基础上,定义了并联交流系统强度指标,以此表征并联交流输电系统的强弱程度,并且通过比较不同系统相关参数和直流稳态控制方式下换流母线负荷裕度的大小来分析其对电压稳定的影响,研究结果表明:
1)负荷裕度曲线和电压稳定临界曲线能够直观地诠释相关参数对维持系统稳定所起的重要作用。
2)交流系统强度是影响换流母线电压稳定的关键因素。在一定的直流控制方式下,提高交流系统强度,将增大对直流系统的无功支持,有助于加强换流母线的电压稳定性。
3)在相同负荷水平条件下,母线负荷裕度将随并联交流系统强度的增大或者受端等值阻抗的减小而提高。
4)在同等系统强度下,直流输电系统定P-γ控制方式的功率裕度最小;而逆变侧定电压的2种控制方式,换流站无功损耗少,稳定裕度较大;尤其是与弱交流系统连接时,采用带变压器抽头切换控制的定I-V控制方式将有利于系统的稳定运行。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
摘要：随着中国交直流互联电网的发展,迫切需要研究换流母线的电压稳定问题。文中首先给出了交直流并联系统的简单模型,在此基础上介绍了并联交流系统强度指标以及负荷裕度曲线和电压稳定临界曲线。然后以两区域四机交直流混合系统为例,根据负荷导纳模型算法准确求取节点的功率裕度,采用上述2种曲线分析方法详细讨论并联交流系统强度和受端系统等值阻抗对逆变站换流母线电压稳定性的影响。最后对比分析了不同直流系统稳态控制方式下换流母线的负荷裕度,研究结果表明受端为弱交流系统时,采用整流侧定电流—逆变侧定电压的控制方式将有利于提高系统稳定性。
并联智能直流电源系统 篇9
交直流混合输电系统的多谐波源问题是一个全新的理论问题[1]。随着越来越多的高压直流输电(HVDC)系统投入运行,我国已形成复杂的大规模交直流混合输电系统,交直流之间谐波的相互作用变得异常复杂,多个换流站产生的谐波能通过交流输电线路相互影响,形成复杂的多谐波源系统,不仅产生通常HVDC系统的特征谐波、非特征谐波,还会产生间谐波。间谐波是非整数倍基波频率的谐波,电力系统间谐波问题己经引起国内外的广泛关注[2,3,4,5]。目前,国内对间谐波产生的研究尤其是交直流混合输电间谐波的产生机理及其应用建模的分析却较少。
目前,常用的谐波检测分析方法是快速傅里叶变换(FFT)。FFT算法能够实现整数次谐波的精确分析和检测,但是对于非整数次谐波的检测,FFT算法存在着频谱泄漏和栅栏现象,从而使检测出的谐波存在较大的误差。利用插值算法,可以解决栅栏问题,但不能消除因频谱泄漏现象而导致的测量误差;利用加窗算法,可以减小频谱泄漏误差,但是需要构造窗函数,使频谱分析变得复杂[6,7]。小波变换则具有良好的时频局部化特性,可以同时提取信号的时频特性,适用于间谐波的检测[8,9];但是小波变换存在窗口能量不集中的固有缺陷,会造成频谱混叠现象,而且小波变换是按频带而不是按频点方式处理频域信息。
现运用谐波调制理论,并结合开关函数的傅里叶分析,研究了交直流并联输电系统在交流系统供电电源含有畸变谐波时产生间谐波的机理,最后运用FFT和小波变换综合分析法对仿真结果进行间谐波频谱分析,得到的仿真分析结果和计算结果相符,证明了间谐波产生机理的正确性和有效性。
1 间谐波产生的机理
1.1 调制理论
调制理论是一种能描述谐波产生机理、谐波传递行为的方法。基本原理是将换流器看成是连接交流和直流系统的一个非线性调制开关电路。通过调制开关函数能将交直流系统中的电压和电流灵活转换,同时开关函数又能表示成傅里叶级数形式。
对于高压直流输电系统中的任何换流器,电压、电流的输出和输入关系都可以简单表示为[10]
式(1)为电压调制关系式,其中udc为直流电压,ua、ub、uc分别为换流变压器阀侧的供电交流电压,Sua、Sub、Suc表示换流器每一相的电压开关函数。
在现代高压直流输电系统中,换流站普遍采用等间隔触发方式。基于该理论,在谐波分析时,就可以将换流站的电压、电流调制的开关函数写成较规范的幅值为1的傅里叶级数形式。对于6脉波换流器,电压调制函数可表示为
其中,C1、C5、C7等为开关函数的系数,当忽略重叠角μ时,各系数的值取为1。当不能忽略重叠角μ时,各系数为
1.2 直流侧电压
当运用调制理论计算交直流并联输电系统直流侧电压,交直流并联输电系统的电路结构见图1。
由于交直流混合输电系统有交流系统的存在,变压器的非线性特征及某些负荷的非线性特征,会在系统中产生一定量的畸变谐波,使系统处于非理想的供电电源下工作。
假设三相电源仍然对称,交流系统的电源端三相电压为
则根据式(4)和式(1)得到直流侧的电压为
从式(5)可以看出,若非理想电源下,直流侧的电压将出现(6 k±1)ω1±ωi次间谐波,其中ωi(i=1,2,3,…)为交流系统第i次谐波频率,k为整数。
1.3 直流侧电流
若考虑换流器直流侧的等效阻抗时变特性时,将换流器等效成一个非线性时变阻抗,应用傅里叶分析法,该时变阻抗的表达式为[11]
其中,Zac为换流器交流侧每相阻抗;Zoc为常数;Mz为随重叠角变化的调制函数。则直流侧的电流可以通过下式求得:
将求出的直流侧电压udc1、udc2分别进行傅里叶分解,得到各次谐波电压分量用于计算直流侧的谐波电流。直流侧谐波电流计算的等效电路见图2。其中,ZL为线路等效阻抗值。由于在实际电路中,ZL远远大于Zc1和Zc2的值,所以本文计算中忽略换流器时变阻抗的影响,将其看作常数处理。
此时,根据式(7)和式(5)可知,直流侧电流将产生(6 k±1)ω1±ωi次间谐波电流。
1.4 交流侧电流
通过1.3小节计算得到直流侧的电流后,可以通过电流调制函数分别反求得各交流侧的交流电流大小[12]。
其中,电流调制开关函数用傅里叶级数表示为[13]
假设直流侧电流的一般形式如下:
以A相为例,由式(8)和式(10)得到交流侧电流:
从式(11)中可以看出,第1部分是频率为ωac=(6n±1)ω1的特征谐波;第2部分的频率为ωac=ωm±(6n±1)ω1,分为下面3种情况。
a.ωm=6 mω1,此时的ωm是由整流侧的交流系统AC1引起的特征谐波,那么此时的
其中,m、n、k、p都为整数。此时所产生的谐波频率和式(11)的第1部分相当。
b.ωm=6 mω2,此时的ωm是由逆变侧的交流系统AC2引起的特征谐波。当ω2=ω1时,即式(12)结果。
c.ωm=(6 k±1)ω1±ωi,此时的ωm是由式(5)产生的间谐波。那么此时的
这是一组新的间谐波,其频率为2 pω1±ωi。表1为交直流混合输电系统产生间谐波的情况。
2 FFT和小波变换
2.1 FFT
以T1为周期的周期函数f(t)如满足Dirichlet条件则可展开为傅里叶级数[14]:
其中,ω1=2π/T1,为基波的角频率。h取正整数,角频率为hω1的项称为f(t)中的h次谐波,a0也可看作角频率为零的零次谐波。
工程上一般采用FFT算法。对稳态谐波分析而言,FFT无疑是分析谐波的最好算法之一,它可以直接得到波形各频谱分量。各种加窗的傅里叶变换算法的提出使得傅里叶变换的应用越来越广。
2.2 小波变换
对于任意函数f(t)∈L2(R),若选用的小波函数为Ψ(t),则信号的连续小波变换为[15]
其中,Wf为积分小波变换,相应的函数Ψ为母小波,伸缩为a,时移为b的小波函数记为
在实际应用中,选择函数空间L2(R)中的正交小波基函数φ(t),并作尺度、时移二尺度离散,得到正交小波函数簇:
对某特定m值设正交小波基{Ψm,k(t)∶m,k∈Z}生成函数空间Wm,则由离散正交小波函数簇构成的一组正交子空间链{Wj,j∈Z}称之小波空间。尺度空间Vm是一系列子空间链{Wj,j∈Z,j>m}之和,必存在函数φ(t)经过尺度、时移离散得到的函数簇{φj,k(t)∶j,k∈Z}构成子空间Vj上的正交基,称此函数为尺度函数,小波空间与尺度空间间关系可表达为
至此,把函数x(t)在函数空间链{Wj,j∈Z]投影,进行不同“详细程度”的细节分解,函数x(t)可以写成以下级数形式:
工程上通常使用Mallat快速算法进行以上分解。
2.3 FFT和小波变换综合法
FFT算法能够实现整数次谐波的精确分析和检测,但是对于非整数次谐波的检测,FFT算法存在着频谱泄漏和栅栏现象,从而使检测出的谐波存在较大的误差,不能够满足检测精度的要求。
小波变换则存在窗口能量不集中的固有缺陷,会造成频谱混叠现象,而且小波变换是按频带而不是按频点方式处理频域信息。
本文采用FFT和小波变换结合使用的方法,首先对信号进行二进制离散小波变换,分析非稳态谐波和突变及间断点等细节分量,然后从原始信号中除去非稳态谐波、突变点、间断点等细节分量,最后采用加窗傅里叶变换取出稳态谐波分量,见图3。
3 仿真分析
为验证以上分析的正确性和有效性,这里以某个典型的交流和单极直流并联输电系统为例,如图4所示,采用电力电子详细器件模型对其进行了时域仿真。其中,整流侧母线额定电压为500 kV,短路容量为5000 MV·A,整流器运行于定电流控制方式,触发角α1=15°;逆变侧母线额定电压为345 kV,短路容量为10000 MV·A,逆变器工作于定电压控制方式,触发角为α2=140°,最小熄弧角为γ=20°。
仿真实验中2个交流系统的频率设为50 Hz,让整流侧的供电电源含有20 Hz的间谐波,幅值为基波的一半;仿真的采样频率为3.2 kHz,仿真时间10 s,其中取0.6~1 s时间段波形作分析,小波变换则采用5水平db1小波进行,实验结果如图5所示(图中n为采样点数)。
图5(a)和(b)分别为整流侧的直流电压和直流电流的原始波形、近似波形以及频谱特性。从图中可看出,经过小波变换除去信号中的非稳态分量,得到的近似波形再使用加窗FFT进行频谱分析,在频谱图的低频部分(高频幅值较小)清晰地得到30 Hz和70 Hz的间谐波,这是在畸变电源的情况下新生成的间谐波,与表1中(6k±1)ω1±ωi的k=0时的结果相符合。
同样,图5(c)为整流侧交流电流的原始波形、近似波形及频谱特性图。从频谱图中可以看出,生成了大量的20 Hz和80 Hz的间谐波,这与表1中2 pω1±ωi的p=0和1时的结果相符合。
同时,表2和表3列出了另外部分间谐波的计算值和仿真值的结果比较,其中仿真结果包括只用FFT分析方法及FFT和小波变换综合分析法。
注:λU、λI为整流侧直流电压、电流间谐波含有率。
显而易见,通过计算得到的整流侧直流电压、直流线路上的电流,以及交流系统中整流侧的电流中部分间谐波含量与FFT小波变换综合分析法仿真结果非常接近。由此可证明本文对于交直流并联输电系统中间谐波的分析计算是有效的、正确的。
此外,从仿真结果可以看出,经过小波变换除去信号中的非稳态分量以后,再使用加窗傅里叶变换可以很好地得出其中的稳态分量。通常在电网中还存在其他类型的非稳态谐波成分。对于含有暂态分量以及突变、凹陷、闪变等非稳态分量的谐波信号,采用傅里叶变换和小波变换结合的综合分析方法能很好地得到正确的谐波信息,而且具有切实的可行性。
4 结论
本文运用谐波调制理论,研究了在交直流并联输电系统下间谐波的情况,得出以下结论:
a.交流系统供电电源含畸变谐波时,直流线路和交流线路都产生间谐波,各频率如表1所示;
b.经过小波变换除去信号中的非稳态分量以后,再使用加窗傅里叶变换可以很好地得出其中的稳态分量;
c.给出了一个典型交直流并联输电系统的稳态谐波计算结果,验证了理论分析方法的正确性。
摘要：运用谐波调制理论,结合开关函数的傅里叶分析,研究了在交直流并联输电系统下,交流系统供电电源含有畸变谐波时,直流线路和交流侧都产生间谐波的机理。给出了整流侧直流电压、直流电流以及交流电流产生的间谐波的一般形式。经过小波变换除去信号中的非稳态分量以后,再使用加窗快速傅里叶变换可以很好地得出其中的稳态分量。通过一个典型交直流并联输电系统数字仿真,同时在供电电源含有畸变谐波的情况下,对交直流系统的电压和电流量进行了间谐波计算。利用傅里叶小波分析综合分析法得到的仿真结果和计算结果相比较,验证了间谐波产生机理的正确性和有效性。
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