调容式自动补偿装置在低压电网的分析与仿真

2013-12-17黄孝维

电子科技 2013年5期

王钊，黄孝维，刘毅，王栋

(1.陕西省电力公司渭南供电局电力工程公司，陕西渭南 714000;2.青海省海南州兴海县供电公司客服中心，青海海南州 813300;3.西安科技大学电气与控制工程学院，陕西西安 710054;4.宁夏送变电工程公司调试试验分公司，宁夏银川 750004)

以某660 V电网为例，利用Matlab的Simulink软件包，对电压和电流的波形进行了仿真。结果表明调容式自动补偿装置可以广泛用于电力系统。

1 调容式消弧装置补偿原理

成套系统由消弧线圈、电容调节柜、PT、Z型接地变压器和调节控制柜等多部分组成，其一次接线图如图1所示。消弧线圈一次侧等值电感量的改变是通过在二次绕组上并联不同容量的电容器。通过控制串联双向可控硅开关的通断来实现电容器的投切。根据测量到的电网对地电容电流值，来选择不同容量的电容器组合，调节消弧线圈电感值，实现系统的动态调谐，为确保系统在正常运行时中性点位移电压＜15%的相电压，可对系统脱谐度进行调节，而且为避免投切时的过电压和合闸涌流问题，可使可控硅选择在电压过零时投入电容器，同时减小了系统功耗。通过串联相应大小的电抗器，可遏制消弧线圈开关动作时所产生的谐波干扰问题［1］。

2 电容电流的测量

电网的电容电流是选择消弧线圈的主要参数。测量电容电流的方法有直接法和间接法两种。

2.1 电容电流的直接测量

电容电流的直接测量，主要为单相金属接地法。该方法在消弧线圈退出运行条件下，可直接测出电网的电容电流、有功泄漏电流和作为二者向量和的全电流;在消弧线圈投入运行条件下，可直接测得消弧线圈的补偿电流、有功损耗电流和作为二者向量和的全电流，还可直接测出残余电流及其无功、有功分量，从而得出电容电流。该方法在实际测量中较少采用。

图1 可控硅投切电容式消弧线圈

2.2 电容电流的间接测量

电容电流的间接测量方式主要包括:中性点外加电容法、外加电压法、调谐法和变频法等。除前者外，其他均是根据串联谐振原理导出［2］。间接测量法的共同特点是简便，虽无法分出有功分量和无功分量，但也可满足工程实用要求，故应用较广。

图2 经消弧线圈补偿电网系统的等值电路图

基于DSP控制的调容式电容式消弧线圈，使用的是一种间接测量接地电容电流法，即调节投切电容的档位来改变中性点的电压和消弧线圈中的电流，从消弧线圈的低压侧采集数据并计算出系统对地电容电流。由图2可得出消弧线圈接的两端电压U·0为

解式(1)有

在忽略系统阻尼的情况下，即gL+3g0、以A相为参考时，式(1)可变为

将IC=Uφω(CA+CB+CC)和 IL=U0/ωL 代入式(1)有

式中，L为消弧线圈的等效电感;CA、CB和CC为系统三相对地电容;∂为相因子∂=ej120=－1/2+j;IL为系统中性电流经消弧线圈的电流有效值;Uφ为相电压有效值;IC为三相电容电流有效值。

由式(4)可知，在同一运行方式下，通过改变消弧线圈二次侧可控硅投切状态进而调节整个消弧线圈的等值电抗，获得两组节点方程，进而可计算出三相全电容电流为

式中，U01、IL1、U02、IL2分别是两种投切档位下中性点偏移电压值和消弧线圈中流过的电流有效值。

3 消弧线圈控制系统设计

装置选用TMS320F2812的DSP作为主控芯片，其抗干扰能力强，在恶劣环境下可较好地工作。当系统谐振接地时，控制系统不断采集流过消弧线圈的电流IL和消弧线圈两端电压UN的值，在信号的每个周波内均匀地采集12点，对这12点的数据进行全波傅里叶算法后得出其有效值，并算出电容电流IC且在LCD 240×128显示模块中显示;当系统发生单相短路接地故障时，中性点电压将大幅上升，若值大于额定相电压的50%时，判断系统发生单相短路接地故障，此时装置发出接地故障信号，在消弧线圈二次侧的电压过零情况下，立即发出触发脉冲来触发双向可控硅开关，使电容器投入工作，补偿故障电流，减小残流，从而使电弧熄灭。系统恢复正常运行时，在电流过零的情况下控制系统会自动关闭双向可控硅开关，即可将该开关的投切状态恢复到初始状态。同时工作过程中的相关数据也会在 LCD 240 ×128 模块显示［3－4］。

3.1 控制系统硬件设计

控制系统的硬件结构框图如图3所示，调容式消弧线圈控制模块为整个消弧装置的核心部分，由DSP2812和控制软件组成。其采集模块经过采集和滤波等环节实时采集电网各电量来判断电网状态并计算电容电流。消弧线圈二次侧的电压过零信号与DSPI/O双口闭锁输出经过光耦隔离处理来控制双向可控硅开关，对消弧线圈二次侧电容器进行投切控制，触发速度快，可靠性高。同时控制器还为工作人员提供良好的LCD 240×128液晶显示、输入键盘、可断电保存故障记录、历史工作信息等人机界面和掉电存储模块。

图3 系统控制硬件框图

3.2 控制系统软件设计

在CCS开放环境下编译程序，首先在主程序中完成系统A/D转换、故障判断，LCD显示及数据通讯初始化，消弧线圈二次测同步信号的采集与处理［5－6］。当系统处于正常状态时，装置不断计算电网脱谐度和电容电流并将其显示，使电网处于过补偿状态且远离谐振点。当电网处于故障状态时，在10 ms内判断系统处于永久故障或瞬时故障，若是瞬时故障，则标志位依然为0，保持系统原本测量状态。若是永久故障，则故障标志位flag置1，在消弧线圈二次侧电压过零时双向可控硅投切，对故障电流进行补偿，此时电网运行在谐振点附近且保证过补偿状态，当灭弧成功时，消弧成功标志位flag1置1，系统显示脱谐度并依然保持过补偿状态且远离谐振点。系统程序流程如图4所示。

图4 软件系统的流程图

4 实验与仿真

以某660 V电网为对象，仿真模型采用Matlab的SimPowerSystem建立，各段线路、变压器和负载等元件的参数全部按上述660 V系统实际值设定，建立了接近实际的电网单相接地模型。仿真时假设0.02 s时线路A发生单相接地，线路参数为r1=0.17Ω/km，r0=0.23 Ω/km，L1=1.21 mH/km，L0=5.48 mH/km，C1=9.7 nF/km，C0=6 nF/km，l1=20 km。

图5为0.02 s发生单相接地故障前后A，B，C三相电压的波形及整个电网中电容电流IC和消弧线圈补偿的电感电流IL的波形。

图 5 Ua，Ub，Uc及 IL，IC 的波形

当电网发生单相接地故障时，故障相电压为零，非故障相电压变为线电压，消弧线圈两端电压UN从零变为相电压。故障点电容电流IC变为之前的3倍，有可能在故障点形成电弧，而消弧线圈所产生的感性电流IL恰好可抵消电网中的容性电流，从而消除电弧，保证电网安全。从图5中可看出故障后电网的容性电流和感性电流相位相反，从图6可看出在系统未出现故障时，系统内存在较小的IC和IL，两者相互抵消基本为零。在故障时，故障点产生一个波动，随后逐渐为零，所以IC与IL相抵消后的残留Icl基本为零。由图7可看出，当电网故障时，UN逐渐变大，单位升至相电压这一理论值，是由于三相电网不平衡和消弧线圈的铁磁干扰所致，通常认为UN＞50%Uφ(Uφ为相电压)时判断电网为故障［7－8］。