CN104993711A - 一种电压暂降过渡过程模拟装置及方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种电压暂降过渡过程模拟装置及方法，装置包括输入开关、输入变压器、连接电抗、功率单元、输出电抗及输出开关，方法包括确定待模拟系统等值网络模型和待模拟系统的短路故障类型；确定等值网络模型中故障点、待观测电压暂降点、故障持续时间；运用等值网络和对称分量法确定故障前后电压稳态分量；通过等值网络模型的状态方程求出电压暂降过渡过程中的暂态分量；将稳态分量和暂态分量叠加形成脉宽调制信号，加在功率单元的逆变侧，使装置输出所需的三相电压暂降波形。本发明可以模拟电网的任意电压暂降深度、电压暂降持续时间以及电压暂降过程中三相电压之间的复杂相位、幅值关系，为电网中电压暂降的精确模拟给出参考。

Description

一种电压暂降过渡过程模拟装置及方法

技术领域

本发明涉及电力电子技术领域，尤其涉及一种电压暂降过渡过程模拟装置及方法。

背景技术

近年来，电能质量越来越引起人们的关注。调查研究表明，电力系统92％的扰动是由电压暂降引起的，电压暂降会对可调速驱动器、过程控制设备、计算机等的稳定运行造成威胁。短路故障、过负荷、电机启动等均会引起电力系统电压暂降，其中，输配电系统的对称或不对称短路故障是引起电压暂降的最主要原因。为了研究用电设备以及电网本身在短路故障条件下的运行特性，模拟无穷大电网在短路故障下电压暂降时的特性具有重要意义。

现有的电网电压暂降模拟技术可主要分为如下四类：

一、变压器型。此类装置采用切换变压器二次绕组分接头的方式改变暂降电压的幅值，同时控制电压暂降的开始时刻和持续时间。该装置只能模拟固定幅值的电压暂降，例如申请号为200710122400.X、201020125733.5、201120154118.1等中国专利记载了上述变压器型的电压暂降模拟技术。

二、阻抗切换型。此类装置通过TCR(Thyristor Controlled Reactor)切换接入电力系统的阻抗从而产生电压暂降。这类装置适用于高压场合下的设备测试，但电压暂降深度非连续可调且阻抗会产生能量损耗，例如申请号为201110286289.4、201310268995.5等中国专利记载了上述阻抗切换型的电压暂降模拟技术。

三、发电机型。此类装置通过改变同步电机的励磁电流来改变电压暂降的深度和持续时间。由于同步电机惯性较大，故产生的电压暂降动态响应差，且无法产生不对称的电压跌落，同时，该装置安装空间大，价格昂贵。

四、功率放大器型。此类装置通常使用波形发生器来产生所需的电压暂降波形，然后将波形数据导入到功率放大器，输出所需电压等级的电压暂降波形。该类装置产生的电压暂降幅度、持续时间、频次均可调，例如申请号为201010188565.9、201110172119.3等中国专利记载了上述功率放大型电压暂降模拟技术。

以上所述四种电压暂降模拟装置或方法只能模拟电网电压暂降前后的稳态电压幅值和相位，未考虑电网电压暂降的过渡过程，在电压暂降的过渡过程中，稳态分量和暂态分量同时存在。

发明内容

本发明的目的在于提供一种电压暂降过渡过程模拟装置及方法，能够准确模拟电网电压暂降过程中的稳态分量和暂态分量。

为实现上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种电压暂降过渡过程模拟装置，包括输入开关、输入变压器、连接电抗、功率单元、输出电抗、输出开关及第一控制系统，所述的输入变压器采用三个单相变压器串联的结构，原边采用三角形接法，副边采用多副边绕组结构，每个副边绕组均分别连接连接电抗及单个功率单元，每个副边绕组上的单个功率单元之间采用级联形式连接起来，组成单相功率单元，功率单元由三个单相功率单元组成，三个单相功率单元的输出端均分别通过输出电抗及输出开关与电网或待测设备相连，功率单元的输出端采用带中线的星型接法，第一控制系统控制连接功率单元的逆变侧，用来生成功率单元逆变侧的调制波；

第一控制系统生成功率单元逆变侧调制波的过程为：首先根据用户需要确定待模拟系统的等值网络模型，选择待模拟系统的短路故障类型；然后，在确定等值网络中故障点位置、故障持续时间及待观测电压暂降点的位置后；分别计算计算故障前后待观测电压暂降点电压的稳态分量；并计算电压暂降过渡过程中待观测电压暂降点电压的暂态分量；最后，将计算得到的待观测电压暂降点电压的稳态分量和暂态分量进行叠加，形成脉宽调制信号，加在功率单元的逆变侧，对功率单元的逆变侧进行控制，从而生成所需的电压暂降波形。

所述的每个副边绕组上的单个功率单元采用两个H桥背靠背连接方式，左侧H桥为整流侧，右侧H桥为逆变侧，在两个H桥之间并联有储能电容，H桥采用全控半导体器件，且均并联有反向续流二极管。

所述每个副边绕组上的单个功率单元之间采用级联形式连接起来，级联个数由待模拟电压暂降的电压等级确定，每相的单个功率单元之间采用载波移相正弦波脉宽调制方式进行控制。

还包括第二控制系统，用来形成调制波对功率单元整流侧进行调制，第二控制系统控制连接功率单元的整流侧，在形成功率单元整流侧调制波时，第二控制系统先通过将采集到的储能电容两端的电压进行滑窗求平均，得到一个周期的平均值之后，再将此平均值和储能电容两端的额定电压之差进行PI控制，第二控制系统再将PI控制的输出信号与电压互感器采集到的变压器副边绕组的电压相乘后，得到功率单元输入电流的参考值，然后，第二控制系统将此参考值与电流互感器采集到的功率单元输入电流的测量值之差进行P控制，得到电压调制信号，接着，第二控制系统将变压器副边绕组的电压进行P控制后得到电压前馈控制信号，最后将电压调制信号与电压前馈控制信号相加，即可得到功率单元整流侧的调制波，将此调制波加在功率单元的整流侧，即可对功率单元整流侧进行调制，从而使储能电容上具有稳定的电压。

一种电压暂降过渡过程模拟方法，依次包括如下步骤：

(1)根据用户需要确定待模拟系统的等值网络模型，选择待模拟系统的短路故障类型；

(2)确定等值网络中故障点位置、故障持续时间及待观测电压暂降点的位置；

(3)利用等值网络计算故障前待观测电压暂降点电压的稳态分量，利用对称分量法计算故障发生后电压的稳态分量；

(4)利用等值网络模型的状态方程计算电压暂降过渡过程中待观测电压暂降点电压的暂态分量；

(5)将步骤(3)、步骤(4)计算得到的待观测电压暂降点电压的稳态分量和暂态分量进行叠加，形成脉宽调制信号；

(6)闭合输入开关，输入变压器投入工作，储能电容开始充电；

(7)将步骤(5)中得到的脉宽调制信号加到功率单元的逆变侧，对功率单元逆变侧进行控制，从而生成所需的电压暂降波形。

还包括步骤(8)至步骤(13)，具体为：

(8)利用电压互感器采集储能电容两端的电压，记为u_dc,其利用滑窗FFT分析法滑窗求平均得到一个周期的平均值下标dc表示直流；

(9)将步骤(8)得到的平均值储能电容两端电压的参考值的差值Δu_dc输入PI控制器，得到信号ΔI，其中参考值的大小等于电容器两端的额定电压，PI控制器的计算公式为k_p+k_i/s，其中，k_p为比例系数，下标p表示比例，k_i为积分系数，下标i表示积分，s表示拉普拉斯变换；

(10)利用电压互感器采集输入变压器副边绕组的电压u_s1，将步骤(9)得到的信号ΔI与输入变压器副边绕组电压u_s1相乘后得到功率单元输入电流的参考值其中，下标s1表示输入变压器副边，并非变量，下标s表示变压器，并非变量；

(11)利用电流互感器采集功率单元的输入电流i_s，将功率单元输入电流的参考值与功率单元输入电流的测量值i_s的差值Δi_s输入第一P控制器，乘以比例系数k_p1，得到电压调制信号u_m1，其中，下标p表示比例；

(12)将步骤(10)采集到的输入变压器副边绕组的电压u_s1输入第二P控制器，乘以比例系数k_p2，得到电压前馈控制信号u_m2，将电压调制信号u_m1与电压前馈控制信号u_m2相加，得到功率单元整流侧的调制波u_m，其中，下标p表示比例；

(13)将步骤(12)得到的调制波u_m加在功率单元的整流侧，使储能电容上具有稳定的电压。

本发明提出的一种电压暂降过渡过程模拟装置及方法，可以模拟电网的任意电压暂降深度、电压暂降持续时间以及电压暂降过程中三相电压之间的复杂相位、幅值关系，同时考虑了电网暂降的过渡过程，采用稳态分量和暂态分量分别计算并叠加，从而生成调制波的方法，为电网中电压暂降的精确模拟给出参考。

附图说明

图1为本发明所述电压暂降过渡过程模拟装置电路原理图；

图2为图1所述装置中功率单元的电路原理图；

图3为图1所述装置的等效系统接线图；

图4为发生三相接地短路时的复合序网；

图5为发生单相接地短路时的复合序网；

图6为发生两相相间短路时的复合序网；

图7为发生两相接地短路时的复合序网；

图8为本发明所述功率单元整流侧调制波生成算法框图；

图9为本发明实施中电压暂降调制波生成算法流程图；

图10为发生单相接地短路时的待模拟系统模型；

图11为图10所述的观测点m处的A相电压暂降稳态分量；

图12为图10所述的观测点m处的A相电压暂降暂态分量；

图13为图10所述的观测点m处的A相电压暂降波形；

具体实施方式

如图1至图9所示，本发明所述的电压暂降过渡过程模拟装置包括输入开关101、输入变压器102、连接电抗103、功率单元104、输出电抗105、输出开关106及第一控制系统和第二控制系统，输入变压器102采用三个单相变压器串联的结构，原边采用三角形接法，副边采用多副边绕组结构，每个副边绕组均分别连接连接电抗103及单个功率单元，每个副边绕组上的单个功率单元之间采用级联形式连接起来，组成单相功率单元，级联个数由待模拟系统的电压等级确定，功率单元104由三个单相功率单元组成，每相的单个功率单元之间采用载波移相正弦波脉宽调制方式进行控制，三个单相功率单元的输出端均分别通过输出电抗105及输出开关106与电网或待测设备相连，功率单元104的输出端采用带中线的星型接法。

每个副边绕组上的单个功率单元均采用两个H桥背靠背连接方式，左侧H桥为整流侧，右侧H桥为逆变侧，在两个H桥之间并联有储能电容C，G1，G2，G3，G4，G5，G6，G7，G8是并联有反向续流二极管的IGBT。

第一控制系统控制连接功率单元104的逆变侧，用来生成功率单元104逆变侧的调制波，第一控制系统生成功率单元104逆变侧调制波的过程为：首先根据用户需要确定待模拟系统的等值网络模型，选择待模拟系统的短路故障类型；然后，在确定等值网络中故障点位置、故障持续时间及待观测电压暂降点的位置后；分别计算计算故障前后待观测电压暂降点电压的稳态分量；并计算电压暂降过渡过程中待观测电压暂降点电压的暂态分量；最后，将计算得到的待观测电压暂降点电压的稳态分量和暂态分量进行叠加，形成脉宽调制信号，加在功率单元104的逆变侧，对功率单元104的逆变侧进行控制，从而生成所需的电压暂降波形。

第二控制系统控制连接控制连接功率单元104的整流侧，用来形成调制波对功率单元104整流侧进行调制，在形成功率单元104整流侧调制波时，第二控制系统通过将采集到的储能电容C两端的电压进行滑窗求平均，得到一个周期的平均值之后，再将此平均值和储能电容C两端的额定电压之差进行PI控制，第二控制系统再将PI控制的输出信号与电压互感器采集到的输入变压器102副边绕组的电压相乘后，得到功率单元104输入电流的参考值，然后，第二控制系统将此参考值与电流互感器采集到的功率单元104输入电流的测量值之差进行P控制，得到电压调制信号，接着，第二控制系统将输入变压器102副边绕组的电压进行P控制后得到电压前馈控制信号，最后将电压调制信号与电压前馈控制信号相加，即可得到功率单元104整流侧的调制波，利用此调制波对功率单元104整流侧进行调制，从而使储能电容C上具有稳定的电压。

图3为本发明所述电压暂降过渡过程模拟装置的等效系统接线图，K为短路点，电流的方向规定由电源指向短路点为正，分别为短路点的A、B、C三相总电流，分别为从短路点到系统M侧和N侧的A、B、C三相支路电流，电压的正方向如图中的所示，分别表示短路点的A、B、C三相总电压，其中，所有下脚标中的字母均为区分，并非变量。

如图9所示，本发明所述的电压暂降过渡过程模拟方法依次包括以下步骤：

(1)根据实际模拟需求确定待模拟系统的等值网络模型，选择待模拟系统的短路故障类型，系统的短路故障类型包括单相接地短路、两相相间短路、两相接地短路以及三相接地短路四种；

(2)根据实际模拟需求确定等值网络中故障点的位置、故障持续时间及待观测电压暂降点的位置；

确定故障点和待观测电压暂降点即确定了暂降深度，确定故障持续时间即确定了暂降持续时间和电压暂降过渡过程。

(3)利用等值网络计算故障前待观测电压暂降点电压的稳态分量，利用对称分量法计算故障发生后待观测电压暂降点电压的稳态分量，包括故障点电压和待观测电压暂降点到故障点的电压差；

故障前待观测电压暂降点电压的稳态分量可由系统的等值网络直接算出，为现有技术，不再赘述；故障发生后待观测电压暂降点电压的稳态分量可由对称分量法算出，具体计算过程如下：

图4为发生三相接地短路时的A相复合序网，K1点为短路点，m点为待观测电压暂降点，分别为从故障点向M侧、N侧看进去的A相戴维南等值电动势，其值等于短路发生之前故障点的A相电压。Z_M1、Z_M2分别为从短路点向M侧、N侧看进去的A相等值阻抗，Z_k1为待观测电压暂降点m点到短路点的A相等值阻抗，Z_s1为待观测电压暂降点m到M侧的A相等值阻抗，其中，所有下脚标中的字母均为区分作用，并非变量。

图5是发生单相接地短路时的A相复合序网，用来计算单相接地短路后待观测电压暂降点电压的稳态分量。假设在K点发生A相金属性接地短路，短路点以向量表示的边界条件为：

$\left\{\begin{array}{c}\stackrel{\·}{U_{\mathrm{ka}}}=0\\ \stackrel{\·}{I_{\mathrm{kb}}}=\stackrel{\·}{I_{\mathrm{kc}}}=0\end{array}\right.$

转换为对称分量表示的边界条件：

$\left\{\begin{array}{c}\stackrel{\·}{I_{\mathrm{ka}1}}=\stackrel{\·}{I_{\mathrm{ka}2}}=\stackrel{\·}{I_{\mathrm{ka}0}}\\ \stackrel{\·}{U_{\mathrm{ka}1}}=\stackrel{\·}{U_{\mathrm{ka}2}}+\stackrel{\·}{U_{\mathrm{ka}0}}=0\end{array}\right.$

发生单相接地短路时的复合序网如图5所示。在发生单相接地短路时，m为待观测电压暂降点，K1、K2、K0分别为正序、负序、零序网络的等效短路点，Z_M1、Z_N1分别为从故障点向M侧、N侧看进去的A相正序等值阻抗，Z_M2、Z_N2分别为从短路点向M侧、N侧看进去的A相负序等值阻抗，Z_M0、Z_N0分别为从短路点向M侧、N侧看进去的A相零序等值阻抗，Z_k1、Z_k2、Z_k0分别为待观测电压暂降点m到短路点的A相等值正序阻抗、负序阻抗和零序阻抗，Z_s1、Z_s2、Z_s0分别为待观测电压暂降点m到M侧的A相等值正序阻抗、负序阻抗、零序等值阻抗。分别为从短路点向M侧、N侧看进去的A相戴维南等值电动势，分别为短路点的A相正序电流、负序电流和零序电流， 分别为待观测电压暂降点m到M侧的A相等值正序电流、负序电流、零序电流，分别为待观测电压暂降点m到N侧的A相等值正序电流、负序电流、零序电流，分别为短路点的A相正序电压、负序电压和零序电压，其中，所有下脚标中的字母均为区分，并非变量。

对图5中的复合序网进行计算，便可求出发生单相接地短路时各序的电压、电流值，然后根据对称分量法，求出故障点的电压及待观测电压暂降点的电压，故障点电压和待观测电压暂降点到故障点的电压差即为二者之差，这样就可得到发生单相接地短路故障后待观测电压暂降点电压的稳态分量。

图6为发生两相相间短路时的A相复合序网，用来计算两相相间短路后待观测电压暂降点电压的稳态分量。假设在K点发生B、C两相相间短路，短路点以向量表示的边界条件为

$\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{I}}_{\mathrm{ka}}=0\\ {\stackrel{\·}{I}}_{\mathrm{kb}}=-{\stackrel{\·}{\mathrm{Ik}}}_k\\ {\stackrel{\·}{U}}_{\mathrm{kb}}={\stackrel{\·}{U}}_{\mathrm{kc}}\end{array}\right.$

转换为对称分量表示的边界条件：

$\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{I}}_{\mathrm{ka}1}=-{\stackrel{\·}{I}}_{\mathrm{ka}2}\\ {\stackrel{\·}{U}}_{\mathrm{ka}1}={\stackrel{\·}{U}}_{\mathrm{ka}2}\end{array}\right.$

发生两相相间短路时的复合序网如图6所示。在发生两相相间短路时，m为待观测电压暂降点，K1、K2分别为正序、负序网络的等效短路点，Z_M1、Z_N1分别为从短路点向M侧、N侧看进去的A相正序等值阻抗，Z_M2、Z_N2分别为从短路点向M侧、N侧看进去的A相负序等值阻抗，Z_k1、Z_k2分别为待观测电压暂降点m到短路点的A相等值正序阻抗、负序阻抗，Z_s1、Z_s2分别为待观测电压暂降点m到M侧的A相等值正序阻抗、负序阻抗。分别为从故障点向M侧、N侧看进去的A相戴维南等值电动势，分别为短路点的A相正序电流、负序电流，分别为待观测电压暂降点m到M侧的A相正序电流、负序电流，分别为待观测电压暂降点m到N侧的A相正序电流、负序电流，分别为短路点的A相正序电压、负序电压，其中，所有下脚标中的字母均为区分，并非变量。

对图6中的复合序网进行计算，便可求出发生两相相间短路时各序的电压、电流值，然后根据对称分量法，求出故障点的电压及待观测电压暂降点的电压，故障点电压和待观测电压暂降点到故障点的电压差即为二者之差，这样就可得到发生两相相间短路故障后待观测电压暂降点电压的稳态分量。

图7为发生两相接地短路时的A相复合序网，用来计算两相接地短路后待观测电压暂降点电压的稳态分量。假设在K点发生B、C两相相间短路，短路点以向量表示的边界条件为

$\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{I}}_{\mathrm{ka}}=0\\ {\stackrel{\·}{U}}_{\mathrm{kb}}={\stackrel{\·}{U}}_{\mathrm{kc}}=0\end{array}\right.$

转换为对称分量表示的边界条件：

$\left\{\begin{array}{c}{\stackrel{\·}{I}}_{\mathrm{ka}1}+{\stackrel{\·}{I}}_{\mathrm{ka}2}+{\stackrel{\·}{I}}_{\mathrm{ka}0}=0\\ {\stackrel{\·}{U}}_{\mathrm{ka}1}={\stackrel{\·}{U}}_{\mathrm{ka}2}={\stackrel{\·}{U}}_{\mathrm{ka}0}\end{array}\right.$

发生两相接地短路时的复合序网如图7所示。在发生两相接地短路时，m为待观测电压暂降点，K1、K2、K0分别为正序、负序、零序网络的等效短路点，Z_M1、Z_N1分别为从短路点向M侧、N侧看进去的A相正序等值阻抗，Z_M2、Z_N2分别为从短路点向M侧、N侧看进去的A相负序等值阻抗，Z_M0、Z_N0分别为从短路点向M侧、N侧看进去的A相零序等值阻抗，Z_k1、Z_k2、Z_k0分别为待观测电压暂降点m到短路点的A相等值正序阻抗、负序阻抗和零序阻抗，Z_s1、Z_s2、Z_s0分别为待观测电压暂降点m到M侧的A相等值正序阻抗、负序阻抗、零序阻抗。分别为从故障点向M侧、N侧看进去的A相戴维南等值电动势， 分别为短路点的A相正序电流、负序电流和零序电流，分别为待观测电压暂降点m到M侧的A相正序电流、负序电流、零序电流， 分别为待观测电压暂降点m到N侧的A相正序电流、负序电流、零序电流，分别为短路点的A相正序电压、负序电压和零序电压，其中，所有下脚标中的字母均为区分，并非变量。

对图7中的复合序网进行计算，便可求出发生两相接地短路时各序的电压、电流值，然后根据对称分量法，求出故障点的电压及待观测电压暂降点的电压，故障点电压和待观测电压暂降点到故障点的电压差即为二者之差，这样就可得到发生两相接地短路故障后待观测电压暂降点电压的稳态分量。

利用等值网络得出复合序网，再运用对称分量法计算出三相的电流电压值均为公知技术，在此不再赘述。

(4)利用等值网络模型的状态方程计算电压暂降过渡过程中待观测电压暂降点电压的暂态分量；

先画出系统的等值网络模型，列出故障后系统的状态方程，由于故障前后电感电流不能突变，电容电压不能突变，利用故障前的电感电流、电容电流作为初值对状态方程进行求解，即可得待观测电压点电压的暂态分量。这些也为公知技术，不再赘述。

(5)将步骤(3)、步骤(4)计算得到的待观测电压暂降点电压的稳态分量和暂态分量进行叠加，形成脉宽调制信号；

因为故障发生时，待观测电压暂降点的电压中，稳态分量和暂态分量同时存在，所以可以将计算得到的待观测电压暂降点电压的稳态分量和暂态分量直接相加。故障前电压的稳态分量用来确定电压暂降前的电压波形，故障发生时电压的稳态分量和暂态分量的和即为电压暂降时的电压波形。

(6)闭合输入开关101，输入变压器102投入工作，储能电容C开始充电；

(7)利用电压互感器采集储能电容C两端的电压，记为u_dc,由于u_dc包含直流分量和交流分量，但交流分量的幅值较小且不易被控制，通常将u_dc的控制转变为对其直流分量的控制，所以将储能电容两端的电压u_dc通过滑窗FFT分析法滑窗求平均得到一个周期的平均值下标dc表示直流，滑窗FFT分析法为现有技术，在此不再赘述。

(8)将步骤(7)得到的平均值与储能电容C两端电压的参考值的差值Δu_dc输入PI控制器，得到信号ΔI，PI控制器的计算公式为其中，k_p为比例系数，下标p表示比例，k_i为积分系数，下标i表示积分，s表示拉普拉斯变换参考值的大小等于电容器C两端的额定电压，可通过查手册获得，Δu_dc通过软件做差获得。

(9)利用电压互感器采集输入变压器102副边绕组的电压u_s1，将步骤(8)得到的信号ΔI与输入变压器102副边绕组电压u_s1相乘后得到功率单元104输入电流的参考值其中下标s1表示输入变压器102副边，下标s表示输入变压器102，并非变量，信号ΔI与输入变压器102副边绕组电压u_s1相乘通过软件实现。

(10)利用电流互感器采集功率单元104的输入电流i_s，将功率单元104输入电流的参考值与功率单元104输入电流的测量值i_s的差值Δi_s输入第一P控制器，乘以比例系数k_p1后，得到电压调制信号u_m1，下标p表示比例，下标p1仅为区分作用，并非变量，下标m和m1均仅为区分作用，并非变量，Δi_s通过软件做差获得。

(11)将采集到的输入变压器102副边绕组的电压u_s1输入第二P控制器，乘以比例系数k_p2后，得到电压前馈控制信号u_m2，将电压调制信号u_m1与电压前馈控制信号u_m2相加之后得到功率单元104整流侧的调制波u_m，加在功率单元104的整流侧，使储能电容C上的电压保持稳定,下标p表示比例，下标p1仅为区分作用，并非变量，下标m和m2均仅为区分作用，并非变量；

(12)将步骤(5)中得到的脉宽调制信号加到功率单元104的逆变侧，对功率单元104的逆变侧进行控制，从而生成所需的电压暂降波形。

图10为发生单相接地短路时的待模拟系统模型，是本发明的一个实施例，其中，u_a、u_b、u_c分别为A相、B相、C相电压，Z_s、Z_K、Z_N分别为待观测电压暂降点m到M侧的等值阻抗、短路点K到待观测电压暂降点m的等值阻抗、短路点K到N侧的等值阻抗，C1为接地电容。本实施例中，电源线电压取3kV，功率单元采用每相一个。短路故障发生在0.315s时刻。其余电路参数如表1所示：

表1图10中的电路参数

参数

RS

LS

RK

LK

RN

LN

C1

数值

0.5Ω

0.3H

0.5Ω

0.05H

20Ω

0.1H

1μF

图11是基于图10的观测点m处的0.2～0.7s时A相电压稳态分量波形，短路故障发生在0.315s时刻，1.2～0.315s之间的波形为电压暂降之前的稳态分量波形，0.315～0.7s之间的波形为电压暂降过程中及电压暂降之后的稳态分量波形。

图12是基于图10的观测点m处的A相电压暂态分量波形，由于暂态分量频率较高，故在此绘制0.3～0.4s时间段的A相电压暂降过程中暂态分量波形，短路故障发生之前，A相电压没有暂态分量，故0.3～0.315s之间没有波形，0.315～0.4s之间的的波形为电压暂降过程中及电压暂降之后的暂态分量波形。

图13是基于图10的观测点m处的0.2～0.7s时A相电压暂降过程中的波形，为A相电压暂降前及暂降过程中稳态分量和暂态分量之和，可以此作为调制波来使装置生成所需电压暂降波形。

图11至图13表明，本发明能够准确模拟电网的任意电压暂降深度、电压暂降持续时间以及电压暂降过程中三相电压之间的复杂相位、幅值关系，同时考虑了电网暂降的过渡过程，采用稳态分量和暂态分量分别计算并叠加，从而生成调制波的方法，为电网中电压暂降的精确模拟给出参考。

Claims (6)

1.一种电压暂降过渡过程模拟装置，其特征在于：包括输入开关、输入变压器、连接电抗、功率单元、输出电抗、输出开关及第一控制系统，所述的输入变压器采用三个单相变压器串联的结构，原边采用三角形接法，副边采用多副边绕组结构，每个副边绕组均分别连接连接电抗及单个功率单元，每个副边绕组上的单个功率单元之间采用级联形式连接起来，组成单相功率单元，功率单元由三个单相功率单元组成，三个单相功率单元的输出端均分别通过输出电抗及输出开关与电网或待测设备相连，功率单元的输出端采用带中线的星型接法，第一控制系统控制连接功率单元的逆变侧，用来生成功率单元逆变侧的调制波；

第一控制系统生成功率单元逆变侧调制波的过程为：首先根据用户需要确定待模拟系统的等值网络模型，选择待模拟系统的短路故障类型；然后，在确定等值网络中故障点位置、故障持续时间及待观测电压暂降点的位置后；分别计算计算故障前后待观测电压暂降点电压的稳态分量；并计算电压暂降过渡过程中待观测电压暂降点电压的暂态分量；最后，将计算得到的待观测电压暂降点电压的稳态分量和暂态分量进行叠加，形成脉宽调制信号，加在功率单元的逆变侧，对功率单元的逆变侧进行控制，从而生成所需的电压暂降波形。

2.如权利要求1所述的一种电压暂降过渡过程模拟装置，其特征在于：所述的每个副边绕组上的单个功率单元采用两个H桥背靠背连接方式，左侧H桥为整流侧，右侧H桥为逆变侧，在两个H桥之间并联有储能电容，H桥采用全控半导体器件，且均并联有反向续流二极管。

3.如权利要求2所述的一种电压暂降过渡过程模拟装置，其特征在于：所述每个副边绕组上的单个功率单元之间采用级联形式连接起来，级联个数由待模拟电压暂降的电压等级确定，每相的单个功率单元之间采用载波移相正弦波脉宽调制方式进行控制。

4.如权利要求3所述的一种基于四象限电力电子变流器的电机模拟装置，其特征在于：还包括第二控制系统，用来形成调制波对功率单元整流侧进行调制，第二控制系统控制连接功率单元的整流侧，在形成功率单元整流侧调制波时，第二控制系统先通过将采集到的储能电容两端的电压进行滑窗求平均，得到一个周期的平均值之后，再将此平均值和储能电容两端的额定电压之差进行PI控制，第二控制系统再将PI控制的输出信号与电压互感器采集到的变压器副边绕组的电压相乘后，得到功率单元输入电流的参考值，然后，第二控制系统将此参考值与电流互感器采集到的功率单元输入电流的测量值之差进行P控制，得到电压调制信号，接着，第二控制系统将变压器副边绕组的电压进行P控制后得到电压前馈控制信号，最后将电压调制信号与电压前馈控制信号相加，即可得到功率单元整流侧的调制波，将此调制波加在功率单元的整流侧，即可对功率单元整流侧进行调制，从而使储能电容上具有稳定的电压。

5.利用权利要求4所述的模拟装置对电压暂降过渡过程进行模拟的方法，其特征在于，依次包括如下步骤：

(1)根据用户需要确定待模拟系统的等值网络模型，选择待模拟系统的短路故障类型；

(2)确定等值网络中故障点位置、故障持续时间及待观测电压暂降点的位置；

(3)利用等值网络计算故障前待观测电压暂降点电压的稳态分量，利用对称分量法计算故障发生后电压的稳态分量；

(4)利用等值网络模型的状态方程计算电压暂降过渡过程中待观测电压暂降点电压的暂态分量；

(5)将步骤(3)、步骤(4)计算得到的待观测电压暂降点电压的稳态分量和暂态分量进行叠加，形成脉宽调制信号；

(6)闭合输入开关，输入变压器投入工作，储能电容开始充电；

(7)将步骤(5)中得到的脉宽调制信号加到功率单元的逆变侧，对功率单元逆变侧进行控制，从而生成所需的电压暂降波形。

6.如权利要求5所述的一种电压暂降过渡过程模拟方法，其特征在于，还包括步骤(8)至步骤(13)，具体为：

(8)利用电压互感器采集储能电容两端的电压，记为u_dc,其利用滑窗FFT分析法滑窗求平均得到一个周期的平均值下标dc表示直流；

(9)将步骤(8)得到的平均值与储能电容两端电压的参考值的差值Δu_dc输入PI控制器，得到信号ΔI，其中参考值的大小等于电容器两端的额定电压，PI控制器的计算公式为k_p+k_i/s，其中，k_p为比例系数，下标p表示比例，k_i为积分系数，下标i表示积分，s表示拉普拉斯变换；

(10)利用电压互感器采集输入变压器副边绕组的电压u_s1，将步骤(9)得到的信号ΔI与输入变压器副边绕组电压u_s1相乘后得到功率单元输入电流的参考值其中，下标s1表示输入变压器副边，并非变量，下标s表示变压器，并非变量；

(11)利用电流互感器采集功率单元的输入电流i_s，将功率单元输入电流的参考值与功率单元输入电流的测量值i_s的差值Δi_s输入第一P控制器，乘以比例系数k_p1，得到电压调制信号u_m1，其中，下标p表示比例；

(12)将步骤(10)采集到的输入变压器副边绕组的电压u_s1输入第二P控制器，乘以比例系数k_p2，得到电压前馈控制信号u_m2，将电压调制信号u_m1与电压前馈控制信号u_m2相加，得到功率单元整流侧的调制波u_m，其中，下标p表示比例；

(13)将步骤(12)得到的调制波u_m加在功率单元的整流侧，使储能电容上具有稳定的电压。