CN116111603A

CN116111603A - 面向有源配电网的无功电压支撑与故障主动调控复合装置

Info

Publication number: CN116111603A
Application number: CN202310196778.3A
Authority: CN
Inventors: 郭祺; 涂春鸣; 黄泽钧; 钱信君; 肖凡; 侯玉超
Original assignee: Hunan University
Current assignee: Hunan University
Priority date: 2023-03-03
Filing date: 2023-03-03
Publication date: 2023-05-12
Anticipated expiration: 2043-03-03
Also published as: CN116111603B

Abstract

本发明提供的面向有源配电网的无功电压支撑与故障主动调控复合装置，包括站内电容器单元、有源逆变单元和站内消弧线圈单元，站内电容器单元、有源逆变单元分别挂在于配电网，有源逆变单元的输出端经站内消弧线圈单元接地。在电网正常运行时，装置工作在无功补偿模式，站内电容器单元和有源逆变单元为负荷提供所需补偿的无功功率；在电网发生单相接地故障时，装置工作于故障调控模式，非故障相的单相逆变器和消弧线圈相互配合，共同向配电网注入消弧电流，以抑制故障相电压为零。本发明既能实现无功功率补偿和故障调控两个功能，提高装置的利用率，还能降低有源逆变单元的承受电压及容量，从而降低装置对电力电子器件数量及性能的要求。

Description

面向有源配电网的无功电压支撑与故障主动调控复合装置

技术领域

本发明涉及配电网消弧技术领域，尤其指一种面向有源配电网的无功电压支撑与故障主动调控复合装置。

背景技术

配电网的高效可靠运行对于构建安全可控、灵活高效的新型电力系统具有十分重要的意义，配电网处于电力系统的末端，具有点多面广的特点，易发生单相接地故障等多类型故障。单相接地故障极易在故障点产生接地电弧并引起系统过电压，进而导致绝缘击穿、人身触电、森林火灾等严重事故。随着新能源的大量接入，配电网电力电子化程度日益加剧，单相接地故障电流中有功分量和谐波分量的比例不断上升，电弧难以自行熄灭。因此，具备接地故障调控功能的消弧装置是保证新型配电网可靠运行的关键装备。现有消弧装置仅在故障发生时工作，在电网正常运行时处于闲置状态，装备的利用率不高，为了提高消弧装置的利用率，兼具无功电压支撑与接地故障调控能力的复合装置应运而生。同时，为了减小复合装置成本，复合装置方案需要充分利用站内既有消弧线圈及电容器组降低有源逆变器容量，从而降低装置中电力电子器件数量及性能要求。

针对配电网单相接地故障，根据消弧装置的安全位置及能否实现故障电流的全补偿，现有的消弧装置分为三类：中性点无源消弧装置、中性点有源消弧装置及非中性点有源消弧装置。

目前配电网广泛应用的是无源消弧装置，图1为中性点接消弧线圈无源消弧装置电路示意图，其主要有固定补偿式消弧线圈与自动调谐式消弧线圈两种方案。在发生单相接地故障后，消弧线圈被投入补偿系统接地容性电流，从而达到消弧目的。从图中可以看出，这种方法虽然拓扑简单，在一定程度上能补偿单相接地故障电流。但是主要存在两个问题：首先，消弧线圈体积庞大，并且长期处于闲置状态导致其利用率低下；其次，消弧线圈只能补偿接地电流中的无功分量，无法补偿有功分量和谐波分量，残余电流可能导致电弧重燃。

随着电力电子技术的发展，有源消弧技术得到了广泛的研究。相比于无源消弧，有源消弧可以同时补偿故障电流中的无功分量、有功分量和谐波分量。图2为中性点有源消弧装置电路示意图，该装置采用有源逆变器与固定档位消弧线圈配合，消弧线圈补偿接地故障电流的无功分量，有源逆变器补偿有功和谐波分量，进而实现了对单相接地故障的有效抑制。但是，中性点有源消弧装置存在的问题主要是直流侧取电难度高和有源逆变器利用率低下。

图3为非中性点有源消弧装置电路示意图，该装置有源逆变器采用三相级联H桥拓扑，有源逆变器经滤波电感，可以无需工频变压器直接挂接于配电线路。在电网正常运行时，有源逆变器运行于无功补偿模式，实现无功补偿、谐波抑制、三相电压不平衡治理及过电压抑制等功能；在电网发生单相接地故障时，有源逆变器运行于故障调控模式，补偿接地故障电流以抑制电弧产生。该装置通过控制手段为有源逆变器附加无功补偿功能，有效提高了电力电子装置利用率，但是有源逆变器在消弧期间需承受线电压，对设备的耐压要求高。

发明内容

为了解决传统消弧装置利用率不高以及对有源逆变器耐压要求高的问题，本发明提供一种面向有源配电网的无功电压支撑与故障主动调控复合装置。

为了解决上述技术问题，本发明采用如下技术方法：一种面向有源配电网的无功电压支撑与故障主动调控复合装置，包括站内电容器单元、有源逆变单元和站内消弧线圈单元；

所述站内电容器单元包括三个分别挂接于配电网A、B、C相的分组电容器，每个分组电容器均包括n个并联的电容器以及分别控制各电容器投入的投切开关，其中，，为电容器的组号，，为电容器在当前组的序号；所述有源逆变单元采用三相结构，每相包括级联的多个单相逆变器，每个单相逆变器的直流侧安装有直流侧电容，每相第一个单相逆变器的输入端经滤波电感挂接于配电网，最后一个单相逆变器的输出端经站内消弧线圈单元接地；所述站内消弧线圈单元包括消弧线圈以及开关，所述消弧线圈的一端经开关连接于有源逆变单元，另一端接地；

在电网正常运行时，开关断开，装置工作在无功补偿模式；当线路功率因数低于设定阈值时，通过闭合各分组电容器中不同的投切开关，以投入不同电容器为负荷提供所需补偿的无功功率，若待补偿无功功率大于分组电容器总容量，则由有源逆变单元为负荷提供剩余无功功率缺额；当线路功率因数高于设定阈值时，站内电容器单元将不投入运行，仅由有源逆变单元为负荷补偿无功功率；

在电网发生单相接地故障时，投切开关和开关均闭合，装置工作于故障调控模式，故障相的单相逆变器退出运行，非故障相的单相逆变器和消弧线圈相互配合，共同向配电网注入消弧电流，以抑制故障相电压为零。

进一步地，所述有源逆变单元每相有三个单相逆变器级联，各单相逆变器均包括四个全控型器件IGBT以及分别与四个IGBT并联的续流二极管，各单相逆变器中，第1个IGBT的发射极和第3个IGBT的集电极共线作为该单相逆变器的输入端，第2个IGBT的发射极和第4个IGBT的集电极共线作为该单相逆变器的输出端，各单相逆变器直流侧的直流侧电容的正极和第1个IGBT的集电极相连，负极和第3个IGBT的发射极相连。

进一步地，所述分组电容器总容量为变压器容量的10%~30%。

更进一步地，在电网发生单相接地故障时，假设A相发生单相接地故障，则非故障相B相、C相注入的消弧电流分别为：

(1)

式中：、分别为B相和C相有源逆变器注入消弧电流；、、分别是A相、B相和C相配电网电源电压；、分别是B相和C相对地电阻值；、分别是B相和C相对地电容值；

消弧线圈承受电压为：

(2)

式中：是消弧线圈承受电压；是消弧线圈电感值；

B相与C相单相逆变器承受的电压分别为：

(3)

式中，、分别是B相和C相单相逆变器承受电压。

更进一步地，所述分组电容器总容量的计算公式如下：

(4)

式中：为变压器空载电流百分数；为变压器短路电压百分数；为变压器额定容量；为变压器运行最大电流与变压器额定电流之比；

的计算公式为：

(5)

式中：为补偿前功率因数；为补偿以后需要达到的功率因数；

结合式（4），所述分组电容器中全部电容器的电容值为：

(6)

式中：为分组电容器中全部电容器的电容值；为电容器对应的电网相电压；为角频率。

优选地，所述站内电容器单元中每个分组电容器均包括并联的电容器，电容器的电容量大小按照等比级数分配，为：

，，(7)。

优选地，所述站内消弧线圈单元中消弧线圈的电感值为：

(8)

式中：为配电网线路等效电抗值；为滤波电感值，其值为：

(9)

式中，为直流侧电容电压，为开关频率，为装置允许的最大纹波注入电流。

优选地，所述功率因数的设定阈值为0.9，补偿以后需要达到的功率因数为1。

本发明提供的面向有源配电网的无功电压支撑与故障主动调控复合装置能实现无功功率补偿和故障调控两个功能，具体的，在电网正常运行时，本装置的站内电容器单元和有源逆变单元为负荷提供所需补偿的无功功率，在电网发生单相接地故障时，本装置非故障相的单相逆变器和消弧线圈相互配合，共同向配电网注入消弧电流，以抑制故障相电压为零。显然，与传统的消弧装置相比，本装置有效提高了其利用率。不仅如此，本装置中的站内消弧线圈单元在电网发生单相接地故障时能为有源逆变单元分担大部分感性电压，降低有源逆变单元的承受电压及容量，从而能有效降低电力电子器件数量及性能要求，经济性好。另外，本装置在利用现有站内电容器时，采用容量大小按等比级数分配的方式，有效减少了所需电容器的数量，有利于减小装置占用空间，减少装置投资。

附图说明

图1为中性点接消弧线圈无源消弧装置电路示意图；

图2为中性点有源消弧装置电路示意图；

图3为非中性点有源消弧装置电路示意图；

图4为本发明所涉MCC电路示意图；

图5为本发明所涉MCC无功补偿期间的功率流向图；

图6为本发明所涉MCC分组电容器投入流程图；

图7为本发明所涉MCC工作于无功补偿模式时的相量图；

图8为本发明所涉MCC故障调控期间的功率流向图；

图9为本发明所涉MCC工作于故障调控模式时的相量图；

图10为本发明所涉MCC动作流程图；

图11为本发明实施方式中无功功率分配仿真波形图；

图12为本发明实施方式中单位功率因数仿真波形图；

图13为本发明实施方式中MCC消弧仿真波形图；

图14为本发明实施方式中有源逆变单元输出电流仿真波形图；

图15为本发明实施方式中故障电流FFT分析结果图，其中，(a)为未调控故障条件下故障电流波形图，(b)为未调控故障条件下故障电流FFT分析结果图，(c)为未补偿谐波分量条件下故障电流波形图，(d)为未补偿谐波分量条件下故障电流FFT分析结果图，(e)为全补偿条件下故障电流波形图，(f)为全补偿条件下故障电流FFT分析结果图；

图16为本发明实施方式中有源逆变单元和消弧线圈电压仿真波形图。

具体实施方式

为了便于本领域技术人员的理解，下面结合实施例与附图对本发明作进一步的说明，实施方式提及的内容并非对本发明的限定。

如图4所示，一种面向有源配电网的无功电压支撑与故障主动调控复合装置（简称MCC），包括站内电容器单元、有源逆变单元和站内消弧线圈单元。

1）站内电容器单元包括三个分别挂接于配电网A、B、C相的分组电容器，每个分组电容器均包括3个并联的电容器以及控制各电容器投入的投切开关，其中，，为电容器的组号，，为电容器在当前组的序号，具体的，如图4所示，第一个分组电容器中的电容器分别由投切开关控制投入状态，第二个分组电容器中的电容器分别由投切开关控制投入状态，第三个分组电容器中的电容器分别由投切开关控制投入状态。

各分组电容器的总容量按变压器容量的10%~30%配置，其计算公式为：(4)

式中：为变压器空载电流百分数；为变压器短路电压百分数；为变压器额定容量；为变压器运行最大电流与变压器额定电流之比。

式(4)中的计算公式为：

(5)

式中：为补偿前功率因数；为补偿以后需要达到的功率因数，取1。

结合式（4），分组电容器中全部电容器的电容值为：

(6)

分组电容器中电容器的容量大小则按照等比级数分配，为：

，，(7)

本发明电容器容量大小按等比级数分配，这种方案的优点是在同级差的补偿系统中所需的电容器数最少，设备占用的空间小、投资少。

2）有源逆变单元采用三相结构，每相包括级联的三个单相逆变器，每个单相逆变器的直流侧安装有直流侧电容，每个单相逆变器均包括四个全控型器件IGBT以及分别与四个IGBT并联的续流二极管，各单相逆变器中，第1个IGBT的发射极和第3个IGBT的集电极共线作为该单相逆变器的输入端，第2个IGBT的发射极和第4个IGBT的集电极共线作为该单相逆变器的输出端（如图4所示，每相第一个单相逆变器的第1个IGBT的发射极和第3个IGBT的集电极的节点经滤波电感挂接于配电网，第三个单相逆变器的第2个IGBT的发射极和第4个IGBT的集电极的节点经站内消弧线圈单元接地），各单相逆变器直流侧的直流侧电容的正极和第1个IGBT的集电极相连，负极和第3个IGBT的发射极相连。

有源逆变单元中滤波电感值为：

(9)

3）站内消弧线圈单元包括消弧线圈以及开关，消弧线圈的一端经开关连接于有源逆变单元，另一端接地。消弧线圈的电感值为：

(8)

式中：为线路等效电抗值；为滤波电感值。

本发明提供的无功电压支撑与故障主动调控复合装置，有源逆变单元用于补偿负荷少部分的无功功率和实现单相接地故障的主动调控；站内消弧线圈单元为有源逆变单元分担大部分感性电压，降低了有源逆变单元容量；站内电容器单元提供负荷所需的大部分无功功率。

具体而言，在电网正常运行时，MCC工作在无功补偿模式，此时，如图5所示，由电网控制系统控制开关断开，且根据变电站现场电压互感器、电流互感器和电气仪表检测的电网电压信号和电流信号，计算线路功率因数角，如果线路功率因数角低于设定阈值0.9，将自动计算待补偿无功功率，通过控制投切开关投入分组电容器中不同电容器，为负荷提供无功功率补偿。站内电容器单元按照“分层分区，就地平衡”的原则，以三相共补方式分组投入电容器进行无功补偿。当三个电容器组中的电容器全部投入运行后，剩余的无功功率由有源逆变器提供。分组电容器组投入流程如图6所示，当待补偿无功功率小于时，投入，断开，通过调节晶闸管控制投切电容中晶闸管触发角的值达到所要求的补偿量。当所需无功补偿量在范围内，无功功率都可以得到相应的补偿，各补偿情况如图6所示，在此不赘述；当所需无功补偿量超过时，无功功率缺额由有源逆变单元补偿。如图7所示，根据矢量合成定理，补偿后，以A相为例（B相和C相的矢量合成情况参照A相），对地电容电流、站内电容器电流、有源逆变器电流与负载电流的矢量和等于电网电流，此时电网电流与电源电压同相位，实现电网单位功率因数运行。而如果线路功率因数角高于设定阈值0.9，站内电容器单元不投入运行，电网控制系统计算待补偿无功功率，并控制有源逆变单元相注入补偿电流，补偿系统全部无功功率。

在电网发生单相接地故障时，由电网控制系统控制投切开关和开关均闭合，MCC工作于故障调控模式。假设A相发生单相接地故障，如图8所示，A相单相逆变器退出运行，B、C相单相逆变器和消弧线圈相互配合，共同向配电网注入消弧电流，以抑制故障相电压为零，从而有效抑制了单相接地故障。在此故障调控模式时下，如图9所示，消弧线圈承受大部分感性电压，B相和C相单相逆变器承受的电压、大部分被分担，消弧线圈通过吸收大部分无功功率，有效降低了单相逆变器的容量。

此时，非故障相B相、C相注入的消弧电流分别为：

(1)

式中：、分别为B相和C相有源逆变器注入消弧电流；、、分别是A相、B相和C相配电网电源电压；、分别是B相和C相对地电阻值；、分别是B相和C相对地电容值。

消弧线圈承受电压为：

(2)

式中：是消弧线圈承受电压；是消弧线圈电感值。

由于消弧电流约超前电源电压90°，此时与中性点电压同相，B相与C相单相逆变器承受的电压分别为：

(3)

式中，、分别是B相和C相单相逆变器承受电压。

相较于传统的单相逆变器直接接地消弧装置，本发明中的单相逆变器经消弧线圈接地可有效降低单相逆变器承受电压至线电压以下，当消弧线圈电感值选择合理时，单相逆变器承担电压接近于相电压。

值得一提的是，装置工作于故障调控模式下，三相零序回路分别列写KVL等式，得到：

(10)

(11)

(12)

式中：为消弧线圈电感值，为滤波电感值，为线路等效电抗值，为线路等效对地电容值，，为零序网络电流值。

联立式(10)～式(12)，得到：

(8)

此时，为消弧线圈电感值最优取值，消弧线圈吸收的无功分量恰好补偿对地电容发出的无功分量。

总体而言，MCC的动作流程如图10所示，检测线路对地电阻、、和对地电容、、，判断是否发生单相接地故障。在配电网正常运行时，MCC工作在无功补偿模式，电网控制系统根据变电站现场电压互感器、电流互感器和电气仪表检测的电网电压信号和电流信号计算线路功率因数角，如果功率因数角低于设定阈值0.9，将自动计算待补偿无功功率，并通过控制投切开关投入站内电容器单元中的电容器进行无功补偿，若还未补偿完，则由有源逆变单元进行剩余缺额补偿。如果功率因数角高于设定阈值0.9，站内电容器单元不投入运行，电网控制系统计算待补偿无功功率，并控制有源逆变单元相注入补偿电流，补偿系统全部无功功率。当配电网发生单相接地故障时，MCC工作于故障调控模式。首先电网控制系统判别故障相，计算需要注入的消弧电流，控制单相逆变器向系统注入消弧电流，抑制故障点相电压为零。一段时间后，减小注入的补偿电流，如果中性点电压随之下降，则说明故障消除，反之则说明故障仍然存在，此时需要隔离故障馈线。

为了验证MCC的有效性和可行性，在MATLAB/Simulink仿真平台中搭建了10kV配电网仿真模型，仿真参数如表1所示。

表1 主要仿真参数

（1）无功补偿模式验证

为验证MCC无功补偿功能可靠性，结合表1仿真参数，进行MCC工作于无功补偿模式仿真验证。假设配电网线路功率因数角低于设定阈值0.9，为对比站内电容器对有源逆变单元的无功功率分担效果，在0.1s~0.3s期间站内电容器单元不投入运行，有源逆变单元补偿全部无功功率；在0.3s时站内电容器投入运行提供无功补偿，0.3s~0.5s期间站内电容器单元和有源逆变单元共同补偿无功功率。

如图11所示，MCC检测到配电网线路功率因数角低于设定阈值0.9，计算待补偿无功功率为766kVar。在0.1s~0.3s期间，站内电容器单元未投入运行，有源逆变单元发出的无功功率是766kVar，有源逆变单元补偿全部无功功率。在0.3s时，经判断待补偿无功功率超过站内电容器单元无功功率补偿最大值630kVar，采用三相共补的方式同时投入三组站内电容器。在0.3s~0.5s期间，站内电容器单元投入运行后，站内电容器单元发出的无功功率是630kVar，有源逆变单元发出的无功功率降至136kVar。采用站内电容器单元补偿大部分无功功率，显著地降低了有源逆变单元需要补偿的无功功率。

如图12所示，在0.1s～0.5s期间电网电压与电流均同相，表明MCC具有良好的无功补偿效果，站内电容器单元的投入运行不会影响。

（2）故障调控模式验证

为验证MCC故障调控功能的可靠性，结合表1仿真参数，进行MCC工作于故障调控模式仿真验证。假设配电网A相在0.2s发生单相接地故障，接地故障电流中包含有功分量、无功分量和谐波分量，其中接地故障电流中三次谐波分量幅值是7A，接地故障点过渡电阻是500Ω。为对比消弧效果，在0.2s~0.3s期间，MCC不进行消弧；在0.3s~0.4s期间，MCC切换至故障调控模式，消弧电流中包含有功和无功分量，不包含谐波分量；在0.4s~0.5s期间，MCC工作在故障调控模式，消弧电流中包含有功分量、无功分量和谐波分量。

故障调控模式下，经故障相判别后，MCC投入B相和C相单相逆变器向系统注入消弧电流，消弧电流中包含有功分量和无功分量，实现对接地故障电流的全补偿。注入消弧电流后，接地故障电流接近于零，接近故障相电压也得到有效抑制。

接地故障电流、故障相电压仿真波形如图13所示，有源逆变单元输出电流、、仿真波形如图14所示。在0.2s单相接地故障发生后，MCC未注入消弧电流，接地故障电流峰值为15.8A，故障相电压峰值为8000V；在0.3s，MCC切换为故障调控模式，只补偿有功分量和无功分量，故障电流幅值为0.5A，故障相电压幅值为200V，故障电流中仍然包含较大的谐波分量，同时故障相电压也未被完全抑制，仍然存在电弧重燃的可能性；在0.4s，MCC仍工作于故障调控模式，补偿有功分量、无功分量和谐波分量，注入消弧电流后，故障电流基本被抑制为零，故障相电压也基本被抑制为零，确保消弧可以自行熄灭，从而实现单相接地故障主动调控功能。

为进一步验证MCC故障调控模式补偿单相接地故障谐波分量的有效性，假设接地故障电流中包含有功分量、无功分量和谐波分量，其中三次谐波分量幅值是20A，五次谐波分量幅值是10A，其它仿真参数与表1保持一致，仿真波形图如图15所示。

如图15（a），0.24s~0.3s期间，MCC不注入消弧电流，提取3个周期波进行傅里叶分析，图15(b)分析结果表明：MCC不注入消弧电流时，单相接地故障电流较大，基波含量占比最高，谐波分量中主要以三次谐波为主；如图15（c），0.34s~0.4s期间，MCC补偿基波分量（此为有功分量和无功分量）且未补偿谐波分量时，提取3个周期波进行傅里叶分析，图15(d)分析结果表明：MCC仅补偿基波分量时，基波分量被有效从15.64A抑制至0.2266A，但此时接地故障电流中三次谐波含量仍然较高，谐波分量成为电弧可能未被有效熄灭的主导因素；如图15（e），在0.44s~0.5s期间，MCC注入全补偿消弧电流后，提取3个周期波进行傅里叶分析，图15（f）分析结果表明：MCC注入全补偿消弧电流时，接地故障电流中基波分量和谐波分量显著降低，有效值分别降低了99.73%、81.17%。根据上述分析，表明MCC通过注入包含基波分量和谐波分量的消弧电流调控接地故障，从而实现有效抑制故障相电压恢复，阻止电弧重燃。

最后，为验证MCC在故障调控模式下，站内消弧线圈单元的投入对于降低有源逆变单元的容量的效果，进行故障调控模式下有源逆变单元直接接地和经消弧线圈接地仿真对比。仿真参数与表1保持一致，仿真工况与前文保持一致，仿真波形如图16所示。假设配电网A相在0.2s发生单相接地故障，为对比消弧线圈投入的分压效果，在0.2s~0.3s，MCC未注入消弧电流；在0.3s~0.4s，MCC切换为故障调控模式，有源逆变单元采用直接接地方式向系统注入消弧电流；在0.4s~0.5s，MCC维持在故障调控模式，有源逆变单元采用经消弧线圈接地方式向系统注入消弧电流。

在配电网正常运行时，单相逆变器承受电压接近配电网相电压。在0.2s，配电网A相发生单相接地故障时，由于逆变器的中性点电压产生偏移，单相逆变器的承受电压大于相电压；在0.3s，MCC切换至故障调控模式后，单相逆变器直接接地向系统注入消弧电流，消弧达到稳态时配电网中性点电压接近，单相逆变器输出电压上升至配电网线电压；在0.4s，单相逆变器经消弧线圈接地后，消弧线圈分担电压接近，单相逆变器输出电压被降低至8165V。通过仿真验证，有源逆变单元经消弧线圈接地可以有效降低MCC工作于故障调控模式的电力电子装置容量。

上述实施例为本发明较佳的实现方案，除此之外，本发明还可以其它方式实现，在不脱离本技术方案构思的前提下任何显而易见的替换均在本发明的保护范围之内。

为了让本领域普通技术人员更方便地理解本发明相对于现有技术的改进之处，本发明的一些附图和描述已经被简化，并且为了清楚起见，本申请文件还省略了一些其他元素，本领域普通技术人员应该意识到这些省略的元素也可构成本发明的内容。

Claims

1.面向有源配电网的无功电压支撑与故障主动调控复合装置，其特征在于：包括站内电容器单元、有源逆变单元和站内消弧线圈单元；

2.根据权利要求1所述的面向有源配电网的无功电压支撑与故障主动调控复合装置，其特征在于：所述有源逆变单元每相有三个单相逆变器级联，各单相逆变器均包括四个全控型器件IGBT以及分别与四个IGBT并联的续流二极管，各单相逆变器中，第1个IGBT的发射极和第3个IGBT的集电极共线作为该单相逆变器的输入端，第2个IGBT的发射极和第4个IGBT的集电极共线作为该单相逆变器的输出端，各单相逆变器直流侧的直流侧电容的正极和第1个IGBT的集电极相连，负极和第3个IGBT的发射极相连。

3.根据权利要求2所述的面向有源配电网的无功电压支撑与故障主动调控复合装置，其特征在于：所述分组电容器总容量为变压器容量的10%~30%。

4.根据权利要求3所述的面向有源配电网的无功电压支撑与故障主动调控复合装置，其特征在于：在电网发生单相接地故障时，假设A相发生单相接地故障，则非故障相B相、C相注入的消弧电流分别为：

(1)

消弧线圈承受电压为：

(2)

式中：是消弧线圈承受电压；是消弧线圈电感值；

B相与C相单相逆变器承受的电压分别为：

(3)

式中，、分别是B相和C相单相逆变器承受电压。

5.根据权利要求4所述的面向有源配电网的无功电压支撑与故障主动调控复合装置，其特征在于：所述分组电容器总容量的计算公式如下：(4)

的计算公式为：

(5)

结合式（4），所述分组电容器中全部电容器的电容值为：

(6)

6.根据权利要求5所述的面向有源配电网的无功电压支撑与故障主动调控复合装置，其特征在于：所述站内电容器单元中每个分组电容器均包括并联的电容器，电容器的电容量大小按照等比级数分配，为：

，， (7)。

7.根据权利要求6所述的面向有源配电网的无功电压支撑与故障主动调控复合装置，其特征在于：所述站内消弧线圈单元中消弧线圈的电感值为： (8)

式中：为配电网线路等效电抗值；为滤波电感值，其值为：

(9)

式中：为直流侧电容电压，为开关频率，为装置允许的最大纹波注入电流。

8.根据权利要求7所述的面向有源配电网的无功电压支撑与故障主动调控复合装置，其特征在于：所述功率因数的设定阈值为0.9，补偿以后需要达到的功率因数为1。