膜动态补偿九篇

膜动态补偿 篇1

PM2.5因其粒径小, 对人的身体健康和生态环境有着重大影响, 故此广受公众关注。2012年1月, 美国驻华大使馆公布了PM2.5监测数据, 引起一场PM2.5监测方法的热议。同年2月, 国家环保部正式发布了修订的环境空气质量标准, PM2.5被列入其中。因此, 开展PM2.5的相关监测及研究具有重大意义。

1 数据来源

本文数据均来自空气质量子站的PM2.5自动监测仪, 分别采用美国TE1405和TE1405-F监测仪。监测时间为2013年10月1日—2014年9月30日。其中, PM2.5测量值代表未经补偿的监测结果;PM2.5_FDMS测量值代表膜动态补偿后的监测结果。

2 结果与分析

2.1 浓度特征分析

2.1.1年均值特征

PM2.5和PM2.5_FDMS浓度范围 分别为1μg/m3~381μg/m3和6μg/m3~479μg/m3, 具有较宽范围的代表性, 年日均值分别为43μg/m3和64μg/m3, 均超过国家二级年均限值标准 (GB3095-2012环境空气质量标准) , 污染情况较为严重。

2.1.2 月均值特征

由下图1可以看出, PM2.5与PM2.5_FDMS月均值浓度变化趋势表现出良好的一致性, 整体呈现出冬季污染严重、夏季污染较轻的趋势。由于微量振荡天平法采样系统中的加热环节会带来不同程度半挥发性组分损失, 只能获得不挥发颗粒物浓度[1], 故PM2.5_FDMS浓度明显高于PM2.5浓度。

冬季, 煤炭等燃料使用较多, 污染物直接排放量增大, 且降水量相对较少、大气层结构相对稳定, 抑制了空气污染扩散, 导致污染物积聚, 从而出现高浓度污染现象。夏季高温湿热、雨水量丰富, 大气稳定度较差且风速相对较大, 使得污染物有利于扩散。同时燃料使用较冬季时少, 污染物排放量也相对较小。

2.1.3 小时均值特征

由下图2可看出, PM2.5_FDMS呈现出早晨、傍晚各一高峰的“M”形趋势, PM2.5也呈现出相同趋势, 甚至变化幅度更为显著。高峰值分别出现在早8时和晚20时左右, 最低值出现在凌晨3时。

产生这种变化趋势的主要原因是受污染物排放量变化和温湿度、风速风向等气象因素影响。夜晚至凌晨, 工业企业生产活动停止或减少且车流量骤减, 污染物排放量大大减少。从早晨6点开始至上午9点之前, 城市活动逐渐增加, 湍流混合强度不足以快速扩散积聚的污染物, 因此早8点左右会出现高峰值。之后由于气温上升、风速变大、车流量下降等原因, 使得污染物浓度也逐渐下降。直至傍晚下班高峰来临时, 车流量明显增加, 大气稳定度变差, 抑制了污染物扩散, 因此出现全天第2个浓度高峰。之后随着城市生产、生活活动减少污染物浓度开始降低。

2.2 半挥发颗粒物补偿前后浓度关系

基于观测期间的363对PM2.5和PM2.5_FDMS有效日均值, 对其进行线性相关分析。由图3看出, 二者之间高度相关, 其相关系数R2达到0.96。

可见, 在一定数据量下, 传统TEOM方法测得的PM2.5值可通过线性相关方程转换为补偿后的颗粒物浓度值。

2.3 FDMS法适用性探讨

经世界各国权威检定机构及第三方监测机构测试, 微量振荡天平与膜动态测量系统联用技术与标准重量法数据相关性最佳, 在94%~99%之间[2]。

FDMS法在测PM2.5时具有很多优点, 但其系统独特的设计也给运行维护和质量控制方面带来一定难度和挑战[3]。由于国内很多城市细粒子浓度较高, 容易导致渗透膜标准件的透水膜微孔很快被细粒子堵塞, 约2个~3个月更换1次[4]。尤其在上海这样的高湿地区, 对仪器干燥器的工作效率要求较高, 水汽渗透膜寿命相应降低, 带来的问题即是维护工作量大, 成本运行费用高, 仪器故障率增加等一系列问题。

3 结语

a) 上海市南部郊区PM2.5和PM2.5_FDMS年均浓度分别为43μg/m3和64μg/m3, 均未达到国家二级限值标准, 污染程度较为严重;

b) PM2.5_FDMS与PM2.5污染特征相同, 受污染物排放量变化和气象条件共同作用的综合影响, 冬季污染严重、夏季污染较轻;早晨和傍晚各有一个污染高峰;

c) PM2.5_FDMS与PM2.5浓度之间有着良好线性关系, 在一定数据量下, 传统TEOM方法测得的PM2.5值可通过线性相关方程转换为补偿后的颗粒物浓度值。

参考文献

[1]Mignacca D, Stubbs K.Effects of equilibration temperature on PM10concentrations from the TEOM method in the lower fraser valley[J].J.Air and Waste Manage.Assoc., 1999, 49:1250-1254.

[2]欧阳松华.PM2.5在线监测技术概述[J].中国环保产业, 2012 (4) :24-28.

[3]王东方.上海东春季PM2.5中不挥发和半挥发颗粒物的浓度特征[J].中国环境科学, 2013, 33 (3) :385-391.

膜动态补偿 篇2

近年来, 随着城乡电网改造的实施和深入, 在0.4k V级电网上安装低压动态无功补偿装置, 可以提高供电质量、挖掘供电设备的潜力、降低线损等, 越来越被大家所共识。低压动态无功补偿装置一般由微控制器、投切电容器用开关、电容器组、空气开关、熔断器、不锈钢壳体等组成。其结构简单、投切方便灵活、节能效果显著, 因而全国大约300多家企业生产无功补偿装置。但其中多数是技术水平低, 缺乏较齐全的检测设备, 生产量小, 质量难以保证。尤其作为无功补偿装置关键单元的控制器和投切电容器的开关更是差异悬殊。本文就无功补偿装置的一些核心单元进行了重点剖析, 并记录了一台西安某电气公司生产的无功补偿装置在供电局中的实际运行情况。

2 无功补偿的意义和原理

2.1 无功补偿的原理

电网输出的功率包括两局部:一是有功功率, 二是无功功率。直接耗费电能, 把电能转变为机械能、热能、化学能或声能, 应用这些能做功, 这部分功率称为有功功率;不耗费电能, 只是把电能转换为另一种方式的能, 这种能作为电气设备可以做功的必备条件, 并且这种能是在电网中与电能停止周期性转换, 这部分功率称为无功功率。例如电容器树立电场所占的电能, 电磁元件树立磁场占用的电能。当电流在电容元件中做功时, 电流滞后电压90℃, 而电流在电感元件中做功时, 电流超前于电压90℃, 在同一电路中, 电容电流与电感电流方向相反, 互差180℃。假如在电磁元件电路中有比例地装置电容元件, 使两者的电流互相抵消, 使电流的矢量与电压矢量之间的夹角减少, 从而进步电能做功的才能, 这就是无功补偿的道理。

2.2 无功补偿的意义

(1) 补偿无功功率, 能够增加电网中有功功率的比例常数。

(2) 减少发、供电设备的设计容量, 减少投资。例如当功率因数cosΦ=0.8增加到cosΦ=0.95时, 装1Kvar电容器可俭省设备容量0.52KW;反之, 增加0.52KW。对原有设备而言, 相当于增大了发、供电设备容量。因而, 对新建、改建工程, 应充沛思索无功补偿, 便能够减少设计容量, 从而减少投资。

(3) 降低线损, 由公式△P%= (1-cosΦ1/cosΦ2) X100%得出其中cosΦ1为补偿后的功率因数, cosΦ2为补偿前的功率因数则cosΦ1>cosΦ2, 所以进步功率因数后, 线损率也降落了。减少设计容量, 减少投资, 增加电网中有功功率的保送比例, 以及降低线损都直接决议和影响着供电企业的经济效益。所以, 功率因数是考核经济效益的重要指标, 规划、施行无功补偿势在必行。

3 无功补偿装置结构和主电路

补偿装置主要由柜体、控制器、空气开关、避雷器、电容器、熔断器和复合开关等组成。其主电路图如下 (方框内部是补偿装置主电路;方框外部是低压配电网) 。

4 智能控制器

现在多数厂家的控制器, 运算单元多以51系列单片机为主, 其缺点是: (1) 硬件资源有限, 指令功能、运算能力弱。要将信号采样, 电量计算, 电网谐波分析, 电容器投切, RS-485远程通讯和近距离RS-232无线通讯功能都由51单片机来完成, 存在很多困难; (2) 其外扩芯片多, 控制器整体结构复杂, 可靠性降低; (3) 控制策略单一, 遥信能力弱:控制器控制策略是以功率因数为依据, 或以无功控制为依据, 这种简单控制策略容易导致电网轻载时控制器误动作, 使线路过补; (4) 控制器保护功能不完善, 达不到电力行业标准DL/T597-1996<<低压无功补偿控制器订货技术条件>>中所规定的功能。 (即控制器应具有过压、欠压、投切延时保护功能, 电容器投入、切除门限功能, 循环投切功能, 面板应具有硬件或软件闭锁功能, 防止小负载时电容器投切振荡功能, 抗干扰功能。)

鉴于目前无功补偿装置的现状, 本文在比较了多种无功补偿装置的优缺点后, 研制了一种基于数字信号处理器为核心的智能低压无功补偿装置控制器。

HWJKF-12F型低压无功补偿智能控制器以高速微处理器为控制核心, 其功能强大、抗干扰能力强、运算速度快, 产品采用贴片工艺制造。产品质量可靠, 其通过与并联电容器装置配套, 控制补偿电容器自动投切, 以提高功率因数, 提高电力变压器的利用效率, 降低线损, 改善电压质量。

控制器在正常工作时, CPU作为主控计算机, 是整个控制电路的核心, 实现采样的数据计算, 逻辑控制, 接收信号并进行控制计算、显示。所有的对外接线端子均可承受上千伏的电压冲击而不影响正常工作, 电路具有极高的抗干扰能力。优越的“软件电子狗”电路和容错技术, 可以自动发现程序运行错误并瞬间复位计算机, 彻底杜绝了“死机”现象, 因此控制器没有“复位”键。该控制器自动化程度高, 操作方便, 并且适用性强。既可以控制等容量电容器又可控制不等容量电容器或者等容和差容混合情况。具有供值班员使用的运行设置和供安装维护人员使用的调试设置。用户无需提供变电站设备参数和运行情况。同时具有自动控制、手动操作等多种工作方式。控制器控制算法先进:当以电压为控制物理量时, 实测电压处于电压上下限之间时控制器维持现状不动作。实测电压高于电压上限时, 延时开始计时, 当延时大于预先设定值时, 控制器发出切电容器命令。实测电压低于电压下限时, 延时开始计时, 当延时大于预先设定值时, 控制器发出投电容器命令。当以无功功率 (PF) 为控制物理量时, 当功率因数低于目标功率因数下限且实测无功功率大于某路电容容值时, 延时开始计时, 当延时大于投切延时, 控制器发出投电容器命令。当功率因数高于目标功率因数上限时, 控制器计算需要切除的电容, 延时开始计时, 当延时大于投切延时, 控制器发出切电容器命令。

控制器自身具有保护盒故障诊断功能, 能抵抗严重的谐波干扰, 不会出现控制电压误判并引起误动作, 具有动态自检功能, 控制器内部控制参数出错以及非严重性故障均可报警并闭锁。当出现电网电压过高或过低时, 自动切除电容后报警并闭锁, 故障消失后可自动恢复工作。

控制器硬件结构框图如图2。

软件编制总体结构框图和部分模块流程图如图3, 图4。

5 并联电容器用的投切开关

在0.4k V级的配电网中, 目前无功补偿装置投切电容器开关是用接触器或晶闸管实现的。若用接触器投切电容器, 缺点是: (1) 投入电容时, 由于很难控制在电压过零时投入, 因此易产生涌流、触点间打火、烧损触头; (2) 切除电容器时又不易控制在电流过零切除, 使触头粘联、拉弧; (3) 过大的涌流还会对电容器造成损害, 缩短电容器使用寿命。若采用晶闸管 (又称固态继电器) 来投切电容器, 其优点是电压过零触发导通主回路、无拉弧、动作响应快、可大幅度限制投切涌流, 特别适合频繁投切。其缺点是: (1) 功耗大, 且随电容电流的增大而增大; (2) 晶闸管电路本身是谐波源, 大量使用对低压电网易造成谐波污染。

基于以上情况, 西安某公司研制出了一种新型开关-复合开关。复合开关主要有控制板, 晶闸管与磁保持继电器组成, 原理框图如图5所示。

复合开关投入电容器过程:1) 控制信号的检测:复合开关必须检测由控制器发来的控制信号, 这个过程是由复合开关内的单片机通过采集I/O口的状态获得, 具体如下:控制信号经过隔离用的快速光耦, 再经过低通滤波电路传递到单片机I/O口上.单片机定时扫描I/O口的变化, 再利用软件滤波去除干扰, 确定出正确的信息, 最后依据此信息决定开关的开合。2) 投入动作过程:先投可控硅, 可控硅的触发电路由两个带有过零检测功能的光耦及附属滤波电路组成。只有在单片机发出的投切信号及电网此相电压过零条件同时成立情况下, 两光耦才导通, 把交流触发信号送给可控硅, 让可控硅导通。可控硅导通后, 接着驱动磁保持继电器吸合, 使两路开关并联工作于同一相, 直到磁保持继电器可靠闭合后, 取消投切信号, 截断光耦, 断开交流触发信号, 让可控硅靠自身特性截止, 让磁保持继电器独立工作.至此完成投入动作。3) 切除动作过程:先让断开的可控硅导通, 接下来驱动磁保持继电器分开, 让可控硅独立工作到磁保持继电器不再抖动, 再让可控硅断开。至此完成切除动作。

6 运行情况

利用以上相关技术, 西安某公司先后设计并生产了四百多台低压动态无功补偿装置, 产品分别在西安、新疆、青海、河南、东北等地挂网运行。产品投入市场2年来, 现场运行情况一切正常, 受到了用户一至好评。下面是西安市供电局在幸福路10#杆挂网的一台无功补偿装置运行情况记录。

7 结论

从低压动态无功补偿装置的研制和挂网运行情况来看, 产品很好地满足了当前农网、城网电网自动化改造的需要, 较好地解决了0.4k V低压配电网的无功功率补偿问题, 提高了电网的功率因数、降低了线损、改善了供电质量。

参考文献

[1]李钢, 等.低压无功补偿控制器订货条件[M].中国电力出版社, 1996.8.

[2]刘和平, 等.TMS320LF240xDSPC语言开发应用[M].北京航空航天大学出版社, 2003.1.

[3]石新春, 等.一种采用零压型开关的TSC低压无功补偿装置[J].电网技术, 2000, 24 (12) :41~44.

[4]刘健, 毕鹏翔, 董海鹏.复杂配电网简化分析与优化[M].北京:中国电力出版社, 2002.

[5]罗强.新安煤矿供电系统无功补偿优化改造[J].中州煤炭, 2011 (1) .

[6]王庆春, 韩常俊, 管振翔, 等.静止动态补偿装置 (SVC) 在煤矿供电系统中的设计与应用[A].山东煤炭学会2010年工作会议暨学术年会论文集[C], 2010.

[7]范莹.煤矿6kV供电系统无功动态补偿技术的应用[J].煤矿机电, 2012 (1) .

膜动态补偿 篇3

【摘 要】通过分析静止无功发生器SVG（Static Var Generator）等效原理图，利用坐标变换提出了前馈解耦的控制策略，建立了同步旋转坐标系下的数学模型；经过Matlab/Simulink软件进行的仿真和装置现场运行，验证了该SVG在提高功率因数、无功补偿方面具有良好的性能和应用价值。

【关键词】无功补偿；静止无功发生器

0.引言

SVG（Static Var Generator）作为新一代无功功率补偿装置，克服了传统无功补偿装置响应速度慢、运行损耗和噪音大、维护困难等缺点，以其平滑的无功调节、快速的动态特性和优良的补偿性能，已成为谐波抑制和无功补偿的重要发展方向。

1.SVG 数学模型

SVG的等效原理图如图1-1所示，主电路采用三相桥式电压型变流器，三相电网电压为ea、eb、ec，连接电抗等效为L，直流侧电容为C，开关器件用理想开关代替，系统等效损耗用电阻为R表示。

图 1-1 SVG 主电路原理图

根据原理图可以得出电路的动态数学模型如式（1-1）：

L

=e

-Ri

-u

L

=e

-Ri

-u

L

=e

-Ri

-u

C

=

i

S

+i

S

+i

S（1-1）

式中S、S、S为三相单极性二值逻辑开关函数，定义如下：

S=1；第i相上管导通

0第i相下管导通（i=a，b，c） （1-2）

由于系统是三相三线平衡系统所以有：

e

+e

+e=0

u

+u

+u=0

i

+i

+i=0 （1-3）

由此推出：

u=- S

进一步可得：

ui=（udcSi+uN0）=（Si-S）udc，i=a，b，c （1-4）

将式（1-4）代入式（1-1）可得：

L

+

Ri

=e-（Sa-

S）udc

L

+Rib=eb-（Sb-

S）udc

L

+Ric=ec-（Sc-

S）udc

C

=

i

S

+i

S

+i

S（1-5）

从式（1-5）可以看出三相坐标系下的数学模型，物理意义清晰、直观，但是变量都为时变量，且较为复杂，不利于控制器的设计。为便于分析，将SVG 数学模型进行坐标变换，将其变换到旋转坐标系中。

变换矩阵为：

i

i

i= sinθ cosθ

sin（θ-120°） cos（θ-120°）

sin（θ+120°） cos（θ+120°）i

i

（1-6）

i

i

=cosθ cos（θ-120） cos（θ+120）

sinθ sin（θ-120） sin（θ+120）

i

i

i（1-7）

经化简的旋转坐标系（dq 系）下的数学模型如下：

L

+Ri

=e

-u+ω

Li

L

+Ri

=e

-u+ω

Li（1-8） 从式（1-8）可以看出系统方程已大大简化。坐标变换过程中，如果将电网电压矢量定向在d 轴上，则电网电压在q 轴上的分量eq为0，则（1-8）式将进一步被简化，且根据瞬时无功理论可得此时系统从电网吸收的有功和无功功率分别为P=e*i，q=e*iq。所以控制电流i和iq就可以动态的控制系统吸收的无功功率和有功功率。

2.SVG系统解耦分析

稳态时，同步旋转坐标系（d，q）上的电流i、iq为一个恒定不变的常量，故其导数为0，再忽略等效电阻后，简化后可得：

u=ωLi

+e

u=-ωLi

+e （2-1）

在上式基础上，加入i、iq的前馈环节，通过PI调节器进行控制，可得到（d，q）坐标系下的电压u、u改进的表达式如下：

u

=-（K

+）（i

-i

）+ωLi

+e

u=

-（K

+）（

i

-i

）-ωLi

+e （2-2）

式中：K、K分别为电流内环比例和积分调节增益；i、i分别为电流指令值。将式（2-2）带入式（1-8）化简，即可得到在两相同步旋转坐标系（d，q）上实现电流前馈解耦后得数学模型表达式：

L

=-[R-（K

+）]i

-

（K

+）i

L

=

-[R-（K

+）]iq

-（K

+）i

（2-3）

观察上式，基于电流前馈得控制算法使得电流i、iq的控制互不影响，式中的电流指令i、i分别为系统输入的有功电流和无功电流。这样就可以实现PWM整流器网侧有功和无功分量无耦合、独立控制，即实现了电流内环的解耦控制，便于电流调节器的设计。根据以上推导，可以得到三相PWM整流器的控制模型如图（2-1）：

图2-1 SVG控制模型

3.SVG系统仿真

利用 MatLab 中的Simulink 仿真环境，根据对系统的控制分析，建立系统仿真图如图（3-1）：

图3-1 SVG系统仿真图

图3-1 中，连接电抗为150uH和650uH，其中前者用于与三角形连接于两电抗器间母线上的电容构成滤波电路，降低设备对网侧的干扰。直流母线电容容量取3300μF（实际中采用四个电解电容两并两串联方式）。系统负载选择阻感性负载，直流侧电压给定设为750V。负载为感性负载1（R=2Ω，L=0.01H），其仿真结果如图3-2所示。

图3-2 系统电压电流波形

其中：蓝色为电压波形（被衰减为1/3），绿色为电流波形。

（上）图为网侧系统a相的电压和电流波形电压，电压电流同相，呈阻性。

（中）图为SVG a相的电压和电流波形电压，电流超前电压，呈容性。

（下）图为负载侧a相的电压和电流波形电压，电流滞后电压，呈感性。

4.SVG实验研究

根据上述分析，本文设计了一台以TMS320LF28335 DSP 芯片和ALTERAL CPLD EPM570为控制核心的SVG的无功补偿装置，其系统框图如图4-1 所示，硬件系统核心控制芯片采用的是TI 公司TMS320LF28335 DSP 芯片和ALTERAL CPLD EPM570，是无功发生器系统的核心部分，它主要完成电压、电流信号的检测、控制算法的实现、PWM 驱动信号的生成、各种保护功能的实现。

图4-1 混合式无功补偿装置系统图

投入额定电流50A电抗器，启动设备后，实测网侧波形如下图所示。

图 4-2 网侧电压电流波形

其中，1、2通道分别为A相电压、电流，探头衰减比例同上。由此图可以看出，设备运行后，网侧电压电流同相位，表明SVG已有效补偿无功缺失。

5.结论

本文通过分析SVG原理，提出了基于前馈控制的控制模型，进行了Matlab下的仿真，完成了装置的研制。该装置已应用于浦东供电公司10kV潍坊五村配电站，现场运行数据显示设备能够动态补偿无功功率、有效提高功率因数，性能稳定可靠，具有良好的应用前景。 [科]

【参考文献】

[1]王兆安，杨君，刘进军.谐波抑制和无功补偿[M].北京：机械工业出版社，2005.

[2]张崇巍，张兴.PWM整流器及其控制[M].北京：机械工业出版社，2003：62-73.

高岭土动态膜的制备 篇4

高岭土动态膜的制备

以陶瓷膜管为基质,研究了高岭土动态膜的.制备过程.实验以高岭土为动态膜预涂材料,采用错流操作对膜管进行涂膜,通过记录和分析涂膜过程中的渗透液通量和测定在此过程中涂上的高岭土的量随时间的变化,研究了高岭土粒径、涂膜液浓度、跨膜压力、错流速度和涂膜时间对涂膜效果及清水通量的影响,对涂膜过程有了较好的认识,并得出最佳涂膜条件为:涂膜液质量浓度0.3 g/L、跨膜压力0.2 MPa、错流速度0.5 m/s及涂膜时间10 min.

作 者：卓琳云 李俊 陈季华 李方 ZHUO Linyun LI Jun CHEN Jihua LI Fang 作者单位：东华大学,环境科学与工程学院,上海,51刊 名：膜科学与技术 ISTIC PKU英文刊名：MEMBRANE SCIENCE AND TECHNOLOGY年，卷(期)：26(3)分类号：X703关键词：高岭土 陶瓷膜 动态膜 错流微滤

膜动态补偿 篇5

在稳态情况下, 并联电容器组/电抗器组无功补偿方式可提供相对稳定的无功功率, 一般称为静态无功补偿;而补偿容量能够快速跟踪系统的无功功率暂态变化而自动调整的无功补偿方式则称为动态无功补偿[1]。静态无功补偿可显著改善系统潮流、降低网损, 但在动态电压失稳的过程中有可能带来恶化系统电压的不良效果[2];动态无功补偿可实时响应系统的无功需求, 提高系统的安全性和可靠性, 但设备造价昂贵, 难以广泛、大容量采用。因此, 建立受端系统运行经济性与安全性相融合的优化目标进行静态/动态无功综合补偿研究非常重要[3,4,5,6,7,8,9,10]。

本文首先建立基于区域负荷裕度的电压崩溃概率模型, 然后综合考虑系统稳态运行和暂态运行中影响电压稳定的各种因素, 以年运行费用最小为目标建立综合无功优化模型。仿真分析表明了所提方法的有效性。

1综合无功补偿优化模型

要使无功补偿带来的经济效益与其产生的安全效益统一起来, 必须分析系统故障后状态变化过程和量化各阶段潜在的电压崩溃风险。这就需要在建立电压崩溃概率模型的基础上引入风险评估理论, 只有这样无功补偿的数学模型才能涵盖经济性与安全性双重指标。

1.1电压崩溃模型

如何合理建立电压崩溃的概率模型是构建无功补偿优化模型的关键问题。由于电压崩溃是一个多诱发因素的复杂概率事件, 这里采用区域平均负荷裕度来衡量电压崩溃的概率大小。有些文献认为负荷裕度与电压崩溃成线性反比关系[4]或是成倒数关系[11], 这会给优化结果带来相当大的误差。本文在概率分析的基础上进行曲线的初等函数拟合, 在保证模型精确度的同时降低了计算量。

定义系统在状态 i 下节点的负荷裕度为 λi, 其满足正态分布:

λi～N (μmi, σ${}_{\text{m}i}^2$) (1)

其中, μmi 表示节点负荷裕度的均值, 即区域负荷裕度。σ${}_{\text{m}i}^2$表示区域负荷裕度的方差, 其值可用区域内所有节点负荷裕度的修正样本方差代替, 即

$\mu {}_{\text{m}i}=\frac{1}{n}$${\displaystyle \sum _{j\in \Theta }}$$\lambda {}_{ij}=\overline{\lambda }{}_{ij}(2)$

$\sigma {}_{\text{m}i}^2=S{}^{*2}=\frac{1}{n-1}{\displaystyle \sum _{j\in \Theta }^n}(\lambda {}_{ij}-\overline{\lambda }{}_{ij}){}^2(3)$

其中, Θ 为区域负荷节点集, $\overline{\lambda }{}_{ij}$表示状态 i 下区域中负荷裕度的平均值。

与文献[10]不同, 本文在研究负荷节点电压崩溃概率的基础上考查区域负荷裕度与电压崩溃的概率关系。当点负荷裕度小于零时即发生电压崩溃, 状态 i 下电压崩溃的发生概率为

${\rm P}{}_{\text{C}i}={\rm P}\{\lambda {}_{ij}＜0|E{}_i\}(4)$

由于λij 服从正态分布, 利用正态分布的密度函数计算可知:

${\rm P}{}_{\text{C}i}={\displaystyle {\int }_{-\infty }^{-\mu {}_{\text{m}i/}\sigma {}_{\text{m}i}}\frac{1}{\sqrt{2\text{π}}}}\text{e}{}^{-t{}^2/2}\text{d}t(5)$

从式 (5) 可以看出, 在状态 Ei 下电压崩溃的概率不仅与区域负荷裕度有关, 还与节点负荷裕度的方差有关。在系统状态改变时, 要求出崩溃的概率需要在提取所有节点样本值的基础上用公式 (2) (3) 重新计算, 还需要通过迭代计算一个反常积分, 计算量非常庞大。如果能在不影响计算精度的情况下找到一种初等函数近似表示崩溃概率与区域负荷裕度的关系, 就可以极大减少后文的崩溃费用与优化寻优的计算量。通过计算多个状态下二者的数值后, 观察发现 PC 与 μm 近似成指数函数关系, 故采用指数函数进行拟合, 假设电压崩溃模型为

${\rm P}{}_{\text{C}}=a\text{e}{}^{b\mu {}_{\text{m}}}(6)$

本文采用最小二乘法拟合电压崩溃概率曲线。假设计算所得到的数值为

$(\mu {}_{\text{m}j}‚{\rm P}{}_{\text{C}}(\mu {}_{\text{m}j}))j=0‚1‚2‚\cdots ‚n(7)$

根据最小二乘法原理可得当参数 a、b 满足法方程 (8) 时其解为最小二乘解。

$\{\begin{array}{l}(\phi {}_0‚\phi {}_0)\ln a+(\phi {}_0‚\phi {}_0)b=(\phi {}_0‚\ln {\rm P}{}_{\text{C}})\\ (\phi {}_1‚\phi {}_0)\ln a+(\phi {}_1‚\phi {}_1)b=(\phi {}_1‚\ln {\rm P}{}_{\text{C}})\end{array}(8)$

小括号表示向量的内积, 取φ0=1, φ1=μm, 则

根据式 (8) 和式 (9) 就可计算出拟合参数 a、b, 进而得到最小二乘解。需要指出的是, 对于不同的电网, 负荷裕度的期望和方差的不同会导致拟合出的电压崩溃曲线有所偏差, 即要重新建立电压崩溃模型, 但其增加的计算量相对于后续优化计算减少的计算量是微不足道的, 故该模型有很强的适用性。

1.2稳态年运行费用

受端电网在受到扰动后会以一定的概率发生状态变换, 变换过程见图1。系统正常状态 A 发生电压崩溃的概率为 α, 在该种状态下出现导致电压失稳的故障概率为 v , 故障后系统到达状态 B, 其或以概率 β 进入电压失稳, 或是触发各种保护与控制装置动作以1-β 的概率进入恢复状态 C。恢复状态仍有 γ 的概率发生电压崩溃。

风险评估理论把事故发生的风险定量地衡量为:{事故发生的概率}×{事故产生的后果}。显然, 受端系统发生电压崩溃的风险可以通过恰当的无功补偿得以降低。可见, 无功补偿优化其实就是通过投资来获得电压崩溃风险的降低所带来的效益, 继而寻求最佳补偿方案以获得最大收益的过程。由图1不难看出, 不管是正常状态、故障后状态还是恢复状态都存在电压崩溃的风险, 其可表示为相应状态电压崩溃概率与电压崩溃总损失 FK 的乘积。

本文定义稳态运行费用 FS 为系统处于稳态运行阶段所要承担的费用, 其可表示为

$F{}_{\text{S}}=\alpha F{}_{\text{Κ}}+F{}_{\text{L}}+F{}_{\text{S}\text{R}}(10)$

其中, αFK 表示稳态电压崩溃费用, FL 为网损费用, FSR 为新增静态补偿回收费用。

FK=θ abLtK (11)

FL=aePL0tM (12)

FSR=ρFSI (13)

其中, θ 为修正系数, 0<θ<1;ab 为单位停电损失;L 为崩溃损失负荷量;tK 为区域电网完全恢复所需时间;ae 为电能单价;PL0 为系统总有功损耗;tM 为年最大负荷损耗小时数;ρ 为投资回收率;FSI 为静态无功补偿装置投资费用, 其可分为安装费用和补偿费用2部分, 即

$F{}_{\text{S}\text{Ι}}={\displaystyle \sum _{i\in \Omega }(}\zeta f{}_i+R{}_{\text{C}}Q{}_{\text{C}i})(14)$

其中, Ω 为系统静态无功补偿装置候补安装节点集;ζ 为逻辑变量, ζ=1表示节点 i 增设了静态无功补偿装置, 否则该节点无增设。fi、QC i 分别为节点 i 的安装费用和补偿容量;RC 为静态无功补偿设备单价。

1.3暂态运行费用与年总运行费用

定义暂态运行费用为系统受到扰动后为达到稳定所采取各种措施的费用和潜在的电压崩溃费用。具体而言暂态运行费用 FD 可表示为

FD=vβFK+FCC+FG+FC+FDR (15)

其中, v β FK 为 B 状态下潜在的电压崩溃费用;FCC 为状态 C 的电压崩溃费用;FG 表示为保持电压稳定而切负荷的损失;FC 表示为避免电压崩溃所进行控制的费用;FDR 为新增动态补偿回收费用。

FCC=v (1-β) γFK (16)

FG=v (1-β) abG tG (17)

FC=∑ωiPi (18)

FDR=ρ′FDI (19)

其中, G 为切负荷量;tG为故障修复时间;i 为控制变量, 其可表示发电机端电压、变压器分接头等控制类型;ωi 为控制设备的单位调节代价;Pi 为控制设备的动作次数;ρ′为动态无功补偿装置投资回收率;FDI 与 FSI 的构成类似, 只不过把静态补偿装置换为动态补偿装置。

年总运行费用为稳态运行费用和暂态运行费用的总和, 即

$F=F{}_{\text{S}}+F{}_{\text{D}}(20)$

由年运行费用组成可建立综合无功补偿模型:

其中, f 为系统暂态等式约束, g、h 为系统稳定运行状态的等式与不等式约束, r、t 为故障状态下的等式与不等式约束。X 为无功补偿设备、发电机机端电压、功角等的状态向量, Y 为电压的幅值与相角向量, Z 为控制变量。

2综合优化计算流程

在建立起单一故障无功优化模型的基础上, 通过建立故障集、故障逐次仿真等步骤寻求多故障模式下的最优解。

值得注意的是, 静态无功补偿装置与动态无功补偿装置无论是装设的地点还是增设容量都相互影响, 如何寻找二者的最优解是优化计算的关键。本文首先按照电压失稳的严重程度对故障集进行排序, 即首先计算导致电压失稳最严重的故障发生情况。接着采用模态分析和弱节点综合分析的方法, 以参与因子较大且电压较低的节点作为无功补偿候选节点。在某一故障发生时, 先在候选节点进行动态无功补偿容量一维寻优计算, 得出初始动态无功补偿容量 Q${}_{\text{D}}^{(1)}$, 再以此 Q${}_{\text{D}}^{(1)}$为约束条件, 一维寻优计算静态无功补偿容量 Q${}_{\text{S}}^{(1)}$;继而以 Q${}_{\text{S}}^{(1)}$为约束条件, 以 Q${}_{\text{D}}^{(1)}$为决策变量寻优计算 Q${}_{\text{D}}^{(2)}$。如此反复迭代直至满足迭代终止条件。在此基础上对下一故障进行电压稳定性检验, 如失稳则重新进行寻优计算, 直至全部故障模式都得到保证。计算流程见图2。

3算例分析

3.1计算条件

选取南方某省电网2010年夏丰运行方式为算例, 仿真工具选用中国电力科学研究院的 BPA 软件。静态补偿装置与动态补偿装置分别选用可投切电容器 (SC) 与静止无功补偿器 (SVC) , 补偿单价分别为6万元/Mvar与32万元/Mvar[12], 安装费用分别为8万元与20万元。计算参数取值如下:v=1;ρ′=ρ=0.3;tK=10 h;tG=5 h;tM=5 000 h;θ=0.5;ab=47.28元/ (kW·h) [13];ae=0.6元/ (kW·h) ;由于控制费用 FC 数值较小且计算复杂, 在不影响结果的基础上本文略去该项。

参照该电网实际运行规范, 以枢纽站的母线电压低于0.75 p.u. 的时间持续50个周期以上为电压失稳的标准;以母线电压低于0.83 p.u. 的时间25个周期以上为低压切负荷的判据;采用区域负荷分析方法, 崩溃损失负荷量 L 即为故障发生区域全部负荷;切负荷量 G 即为使电压幅值不满足低压减载判据的切负荷量。

3.2电压崩溃模型

由于电压崩溃概率与区域电压崩溃裕度有关, 故进行优化计算之前需要计算出电网每一个区域的电压崩溃概率曲线。这里选取负荷较重的关键区域为例进行计算。

本文选取7点下指数函数的最小二乘拟合法, 即选取该电网运行的7种不同的状态, 如正常状态、某中开关故障、某三永切双回故障等。在此基础上可计算出7种不同状态下的该区域节点负荷裕度的均值和方差, 根据式 (5) 可得:

$(\mu {}_{\text{m}j}‚{\rm P}{}_{\text{C}}(\mu {}_{\text{m}j}))j=0‚1‚2‚\cdots ‚6(22)$

再由式 (9) 计算可得表1。

代入数据并解法方程 (8) 可得最小二乘解为

${\rm P}{}_{\text{C}}=0.5264\text{e}{}^{-11.5496\mu {}_{\text{m}}}(23)$

这样, 电压崩溃概率与区域负荷就建立了一一对应的函数关系, 如图3所示。

3.3优化过程

通过大量的仿真分析对该电网主网架进行故障扫描, 形成电压失稳故障集。这里选取会导致关键区域电压失稳的3个最严重的 N-2 故障, 即穗东侧三相短路切穗东-横沥双回线路故障;横沥-东莞乙线三相短路, 横沥站中开关失灵, 切横沥-博罗乙线故障;花都-北郊甲线三相短路, 北郊站中开关故障, 切北郊-广州蓄能甲线故障。其中, 穗东侧三相短路切穗东-横沥双回线路故障最为严重, 其使北郊地区220 kV 负荷母线电压低于0.75 p.u. 达到50个周期 (1 s) , 达到电压失稳的判据 (见“广东电网公司、广东省电力设计研究院.广东电网‘十一·五’规划, 2005”) 。崩溃损失负荷量 L 达到10 821 MW。选取电压最低点为切负荷点, 当恒功率切负荷使电压低于0.83 p.u. 少于20个周期时, 低压减载装置不会动作 (见“广东省电力调度中心.广东统调电网2007年度运行方式.2006”) , 此时的切负荷量即为G。

在故障发生后, 通过模态分析与电压弱节点分析相结合的方法确定无功补偿点为北郊变电站220 kV 母线。针对不同的 SVC 无功上限与 SC 的补偿容量分别计算相应的年运行费用, 按照图2的流程进行迭代, 经过4次迭代后可收敛到最优解, 即 SC 补偿容量与 SVC 无功上限分别为110 Mvar 与 250 Mvar 年运行费用最小。迭代的结果见表2。用该优化方案对另外2项故障进行电压稳定性检验, 结果表明二者在该补偿方案下均已无电压失稳的情况发生。

在此基础上进行动态仿真分析可知:如果在该故障发生之前不作任何无功补偿或只进行了静态无功补偿优化, 只有采取切负荷的方法才能维持电压稳定;只进行动态无功优化虽可在故障后使电压保持稳定, 但进行静态/动态无功的综合优化具有更好的经济性和更大的稳定裕度。

从静态负荷裕度分析角度看:在静态无功补偿优化的方案下故障发生前的负荷裕度最高, 但在故障发生时由于电压幅值的下落导致静电电容器出力急剧减小, 负荷裕度快速降低至24.3%。只进行动态无功补偿优化是单纯地追求故障后负荷裕度水平, 而无视稳态运行的过低的负荷裕度造成 αFK 的数值过大。综合无功补偿优化的方法综合考虑了稳态和暂态各种因素的影响, 使得在故障前后该关键区域的负荷裕度都保持在相当高的水平。采用各方案的效果见表3。

4结论

只有从稳态与暂态2种运行分析角度, 并且在安全性与经济性的双重指标下进行无功补偿优化规划, 才能保证受端电网的经济和可靠运行。本文在立建区域电压崩溃的概率模型的基础上, 综合考虑系统稳态运行和暂态运行下的各种因素, 构建出了对受端进行综合无功补偿的模型, 并应用此模型对2010年南方某省电网进行分析, 结果表明, 综合无功补偿优化方法无论从静态裕度分析的角度还是从故障后动态仿真分析的角度, 都具有比单纯的静态无功补偿或动态无功补偿更好的经济效益和安全性。

膜动态补偿 篇6

由于受光纤中随机双折射和模式耦合的影响,长距离光纤线路中的偏振模色散(PMD)随温度、压力等的变化而表现出随机的统计特性,因此对它的补偿只能采用动态的自适应的补偿方式。我们将保偏光子晶体光纤(PM-PCF)作为PMD补偿元件用于PMD的动态补偿系统中,取得了良好的补偿效果。本文给出了效果截图,对结果进行了较为详细的分析,并提出了改进的设想。

1 实验方案及原理

本实验采用烽火通信科技股份有限公司生产的

烽火○R PM-PCF作为PMD补偿元件,用于补偿线路中PMD的大小,其扫描电镜图如图1所示。

该PM-PCF是通过在周期性排列的小孔中引入两个大孔来破坏六重对称性,从而提高模式双折射,其技术指标如表1所示。

与传统熊猫型或蝶型等保偏光纤相比,烽火○R PM-PCF的突出优点是:高双折射;温度偏振稳定性好;具有宽单模工作范围;具有色散调节控制能力。

为了验证该光纤的高双折射特性,我们先对该光纤的差分群时延(DGD)大小进行了测量,然后选取合适长度的光纤用于PMD的动态补偿并观察补偿效果。

实验A:取一定长度的烽火○R PM-PCF,并测量其DGD的大小,测量原理图如图2所示。

在选取的波段范围(1 549.8~1 550.5 nm)内,采取一定的步长(0.02 nm),用偏振分析仪对PM-PCF的DGD值进行测量。

实验B:基于PCF的 PMD动态补偿,系统原理图如图3所示。

按图3搭建补偿实验的装置;开启系统,观察补偿效果以及误码情况。图3中,PMD补偿器采用光迅公司的基于信号偏振度(DOP)反馈控制的PMD动态补偿器,其结构框图如图4所示。

该补偿器采取偏振控制器+固定时延线的方式[2],主要包括以下4个部分:(1) 偏振控制器,用来改变PMD矢量的方向;(2) PMD补偿元件,为一段固定时延的双折射晶体,用来抵消线路中PMD的影响;(3) DOP探测器,提取DOP反馈信号以实时检测线路中PMD的变化;(4) 控制单元,包括控制电路和软件。

考虑到PM-PCF的高双折射特性,这里我们使用一段PM-PCF来代替双折射晶体产生固定的时延,而且相对于双折射晶体,使用光纤型的时延线具有体积小、易集成、温度稳定性好和便于大规模生产等优点。同时,使用光纤型的时延线便于今后向全光纤型器件转化。

2 实验现象及结果分析

2.1 实验现象

实验A中测得该段PCF的平均DGD大小约为35 ps,即0.875 ns/km。但同时观测到其DGD值随波长变化有一定的波动,因此我们做了以下验证以证明结果的准确性。

变换不同的步长进行多次测量得出的DGD均值一致;用一根6 m长的光纤作为实验对照物,测出其DGD均值约为5.56 ps,与上述结果吻合。

实验B中的补偿效果截图如图5所示。

该截图系统补偿时的整体效果是可以正常工作的;但同时我们也可以看到,当系统扫描时,DOP的值有一定的波动。

2.2 结果分析

在本实验中,PM-PCF是用来补偿实际线路中PMD的大小的,它也可以作为PMD仿真器来模拟线路中DGD的大小,只需选择合适的长度(产生相应的PMD)即可。

在实验A中,观察到该段光纤的DGD值随波长的变化有一定的波动,其原因有以下两点:其一,该光纤为一段保偏光纤,而通常测量普通保偏光纤DGD时的变化就较测量普通单模光纤时剧烈。其二,从扫描电镜图中我们可以看到该光纤的结构对称性不佳,孔的排列及大小不太均匀,会引起较大的偏振相关损耗(PDL)。在PDL的作用下,PMD的变化比不存在PDL时要复杂得多[3],因为PDL的存在会使输出的主偏振态不再正交,所以当处于某些输入状态时,由于 PDL的影响,两偏振主态发生干涉,导致脉冲展宽或变窄,从而使DGD的值增大或减小[3,4],因此DGD值有一定的变化。

根据ITU-T建议,最大可测量DGD与波长增量(步长)Δλ的关系在1 550 nm波段可以表示为[5]

undefined

可见若步长取得太小,则能够测量的DGD的最大值会远远超过该段光纤的DGD值;若步长太大,则能够测量的DGD值会小于这段光纤的DGD值。由上式可知:当我们取步长为0.05、0.03和0.02 nm时,能够测得的DGD最大值分别为80、133和200 ps;而当我们取步长为0.01 nm或者更小时,能够测量的DGD最大值为400 ps或者更大,这样不仅不准确甚至会超出仪器的测量范围。此时我们注意到,由于PMD的随机统计特性,其瞬时值有可能达到平均值的3倍,因此我们选用0.02 nm步长时测得的DGD值作为测量结果。

在补偿过程中,DOP的值有一定的波动,这是由于在PDL与PMD共同作用下,DOP的变大和变小分别对应着两输出的偏振主态建设性和破坏性干涉的情况。但是这并不影响补偿效果,因为DOP的值能维持在0.95以上即可,而且在补偿实验中,DOP的值是通过模/数(A/D)转换器采样几个偏振分量得到的[2],A/D转换器同样也存在一定的误差,导致了采样值一般不为1而是在1左右波动。

3 存在的问题及改进设想

由于入射到误码仪的光功率很小(约为-17 dBm),此时误码仪有较好的灵敏度,我们不能观察到眼图的情况(眼图仪的最佳输入光功率约为-3 dBm),如果在光入射到误码仪之前对其进行放大(通过EDFA放大),应能改善这种情况。

虽然系统在达到稳定状态后误码不再变化,但由于误码仪测得的是一段时间内误码的积累,难以准确地反映系统误码的变化或者改善情况,用眼图能够较为直观和准确地反映误码情况。

PCF两端均与普通单模光纤熔接,在不能很好地控制熔接参数的时候损耗较大,使得入射到接收端的光功率较小,造成接收机的灵敏度下降。对此,可以选取适当的熔接参数,如熔接机的放电电弧时间与强度等,使得熔接损耗降到一个较低的水平,提高接收机的灵敏度。同时,若能进一步改善该PCF的制造工艺,如增大双折射系数、减小本身的损耗等,该光纤的性能将得到进一步优化,可以得到更令人满意的实验效果。

4 结束语

将烽火○R PM-PCF作为PMD补偿元件用于PMD动态补偿系统中,实验测得该PM-PCF的DGD大小为0.875 ns/km,用该光纤作为PMD元件取得了良好的实验效果,给出了效果截图,并对结果进行了分析,提出了相应的改进想法;同时,该段光纤也可用做PMD动态补偿系统中的PMD仿真器,用于模拟实际光纤链路中的PMD。

摘要：与普通保偏光纤相比,保偏光子晶体光纤(PM-PCF)具有高双折射、低温度偏振系数等优点。文章介绍了将PM-PCF作为偏振模色散(PMD)的补偿元件用于PMD的动态补偿实验,并通过对结果的分析,验证了该补偿系统的性能。

关键词：偏振模色散,光子晶体光纤,动态补偿

参考文献

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多信道动态色散补偿器的研究进展 篇7

光纤通信正迅速向高速率、长距离和动态可重构方向发展。掺铒光纤放大器(EDFA)的应用使得传输距离不断延伸。但当传输速率进一步提高时,色散便成为主要的限制因素。在高速系统中,环境温度变化导致的光纤色散变化和色散补偿光纤(DCF)补偿模块斜率误差都会使信道的剩余色散超过色散容限,导致系统传输性能下降,严重时甚至无法通信[1]。此外由于可重构光分插复用器(ROAMD)和光交叉连接设备(OXC)等动态光交换设备的大量应用,光纤传输链路动态变化,各个信道波长可能由于路由变化而积累不同大小的传输色散。因此在未来高速和动态光网络中必须对各个信道光信号进行动态色散补偿。目前新一代光的多信道动态色散补偿器(CTODC)已经成为业界研究的热点,并日益受到世界各国的重视。本文将介绍基于微电子机械系统(MEMS)和硅基液晶(LCOS)的CTODC的最新发展动态,并对其工作机制、结构特征和指标参数进行分析和比较。

1 多信道动态色散补偿器

CTODC由波长分离单元和相位调制单元组成。首先运用波长分离器件对密集波分复用(DWDM)系统进行信道分离,然后运用空间光调制器(SLM)分别对每个信道内的光信号进行二次相位调制,二次型的相移产生的线性时延由下式给出:

undefined

式中,λ为光信号波长;ω为角频率;c为光速;x为SLM在波长分离方向的空间位置;Φ(x)为二次相移函数。由线性时延产生的色散值为

undefined

通过改变二次相位函数的二次项系数,可以改变色散补偿量的大小,从而实现动态补偿。

动态色散补偿器的核心单元即为其中的相位调制单元,目前采用最多的是MEMS和LCOS。MEMS是通过电压改变镜子曲率以提供二次型相移,LCOS则是通过电压驱动液晶单元实现相位调制函数的模拟。下面分别介绍基于这两种器件的CTODC的工作机制。

1.1 基于MEMS的CTODC

MEMS广泛用于包括波长选择开关(WSS)在内的各种光通信器件中,用于WSS的MEMS微镜阵列镜面为平面镜,而用于色散补偿的MEMS微镜阵列镜面为柱面镜。Tomomi Sano等人基于这种MEMS技术设计出一种新型的CTODC如图1所示。

光纤中的光信号经光环行器输入端口输入,被透镜1准直入射到体光栅上,由于体光栅的衍射作用,DWDM信号中不同波长将会呈不同角度衍射出去,透镜2将波长的角度离散转换为MEMS微镜上的空间位移离散,每个信道分别对应一个MEMS微镜。通过改变微镜的曲率,就可以对不同信道提供不同的二次相移,从而补偿每个信道内的色散。

MEMS微镜是柱面镜,它提供的相移函数近似为Φ(x)=-2πx2/(λR),该系统的色散补偿量为

undefined

式中,R为MEMS微镜的曲率半径;λx/dλ是体光栅在MEMS微镜表面的线色散。可见,改变R能调节色散补偿值的大小,改变R的正负可实现正负色散补偿。调节MEMS镜片的驱动电压,从0到100 V对应色散补偿值从4.6到16.7 ps/nm。系统的插入损耗为10 dB,包括体光栅的衍射损耗、MEMS微镜的反射损耗和环行器的损耗等,通过优化器件和精确对准光路可以使插入损耗降至6 dB[2]。

由式(3)可以看出,每个信道的色散补偿量与微镜的曲率半径成反比,但是微镜的曲率半径越小,高斯光束在镜面边缘由于反射造成的角度失配越严重,通带会变窄。为此,David T. Neilson等人提出了如图2所示的增加通带的改进方案,在原光路的基础上增加了一个反射镜。反射光路的提出使得每个信道的中心波长(图中实线)和边缘波长(图中虚线)两次经过整个光路,重新耦合到一路从环行器输出端口输出。这样的设计可以使系统的色散补偿量翻倍,通带宽度也有很大的提高。实验显示,当DWDM的通道间隔为85 GHz,MEMS镜片曲率半径为3.9 mm时,可得到410 ps/nm的色散,3 dB带宽为58 GHz。总体上该系统可以补偿±400 ps/nm的色散,插入损耗约为10 dB[3]。

需要指出的是,MEMS镜面的平整度对群延时和通带特性有重要影响,所以用深度反粒子刻蚀法(DRIE)对镜面进行处理并镀金,可使镜面的表面粗糙度<50 nm。由于MEMS微镜的驱动电压高、热驱动的不稳定性以及机械装置的易损耗性,MEMS用于多信道色散补偿时稳定性还存在问题。

1.2 基于LCOS的CTODC

最近NTT实验室的Kazunori Seno等人提出一种新型的基于LCOS的多信道色散补偿技术。 LCOS是一种有源矩阵寻址的液晶器件,具有像素多、分辨率高和可以编程控制等特点,可以作为空间光调制器。基于LCOS的CTODC的基本结构如图3 (a)所示,其补偿原理与1.1节描述相似,波长分离单元用阵列波导光栅(AWG)替换了体光栅,相位调制单元用LCOS替换了MEMS。运用LCOS可寻址、可编程的特点,可以对每个信道覆盖的像素进行电压控制。由于电压值与液晶单元的相移有着特定的对应关系,可以模拟出想要的二次相移曲线Φ(x)=kx2。由于LCOS给出的相移最大值为2π,所以图3(b)所示的相移函数是向下层叠的。该系统能够对6路信道间隔为100 GHz的WDM信号分别进行补偿,补偿范围为±800 ps/nm,1 dB带宽为16 GHz,插入损耗为8.8 dB[4]。

该设计把反射光信号耦合到原AWG中,由于LCOS的功能类似于一个二次曲面而非平面,反射光与入射光产生的角度失配会导致反射损耗增大,在信道边缘表现尤其明显,会造成通带变窄。为了解决此问题,NTT实验室的Kenya Suzuki等人对这种色散补偿技术进行了改进,如图4所示,增加了一个AWG与反射镜组成的反射光路。AWG2的尾端是一个反射镜,两个AWG有相同的波导结构。

改进后的系统可以同时对40路信道间隔为100 GHz的DWDM信号分别进行色散补偿,由于引入了反射光路,当色散补偿量达到710 ps/nm左右时,系统的通带宽度分别为14和25 GHz。引入反射光路后的方案通带宽度几乎翻倍,且群延迟的线性度更好[5]。

上述两种基于LCOS的CTODC,信道分离方向都只是沿色散方向,LCOS的大小限制了补偿的信道数。为了充分利用LCOS的有效面积,增加补偿的信道数,NTT实验室的Kazunori Seno等人再次提出一种创新的结构,如图5(a)所示,在AWG和聚焦透镜之间增加了一个透射式体光栅,AWG的色散方向与体光栅的衍射方向相互垂直,能将不同波长的信号在LCOS上以二维的方向展开。

由于AWG的自由光谱范围与DWDM信道间隔相等,即AWG在此处是一个循环的分光单元,循环的周期等于DWDM的信道间隔,因此可以将信道内不同波长的光在垂直方向展开,而光栅则将不同信道在水平方向展开,其二维的色散补偿由图5(b)的虚线显示,它是由x方向的AWG色散和y方向的体光栅色散组合而成。在DWDM信道间隔为100 GHz时,该系统同时补偿的信道数可由原来的6路增加到50路,补偿范围为±800 ps/nm,3 dB带宽为27 GHz,插入损耗为10.7 dB[6]。

2 结束语

本文介绍了基于体光栅和MEMS、AWG和LCOS的多信道色散补偿技术。波长分离单元一般采用体光栅和AWG,其中体光栅的色散本领较小、损耗大,而AWG具有色散本领大、光谱范围宽等优点。选择AWG作为分波单元,可以与焦距较小的聚焦透镜搭配获得较大的色散补偿量,从而大幅减小器件尺寸。相位调制单元一般采用MEMS和LCOS,LCOS比MEMS减少了机械制动部分,能够提供更稳定、更灵活的相位调制。因此,AWG与LCOS的组合能够提供较大的色散补偿量,补偿的信道数也可大大提高,将会是未来多信道动态色散补偿技术的有力竞争者。

摘要：文章对光的多信道动态色散补偿器(CTODC)的原理进行了阐述,并介绍了基于微电子机械系统(MEMS)和硅基液晶(LCOS)的CTODC的最新发展动态。对其工作机制、结构特征和指标参数进行分析和比较,指出了其中的关键技术及存在的问题。探讨了未来高速动态全光网络中CTODC的发展趋势。

关键词：动态色散补偿器,硅基液晶,微电子机械系统,阵列波导光栅

参考文献

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膜动态补偿 篇8

1.1 同步调相机

同步调相机作为早期的无功补偿技术, 其结构与同步电动机基本相同, 其运行维护比较复杂, 技术上已经显得落后。所以, 同步调相机目前虽仍有使用, 但已不再发展。

1.2 固定补偿电容器

在供电电网系统中, 固定补偿电容器需要的无功功率, 与电机等感性负载需要的无功功率, 在时间上正好相反。但当电容器补偿系统无功时, 其供给的无功功率对电压的变化非常敏感, 其无功功率调节能力比较差。可因为其补偿容量装设比较灵活, 维修保养上也比较方便, 分散集中装设均可, 在我国电网系统中, 固定补偿电容器仍然在大量使用。

1.3 动态无功功率补偿装置

随着电力电子技术的发展, 柔性交流输电系统 (FACTS) 在电力系统中得到了广泛的应用。目前, 基于FACTS技术且应用于无功补偿最为广泛的是动态无功功率补偿装置 (SVC) 。与同步调相机相比, SVC是完全静止的设备, 但它的补偿过程却是动态的, 即可根据系统无功功率的需求或电压的变化自动跟踪补偿。

1.4 其它无功功率补偿装置

由于SVC的一些缺陷, 随后, 人们又研发出了静止无功发生器 (SVG) , SVG采用新型电力电子器件和检测技术, 其既可以提供滞后的无功功率, 又可提供超前的无功功率。不过由于投资巨大, 目前SVG距离大规模应用还有很长的路要走。随着电力电子逆变技术的迅速发展, 电力无源滤波器、电力有源滤波器和单位功率因数变流器等新型补偿形式的研究应用已成为无功补偿控制领域的研究热点。

综上所述, 在现实供电电网系统中应用最为广泛的还是动态无功功率补偿装置 (SVC) 。SVC虽然有其自身控制上的一些缺陷, 但因其性价比适中且技术上还有很大的改进空间, 因此其发展潜力也是不容小视。动态无功补偿控制器是SVC的核心组成部分。本文主要研究低压动态无功补偿控制器的控制策略问题。

2 低压动态无功补偿控制器的控制策略

目前国内生产的低压无功补偿控制器一般采用8位、16位单片机或DSP为核心进行无功补偿控制。控制器可以用户设定的功率因数为投切参考限量, 计算出所需供给的无功功率, 之后智能选择合适的电容组进行投切。对于控制方式, 一般来说, 根据实际情况的不同, 控制策略也要有所调整。

2.1 单变量控制

2.1.1 按电压变量控制

在电网系统中, 无功功率一旦有大的波动, 就会严重降低电网电压的质量。按电压变量控制的控制器优点是:控制实现方式比较简单, 造价比较低, 且便于维护管理。但是当电网系统电压出现较快波动时, 容易出现投切振荡现象, 因此补偿效果并不理想。

2.1.2 按功率因数变量控制

采用此种控制方式, 需要提前设置一个合理的功率因数变量控制区间。其优点是:无功控制灵敏度较高, 但是当系统的负载较小且功率因数较低时电容器组可能频繁投切, 就容易产生投切振荡。

2.1.3 按无功功率变量控制

按无功功率变量控制即是以电网系统无功功率作为被控制的变量, 使其作为电容组投切的判据。采用此种控制方式, 需要不断的监测电网系统中的无功功率, 并且与所设置电容器组的补偿值进行比较, 此种控制方式的优点是:其可以实现补偿电容器组无功补偿投切一次到位, 基本上可以避免投切振荡。可是, 本控制方式在电网系统负载不足时比较容易造成补偿装置的投切振荡问题。

2.2 复合变量控制

2.2.1 按功率因数变量、电压变量复合控制

按供电电网系统功率因数变量、电压变量复合控制的控制方式主要有两种:其一是把电压变量和功率因数变量作为两个级别相同的并行判据, 此种控制方式下, 电网系统电压即使在合理的工作范围内, 而功率因数值一旦进入电容器组投切控制区间, 控制器则仍然发出投电容器指令。其二是以电网电压变量为主控判据, 以功率因数变量为辅助判据, 但经实践检验这种复合控制方式的无功补偿效益效果不是太理想。

2.2.2 按电压变量、无功量复合控制

根据电网系统的实际需要, 可提前设置好电网系统控制电压和控制无功的上限和下限, 之后依据相应的控制需要, 可再将无功补偿控制装置的运行区域再划分为九个不同的控制区, 每一个区域都对应着相应不同的控制方式, 这也即是目前较为流行的“九区图”控制方式。这种控制方式的最大缺点是:控制装置一旦进入第9区立即会停滞下来, 从而不会再监测调节电网系统参数, 因此可能造成电网系统长时间运行在低质量甚至不合格的电压环境之中。

除上述控制方式外, 基于人工智能的控制策略也在不断研究和进步之中。比如采用相关模糊控制理论的无功补偿控制方式、基于专家系统的无功控制和基于遗传算法的电压无功控制等。但这类基于人工智能的控制策略异常复杂, 成本非常高, 而且功能上也不是太完善, 目前正处于实验研究阶段, 并没有规模化应用, 本文不再叙述。

综合以上无功补偿控制方式, 本文对控制器控制策略进行了改进, 即根据无功功率大小, 功率因数和电压范围, 控制器进行综合分析判断, 自动控制电容器投切, 从而补偿系统所需要的无功。根据现场实际的需要, 还可以设置为电压优先或无功优先。对电压要求比较稳定的地区, 可在电压优先控制投切的情况下, 兼顾无功对系统的影响。

3 结束语

经过实践开发, 采用无功功率大小, 功率因数和电压范围三控制量进行无功补偿控制的控制器运用于三相四线制的低压配电网后, 能随时监测配电变压器、配电线路运行状态及补偿电网无功, 从而有效的提高了电网供电电压质量、提高配电网络的安全稳定及经济运行水平。

参考文献

[1]赵新卫.中低压电网无功补偿实用技术[M].北京:电子工业出版社, 2011.

膜动态补偿 篇9

随着国民经济的快速发展,电力负荷日益增长,电网结构日趋庞大、复杂,电力系统对无功功率的需求也发生了变化。从以前的仅需补偿容性无功发展到不仅需要补偿容性也需要补偿感性无功,且能够连续调节。具体表现在:一方面要求在负荷高峰期能够提供较多的容性无功,以满足工矿企业的无功需求。另一方面又要提供感性无功,以平衡轻负荷时因电缆网而带来的容性无功,保证系统的电压不致过高。另外随着现代电力电子技术的发展,整流设备、变频设备、开关电源等电力电子设备的普遍应用,给电力系统带来了巨大的谐波污染;尤其是电力机车、交流电弧炉、轧钢机以及其他大型半导体变流装置等冲击性负荷得到越来越广泛的应用,随之带来的冲击无功分量和高次谐波分量直接导致了系统电压的波动和闪变,给电网造成了严重的污染。为了抑制无功,研究具有响应速度快、经济性能好、高效节能、环保的动态无功补偿装置具有十分重要的意义。

MSVC动态无功补偿成套装置由MSVC主控制单元、磁控电抗器(MCR)主体、ST型移相触发控制装置、智能式过零分合闸断路器、电抗器微机保护、电容器微机保护、电容器组以及相关附属设备组成如图1所示,用户可以根据现场的实际运行情况选配。

首先系统将电容器组根据系统的无功需求分组投入到电网中,控制器再向磁控电抗器的可控硅投切开关发出命令,使电抗器的感性无功根据系统的无功需求将无功补偿量调节到最佳位置,从而使得装置发出的无功补偿量完全满足设定的要求,整个装置向电网发送其设定的容性无功补偿量,同时,控制器通过PT和CT对电网电压、三相负载电流信号进行采样,对电网的母线电压闪变进行瞬间补偿,并分别快速计算出三相负载无功,再计算出电容器补偿后的三相无功情况,判断出功率因数是否在给定范围内,如果超出给定的范围,根据电网无功,自动向磁控电抗器的三相可控硅分别发送控制脉冲控制电抗值,使其达到最佳补偿状态。

1)MSVC主控制单元(必选)

MSVC主控制单元是该装置的核心部分。它同时监测两台变压器运行情况,通过信号采集实时计算系统电压和无功。根据系统实际运行情况,自动生成调容、调抗、调压的控制策略。

具有实时控制调节磁控电抗器容量的功能,具有对电容器组智能过零投切功能、具有变压器有载调压控制操作功能。

2)磁控电抗器(必选)

磁控电抗器MCR本体及ST型移相触发控制装置组成,可以根据控制单元开出角度调整电抗器的容量。

3)电抗器微机保护装置(必选)

电抗器微机保护装置提供磁控电抗器三段式过流、过压、过负荷等保护功能。

4)电容器组(可选)

电容器组的容量和组数可以根据现场的需求选择。

5)电容器微机保护装置(可选)

电容器微机保护装置提供电容器三段式过流、过压、欠压、不平衡等保护功能。

6)智能式过零分合闸断路器(可选)

智能式过零分合闸断路器是专为满足真空永磁机构断路器过零分合闸而设计,用于实现电容器组的过零投切功能。由可分相操作真空永磁机构断路器和智能式过零投切控制器组成。智能式过零投切控制器根据永磁真空断路器机构动作时间,控制驱动元件通断时间,完成过零分合闸控制动作。

2 主控制器单元设计

主控制器单元采用插件式结构,外壳封闭;机箱采用嵌入式安装方式,箱后结线,显示采用SHARP公司的工业级液晶,具有键盘输入功能。前面板如图2所示:

1)为大屏幕液晶显示屏

键盘:包括数字0-9、“-/.”键、“菜单”键、“上翻”键、“下翻”键、“确认”键、“退出”键。

2)为主控制单元的后面板为接线端子排

系统上电启动后,进入主控制单元的主界面,即实时数据显示界面如图3所示,所有程序均由C语言编写。

MSVC主控制单元,负责图形界面的显示以及与用户的交互,实时监测两台变压器运行情况,自动生成调容、调压、调抗的控制策略;负责数据的采集、计算,控制磁控电抗器的开出。根据使用和功能划分为:上电自检、主界面、系统测试、操作界面、事件记录、补偿记录、参数设置等部分。

3 系统测试

厂家调试人员专用界面图3所示,按F10可在菜单间进行切换,进入每项主菜单均需要密码。每个磁控电抗器的个体差异不同,同样角度对应的开出无功也不相同。在正式运行前,需要手动输入角度,并且记下对应的无功,生成角度和无功的对应表。

变电站值班人员操作使用界面如图4所示,手动模式下可以输入的角度和无功,也可以查询报警、故障、闭锁的详细信息,输入正确的密码后,进入界面,如图4所示。左侧显示1#主变、2#主变的采样数据,1#电抗器采样的数据。右侧有六个功能菜单,分别为:

返回:返回主界面。

输入无功:手动模式下,输入固定开出的无功值(整形数)。

输入角度:手动模式下,输入固定开出的角度值(浮点数)。

调容压板:检修操作时,通过本界面可以把检修的电容器组设置为不允许自动调

故障信息:查看系统当前的报警、故障、闭锁等详细信息。

谐波分析:查看电抗器UabUbcIaUbIc的谐波报警信息和数据;显示1#和2#主变的IaIc谐波数据。

4 结论

本套装置,采用电容器组分级真空开关过零投切,再通过磁控电抗器的分相快速连续调节能力,达到电力系统无功补偿就地平衡,实现降损节能,提高电力系统无功与电压管理的自动化水平、提高电力系统的电压稳定能力、提高电力系统的安全经济运行水平、提高相关设备包括现有电容器、开关等设备的使用寿命,特别重要的是可以提高变压器的供电能力。

参考文献

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[2]张广海.磁控动态无功补偿技术的应用[J].煤矿机电,2008,05,91-92.

[3]李顺宗,李振宇,王志永.基于MCR技术的新型动态无功补偿装置[J].供用电,2007,24(6):9-12.

[4]王杰.动态无功补偿装置在煤矿电网中的应用[J].煤炭科学技术,2010,05,107-100.

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