风力补偿

2024-08-28

风力补偿（精选5篇）

风力补偿篇1

1问题的提出

风力送丝系统因其投资较小、维护方便等优点,在中小型卷烟企业中应用较广。但是风力送丝过程中不同卷烟机组风速大小不一或同一机组不同时段风速大小不一直接导致烟丝香精香料的挥发和水分指标的波动,对卷烟吸味等内在品质影响极大;同时,因为风力送丝过程中风速不平衡产生的部分机组风速过大导致烟丝造碎加大,直接影响烟支端部落丝量和硬、软点等质量指标,使空头等次品量增多,增加了生产成本。

汉中卷烟厂某车间2006年9月1日到9月11日1#、2#机组风速记录(每天采样3次)见表1。由表1可以看出1#卷烟机组的风速范围为15m/s～32m/s,2#卷烟机组的风速范围为22m/s～45m/s。

根据卷烟机制造厂提供的技术资料要求,送丝管道内风速v达到15m/s以上便可正常抽送烟丝,送丝风速超过25m/s后,烟丝造碎加大。我厂的风力送丝系统风速在15m/s～45m/s之间波动,风速极不平衡,增加了烟丝造碎的可能,对卷烟质量有很大的影响。目前,解决风力送丝系统风速不平衡这一问题,各厂家采用的方法不尽相同,而风力补偿装置就是一种较为普遍采用的方法。

2风力送丝系统分析

2.1 风力送丝系统结构

风力送丝系统由负压产生部分、送丝管道和喂料机3部分组成,见图1。其中,负压产生部分由抽丝风机和除尘系统组成,输送管道包括了送丝管道和送丝回风管道。

正常工作时,喂料机振槽内的烟丝通过送丝管道由抽丝风机产生的负压吸风吸进卷烟机的料槽,所有的送丝回风管道最终汇总到一根主管道,通过除尘系统过滤后由抽丝风机排出。其中抽丝风机的通风量是每台卷烟机送丝管道通风量的总和,通风量基本恒定。所有卷烟机同时抽送烟丝时调整抽丝风机的通风量,保证每台卷烟机送丝管道口的风速能够正常为卷烟机抽送烟丝。

2.2 对烟丝造碎的影响

卷烟机在生产时是间歇性地抽送烟丝,并且所有卷烟机在工作时抽送烟丝不一定是同步的。假定单台卷烟机送丝管道通风量为q,抽丝风机在正常工作时的总风量Q基本恒定,那么N台卷烟机生产时所需的总通风量为:

Q=Nq 。

当N-1台卷烟机同时抽送烟丝时通风量为:

Q=(N-1)q′ 。

这时,单台卷烟机抽送烟丝时的通风量q′为:

q′=λqN/(N-1) 。

其中:λ为补偿系数,由工作条件决定,抽丝时为1.2～1.5。由此可以看出,这时的通风量是N台设备同时生产时通风量的λN/(N-1)倍。

q又与风速v和管道截面积S有关,即:

q=v×S 。

根据流体力学关系:

F∝v ,

W=F×s 。

其中:F为烟丝所受的风力;W为输送烟丝过程中所作的功;s为在风力作用下烟丝的位移。可以看出,v越大,W相应的越大,而W同时反映了影响烟丝造碎的程度。抽送烟丝的机台数不同时送丝管道内的风速v是不一样的,抽丝机台数越多,风速v越低;抽丝机台数越少,风速v越高。

而实际生产过程中卷烟机都是需要时再抽送烟丝,为间歇性抽丝,所有机台不可能同时抽丝。而要保证所有机台同时抽丝时风速足够大,就会造成实际生产中间歇性抽丝的风速偏大,烟丝造碎增大。

3补风装置分析

3.1 风力补偿装置工作原理

在每台卷烟机组料槽处送丝回风管道上安装补风装置,图2为风力补偿装置示意图。在卷接机台需要烟丝时,卷烟机抽丝回风口开合电磁阀2动作,卷烟机抽丝回风口碟阀1打开,送丝系统开始为该机台输送烟丝,此时补风装置进风口碟阀3关闭,补风装置不工作;在卷接机台不需要烟丝时,卷烟机抽丝回风口碟阀1关闭,送丝系统停止为该机台输送烟丝;补风装置进风口开和电磁阀4动作,补风装置进风口碟阀3打开,补风装置从送丝回风管道上为风力送丝系统补充适量的通风量,使抽送烟丝的机组风速不再受其它机台的影响,保持恒定大小。

每隔半个月对送丝料管进行风速测量,由富有经验的机修工调整上料阀和平衡阀打开时的开度,再用风速表进行测定,使每台机组单独抽送烟丝时和同时抽送烟丝时风速大小一致。

3.2 系统组成

图3为电器控制原理图,继电器TF的控制信号来自卷烟机PLC,当卷烟机需要烟丝时,TF线圈得电,TF常开触电闭合,补风口闭合电磁阀动作,补风装置停止为风力送丝系统进行风量补充;当卷烟机不需要烟丝时,TF线圈失电,TF常闭触电闭合,补风口打开电磁阀动作,补风装置开始为风力送丝系统进行风量补充。

1,3—碟阀;2,4—开合电磁阀

4效果比较

4.1 加风力补偿后风速统计

从2006年12月开始,同样对1#、2#机组风速进行了10天的记录(每天采样3次),风速统计结果见表2。

根据表2统计的数据我们可以看到,使用风力补偿装置后1#、2#卷烟机组送丝管道口风速被有效地控制在18.5m/s～23.5m/s之间,既能够满足卷烟机对风速的要求,又不至于出现风速过大的情况。

4.2 对香烟品质方面影响情况的调查

针对相同牌号、相同批次的香烟,用同一机台(2#)分别在屏蔽掉风力补偿系统和运用风力补偿系统两种情况下生产出的烟支进行了几个品质方面的检查。

4.2.1 水分波动情况

对两种情况下生产的产品进行了水分测量统计,取样个数均为30,结果见表3。表3验证了风速对香精香料均匀性方面的影响。

4.2.2 感官质量情况

评吸组专业评委采用暗评记分法对两种情况下生产出的烟支进行了取样评吸,结果见表4,从而验证了风速对感官质量方面的影响。

4.2.3 端部落丝量情况

车间工艺组与质检科人员对两种情况下生产的产品的端部落丝量进行了测量统计,取样个数均为30,结果见表5。表5验证了风速对烟丝造碎情况的影响。

从以上3个方面的调查我们可以看到,风力送丝系统风速的波动对产品品质的波动影响较大,使用风力补偿系统使风速得到平衡,从而使产品品质方面得到了一定的提高。

5结束语

使用风力补偿装置后,我们成功地解决了风力送丝系统风速不平衡的问题,使因为风速不平衡给产品质量带来的负面影响在很大程度上得到了降低。到目前为止,我们已经将该成果加以推广,对车间陆续新增的卷接机组进行了及时改造,消除了因风速不平衡问题带来的质量、设备等各种隐患。

参考文献

[1]董祥云.YJ17-YJ27卷接机组[M].北京:中国科学技术出版社,2001.

[2]程守洙.普通物理学[M].北京:高等教育出版社,2000.

[3]蓝汝铭.机械制图[M].西安:西安电子科技大学出版社,2002.

风力发电无功补偿技术与发展趋势篇2

异步发电机具有并网简单、结构简单、价廉、可靠性高等优点, 因此并网型风力发电机组常采用异步发电机。但异步发电机在给电网发出有功功率的同时, 还须从电网中吸收落后性的无功功率, 即从电网中吸收无功电流, 由此加重了电网无功功率的负担。异步风力发电机如果不经过补偿直接并网, 就会因功率因数较低而降低有功功率的输出, 还会造成线损增加, 电压降落加大, 影响电力系统稳定性等。因此, 对风力发电进行无功补偿, 提高功率因数具有重要的意义。

1 风力发电的无功功率的特性

风力发电由于自身的规律从而使得其无功功率有以下特性。

1) 风电机组需要从电网中吸收无功功率以建立风力发电机的励磁磁场, 如果没有无功来源, 异步发电机就没有能力发电。

2) 风力发电机的无功使其在并网时会在短时间内降低出口电压;在停风状态下从系统吸收无功;当风力发电机从电网切除时, 若自己装并联补偿电容器组, 可能会引起异步发电机的自激磁。

3) 由于风力发电设备长期并网, 无论是否发电, 变压器都要从系统吸收一定的无功, 因此增加了线路及变压器的损耗。

2 常见的风力发电无功补偿方法

目前, 风力发电无功补偿可采用同步调相机、静止型无功补偿装置 (SVC) 、静止无功发生器 (SVG) 、并联电容器等几种方法进行补偿。

1) 早期采用同步调相机进行无功补偿, 因损耗和噪声较大、运行维护复杂、响应速度慢、难以满足快速动态的要求等原因, 目前已很少采用。

2) 静止无功补偿是用静止开关投切电容器或电抗器, 使其具有吸收和发出无功电流的能力, 该装置具有提高电力系统的功率因数、稳定系统电压、抑制系统振荡等功能。

3) 静止无功发生器 (SVG) 采用半导体变流器来实现无功补偿, 技术先进。可通过不同的控制, 使其发出无功功率, 也可使其吸收无功功率。但控制复杂、维护量大、投资成本高, 目前没有广泛用于风力发电的无功补偿。

4) 并联电容器补偿适用于集中或分散的就地安装, 能较好地满足就地无功补偿的要求, 个别电容器损坏也不会影响整个设备的运行, 具有投资少、能耗低、控制简单和运行维护方便的特点。并联电容器补偿是通过电容器的投切实现的, 因调节不平滑、呈阶梯性调节, 在系统运行中无法实现最佳补偿状态。根据风力发电无功功率特性, 在风电场10 kV母线以发电机出口上都普遍集中安装了并联电容器进行无功补偿, 这是目前风力发电应用最广泛的补偿方法。

综上所述, 根据实际运行环境和各种无功补偿方式的比较, 选择分组投切电容器组作为兆瓦级风力发电机组的无功补偿设备较为合适。

3 并联电容器的三种补偿方式

在风电场中, 并联电容器组是根据功率因数进行投切的。设补偿前的无功容量为QC;风电场容量S=P1-jQ1;线路容性充电功率为QC1, 电源无功为QE, 则系统功率因数为

$\cos φ = \frac{Ρ}{S} = \frac{Ρ_{1}}{\sqrt{Ρ_{1}^{2} + (Q_{C} + Q_{C 1} + Q_{E} - Q_{1})^{2}}}$

设补偿前的平均功率因数为cosφ1;补偿后的平均功率因数为cosφ2, 则需补偿容量Q′C为

Q′C=P1 (tgφ1-tgφ2)

$= Ρ_{1} (\sqrt{\frac{1}{\cos^{2} φ_{1}} - 1} - \sqrt{\frac{1}{\cos^{2} φ_{2}} - 1})$

1) 第一种补偿方式最简单, 如图1所示。

当S1闭合使异步风力发电机G运行时, 需从电网吸取无功功率来建立励磁磁场, 为减少电网中的无功水平, 将S2闭合, 完成无功补偿任务。由于补偿电容C的容量是固定的, 不能随实际无功的变化而变化。因此, 只适用于无功变化不大的场所。

2) 第二种补偿方式如图2所示。

它可以跟踪负荷变化实现动态补偿。图中BK为电力电子器件, 作为电容器组的投切开关;C1为补偿电容器组。运行中跟踪负荷变化, 决定通过BK投入补偿电容器的组数。

3) 第三种补偿方式如图3所示, 它能适应经常变动负载的无功补偿装置。

当无功变化时, 控制器根据检测到的变化情况控制补偿电容器组的投切数量, 达到按实际需求的无功补偿。采用晶闸管SCR控制投切, 具有动作时间短、使用寿命长、电压稳定性好等优点。

4 风力发电无功补偿的发展趋势

根据整个风力发电控制系统对无功补偿的性能要求, 无功补偿装置应体积小、成本低、操作方便、易于维护和安装, 而且最好能进行实时的动态补偿。风力发电无功补偿技术有如下发展趋势。

1) 采用人工智能技术, 通过对电压、无功功率进行预测来减少投切次数, 从而降低设备损耗。

2) 采用晶闸管进行投切和控制, 既可频繁投切, 而且响应速度快。

3) 将可控串联电抗器与固定并联电容器配合使用, 实现补偿装置整体无功功率的连续调节。使用串联电抗器后, 还可以改变并联电容器与系统阻抗的谐振点, 以避免谐振。

4) 在经济允许的基础上, 使用静止无功补偿器或无功发生器来配合并联电容器组对风力发电进行无功补偿。静止无功补偿器或无功发生器具有快速、连续、双向调节无功的能力, 可减少风电场受随机风速扰动引起的电压波动和提高阵风扰动引起的暂态电压稳定性[1]。

5) 为使控制更合理、更科学, 控制系统采用无功功率和电压综合判据作为投切电容器组的依据, 选择优先满足电压的原则, 即先根据电压值的高低来决定是否投切电容器, 在电压合格的范围内再根据无功的大小来控制电容器的投切, 以保证电压在合格范围内实现无功基本平衡。

6) 采用10个电容值为C和一个电容值为C/2的电容器组合的方法, 兼具等容量分配与不等容量分配的优点, 既可满足无功补偿要求, 又可以使控制简化。另外, 在每组电容器的每一相都安装熔断器, 起到分组分相的保护功能。

7) 采用双馈异步发电机或多极同步发电机代替传统的异步风力发电机。双馈异步发电机可以通过改变励磁电流的频率和相位来改变发电机的转速, 以达到调速的目的。通过调节励磁电流不仅可以调节发电机的无功功率还可以调节发电机的有功功率。

5 结语

合理选择风力发动机机端固定补偿容量或母线并联电容的补偿容量, 可以提高风电场的输出功率因数和稳定风电场的电压在一定的范围之内。在进行无功动态补偿时, 快速、准确地检测出需要补偿的无功功率大小是关键因素, 因为它决定着补偿效果的实时性和准确性。

无功功率 (无功电流) 型的控制器较完善地解决了功率因数型控制器的缺陷。它能兼顾线路的稳定性及检测及补偿效果, 并能对补偿装置进行完善的保护及检测。若采用DSP芯片的控制器[2], 运算速度将大幅度提高, 充分利用DSP的速度快、计算功能强大等特点, 精确算出无功补偿分量, 准确跟踪系统无功变化, 对多级电容器组进行自动和循环投切, 达到对系统实时动态补偿的目的。

摘要：阐述了风力发电的无功功率特性及常见的无功补偿方法。介绍了采用并联电容器补偿时的三种方式, 展望了风力发电无功补偿技术的发展趋势。

关键词：风力发电,无功补偿,并联电容器,异步发电机

参考文献

[1]刘淑敏, 李奎文等.无功补偿装置的选择[J].电气传动, 2002 (4) :61-64.

风力补偿篇3

1 STATCOM控制方案

设计的STATCOM电压等级的选定是以上海某风电场1次系统接线图为参考,选定电压等级为35 k V,STATCOM并网通过变压器升压方式如图1所示,通常STATCOM的控制分为直接电流控制和间接电流控制两种方案,这里选定采用间接电流控制方法[9]。

对于图1所示的动态无功补偿发生器以容性工况为例做电压电流向量图如图2所示。

由向量图可以得到以下关系式:

其中

由式(3)可以看到,通过变压器的有功功率与δ有关,δ增加,有功也增加,这可以通过PI调节器来实现有功控制δ,无功功率与V3有关,无功增大则V3也跟着增大,同样也可以通过PI调节器以无功功率来调节V3,整体控制如图3所示。

2 双馈风力发电机变频器控制

2.1 网侧变流器控制

网侧变频器的调控目标有2个:直流电容电压稳定和无功电流为0。这里采用典型的双环控制,直流电压外环作为有功参考信号,SPWM方式发出逆变脉冲[10,11,12],三相电流要先进行滤波,会产生相移和幅度变化,在送入双环前要进行去相移变换,如图4所示。

2.2 转子侧变流器控制

转子侧控制其目标是:有功电流为0和无功电流最优化。与网侧变流器不同的是,这里要先锁定定子的相位,通过如图5所示的锁相环来锁定定子相位,然后与转子相位做差产生的“滑差”作为dq变换的相位。磁链的计算如下:

式中:Ψa为定子磁链;Va为定子电压;ia为定子电流。

转矩及有功功率的计算如下:

式中:Lm为机械电感;ims为定子励磁电流;Popt为最优化有功功率;k为常数。

最优无功电流的计算可以通过图6所示的方法,图6中G1SPD为风速,这里风机转速比是1/1.2,功率比为2.0 MW/2.2 MV·A,由式(6)可以得到最优无功电流为

DFIG转子侧变频器控制方案可以表述为[13]

其中Lm=L02/Lsσ=1-L02/LrLs

式中:Rr为转子侧电阻;L0为空载电感;Ls,Lr分别为定子侧与转子电感;ωslip为滑差角频率;idr,iqr分别为转子侧电流的dq分量;Vdr,Vqr分别为转子侧电压的dq分量。

由式(8)比例积分部分换成PI输出Vdr,Vqr,可以得到转子变流器控制系统如下式,对应的控制框图如图7所示。

3 RTDS动模系统以及数据分析

本文参考上海实际风电场接线图,风机电压为690 V,通过三相变压器升压到35 k V再2次升压到110 k V送入上海电网整体线路图如图8所示。

基于RTDS平台搭建双馈风力发电并网和STATCOM联合运行模型,参考华锐风力发电机的实际参数为:额定容量2.2 MV·A,定子阻抗0.216Ω,额定有功功率2.0 MW,转子阻抗1.506Ω,定子电压690 V,滤波电容C=1.47 m F,定子电阻0.001Ω,滤波电感L=4.3μF,转子电阻0.001 3Ω,滤波器电阻0.054Ω,励磁阻抗0.022Ω,电网频率50 Hz,转子感抗0.024Ω,切入风速6 m/s,转/定子匝数比2.637 7,额定风速12 m/s,功率因数0.9,齿轮箱转速比1.2。

风电系统不投和投入STATCOM,风速12 m/s突变成30 m/s,系统运行如图9所示。

图9a和图9b分别为投入STATCOM前后风机并网侧电压,图9c和图9d分别为STATCOM投入前后风机输送给电网的无功功率;图9e和图9f分别为STATCOM投入前后风机并网电流。可以看到,未投入STATCOM的DFIG并网系统,当风速发生突变后,并网输出电压会出现不等程度的跌落,这会对电网系统产生不利的影响;同时由于风速的激增会引起并网电流的增大,并存在电流波动,未投入STATCOM的DFIG系统由于自身无功容量补偿不足无法长时间为电压的稳定提供支持,投入STATCOM的DFIG并网系统由于存在充足的无功支持,并网点电压随着风速的激增不会存在较大跌落,电压基本保持不变,同时并网电流也会逐渐增大,由于STATCOM的无功补偿,并网电流并没有出现波动,而是趋于稳定,DFIG向电网输送无功能力也得到增强,这对提高DFIG的低电压穿越能力是很有利的。

低电压穿越能力测试:当网侧电压跌落到20%时,投入STATCOM后的转子电流如图10所示。

从图10可以看到电压跌落到20%时,转子电流并没有像一般的风电场那样大幅增加,而是稍微增大一点,不会引起变流器保护动作使风机脱网运行。

4 结论

风力补偿篇4

正弦和空间矢量PWM技术广泛应用于交流电机的变流领域,在实际应用中,开关器件固有存储时间的存在,使器件开通时间小于关断时间,容易发生同一桥臂互补开通的两只开关管的短路现象,为了避免这种现象,通常会加入一个死区时间,这个死区时间会引起发电机输出电流波形的畸变、转矩脉动等效应,尤其影响了电机的低速性能。

本文详细地分析了死区效应、数字处理器DSP56F807的死区补偿方法,经仿真试验证明了该方法简单、可靠,具有一定的推广价值。

2 PWM开关死区时间的效应分析

在电压型逆变器PWM控制中,为了避免同一桥臂上下管直通的情况,在PWM控制信号中,必须加入死区时间,尽管对于快速的功率管IGBT所设定的开关死区时间很短,但高频开关动作次数的积累,使得死区时间引起输出误差电压,特别是占空比比较小的更加明显。为了分析方便,以单桥臂为例。如图1所示为单桥臂拓扑结构及相应波形。

当不加入开关死区时,G1、G2加上理想的互补驱动信号,输出无波形畸变的电压波形,如图1(b)所示。当加入死区时间后,其G1、G2驱动信号各上升沿将延迟td时间,这时输出电压波形根据输出电流极性不同而受到不同的影响。

(a)单桥臂拓扑结构;(b)理想的驱动信号;(c)加入死区的驱动信号;(d)理想输出电压;(e)ia>0有死区的输出电压;(f)ia<0有死区的输出电压;(g)输出电流波形;(h)输出电压偏差。

当ia>0时,ia只能流经G1或D2。当G1从导通切换成关断状态时,此时a端电压将瞬时由udc/2切换成-udc/2,因而输出波形在G1驱动信号下降沿不会产生波形偏差。如ia>时,当G1从关断切换成导通状态时,由于先前D2续流导通,则在G2信号下降沿被迫滞后td时间才跳变,因而输出电压波形出现正偏差,如图1(e)所示。同理可分析,当ia<时,其输出电压偏差如图1(f)所示。电压偏差的极性取决于电流极性,如图1(g)所示。为了消除该电压偏差,必须要求出该电压偏差的数学表达式。利用等效面积法将偏差电压uae等效成方波,如图1(h)所示,其方波半个周期内的平均值为:

由于风力机并网发电时都为单位功率因数运行,可利用傅里叶级数对等效方波进行谐波分解,得:

显然,这种偏差电压除基波外只产生奇次谐波,其谐波幅值与fs、td、udc成正比,与谐波次数成反比,且与PWM的调制比无关。正是由于与PWM的调制比无关。故由开关死区造成的PWM波形畸变靠改变PWM的调制比来进行补偿是不可行的。行之有效的方法是,在udc一定时,尽量降低fs、td值;而当开关频率一定时,则尽量减少td或通过补偿控制消除td的影响。经上述分析,通过补偿死区时间td消除波形畸变是最有效的方法。

3 发电机三相定子电流极性的判断

三相定子电流极性的准确判断是死区补偿的关键环节。由于检测到的电机电流谐波含量高,特别是低频状态下存在零电流箝位现象以及脉宽调制噪声,利用直接检测电流过零点无法准确地判断出电流的极性。同时通常采用的直接对定子电流进行滤波的方法也有局限性,滤波环节的引入使检测信号滞后,更增加了对电流极性实时检测的难度,严重的滞后甚至会导致死区的误补偿。因此寻求一种简便而又适合死区补偿的方法至关重要。本文通过旋转坐标系变换,使三相定子电流的基波分量在同步旋转坐标系中表现为直流分量,利用该分量可得到电流矢量的绝对位置角度,以次判断三相定子电流的极性。

假设检测到的三相定子电流分别为:

式中:iah、ibh、ich分别为三相定子电流的高频谐波分量。

利用坐标变换公式把静止abc坐标系下的三相定子电流转换到同步旋转dq坐标系下,设转换后的isd、isq为三相定子基波电流转换而来的直流量,idh、iqh为三相定子电流高频分量转换而来的旋转坐标系下的高次谐波分量。idh、iqh可以通过低通滤波滤除,而isd、isq不会因为增加了滤波器而造成幅值和相位的改变,根据定子电流矢量的空间位置特性,如图2所示。

由图2可得:

θs=ω∫dt,其中ω输出电流角频率,φ为定子电流矢量与d轴的夹角,可得定子电流矢量的空间绝对位置角θ。三相定子电流极性分布如图3所示。

据此可以得到θ与三相定子电流极性的对应关系如表1所示。利用θ可以方便、准确地判断三相定子电流极性。

4 Motorola DSP56F807死区补偿原理

在PWM设置为互补通道模式时,在死区时间内,有上述分析得知:逆变器的输出电压波形由负载电流的状态(方向)决定,由于续流二极管的作用,因此导致晶体管输出占空比不同于设定值,如图4所示,死区导致的畸变通常会表现出输出波形差,带有明显的干扰和谐波。

在死区时间内,感性负载使电流通过晶体管,反并续流二极管,维持原有负载电流方向,导致输出电压畸变。在死区时间内,输出电压随着电流方向变化而变化:正向电流时,在死区时间内,底端反并二极管续流,输出电压等于低电平电压(直流总线的负端电压),输出电压状态由顶端晶体管决定(顶端为主控晶体管);负向电流时,死区时间内,顶端反并二极管续流,输出电压等于高电平电压(直流总线的正端电压),输出电压状态由底端晶体管决定(底端为主控晶体管)。由于死区时间插入,会导致原来设定的脉冲宽度变窄,平均输出电压有所降低,从而使负载电流波形产生畸变,而且,由于每个开关管的导通和关断延迟时间的不同,更使畸变进一步恶化。如果PWM模块能得到相关电流信息,即在当前时间内那个晶体管为主控状态,那么就能校正这种畸变。

对于互补通道模式的典型电路,在任何时刻都仅有一个晶体管有效控制输出电压,主控管的选取取决于该组负载电流的方向,如图4所示。为了校正畸变,需要将死区时间加至主控管的PWM计数值中,这取决于顶端/底端通道中哪一个是主控晶体管,因此,软件计算两个补偿的PWM计数值,然后再将它们存放到奇/偶序号PWM计数值寄存器对中。任何给定时刻,根据电流方向及时调整由奇/序号PWM计数值寄存器(PWMVALn)中的一个控制输出脉宽,对于一个给定的PWM通道时,是奇序号PWMVAL寄存器还是偶序号PWMVAL寄存器有效取决于下列任一条件的设置:

(1)对应驱动电路的电流状态引脚(ISn)上的电平;

(2)根据电流传感器采集的电流方向,由软件对相应通道电流极性控制位(IPOLn)进行控制。

使用的补偿方法为在中心对齐模式下,手动死区时间校正。另外,还假定PWM顶端通道是PWM0、PWM2和PWM4,相应的底端通道为PWM1、PWM3和PWM5。该方法具体方案如下:

PWM模块在每个死区时间结束时,自动采样端口寄存器PMPORT中3个电流状态输入位IS0、IS1、IS2引脚上的电平,然后其采样值被确认并保存在故障确认寄存器PMFSA中的DT0、DT1、DT2、DT3、DT4、DT5位,软件根据DT0、DT1、DT2、DT3、DT4、DT5位设置IPOL0、IPOL1、IPOL2,这时PWM模块再根据IPOL0、IPOL1、IPOL2的值自动切换奇序号或偶序号PWM计数值寄存器。PWMVAL寄存器逻辑选择表如表2所示。

5 仿真与实验结果

基于上述的补偿方法,在一套自主研发的双馈发电机的转子侧变流器控制系统上进行了实验验证,如图5所示为其矢量控制系统结构图。

DSP56F807的编程是基于Code Warrior集成开发环境,支持汇编、C以及嵌入式软件开发包(SDK—software development kit)的混合编程,构成一个综合开发平台。在双馈异步交流发电机上进行死区校正实验,选用中心调制下手动死区时间校正的方法,PWM模寄存器值随着输出功率的变化而变化(保证机侧变流器与网侧变流器协调控制),调制频率f2=f1-nrp/60(保证发电机输出电流的频率始终为50Hz),死区时间6μs,为了对比分析,实验了发电机的输出功率分别20k W、1500k W工况时输出电流的波形,在做实验之前,利用PSIM仿真软件对该算法进行了仿真。仿真结果如图6所示。

从图6中可以看出该补偿方案的正确性,实验波形如图7、8所示。

从图7、8的试验波形看出,当风力发电机低转速(风力小)、小电流时,发电机输出电流受死区影响比较大,所以在风力小时,一定要考虑死区影响。如图9、10所示,当风力发电机在高转速、大电流时,发电机输出电流波形受死区时间影响很小,一般情况可以忽略,因为,当发电机输出电流大时,开关管IGBT的占空比要比死区时间大很多(几十倍)。

6 结论

死区效应造成发电机输出波形畸变,对发电机的性能造成不良影响。传统的电压、电流反馈型补偿方法具有补偿滞后、软件实现困难等缺点。应用DSP56F807进行死区补偿,硬件实现可靠、软件设置简便、结果正确,具有较高的应用价值。

参考文献

[1]李银玲,唐允宝.基于SVPWM共模电压抑制方法的研究与仿真[J].电气传动自动化,2010,2(35):23-26.

[2]吴茂刚,赵荣祥,汤新舟.正弦和空间矢量的PWM逆变器死区效应分析与补偿[J].中国电机工程学报,2006,26(12):101-105.

[3]张健,贾晓霞等.基于SVPWM变流器的Matlab仿真及硬件实现[J].电气传动自动化,2009,3(1):20-26.

风力补偿篇5

为了风能资源的充分利用, 提高风力发电的效率, 必需要考虑采取措施改善风电场运行性能。在风力发电场装设无功补偿装置就是提高风力发电效率的手段之一。

静止无功发生器 (SVG) 和静止无功补偿器 (SVC) 同属交流输电范畴的两种无功功率电源, 静止无功补偿器 (SVC) 有磁控饱和电抗器 (MCR) 型SVC、晶闸管控制电抗器 (TCR) 型SVC。由于静止无功发生器 (SVG) 与静止无功补偿器 (SVC) 相比较有较大优点, 在近几年的风电场工程中静止无功发生器SVG型动态无功补偿装置得到了广泛的应用。

1 SVG动态无功补偿装置的特点

SVG是基于静止无功发生器SVG (Static Var Generator) 的综合补偿装置, 是目前最先进的动态无功补偿技术。

SVG无运动元件, 能够跟踪系统要求, 连续发出所需容性和感性无功功率, 其输出可独立于交流系统电压的装置。

SVG动态无功补偿装置具有如下优点:

1) SVG能耗小, 相同调节范围下, SVG的损耗约只有磁控电抗器类动态调节装置的1/4, 晶闸管控制电抗器类的1/3, 运行经济性更佳;

2) SVG以半导体的逆变器为核心, 使用直流电容器储能, 无SVC中滤波之路和电抗器, SVG的占地面积远远小于等容量的晶闸管控制电抗器, 也比同容量的磁控电抗器略小, 有利于电气总平面的布置和工程改造的实施;

3) SVG自身不产生谐波, 同时还能滤除谐波, 保证运行安全性, 同时, 不需要额外的滤波装置, 可大大节省工程占地;

4) SVG的响应速度更快, 整体装置的动态无功响应速度可达到10ms以内, 因而对快速的冲击负荷具有更好的补偿效果, 对闪変有更好的抑制作用, 比SVC更快、更稳定;

5) SVG实现了模块化设计, 安装、调试工作量小, 基本免维护;

6) SVG具有电流源的特性, 输出容量受母线电压影响很小, 在电压波动较大的场合, SVG的补偿效果更佳;

7) SVG具有高可靠性, SVG采用N+1冗余主电路拓扑结构, 一个链接单元损坏后认可继续满负荷运行, 在系统短路故障条件下, SVG可连续稳定运行。

基于以上SVG动态无功补偿装置的优点, 在近几年的风力发电工程中SVG动态无功补偿装置得到了广泛的应用。

2 SVG动态无功补偿装置在风力发电工程中的应用

2.1 SVG型动态无功补偿装置的配置

电网公司对风力发电场的要求既要补偿容性无功又要补偿感性无功, 动态无功补偿装置一般装设于风力发电厂升压站低压侧。目前大多数风力发电场规模一般为100MW、200MW、300MW, 以规模为100MW的风力发电场居多。以100MW风力发电场为例, 根据工程经验补偿容性无功一般为25Mvar, 补偿感性无功要根据送出线路长度确定。如果感性无功补偿容量与容性无功相差不多, 采用SVG补偿比较合适, 如果感性无功补偿容量与容性无功相差很大, 则采用SVG+FC (固定电容器) 的型式比较合适既采用SVG与并联电容器成套装置配合的方式, 这样既满足了连续调节的要求, 又可以降低造价。

由于大部分的风力发电场容性无功与感性无功相差比较大, 因此我院设计的风力发电场大多采用SVG+FC的型式, 用两台断路器分别来控制SVG回路和FC回路, 在正常运行时两台断路器都处于合闸状态, 保证动态无功补偿装置的连续调节。例如某一风力发电场需要补偿容性无功25Mvar, 感性无功5Mvar, 则需要配置15 Mvar SVG和10 Mvar FC, 分别由两台断路器控制实现从感性5 Mvar到容性25Mvar连续可调。

2.2 SVG+FC动态无功补偿装置中设备主要技术要求

SVG采用IGBT可关断器件, 模块化设计, 功率单元的结构和电气性能完全一致, 可以互换。

FC回路由电容器、串联电抗器、放电线圈、避雷器、隔离开关、接地开关组成。

2.2.1 电容器组

电容器应计入串联电抗器引起的电容器运行电压升高。

2.2.2 串联电抗器

在目前风电工程中多数工程串联电抗器选用干式串联电抗器。

2.2.3 放电线圈

放电线圈应采用电容器组专用的放电线圈产品。

2.2.4 隔离开关

SVG型动态无功补偿装置电源进线侧应配置三相联动隔离开关, 并提供接“五防”的接线端子, 保证检修时有明显的断开点。

隔离开关必须是通过完善化技术审查的产品, 并提供针对瓷瓶断裂、操作失灵、导电回路过热、锈蚀等易发故障进行的完善化技术措施证明。