发电机组控制系统（共12篇）
发电机组控制系统 篇1
在能源日益紧张的情况下, 各个国家都制定了能源战略, 纷纷将绿色清洁能源作为本国能源战略的重点。风能技术在绿色清洁能源中占有一席之地, 运用风力进行发电, 可以大大减轻对化石燃料的使用率, 有利于保护环境。风力发电机组中, 控制系统是最为重要的, 它关乎着整个发电机组运行的是否稳定安全。加强对机组的控制系统分析至关重要。
1 风力发电机组控制系统的构成分析
在风力发电机组中, 其控制系统关系着机组是否能够安全稳定的运行。控制系统可以分为本体系统与电控系统, 也叫做总体控制。其中, 本体系统又可以分成空气动力学系统、发电机系统以及变流系统和其附属结构;电控系统是由各种不同类型的模块组成的, 分为变桨控制、偏航控制以及变流控制等等。与此同时, 本体系统和电控系统之间已经实现信号的转换, 比如空气动力系统里, 桨距主要受变桨控制系统控制, 这样做能够发挥风能转化的效率, 同时也能使得功率平稳。
由于风电机组的标准不同, 其控制系统也是不一样的。根据功率可以将发电机组分定桨距和变桨距发电机组以及变速型机组三种。其控制技术也是由原来的定桨距恒速恒频控制向变桨距恒速恒频发展, 而后再发展到变桨距变速恒频技术。
2 对定桨距风力发电机组的控制分析
在定桨距风力发电机组里, 主要运用的是定桨距风力机与双速异步发电机, 所采用的控制系统是恒速恒频技术。运用这种技术, 确保了机组运行的安全和稳定。定桨距恒速恒频技术主要应用了软并网技术、偏航技术以及空气动力刹车技术等等。发电机与电网之间有晶闸管, 晶闸管的开度对于冲击电流有很大的影响。使用恒速恒频技术对晶闸管的开度进行调控, 进而来对并网瞬间产生的电流进行限制。此外, 利用这种技术, 经过传感、检测等能够实现自动偏航以及自动解缆的功效。
在定桨距风力发电机组中, 桨叶的节角距是固定不变的, 如果风速比额定的风速要大很多时, 那么桨叶本身的自动失速就会失去效能, 不能让输出的功率更加的平稳。
3 对变桨距风力发电机组的控制系统分析
变桨距风力发电机组所使用的电机是可以调节滑差的绕线式异步发电机, 风力机使用的是变桨距风力机。和定桨距风力发电机组相比较, 变桨距风力发电机组有更大的优势, 主要表现在输出功率更加的平稳, 此外, 还有在额定点上有着非常高的风能利用系数, 同时还有非常好启动性能以及非常好的制动性。
变桨距风力发电机组的控制系统主要使用了转速控制器1和2, 以及功率控制器。为了能够最大限度的将由风速引发的功率波动降低, 机组还应用了转子电流控制技术。这种技术可以对转子的电阻进行调节, 从而确保转子电流对恒定电流的给定值进行有效的跟踪, 进而保证输出功率的稳定。
在发电机并入电网以前, 发电机的转速信号控制着系统的节距值大小, 发电机的转速有控制器1控制, 变桨距系统会依据给定的速度参考值, 对节距角进行调整, 从而让风轮拥有比较大的启动转矩。在并网以后, 发电机组主要由控制器2和功率控制进行管控。与此同时, 要把发电机组的转差调整到1%, 节距的大小应根据实际的风速进行调整。
在风速比额定值高的时候, 伴随着风力的不断加大, 风力机逐渐的吸收更多的风能, 发电机的转速也将变快。对于转速的调节, 主要通过改变节距来进行。随着桨距角的改变, 发电机输出的功率就会维持在一个稳定的值上, 不会出现大的波动。
某个时段的风速不稳定, 一会上升一会下降。上升的时候, 输出功率也随之上升, 转子电流给定值相应的改变, 从而使得转子电流控制器工作, 将转子回路的电阻改变, 提升发电机转差率, 那么发电机的转速会逐渐上升。此时, 风力又开始降低, 在功率控制的作用下, 发电机的转速也随着下降。这样, 在风速上升和下降的过程中, 发电机的输出功率基本上没有出现变化, 这样就维持了功率的稳定, 确保了发电机安全稳定的运行。
4 对变速风力发电机组的分析
与恒速恒频技术相比, 使用变速恒频技术, 能够在风速较低的情况下, 叶尖速比能够一直处于最佳的状态, 从而获得最大的风能。如果风速比较大, 使用风轮转速的变化, 对部分能量进行调节, 进而增加传动系统的韧性, 确保输出功率的稳定性。
变速风力发电机组的总体控制可以分为三个区:恒定、转速恒定以及功率恒定。在恒定区, 随着风速的变化, 发电机的转速也出现了变化。受功率—转速曲线的影响, 发电机的转速达到一定的值后就保持不变, 然后进入转速恒定区。在这个区里, 转速控制对发电机的转速进行控制, 确保转速不变。当风力进一步增大, 功率也增大, 达到极限后, 功率进入恒定区。
变速风力发电机组的控制系统主要就是变速恒频技术。双馈异步发电机在绕线转子异步发电机的转子上装有三相对称的绕组, 同时, 三相对称交流电又与这三线绕组接通, 从而产生了一个旋转磁场, 这个磁场的转速和交流电的频率以及电机的极对数的关系非常密切, 我们可以通过下面的公式来看:
在这个公式中, n2代表的是绕组被接入频率是f2的交流电之后所产生的旋转磁场相对于转子本身的旋转速度, p代表的是极对数。
从上面的公式中, 我们可以得知, 只要频率发生改变, 既可以使得转速发生变化;如果通入转子的交流电的相序发生变化, 那么磁场的旋转方向就会发生变化。我们可以假设n1是电网频率为50Hz的时候发电机的转速, n是发电机的转速, 因此, 只要是n±n2=n1, 那么异步电机的定子绕组感应电动势的频率就不会发生改变, 始终维持在50Hz。
5 结语
综上所述, 当前风力发电已经越来越引起人们的关注了。风力发电机组中, 控制系统对于维持机组的未定具有非常重要的作用。本文主要分析了三种控制系统:定桨距风力发电控制系统、变桨距风力发电控制系统以及变速恒频控制系统, 这三种控制系统随着风速的变化能够实现对输出功率的调整, 使其保持平稳的状态, 进而维持了风力发电机组的安全稳定。
摘要：在风力发电中, 发电机组的控制技术是确保机组正常运转的关键。风力发电机组的控制系统是一个综合性较强的系统, 因此, 加强对控制系统的研究分析, 对于确保机组安全稳定运行至关重要。本文拟对机组中的几种控制系统进行分析。
关键词：风力发电机组,控制系统,研究分析
参考文献
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[2]高梁.风力发电机组控制技术的研究[D].西华大学, 2008.
[3]刘卫平.风力发电机组控制系统简介[J].东方电机, 2012 (05)
发电机组控制系统 篇2
制动系统是风力发电机组安全保障的重要环节，在硬件上主要由叶尖气动刹车和盘式高速刹车构成，由液压系统来支持工作。制动功能的设计一般按照失效保护的原则进行，即失电时处于制动保护状态。在风力发电机组发生故障或由于其他原因需要停机时，控制器根据机组发生的故障种类判断，分别发出控制指令进行正常停机、安全停机以及紧急停机等处理，叶尖气动刹车和盘式高速刹车先后投入使用，达到保护机组安全运行的目的。独立安全链
系统的安全链是独立于计算机系统的硬件保护措施，即使控制系统发生异常，也不会影响安全链的正常动作。安全链采用反逻辑设计，将可能对风力发电机造成致命伤害的超常故障串联成一个回路，当安全链动作后，将引起紧急停机，执行机构失电，机组瞬间脱网，从而最大限度地保证机组的安全。发生下列故障时将触发安全链：叶轮过速、看门狗、扭缆、24V电源失电、振动和紧急停机按钮动作。防雷保护
多数风机都安装在山谷的风口处或海岛的山顶上，易受雷击，安装在多雷雨区的风力发电机组受雷击的可能性更大，其控制系统最容易因雷电感应造成过电压损害，因此在600kW风力发电机组控制系统的设计中专门做了防雷处理。使用避雷器吸收雷电波时，各相避雷器的吸收差异容易被忽视，雷电的侵入波一般是同时加在各相上的，如果各相的吸收特性差异较大，在相间形成的突波会经过电源变压器对控制系统产生危害。因此，为了保障各相间平衡，我们在一级防雷的设计中使用了3个吸收容量相同的避雷器，二、三级防雷的处理方法与此类同。控制系统的主要防雷击保护：①主电路三相690V输入端（即供给偏航电机、液压泵等执行机构的前段）做了一级防雷保护；②对控制系统中用到的两相220V电压输出端（电磁阀、断路器、接触器和UPS电源等电子电路的输入端）采取二级防雷措施；③在电量采集通信线路上安装了通信避雷器加以保护；④在中心控制器的电源端口增加了三级防雷保护。硬件保护
硬件本身的保护措施主要采取了3种方法：硬件互锁电路、过电压以及过电流保护。
①风力发电机组中的左、右偏航电机和大、小发电机只有一个可以运行，我们通过接触器辅助触点的互联对其进行了互锁。例如：左右偏航电机接触器正常情况下处于断开状态，其各自的辅助触点处于闭合状态。我们将左偏航电机的辅助触点传接到右偏航电机回路里，右偏航电机的辅助触点串接到左偏航电机回路里；当机组需要左偏航时，左偏航接触器带电，而串在右偏航电机回路里的左偏航接触器辅助触点断开，从而保障了正确的偏航。当由于误动作引起左右偏航电机接触器都带电时，它们的辅助触点都断开，机组不进行偏航，从而达到了保护机组安全运行的目的。
②在设计时，对断路器、接触器等选件都进行了负荷计算。选择的原则：既留有裕量也不会使执行机构等受到冲击，当有瞬时冲击电流通过电缆传入控制柜时，控制系统具有自我保护的能力。
③通过将快速熔断器、速断保护的断路器（根据各自的负荷计算允许通过的电流）等串在执行机构的前端，防止了大电流流过回路，从而减少了不必要的损害。接地保护
在整个控制系统中用了以下5种接地方式，来达到安全保护的目的。①工作接地。变压器的中性点设置接地。
②保护接地。为了防止控制系统的金属外壳在绝缘被破坏时可能带电，以致危及人身安全而设置的接地。
③防雷接地。避雷器的一端与控制系统中被保护的设备相连，另一端连接到地下，能把雷电流引入大地。
④防静电接地。将控制系统中的金属可导电部分在工作过程中产生的静电电流引入大地。
⑤屏蔽接地。为防止外界磁场对流经电缆的信号产生影响，设计时选用了屏蔽电缆，并将电缆屏蔽层接地。电网掉电保护UPS电源
风力发电机组离开电网的支持是无法工作的，一旦有突发故障而停电时，控
浅谈风力发电机组控制技术 篇3
关键词：风力发电 机械控制 电路控制
中图分类号：TM614 文献标识码：A 文章编号：1007-3973（2013）012-171-02
风能资源的开发利用这项技术，从最早的单机组运行到现在的全国连网并列运行，相应的发电机组的容量也从开始的数十千瓦级发展到海上风电场的兆瓦级；对机组的机械控制方式从定桨距失速控制到变桨距运行，电力电子控制从恒速恒频发展到现在双馈异步等形式的变速恒频。风力发电技术在能源开发利用方面要想有更好的发展前景，和火力水利等传统发电技术相抗衡，关键还是要解决控制问题。而控制问题区别于其它形式发电技术的关键还是风力发电输入风能不稳定，而要求输出电能频率要求稳定的问题。解决问题主要可以从以下三个方面考虑：
（1）风力发电由于风速变化大，输入风能不稳定，风力机转速不好控制，风力发电机的输入部分存在技术开发的空间，即从机械方面考虑改进措施，进行机械控制。
风力发电的机型按照并网时速度是否改变主要分为两种，恒速恒频型机组和变速恒频型机组。不论哪种机型，目前风力发电机的叶轮都采用水平轴、三叶片，上风向布置；额定转速约27r/min。风能通过风力机转换成为动能，风力机通过转轴驱动后面联动的风力发电机。从而实现风能-机械能-电能的转换。
风力机的风轮一般采用三桨叶与轮毂刚性相连的结构，即定桨距风轮。主要是因为三叶片具有平衡和美观等优良性能。为了实现对其很好的控制，一般在桨叶尖部1.5～2.5m处，设计成可调控的叶尖扰流器，叶尖扰流器起气动刹车的作用。当风速过大时，叶尖扰流器释放并旋转形成阻尼板，影响风能在叶片上的受力分布，改变风力机转轴的转速。特别当风力发电机组需要脱网停机时，它可以用作机械制动，效果特别明显。
风力发电机组从定桨距发展到变桨距经历了很长一段时间。早期的定桨距具有以下性能优点：采用软并网技术、空气动力刹车技术、偏航与自动解缆技术，使风力发电机组的并网问题和运行的安全性与可靠性大大提高。但是，由于叶片的安装角在装配时已经固定，其功率输出是由桨叶自身的性能来调节的，因此，在允许的风速范围内，定桨距风力发电机组的控制系统在运行过程中对由于风速变化引起输出能量的变化是无能为力的。这就大大降低了风能利用效率，使得定桨距风力发电机组的推广得到限制。
针对上述特点，大型风力发电机组，特别是兆瓦级机组（1000kw以上）的风力发电机组在设计，叶片采用变桨距连接，即叶片与轮毂中间采用可转动的推力轴承或专门为变距机构设计的回转支撑联接，变桨距风力发电机的叶片较薄，结构相对简单，重量小很多，使得变桨距风力发电机风轮转动惯量小，设计容易，易于制造大型风力发电机组。这样风力机可根据风速的变化适时调整叶片连接角度，改善叶片周围的流场分布，即使风速不在额定风速的工况下，机组的输出功率也可以保持在额定功率上。特别是在大风情况下，风力机可以使叶片顺桨，保证整个机组风能利用大大提高。
现在，大型风力发电机组一般都采用变桨距的结构形式。这样可以在起动时对转速进行控制，并网后可对功率进行控制，使风力机的起动性能和功率输出特性都有显著和改善。机组的液压系统作为变距系统执行机构的一部分，在整个闭环控制系统中占有很大作用，大大提高了发电系统的运行自动化程度。
（2）风力机转轴带动风力发电机转轴旋转。风力机在风力的推动下旋转，由于输入风能时刻在改变，不稳定，而且风力机在风能向机械能转换过程中存在转换效率问题，再加上受到设计制造的局限，风力机的转速不能很高，但是传统发电机转速相对要求高，所以连接部分—风力发电机需要进行技术方面的改进。
由于风力发电机组体积庞大，重量达到几吨到几十吨，工作时具有很大的转动惯量；另一方面，受到风力发电机制造技术和叶片材料的约束，风轮的转速不能太高，一般运行在20～30r/min。机组容量越大，转速越低。为了在此基础上发电机得到更多的动能输入，需要设置增速齿轮箱。齿轮布置时采用沿轴线分布的结构特点。但是由于增加了庞大的机械设备，齿轮间存在高速运行易磨损的问题，使风力发电机组发生故障的可能性提高了，现在直驱式风力发电机组（即机组连接部分不用增速齿轮箱）正在慢慢受到设计者的青睐。
风力发电机组中的发电机一般采用异步发电机，异步发电机的转速取决于电网的频率，只能在同步转速附近很小的范围内变化。对于定桨距风力发电机组，一般还采用高滑差异步发电机和变速恒频的双馈异步发电机。这样可以使机组的运行风况范围大大增加即虽然风速远离额定值，但是发电机的效率不会降低，风能利用系数得到提高的同时，发电机组的噪声降低。发出电能的频率也会符合电网要求。
现在，大型风电场一般都采用变速风力发电机组。它的关键技术在于采用了绕线型异步发电机（其转速可以有很大的变化）或同步电机，再在输出电能的电路中增加相应的变频技术。同步发电机的并网一般有两种方式：一种是准同期直接并网，这种方法在大型风力发电中极少采用；另一种是交-直-交并网。控制技术主要任务是对最佳叶尖速比的测量监控，使得机组在允许风速的任何情况下都可以获得理想的功率输出。
（3）如果直接用风力机带动发电机转子旋转，即直驱式风力发电机，输出电能频率与电网频率存在衔接问题，即从电力电子方面考虑改进措施，进行电路控制。
风力发电机组发出的电能频率可以不为50HZ，但是经过变频电路处理，使电能质量达到并网要求，稳定可靠得给电网提供电能。
控制技术和监测技术是风力发电系统的关键技术。因为风能不稳定，风速大小和方向随着季节和气候的改变而改变，风力资源丰富的地区通常都是海岛或边远地区甚至海上，风力发电机组一般安装在无人值守区，占地面积较大。所以对输入功率的限制、风轮的主动对风以及对运行过程中故障的检测和维护必须实行自动化控制。分散布置的风力发电机组通常要求远程监控，自动控制应该实施运行人员设置的控制策略，保证机组安全可靠地运行。
风力发电技术未来的发展趋势将是全实现整个电力系统的自动化，在风电场运行的风力发电机组全部可以实现中央集中控制和远程控制。火力水利等发电系统的控制系统，主要的任务是监视电网、机组运行参数，对机组进行并网与脱网控制，以确保运行过程的安全性与可靠性，而风力发电系统则在此基础上，还要增加一些传感器检测技术，时刻监测风速风向。根据对其变化趋势的分析，做出判断，提高系统的经济性和稳定性。
总之，随着技术的不断改进，基于变桨距技术的各种变速风力发电机组已经在风电市场得到推广。变速风力发电机组的优点在不断显示出来。变速风力发电机组的可以在低于额定风速时，跟踪最佳功率曲线，使风力发电机组具有最高的风能转换效率；在高于额定风速时，增加传动系统的柔性，稳定输出功率，向电网提供安全可靠经济的电能。
参考文献：
[1] 宋海辉.风力发电技术及工程[M].北京：中国水利水电出版社，2009.
变浆距风力发电机组的控制系统 篇4
1 变桨距风力发电机组的控制系统
新型变桨距控制系统框图如图1所示。
在发电机并入电网前, 发电机转速由速度控制器A根据发电机转速反馈信号直接控制;发电机并入电网后, 速度控制器B与功率控制器起作用。功率控制器的任务主要是根据发电机转速给出相应的功率曲线, 调整发电机转差率, 并确定速度控制器B的速度给定。
2 变距控制
变距控制系统是一个随动系统, 其控制过程如图2所示。
变桨距控制器是一个非线性比例控制器, 它可以补偿比例阀的死带和极限。变距系统的执行机构是液压系统, 节距控制器的输出信号经D/A转换后变成电压信号控制比例阀, 驱动液压缸活塞, 推动变桨距机构, 使桨叶节距角变化。活塞的位移反馈信号由位移传感器测量, 经转换后输入比较器。
3 速度控制
变桨距风力发电机组的速度控制包括两个部分, 即:速度控制A和B。
3.1 速度控制A (发电机脱网状态)
转速控制系统A在风力发电机组进入待机状态或从待机状态重新起动时投入工作, 在这些过程中通过对节距角的控制, 转速以一定的变化率上升。控制器也用于在同步转速时的控制。当发电机转速在同步转速±10r/min内持续1s发电机将切入电网。发电机转速通过主轴上的感应传感器测量, 每个周期信号被送到微处理器作进一步的处理, 以产生新的控制信号。
3.2 速度控制B (发电机并网状态)
发电机并入电网后, 速度控制系统B起作用。速度控制系统B受发电机转速和风速的双重控制。在达到额定值前, 速度给定值随功率给定值按比例增加。额定的速度给定值是1560r/min, 相应的发电机转差率是4%。如果风速和功率输出一直低于额定值, 发电机转差率将降低到2%, 节距控制将根据风速调整到最佳状态, 以优化叶尖速比。
如果风速高于额定值, 发电机转速通过改变节距来跟踪相应的速度给定值。功率输出将稳定地保持在额定值上。在风速信号输入端没有低通滤波器, 节距控制对瞬变风速并不响应。
与速度控制器A的结构相比, 速度控制器B增加了速度非线性化环节。这一特性增加了小转差率时的增益, 以便控制节距角加速趋于0。
4 功率控制
为了有效地控制高速变化的风速引起的功率波动, 新型的变桨距风力发电机组采用了RCC技术。通过对发电机转子电流的控制来迅速改变发电机转差率, 从而改变风轮转速, 吸收由于瞬变风速引起的功率波动。
功率控制系统如图5所示。
该控制系统由功率伺服环 (内环) 和通过测量转速产生功率参考曲线 (外环) 两部分构成, 称为双闭环控制。
外环, 是转速控制环, 使输出交流电频率控制在50Hz。
内环, 也就是功率控制环, 实际上是一个发电机转子电流控制环。转子电流控制器由快速数字式PI控制器和一个等效变阻器构成。它根据给定的电流值, 通过改变转子电路的电阻来改变发电机的转差率。在额定功率时, 发电机的转差率能够从1%到10%变化 (1515~1650r/min) , 相应的转子平均电阻从0到100%变化。当功率变化时, PI控制器迅速调整转子电阻, 使转子电流跟踪给定值。如果从主控制器传出的电流给定值是恒定的, 它将保持转子电流恒定的, 从而使功率输出保持不变。与此同时, 发电机转差率却在作相应的调整以平衡输入功率的变化。如图6所示。
转子电流控制器的动作时间在毫秒级以下, 变桨距机构的动作以秒计, 因此在短暂的风速变化时, 仅仅依靠转子电流控制器的控制作用就可保持发电机功率的稳定输出, 减少对电网的不良影响;同时也可降低变桨距机构的动作频率, 延长变桨距机构的使用寿命。
5 结论
对风力发电机组的控制系统进行了分解和分析, 对变浆控制、速度控制和功率控制分别进行了简单研究, 发现采用新型控制系统后, 保持了发电机功率的稳定输出, 减少了风机不稳定功率对电网的影响, 降低变桨距机构的动作频率, 延长了变桨距机构的使用寿命。
摘要：风能作为一种可再生能源受到全球越来越多的关注, 本文就变桨距风力发电机组的控制系统进行了分析, 发现采用新型控制系统后, 保持了发电机功率的稳定输出, 减少了风机不稳定功率对电网的影响。
关键词：额定功率,变距控制,速度控制,功率控制
参考文献
[1]廖明夫, R.Gasch, J.Twele.风力发电技术[M].西北工业大学出版社, 2009.
[2]王承煦, 张源.风力发电[M].中国电力出版社, 2008.
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发电机组控制系统 篇5
中图分类号：TP211 文献标识码：A 文章编号：1009-3044（2014）06-1326-02On the Wind Turbine Control Method for Improving Strategy
Ayiguli.maimaiti，ZHANG Wei
（Wind Energy Institute of Xinjiang Uygur Autonomous Region，Urumqi 830000，China）Abstract： Wind energy is the kinetic energy of the earth’s surface generated by the volume of air flow，with no stability，and low density and randomness.In the use of wind energy to generate electricity，and how effectively controlled wind turbine is directly related to the wind turbine can be run efficiently.This article briefly describes the meaning of the wind turbine and the main types； Secondly，variable structure control，optimal control，fuzzy control and artificial neural network control four modern wind turbine control technology to improve the traditional wind turbine control technology to promote China’s wind turbine control method in-depth research.Key words： wind； generator； control technologies； improvement
风能资源是一种极具大规模发展潜力的可再生能源。一些发达国家凭借自身技术优势和地理优势，早已开始利用风能资源发电。而我国风力发电事业起步相对较晚，各方面技术与发达国家存在一定差距。特别是风力发电机组控制技术明显落后发达国家，致使我国风力发电事业耗费巨大成本，却难获得对等的产出。由此看来，引入新型风力发电机组控制技术，改进风力发电机组控制方法是我国风力发电事业发展的必然要求。风力发电机组及主要分类
1.1 风力发电机组
风力发电电源由风力发电机组、支撑发电机组的塔架、蓄电池充电控制器、逆变器、卸荷器、并网控制器、蓄电池组等组成；风力发电机组包括风轮、发电机；风轮中含叶片、轮毂、加固件等组成；它有叶片受风力旋转发电、发电机机头转动等功能。
1.2 风力发电机组主要分类
1）基于失速型的分离发电机组
基于失速型的风力发电机组种类较少，现有的主要包括两种，即定桨距失速型和变桨距失速型等两种。在这两种类型中，定桨距失速型主要利用风轮叶片的失速作用，来实现对风力发电机在风力较大情况下的功率进行准确控制，然后，利用该型机组上的叶尖扰流器对极端情况下的停机问题进行控制。对于变桨距失速型，其发电机组则与定桨距失速型存在差异，主要通过低风速下的桨距角来实现对输出功率的控制，在高风速情况下则利用叶片桨距角的改变来对功率输出进行控制。
2）双馈变速恒频型风力发电机组
该类型的风力发电机组能够实现对分论叶片桨距角的调节，还可以采用能够变速的双馈性发电机，实现对恒频恒压电能的输出。如果风速低于额定速度，该类型机组能够利用转速和叶片桨距角的改变，将发电机组控制在状态下运行，确保输出功率为最大；在风速高于额定速率时，可以利用叶片桨距角的改变，将发电机组的功率控制在额定的功率。
3）直驱型性风力发电机组
该类型发电机组是一种不带齿轮箱的变桨距变速发电机组，其中的风轮轴能够与低速发电机直接相连接。所以，在使用中，该类型的发电机组需要采用全功率变流器。
4）混合型的风力发电机组
该类型的发电组中包含有单级齿轮箱以及中速发电机，可以认为是直驱型和传统型的混合类型。在使用中，该类型的发电机组也需要采用全功率变流器。风力发电系统的现代控制技术
2.1滑模变结构控制
风电机组属于非线性系统，在实际使用过程中复杂多变，也容易受到风向、阵风或负载等变化的影响，所以也不能建立一个完善的数学模型对其进行控制。使用滑模变结构进行控制，将其当作一种间断性的开关。在设定系统的匹配条件后，就只能做定向的滑模运动，不受系统参数变化扰动、高速响应、鲁棒性高、设计轻盈、方便实现等众多优点，确保在参数不稳定时仍可以实现系统的稳定。符合了风力系统最大功率的设计要求，促进了风力发电机组的良好控制。滑模变结构控制能够较好地抑制外加的干扰对双向反馈变速稳频型风力发电机组的不利作用，保证了控制系统的鲁棒性，唯一的缺点就是系统的抖振现象。最近有学者提到可以使用高阶滑模变控制方法，就是在高阶微分上使用不连续的控制量，延续了传统滑模的优势，还能较好地消除系统的抖振，使得输出功率维持在稳定状态。
2.2最优控制
风力发电机组的实际运行处在风速多变、干扰多、非线性的恶劣条件下，所以用数学模型来做不到对系统的精确控制，而利用线性模型设计的最优系统来进行控制，可以查找附近的工作点，并借助反馈系统完成大范围的精确解耦线性化，进一步保证风能、风力的最大搜集与控制，这就是风力发电机组中所谓的最优控制。该系统可以很好地处理有功、无功率输出、电功率变化小等之间的相互矛盾，还能较好地抑制因线路故障导致的电压波动。
2.3模糊控制
模糊控制属于高级控制策略，它用到了语言规则、模糊推理两种方法，对被控制对象不需要很精确的数学模型，对非线性因素也不敏感，鲁棒性非常高。模糊控制是一种具有代表性的智能控制方法，在增强风能利用率、进行最大功率跟踪和变速稳频等方面显示出了巨大的作用。
典型的例子如：1）当将其使用于变桨距并网型风力发电机组中时，有效调节了控制系统的动态性能，还调整了风轮的桨距角、风力机转速和叶尖速比等，保证了风力发电机组功率和频率的稳定输出。与以往使用的PID控制器相比，抖振现象大大减少，系统的效率与质量明显得到提高。
2）依靠TS模糊模型系统，将局部的非线性功能用于风力混合动力发电系统中，再使用语言规将其划分为低级系统。配合最合适的分割时间序列，再使用线性二次调节系统进一步提高控制。该方法比过去的控制方式更能抵制外界的扰动，可以较好地适应风速与负载实时变化的恶劣条件。
3）将最优的模糊控制逻辑使用到双馈异步风力发电机组中，如果发动机转速低于预设的转速，此时依靠整流器和逆变器可以有效调节发电机的转速，尽量保证转速与风速的变化同步，最大程度提高风能利用率；如果发动机转速高于预设的转速，此时通过模糊控制器来调节桨距角，不搜集多余的风能，减少风能捕获率。这种通过风轮的转速来实现存储、释放能量的方法，使得功率传输链易于控制，保证了风力发电机组功率的稳定输出。
模糊控制理论凭借自身的优点，又将人工智能、仿人智能、神经元网络等技术综合在一起，使其在风力发电机组的控制领域跻身前列。
2.4人工神经网络控制
人工神经网络控制是一种智能控制技术。神经网络理论综合了人类和生物的适应性、学习和判断能力等，所以该理论的自适应与自组织性比较高，可以监视和察觉风力快速变化的不确定性，也促进了风力发电机组的智能化水平大为提高。
风速的预测必须依靠风的性质、预测周期和地点，所以使用神经网络理论进行短期风速预测，确定时间序列模型来计算风速的变化，采用反向传播和回归两种神经网络方式来预测采集到的风速变化量。人工神经网络对数学模型没有精确的要求，它是一种非线性系统，它的自适应性与良好的控制能力可以在风速、风向不确定的实际环境保证系统高效、稳定的运行，将风能转化为电能。在风力不确定与扰动较多的实际环境中，首先会考虑到将滑模变结构完善为积分模糊滑模变来进行变量的控制，解除了精确数学模型和风力发电机组控制不可分割性的限制。最近有研究中提到，在控制风力发电机组的系统时，模糊神经网络控制算法的发展将最具优势。但是它只有在风速超过额定风速时适用，而忽视了风速低于预设风速的情况。结束语
不同的风力发电机组控制技术的运用，各自具有各自的优势。但总体而言，目前我国风力发电机组控制技术仍然以引进或借鉴国外优秀技术为主。我国在此方面的自主研发仍然处于起步阶段。为实现对风力发电机组的科学、高效地控制，保证其正常运行，必须不断的深入研究风力发电机组控制技术，在对现有控制技术进行改进的同时，加强风力发电机组控制技术的自主研发，以促进我国在这方面的不断进步。
参考文献：
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发电机组控制系统 篇6
关健词：1000MW ；核电机组 ；冷却系统
中图分类号：TM311 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）18-0125-02
1 概述
发电机单机容量增大能降低单位容量成本，提高电厂的经济效益。提高单机容量的最主要措施在于增加线负荷，但线负荷增加后绕组线圈的温度也随之升高，温度的增加对发电机的安全运行不利，因此必须改善发电机的冷却条件，提高其散热强度，才能将发电机各个部位的温度控制在允许的范围以内，确保发电机安全、可靠地运行。
由于空气的冷却效率低，单机容量增大时，发电机的设计尺寸也将增大，所以当前除了小容量的汽轮发电机仍采用空气冷却外，功率超过50MW的汽轮发电机都广泛采用了氢气冷却或氢气、水冷却介质混用的冷却方式。其中“水-氢-氢”是目前应用得最广泛的冷却方式，本厂发电机就采用这种冷却方式，也就是发电机定子采用水冷，定子铁芯和转子采用氢气冷却。
2 定子内冷水系统
江苏核电有限公司一期工程两台机组均为隐极式同步汽轮发电机。发电机定子内冷水系统通过冷却水的闭式循环来冷却发电机定子绕组、保证发电机定子绕组的运行：泵→换热器→网格过滤器→磁性过滤器→定子绕组→水箱→泵。
向冷却部件供给化学除盐水（或凝结水）是由两台离心泵（一台工作，一台备用）完成的。当系统压力降低或切除一台工作泵，则备用泵自动投入；为冷却化学除盐水，设计了两台热交换器（一台工作，一台备用），安装在泵的后面，化学除盐水在热交换器中由非重要用户中间回路冷却到必要的温度，化学除盐水的温度由热交换器出口的冷却水调节器来保证；化学除盐水在机械过滤器中得到清洗，该系统有三台机械过滤器，两台工作，一台备用，这种设计以备检查、清洗滤网时不需停机，用安装在过滤器前后的压差计来监测滤网堵塞情况；为清除意外进入化学除盐水中的铁杂质，在发电机入口安装了持续工作的六台磁性过滤器，磁性过滤器安装在紧接发电机入口管处；清洗并冷却后的化学除盐水被泵送到发电机定子；水箱保证系统足够的水备用，为防止空气进入化学除盐水，工作时在水箱中建立氮气垫；借助气体捕集器，在线监测从定子线圈出口集管出来的化学除盐水中是否含有从发电机氢气冷却系统漏入的氢气；为保证化学除盐水的电导率和pH值，该系统设计了定期投入的阴阳离子过滤器。
发电机内冷水系统由来自水制备系统的电导率不大于5.0 μS/cm的除盐水进行首次充注。在运行过程中，凝结水精处理后的凝结水含氧量小，pH值偏碱性，从水质角度考虑是理想的补水来源，本厂采用凝结水作为内冷水的补水水源。结合国标DL/T 801-2010，本厂内冷水控制标准见表1：
表1 内冷水指标
pН值8.0～9.0
电导不大于5.0 μS/cm
铜离子浓度不大于100 μg/ L
氧含量不大于400 μg/L
为了控制内冷水水质指标，本厂内冷水箱配置有一高度为2.3m的气封，正常在气封中可建立高度为2m的液柱。正常运行期间，在内冷水箱上部建立7～10kPa压力的氮气垫。为了除去系统中溶解的氧气，通过向水箱内连续供氮气的方式进行氮气吹扫，除去水箱中析出的氧气。吹扫的氮气通过气封鼓泡排出。
当内冷水电导率升高时，通过投运装载30升C100PL H-型阳树脂和30升A400DL OH-型阴树脂的混床来降低系统电导率。当内冷水的pН值下降时，通过投运装载60升Na+-型阳树脂的阳床来提高系统pH值。当内冷水中含的铜升高时，可以通过投运任何一个过滤器或者通过系统换水来去除。
3 定子铁芯、转子氢气冷却系统
本厂发电机定子铁芯和转子采用氢气冷却，发电机氢冷系统用于保证发电机在额定功率范围内的运行，具体完成以下功能：直接冷却发电机定子铁芯和转子绕组；向发电机充注氢气、氮气或空气；发电机运行期间保持额定氢压，补偿泄漏。整个系统由气体控制站、氢气干燥器、过滤器、监测设备四大部分组成。正常运行时，发电机内氢气压力保持在0.48～0.52MPa之间，维持发电机氢压-水压0.02～0.05MPa的压差，防止发电机定子内冷水介质泄漏至发电机内部腔室，导致发电机定子、转子绝缘下降、接地、短路等故障，进而损坏发电机本体；发电机内氢气纯度要求大于98%，湿度不大于25%，氢气中的氧含量应不超过
0.8 %。
4 发电机轴密封油系统
发电机轴密封系统用于防止氢气（空气、氮气）沿着转子轴，从发电机壳体逸出。发电机轴密封系统只有一个工况——正常运行工况。该工况时，系统确保完成：当发电机壳体有氢气（空气、氮气）时，连续向发电机轴承密封供密封油；在发电机所有正常工况和过渡工况，包括由盘车装置带动转子旋转工况，自动保持密封油和氢气（空气、氮气）之间必须的压差（0.06～0.09MPa）；防止泄漏到密封回油室中氢气浓度超出允许值。
密封油从密封油箱用油泵送入发电机轴密封，供应的密封油在冷油器中冷却，在机械过滤器和磁性过滤器中净化。经过过滤器后，密封油进入压差调节器，压差调节器保持密封油和发电机壳体氢气（氮气、空氣）必须的压差，然后密封油进入缓冲油箱。系统设有2个缓冲油箱：一个用以保证汽轮机一侧轴密封的供油，另一个则保证励磁机一侧轴密封的供油。为监测缓冲油箱液位，在管道设有液位传感器，该液位信号也用于当降低缓冲油箱液位低于允许值时保护停运汽轮机的工艺保护。当进行油泵切换和系统短时间故障导致密封油泵中止供应密封油时，由缓冲油箱自动向发电机轴密封供油，由缓冲油箱高度和发电机壳体内气体压力来决定密封油压。缓冲油箱经过密封瓦后的回油分为两路：一路是空气侧回油，直接回油至油箱；另一路是氢气侧回油，该路回油经过回油液封箱后回流至油箱，防止氢气进入密封油箱。此外，在密封油箱上部还设置有排烟风机，防止氢气在油箱顶部聚集，引发氢爆危险。
5 结语
本厂发电机采用“水-氢-氢”冷却方式，运行结果表明整个系统运行性能良好，发电机各项参数稳定且达标，满足大功率发电机组冷却的需要，适合广泛应用。
参考文献
[1] 江苏核电有限公司发电机内冷水系统运行规程SOP-1-MKF00-001[S].2010.
[2] 江苏核电有限公司发电机氢冷系统运行规程SOP-1-MKG00-001[S].2010.
[3] 江苏核电有限公司发电机轴密封油系统运行规程SOP-1-MKW00-001[S].2010.
发电机组控制系统 篇7
随着经济的不断增长,人类对能源的需求越来越大,因此,对可再生资源的开发和利用极其重要。风力发电作为绿色能源如今受到了各国研究人员的普遍重视,其不会造成污染,技术日渐成熟,成本效益显著,成为21世纪最具开发前景的新能源之一[1](1)。
风力发电机控制系统是机组正常运行的核心,其控制技术是风电机组的关键技术之一,与风力发电机组的其他部分密切相关,精确的控制、完善的功能将直接影响机组的安全与效率[2]。近年来,风力发电设备的发展极其迅速,主要有永磁发电机和异步发电机两大类。永磁发电机的励磁磁通是固定的,提高了对发电机的控制难度;异步发电机体积大,故障率高。针对这些问题,提供了一种无刷励磁同步风力发电机组,并对其控制系统进行了功能分析和结构设计,具有能量转换率高、制造成本低、运行安全可靠的特点。
2 无刷励磁同步风力发电机组系统结构
2.1 工作原理
无刷励磁同步风力发电机组的工作原理如图1所示。
由图1可知,发电机采用的是无刷励磁同步发电机。发电机包括两部分:主机和励磁机。励磁机发出交流电,经过旋转整流器供给风力发电机励磁,只需跟随风速变化,控制主励磁机的励磁即可控制同步发电机的励磁,使得输出电压恒定,在额定风速以下,获得最大风能利用系数。变流环节,通过全功率变流的控制作用将不断变化的风能转化为频率电压恒定的交流电馈入电网,保证风力发电机组稳定可靠地并网运行。
2.2 控制系统结构设计
本设计的风力发电机组控制系统结构如图2所示
由图2可知,无刷同步风力发电机组控制系统主要是由机组主控制器、无刷励磁系统、变流器控制系统、变桨系统、偏航系统、安全及保护系统构成。下面对控制系统各个部分进行功能分析和结构设计。
3 风力发电机组控制系统设计
3.1 主控制器设计
风力发电机的运行和监控主要是由主控制器来执行。以主控制器为核心的主控系统在风力发电机组的安全、可靠运行方面,发挥着十分重要的作用[3]。它主要实现风力发电机组的正常运行控制、运行状态监测和监控以及安全保护三大方面的功能。
主控制器的设计主要有两个方面的工作,一个是硬件方面,另一个是软件方面。硬件主要包括控制电路设计、传感器及接口电路等部分,能满足风力机自动运行、控制和监测要求,提供运行信息、操作控制、运行参数修改等[4];软件部分的设计主要包括风力发电机组运行控制、信号检测以及安全方面的设计。其系统结构如图3所示。
本系统的主要功能都是由可编程逻辑控制器(PLC)作为主控制器来实现的,机组主控制器通过采集模块检测系统的模拟量、脉冲量和开关量;通过显示界面进行人机交互,能在控制面板上显示和查询机组的运行状态和参数、显示故障状态、设置运行参数等;通过Profibus现场总线与控制系统中的其他部件进行通信。
3.2 无刷励磁系统设计
无刷励磁系统是无刷同步风力发电机组最核心、最关键的组成部分。对同步发电机励磁进行控制,是对发电机的运行实行控制的重要内容之一。无刷励磁系统主要由静态励磁装置、交流励磁机和旋转整流器组成,如图4所示。
风力机带动发电机旋转时,交流励磁机的电枢绕组、旋转整流器和发电机转子一起同轴旋转。由于整流器和发电机转子是相对静止的,所以整流器的输出和转子绕组可以直接连接在一起,不需要滑环和碳刷,因此该系统称为无刷励磁。
无刷励磁同步发电机采用开关电源静止励磁装置向交流励磁机定子励磁绕组提供励磁电源。交流励磁机与发电机同轴,它输出的交流电流经整流后供给发电机转子励磁,此时,发电机的励磁方式属他励磁方式,又由于采用静止的整流装置,故又称为他励静止励磁。旋转整流器是指硅整流元件连同散热器有时还包括相应的整流桥,大多采用三相全波整流桥。
3.3 变流器控制系统设计
变流控制系统是风力发电控制系统的关键部件,变流控制单元在风力发电系统中有以下功能[5]:
(1)为发电机转子励磁;
(2)在风速达到切入风速时,实现机组的软并网,这样保证并网过程平稳,对电网冲击小;
(3)当风速变化时,接收机组主控制器的命令,跟踪最佳功率,保证风机向电网馈送频率恒定的电能;
(4)在机组正常工作的时候,采用PWM调制方式控制逆变器的逆变,保证输出波形质量。
变流器控制系统采用的是全功率变流技术,通过与系统的协调工作,实现风电机组输出功率的变换和并网。目前,已有的并网方式有直接并网、准同步并网、降压并网、软并网,其中软并网方式是目前风力发电机组普遍采用的方式。
当风力发电系统启动时,变流控制单元首先要完成风力机的并网工作。在风力发电机组正常工作过程中,变流控制单元接受主控制器的命令实现输出功率的控制,从而使机组工作在最佳风能捕获状态下。变流器控制系统原理如图5所示。
变流控制单元接收机组主控制器的P、Q、U指令,运用矢量控制原理,产生PWM脉冲去控制IGBT的通断,以实现对变流器的有效控制。全功率变流技术利用现代电力电子技术可以实现对电网有功功率和无功功率的灵活控制,发电机与电网之间采用全功率变流器,使发电机与电网之间的相互影响减少,电网故障时对发电机的损害较小。同时,使风轮和发电机的调速范围可从0～150%的额定转速,提高了风能的利用范围,改善了向电网供电的电能质量。对风电机组功率因数的分散控制加以集中,由并网变电站来统一调控,实现了电网的有源功率因素校正和谐波补偿。
3.4 变桨系统
变桨控制系统由伺服电机、变桨控制器和通讯模块组成如图所示
变桨系统是通过改变桨距角,在低风速时能充分利用风能,具有较好的气动输出性能;而在高风速时,又可通过改变攻角来降低叶片的气动性能,使高风速区叶片功率降低,达到调速限功的目的[6]。
变桨系统是以伺服功能实现叶片在高于额定风速下最佳运行的。在额定风速内,风机达到最佳风能捕获运行状态,此时桨距保持为零。由于在整个风轮扫及面积上的风速不是平均的,因此对单一桨叶控制有利于最大限度利用风能,减小振动。实际中,风速、风向是瞬息万变的,在很好地利用风能的同时还要对风进行控制,从而减少机组的振动。此设计通过叶片振动传感器、风速仪和风向标采集给主控制器的信号控制变桨系统。
每一个桨叶采用一个变桨伺服电机进行单独调节,绝对值编码器安装在伺服电机的输出轴上,用来采集伺服电机的转动角度。伺服电机通过主动齿轮与桨叶轮毂内齿圈相连,带动桨叶进行转动,实现对桨叶的节距角的直接控制。电机由UPS供电,60s内将桨叶调节为顺桨位置。
3.5 偏航系统
偏航系统是风力发电机组特有的控制系统,它是一个随动系统。当风向和风轮轴线偏离一个角度时,主控制器根据风向传感器的信号,按一定的逻辑控制规律向偏航控制系统的PLC发送角度指令,偏航控制系统接收到指令后控制偏航电机将风轮调整到与风向一致的方位,在必要时还要进行解缆的操作,从而保护风机。偏航系统结构如图7所示。
风向标作为感应元件将风向的变化用电信号传递到偏航电机的控制回路里,经过比较后处理器给偏航电机发出顺时针或逆时针的偏航指令,当对风完成后,风向标失去电信号,电机停止工作,偏航过程结束[6]。
偏航系统的控制功能包括:风向标控制的自动偏航、人工偏航、风向标控制的90°侧风和自动解缆。
3.6 安全及保护系统
当风力发电机组出现故障,或控制系统失效,或监控的参数超过极限值时,此时风力发电机组不能保证系统在正常的范围内运行,则应启动安全及保护系统。安全保护系统结构如图8所示。
由图8可知,当发生扭缆、机舱剧烈振动、电机过热和叶轮超速中的任何一个事件时,都会产生安全保护动作
4 结论
本文将无刷同步发电机引入风力发电系统,对控制系统的控制功能框架做了整体设计;并分别对控制系统中的主控制器、无刷励磁系统、变流器控制系统、变桨系统、偏航系统、安全及保护系统进行了详细的分析说明,为以后风力发电机组的实现奠定了基础。
参考文献
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发电机组控制系统 篇8
为了降低医疗风险, 保证服务质量, 医院一般都备有应急发电机组。我院使用的应急发电机组原先采用继电控制系统控制, 综合性能较低。为了提高系统的可靠性、灵敏性和稳定性, 我院 (威海市立医院) 决定采用可编程逻辑控制器 (Programmable Logic Controller, PLC) 替代原来的继电器控制发电机组, 报道如下。
1 应急发电机组控制系统
我院使用的自动化应急发电机组是20~2000 k W柴油发动机组, 柴油机为135系列, 原先采用继电控制系统控制。主要用途是在电网失电时, 控制柴油机自行启动和运行, 应急发电, 向急诊室、手术室等重要科室供电[1,2,3]。
应急发电机组控制系统工作过程:主电网停电, 自动发电系统启动5 s, 停止5 s;再启动5 s, 停止5 s, 连续循环启动3次, 其中只要1次启动成功, 系统就会满速运转;系统具有启动失败报警功能, 如果3次启动都不成功, 系统则会进行声光报警。
控制系统具有自我保护功能, 当柴油机水温、润滑油温和压力超过设定值时, 保护系统会发出报警直至柴油机自动停机。当主电网恢复供电时, 系统将会自动停机并恢复到预启动状态, 为下一次重新启动做好准备。
但继电控制系统的可靠性、灵敏性和稳定性不足, 故我院采用PLC控制系统对自动化应急发电机组控制系统进行改造。
2 PLC控制系统的设计思路
应急发电机组采用蓄电池启动, 柴油机点火运行即升至额定转速, 带动发电机进行发电。本着节俭原则, 通过对原控制系统工作原理进行分析, 找出系统原来的检测元件、执行机构、信号指示装置等留用, 通过分析各元件之间的逻辑关系, 利用PLC对原控制系统进行改造。选用价格便宜、性能稳定的西门子S7-200系列PLC, 利用西门子Step7编程软件编写应急发电机组的自动启动、停止、自动合闸与分闸、故障报警等程序。
3 PLC控制系统的硬件设计
PLC控制系统主要由3部分组成: (1) 输入部分, 主要包括传感部件, 即现场检测部件和各种控制按钮; (2) 控制主体部分, 即功能部件PLC; (3) 输出部分, 即各种执行机构和指示信号[4,5,6]。
3.1 PLC的选用及I/O地址的分配
PLC具有很强的抗干扰能力, 软件程序容易修改, 硬件线路连接简单, 工作环境要求不高, 具有很高的定时精度, 便于构成友好的人机界面。通过分析应急发电机组的控制要求, 系统需要13个输入点, 主要是各种传感器转换开关量;10个输出点, 也主要是开关量。选用的是西门子S7-200系列PLC-CPU226, 具体输入输出地址分配, 见表1。
3.2 硬件电路设计
根据应急发电机组的控制要求及运行特点, 基于S7-200系列PLC及其控制硬件构建的自动控制系统电路图, 见图1。
C1为应急发电机组电压检测接触器, 发电机产生电压, 则C1有电, 所对应的常开触点闭合, 输入点I1.1获得信号;C2为用于检测主电网是否有电的线圈, 主电网失电, 则C2失电, 所对应的常开触点断开, PLC输入点I1.0为0, 则KM1线圈得电, KM1常开触点闭合, 开始启动应急发电机组;C3是应急发电机组启动接触器;P1是油压力传感器, 若运转中应急发电机滑油低压, PLC输入点I0.4为1, 系统将执行安全保护程序, 同时油压失压指示灯亮, 发出报警信号;P2是水压力传感器, 若运转中应急发电机冷却水低压, KM8线圈得电, PLC输入点I0.5为高电平1, 系统将执行安全保护程序;T1是冷却水温度传感器, 若运转中应急发电机冷却水高温, PLC输入点I0.7为高电平1, 系统将执行安全保护程序, 同时Q1.0有输出, 水温过高指示灯亮;T2是油温度传感器, 若运转中应急发电机滑油高温, KM7线圈得电, PLC输入点I0.6为高电平1, 油温过高指示灯亮, 发出报警信号, 系统将执行安全保护程序;KM1~KM8都是中间继电器。
4 PLC控制系统的软件设计
应急发电机组PLC控制系统的程序主要有启动控制程序、安全保护控制程序和停机控制程序。
4.1 启动控制程序
程序启动控制有3种方式:手动、自动和模拟运行, 任一方式都允许3次重复启动。应急发电机组启动控制流程图, 见图2。
(1) 自动模式启动控制流程。当系统接收到主电网失电信号, 即C2线圈失电时, 就会发出启动信号, I1.0为1, KM1线圈得电, KM1线圈触点闭合, 启动应急发电机组并发出交流电。根据控制要求, 在5 s内发电机输出380 V交流电, 启动接触器C3获电, 主开关合闸向应急电网供电;同时监控报警系统投入工作, 即5 s内启动不成功则停止启动信号5 s, 然后再次启动。间隔时间为10 s (共允许重复3次) , 30 s内如果还启动不成功则终止启动, 发出启动失败报警信号。
(2) 手动模式启动控制流程。操作者通过接通手动按钮发出启动信号, 发电机成功发出380 V交流电后手动合闸供电, 其他控制过程和自动模式相同。
(3) 模拟运行方式启动控制流程。与手动、自动基本相同, 只是不合闸对外供电, 应急发电机组运行2 min后自动停止。
4.2 安全保护控制程序
为了保证系统稳定安全运行, 系统软件设有安全保护程序, 具体功能是采集相应监测传感器送到输入点的报警信号 (油压失压、水压低、油温高、水温高等) , 经过程序运行, 发出报警信号并进行停机保护。对于不会立即出现危险的故障, 发出声光报警信号, 用来提示操作人员;对于可能会出现危险的故障, 除了发出声光报警信号, 还会立即自动启动停机保护。故障排除之后, 需要操作停车复位开关才能重新启动系统运行[7,8]。应急发电机组安全保护控制程序图, 见图3。
4.3 停机控制程序
应急发电机组在启动失败、主电网恢复供电等6种情况下应及时停机。自动启动指令发出, 5 s后发电机仍未正常工作, 此时应停机5 s, 继而进行下一次启动;如果系统连续启动3次, 仍未启动成功, 应彻底停机。当电网恢复正常供电, 系统应进行2 s延时, 以确定供电状态恢复是否正常, 而后KM5线圈得电, 进行分闸控制, 发电机系统延时空载运行1 min后正常停机。其他情况如模拟运行试验启动成功后, 发电机运行2 min后停机;当冷却水温过高、柴油机滑油低压时, 系统运行延时1 s后停机;手动操作停止开关能立即停机。应急发电机组停机控制程序图, 见图4。
5 结语
将应急发电机组的原继电器控制系统改造为PLC控制系统, 有效地提高了系统的灵敏性、可靠性、稳定性, 同时实现了自动运行和手动控制运行的按需切换, 系统运行情况良好, 实现了设计目的。
摘要：本文阐述了采用PLC控制系统对医院应急发电机组控制系统进行改造的过程, 介绍了采用PCL控制的医院应急发电机组控制系统的硬件及软件设计过程, 改造后的医院应急发电机组控制系统的稳定性、灵敏性和可靠性都有了明显提高。
关键词：应急发电机组,PLC控制系统,停机保护
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发电机组控制系统 篇9
1试验设备
1台6缸的GPL1108GA系列燃气机组 (设计目标是额定功率为700 k W) ;燃气流量计, 用于测量各个工况段的燃气消耗率;干电阻负载, 用于测试机组功率;外循环水冷却系统, 用于冷却机组内部的循环水;压缩空气系统, 用于盘车和吹动起动马达, 为机组提供起动转速;爆震测试仪, 监测试验过程中是否有爆震的情况发生。
2主监控回路
监控回路是由主控制板、传感器、互感器、电磁阀和相关控制线束等构成的。
在选择重要的采集点时, 工作人员主要考虑以下几方面的内容: (1) 滑油压力传感器。滑油作为机组运动部件的润滑剂, 它直接影响着运动件之间的摩擦, 对机组的运行安全有较大的影响。 (2) 高温水出机温度。水冷却机组后, 水温体现出了机组的整个冷却效果。 (3) 滑油温度。滑油温度直接反映了滑油润滑效果, 温度太低, 表明滑油黏度大, 不利于其流动, 最后导致运动润滑不足;温度太高, 滑油容易氧化, 缩短机组的使用寿命。 (4) 各缸排气温度。针对各缸的燃烧情况, 如果排温不均, 就表明点火系统或进气系统有异常。 (5) 总管温度。根据总管温度可以判断出机组的后燃情况。 (6) 燃气机转速。它能够直接体现出机组的频率值, 在机组超速运行时能够给控制器传递信号。 (7) 三相电压。它直接体现了发出的三相电压是否正常。 (8) 三相电流。它对负荷情况的有重要的提示。 (9) 起机电磁阀。它用于控制压缩空气的通断, 进而吹动启动马达。 (10) 燃气电磁阀。它用于切断或打开燃气通路, 同时, 也参与了机组的正常停机命令。○11急停开关。在紧急情况下, 它可以切断混合气和点火电源实现快停。
其他的采集点即为选配, 可以根据特定需求合理地配制。针对燃气机组的控制特点, 对发动机主控制板 (IG-NT) 进行编程, 再采集相关的模拟信号和开关量信号, 由内部的编程识别发出合适的控制输出和显示。其运行原理如图1所示。主监控回路不仅满足了对机组重要参数的监测作用, 还对机组自身和操作人员的安全起到了很好的保护作用。
以滑油压力安保设计为例, 图2是滑油压力监控的一个编程图。当机组在额速 (1 000 r/min) 的情况下工作, 滑油压力低于3.5 bar时, 控制板将发出报警信号;当滑油压力低于3 bar时, 机组将保护性停机。如果在怠速 (500 r/min) 的情况下工作, 滑油压力低于1.5 bar时就会发出报警信号。经过多次试验, 主监控回路的各个监控和安保功能都能正常实现。
3空燃比控制回路
空燃比回路作为控制系统的重要组成部分, 它试验的结果直接决定了机组的性能。其工作原理如图3所示。采集转速和混合气的温度压力, 以及燃烧后的氧浓度和当时环境温度、燃气进机压力 (这2个参数通过空燃比控制器内部的传感器获得) 来控制燃气的最终进气量, 从而达到最佳的空气与燃气比。其中, 回路最重要的2个设计参数值就是充气效率值和空燃比值。
充气效率对发动机有很大的影响, 它太大, 可能会引起后燃, 使排温升高, 发生爆震;充气效率太小, 则会导致点火不好或者功率拉不上去, 最终影响供电。而空燃比值太小会使排温升高, 太大则会导致点火困难。经过上百次的负荷试验, 不断调试参数得出了合适的充气效率数据。在不同的转速和增压压力的影响下, 摸索出了GP1108GA型机组在各个工况下最合适的充气效率值和空燃比值。最终的充气效率值如表1所示, Y轴是转速 (r/min) , X轴是增压压力 (bar) 。最终空燃比设定值如表2所示, Y轴是转速 (r/min) , X轴是增压压力 (bar) 。
空燃比值调试好后, 我们可以采用功率比环代替氧传感器的输入。由于空燃比控制器能够使用4~20 m A的功率信号来控制, 所以, 接入1个4~20 m A的功率信号, 再将原来X轴的增压压力改为对应为燃气燃烧的理论功率 (k W) 输入控制器即可。试验证明, 用其替代氧传感器能达到同样的控制效果。
4调速器控制回路
调速器控制回路的控制原理如图4所示。利用采集机组转速信号, 将信号输入调速模块后, 通过调速模块内部处理来控制执行器的开度, 即通过控制混合气的进气量来实现对目标转速的控制。外部也可以通过人为的手动输入开关量来实现转速升降的目的。
由于执行器的拉杆摆动速度会直接影响转速的波动, 所以, 特引入了PID来对其修正控制, 从而实现平稳摆动。通过调整PID来修正对执行器的控制, 使机组在各个工况下的转速保持平稳。通过研究电动执行器的开度与转速的关系可得最终的PID基准参数, 即Gain (P) :16.3, integration (I) :15, derivative (D) :5.
各转速阶段得到的的PID修正值如表3所示。Y轴为转速, X轴为执行器百分比开度。
5点火控制回路
点火控制回路的工作原理如图5所示。
在最初做试验时, 采用的是传统的点火方式。从图5中可以看出, 相位传感器采集到的信号输入给点火控制器, 进而确定曲轴旋转的位置, 然后通过控制器的内部判断和分析向高压线圈发出点火指令, 最终由火花塞点火。这种方式是现在比较常用的点火方式, 但是, 它的能量和点火提前角是固定的。由于GP1108GA型燃气机缸径大, 火焰传播时间长, 如果点火能量小, 形成的火核就小, 燃烧室边缘地带不易燃烧到或者燃烧不好, 这样, 未燃烧到的混合气容易在排气管中出现后燃或者“放炮”的情况, 所以, 这些制约条件的存在对相关技术人员对点火系统的选型和设计提出了更高的要求。
当环境温度低于25℃时, 用传统的点火方式进行冷起机试验。经过上千次的起机试验, 起机成功率为0.1 (10次基本能成功一次) 。后期, 在试验过程中, 采用了国际先进的点火技术 (MT点火控制技术) , 即增加了点火正时的变化控制和点火能量的变化控制功能。在调试时, 通过设置不同转速对应的不同的点火提前角和能量来达到设计目的。经过多次的点火试验得到了图6和图7所示的总结参数。试验证明, 重新设计后, 冷起机成功率提高到了0.5, 速度较高时能够自动降低能量, 也延长了火花塞的使用寿命。
6结论
通过对以上各回路的多次试验, 控制系统达到了机组额定功率700 k W的设计要求, 并且在各个子系统参数定型后未发生爆震。机组额定功率为700 k W时的燃气消耗为210 Nm³/h, 即使按照商用天然气的价格来算, 它比柴油发电的成本要低60%~80%, 更不用说在一些零成本燃料费的地区 (富含瓦斯气体的煤矿、有沼气池的大型加工厂、有石油伴生气的油田等) 。综上所述, 该系统的设计是成功的。目前, 配制有该控制系统的燃气机组已经投入到了沼气电站的使用中, 以后有望在燃气发电领域推广。
摘要：控制系统作为燃气机组的重要组成部分, 在保证机组性能方面起着不可替代的作用。经过多次试验, 设计出了1种适用于GPL1108GA机组的控制系统。该控制系统包括1个主监控回路、1个空燃比控制回路、1个调速器控制回路和1个点火控制回路。它的研制大大提升了燃气机组的性能。
关键词：燃气机组,控制系统,试验设备,监控回路
参考文献
[1]冯国胜, 朱景建, 贾素梅.天然气电控发动机的开发研究[J].石家庄铁道学院报, 2007 (02) .
发电机组控制系统 篇10
为充分利用富余的高炉和焦炉煤气资源,减少对周边环境的污染,提高用电自给率,减轻对外部电网的依赖,2007年包头钢铁(集团)公司引进两套采用日本三菱重工株式会社先进技术和设备的M701S型燃气-蒸汽联合循环发电机组,经过一年多的安装、调试、消缺,于2008年11月全部完成两套机组的带负荷调试,正式并网发电。一年多的实际运行表明,机组的安全高效运行在包钢节能减排、发展循环经济方面起到了不可替代的作用。
1 工艺流程
燃气-蒸汽联合循环发电机组由燃料供应系统、燃气轮机、发电机、余热锅炉和蒸汽轮机等部分组成[1]。它是将燃料在燃气轮机燃烧做功后排出的高温烟气通过余热锅炉回收产生蒸汽,送入蒸汽轮机做功发电的循环装置[2]。燃气-蒸汽联合循环常见的循环形式有燃气轮机、蒸汽轮机同轴推动一台发电机的单轴联合循环;也有燃气轮机、蒸汽轮机分别与发电机组合的多轴联合循环[3]。M701S型燃气-蒸汽联合循环发电机组属于单轴联合循环系统。
燃料供应系统是联合循环发电机组的重要组成部分,它将煤气平衡中富余的低热值高炉煤气(BFG)掺入少量的高热值焦炉煤气(COG),经煤气混合器充分混合后送入煤气电除尘进行精除尘,经燃气压缩机压缩后送入联合循环装置发电[4]。
机组运行时,焦炉煤气的供应压力为4～8 kPa,高炉煤气压力约为5 kPa,焦炉煤气经焦炉煤气压缩机加压后,通过流量调节阀送入煤气混合器,然后与高炉煤气进行充分混合。流量调节阀的作用是通过控制进入煤气混合器中的焦炉煤气含量来控制混合后的煤气热值。工艺流程如图 1所示,其中1#COG压缩机与2#COG压缩机互为备用。
以1#COG压缩机工作为例,燃料供应系统工作过程如下:
(1) 焦炉煤气压缩机启动10 s后回流调节阀V107打开,30 s后出口调节阀V104以33%/min的速度打开并持续3 min开到最大,出口调节阀开后60 s 入口调节阀V103开,其开度由综合了联合发电机组各项控制要素的主控制信号CSO控制;
(2) 启动焦炉煤气压缩机之后,焦炉煤气供给压力上升到16 kPa以上时,增热(即焦炉煤气与高炉煤气开始混合提高热值)条件成立,焦炉煤气流量调节阀A开10%,增热开始;
(3) 当混合煤气热值上升到5 250 kJ/m3后燃气轮机开始点火升速,此后通过调节焦炉煤气流量调节阀A和B,让混合煤气热值靠近程序中热值设计值,同时控制焦炉煤气的供应压力(即焦炉煤气压缩机的出口压力)及热值使之稳定,达到额定转速后并网发电。
2 控制及实现
在机组正常运行时,燃料供应控制系统必须保持焦炉煤气的供应压力及混合煤气热值稳定,从而保证燃气轮机的燃烧质量和机组的稳定运行[5]。
焦炉煤气压缩机启动之后,当焦炉煤气供给压力达到12 kPa后,机组的焦炉煤气控制投入压力控制方式;当机组并网且负荷达到70 MW(最大负荷的50%)后,自动关闭压力控制方式,由焦炉煤气入口调节阀控制焦炉煤气的供应压力。
在机组实际运行过程中,焦炉煤气供应压力太高或者太低都会造成机组跳机。当焦炉煤气供应压力大于24 kPa或者小于16.5 kPa时,或者高负荷造成焦炉煤气压缩机电流过高时,需对焦炉煤气压缩机入口阀位的经验函数值进行修改,以保证机组安全运行。
2.1 焦炉煤气入口阀位控制
焦炉煤气入口阀位指令是机组主控制信号输出的函数,是一组经验数值,当焦炉煤气和高炉煤气的热值变化时,此函数的设定值和开度的关系需要调整。
机组的主控制信号输出值是一个计算值,它是由机组运行中燃机转速、发电机输出功率、机组负荷等信号进行复杂运算后得到的,并始终贯穿于机组控制中。
焦炉煤气入口阀位的控制分3个阶段:
(1) 在机组启动升速过程中,即机组转速达到3 000 r/min之前,需依据控制程序中函数G187 AFX003进行调整,其函数关系如图2 (a)所示。
(2) 并网50%负荷前,需依据控制程序中函数G187AFX002进行调整,其函数关系如图2 (b)所示。
(3) 并网50%负荷后,需依据控制程序中函数G187AFX004进行调整,其函数关系如图2 (c)所示。
函数调整根据机组运行经验设定,原理是依据机组转速及并网后负荷变化等情况来切换函数并确定阀位,同时将阀位信号输出到现场调节器。在实际操作中,根据机组运行工况可直接在操作员站在线选择调整函数,待系统稳定后再进行下一次调整。值得注意的是,在高负荷(>50%最大负荷)情况下需同时监视焦炉煤气压缩机电流,若供气压力低而压缩机电流高,则不能进行下一步操作,此时应该减负荷,之后再根据情况进行调整。紧急情况下,可手动调节焦炉煤气入口阀,但切回自动时,需检查焦炉煤气入口阀开度指令,手动指示需与逻辑指令相同时再切成自动。
2.2 焦炉煤气出口压力调节
焦炉煤气压缩机出口压力调节主要有两种方式:
(1) 在机组升速过程中,以及机组并网50%负荷前,机组处于压力调节方式,焦炉煤气出口压力维持在19 kPa左右,靠焦炉煤气回流阀的开度调节。
(2) 并网50%负荷后,焦炉煤气回流阀全关,压力控制方式关闭,机组压力调节只能通过调节焦炉煤气入口阀函数确定入口阀开度来控制压力并保持压力稳定。通过对入口阀开度的调整,使焦炉煤气出口压力维持在22 kPa左右。
综合上述分析可知,焦炉煤气压缩机的焦炉煤气出口压力控制并不是完全的自动方式,只能说是自动方式下的手动方式。
3 燃料供应系统故障分析
M701S型燃气-蒸汽联合循环发电机组运行过程中,多次发生由于焦炉煤气压缩机出口压力低造成机组跳机的事故,经过对系统设备性能及发生事故时工艺状况的深入研究发现,事故是由于系统设计不完善以及调节阀本身存在质量问题两个方面造成的。
3.1 系统设计不完善
通过对系统控制程序的深入分析发现,系统分段控制方式的选择是由于焦炉煤气压缩机电动机输出扭矩较小的缘故。当机组负荷在70 MW以上工况时,停止压力控制方式的投入,是为了减少焦炉煤气压缩机回流阀的流量,目的是减小压缩机电动机电流,因为当回流阀流量增大时,压缩机电动机电流有过流的可能,将造成压缩机跳机,从而引起机组跳机。
在机组运行时,当提供高炉煤气的外网压力波动时,机组会由于高炉煤气压力低而减负荷。当负荷降到70 MW以下时,焦炉煤气压缩机出口压力自动改为由回流阀控制;而机组负荷在70 MW以上时,焦炉煤气压缩机出口压力控制在22 kPa左右;当机组减负荷降到70 MW以下进入压力控制方式时,回流阀进行压力控制的设定值是19 kPa,由于压力设定值的变化,回流阀会开大,当回流阀开到一定值时(35%左右),焦炉煤气迅速从回流管泄压导致焦炉煤气压缩机出口压力迅速降低,焦炉煤气流量突然变小,热值降低,焦炉煤气流量调节阀A,B逐渐开大,如果此时调整不及时或调整不恰当会引起焦炉煤气压缩机出口压力过低而使机组跳机。另外,由于焦炉煤气压缩机出口压力不稳定,回流阀开度波动大,将造成焦炉煤气压缩机电流波动大,如果其驱动电流大于上限值同样会引起机组跳机。
3.2 调节阀存在质量问题
焦炉煤气入口调节阀的阀门定位器性能不良,会导致系统运行中阀位突然失控,造成焦炉煤气压缩机出口压力急剧下降而引起机组跳机。其原因是原阀门为智能调节阀,带有自调节功能,按照程序逻辑图的控制得到的阀门开度与阀门实际开度的反馈值差距很大,即运行中阀门自身给出的反馈值突然加大,由于其自调节功能,导致阀门会根据反馈值而调节自身的开度,造成阀门开度减小,焦炉煤气压缩机出口压力下降而跳机。
另外,原有的燃料供应控制系统是在机组并网50%负荷前使用回流阀进行控制,并网50%负荷后回流阀完全关闭,根据程序提供的经验函数对压缩机入口阀进行控制。当系统减负荷时,由于压力设定值的变化,回流阀需依据程序设定及时改变输出,但是原有回流阀的阀门定位器性能不稳定,阀门动作滞后且波动大,若调整不及时,会使焦炉煤气压缩机出口压力迅速下降,当达到最低限时引起跳机。
4 解决方案及实施
目前,包钢的两台燃气-蒸汽联合循环发电机组的焦炉煤气压缩机已经更换成大容量电动机,其功率由180 kW提升到250 kW,负荷带动能力显著提升。在此基础上,我们对系统的控制程序进行修改,更换了焦炉煤气入口调节阀和回流阀的阀门定位器并对调节参数重新整定,实现了焦炉煤气出口压力全自动调节,保证了系统控制的正确性和及时性。
4.1 更换阀门定位器
根据故障分析可知,更换安全可靠的焦炉煤气入口调节阀及回流阀的阀门定位器是保证系统稳定运行的必要条件。
经多方面的比较及根据现场应用经验,选用了可靠性高、定位准确的西门子Sipart PS2系列智能电气阀门定位器。实际运行表明,更换阀门定位器后,系统控制的实时性、准确性得以明显改善,符合现场工艺要求。
4.2 确定压力设定值并修改程序
焦炉煤气经焦炉煤气压缩机加压后,压力需维持在20 kPa左右,这是因为在混合煤气中,混合煤气的配比是由高炉煤气与焦炉煤气的差压决定,高炉煤气与焦炉煤气的压差维持在一定范围内,也就是维持煤气的热值稳定在一定范围内。高炉煤气与焦炉煤气的差压控制着焦炉煤气流量阀A和B的开度,在高炉煤气与焦炉煤气压力保持稳定的情况下,其差压控制在15 kPa左右时,焦炉煤气与高炉煤气的混合比较均匀,热值稳定;当差压低于10 kPa时,A,B流量阀会持续开大,此时若调整不及时,极容易造成焦炉煤气压缩机出口压力低而引起机组跳机事件。另外,当焦炉煤气压缩机出口压力低于16.5 kPa时,系统会发出报警信息;当压力低于12 kPa时,将会发生机组跳机事件。
这样根据高炉煤气的供应压力情况(5 kPa左右),为保持高炉煤气与焦炉煤气差压稳定及热值稳定,将焦炉煤气出口压力的目标值设定在22 kPa,使其尽可能远离报警点及跳机点。据此,将程序中相关的控制部分的逻辑进行修改,并将以前的分段控制改为完全压力控制,也就是说从启机到并网发电的控制方式均采用回流阀对压力进行全程控制。修改后,实现了压力的完全自动控制。实践证明,控制参数修改后的系统控制过程比较稳定,没有出现异常情况。
4.3 完全压力控制方式的PID调节参数整定
在一定的主控制信号输出状态下,焦炉煤气压缩机入口调节阀的阀位输出与主控制信号输出相关,在运行中按预定函数进行调节;而焦炉煤气压缩机出口压力的保持则由回流阀控制,其控制PID调节及阀位调节如图3所示。
其中GCE592RLT001是程序中的斜坡发生器功能块,使用的目的是使回流阀在焦炉煤气压缩机启动和停止工作时,阀位按照一定的速率变化。在正常运行时,PID调节后直接送出回流阀的开度指令。
控制系统的调节参数由于工况发生变化必须重新整定。PID参数的整定使用经验法,确定比例增益K=3.0,积分时间常数T=20.0 s,运行证明,控制精度得以明显改善。
5 结束语
联合循环机组变工况运行频繁,负荷变化大,燃料供应控制系统的稳定运行保证了机组的燃料质量,使燃机燃烧及燃烧质量符合机组的运行条件,也就保证了机组的动力源泉。两套机组正常发电时厂用电率约为4.59%,可供电262.6 MW,年供电量约18.38×108 kW·h。若出现故障造成机组跳机,则两套机组日损失逾百万元。
经过改进后的系统运行较之前运行更加稳定,较好地匹配了燃气轮机的进气条件,满足了联合循环汽轮机组运行中各种功能的要求,跳机事件发生的频率明显降低,为机组安全高效地运行提供了有力的保障。
参考文献
[1]吴玉进.大型联合循环发电机组安装调试关键技术与应用研究[D].南京:东南大学,2006.
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[3]杨顺虎.燃气-蒸汽联合循环发电设备及运行[M].北京:中国电力出版社,2003.
[4]林汝谋,金红光.燃气轮机发电动力装置及应用[M].北京:中国电力出版社,2004.
发电机组控制系统 篇11
【关键词】燃气轮机；发电机；噪声污染；控制措施
近年来，我国的燃气轮机发电产业得到了极快的发展，然而，其在发展的过程中，对于燃气轮机机组在运行发电的过程中，所产生的噪音污染问题并没有进行很好的解决。这就使得燃气轮机发电机组所产生的噪音污染越来越严重，已经危害到人们的身体健康以及周围的环境。要想解决这种问题，就需要对燃气轮机发电机组产生噪音污染的种类以及噪音传播的途径进行密切的分析，从而可以采取有效的措施进行解决，以保障我国燃气轮机发电产业的长远发展。
1.燃气机组发电过程中噪声的分类
燃气机组发电过程中的噪声主要分为三类：设备运转时产生的噪声、发电机、变压器产生的磁场噪声、空气噪声。①设备运转时产生的噪声。当燃气轮机在运转过程中，设备各零部件之间相互撞击、磨擦产生的机械作用力产生出来的噪声。②磁场噪声。发电机、变压器等电器设备开动时由于磁场作用造成的磁场噪声。③空气噪声。燃气轮机主辅机通风口、排风口产生的空气噪声。
2.燃气轮机发电机组噪声污染的控制措施
要想使得燃气轮机发电机组所产生的噪声污染可以得到有效的控制，就需要从两个方面入手，首先就是要利用政府干预手段来对燃气轮机发电产业的相关企业进行可行性控制，其次就是要在相关的企业技术上进行改进，采取有效的技术措施来防治噪声污染。就从这两方面来说，其主要的控制措施内容包括以下几点：
2.1加强政府干预力度
政府要积极的采取干预措施，对企业的发展进行可行性评估，并且建立健全的法律体系，对燃气轮机发电产业进行有效的控制，以降低燃气轮机发电机组在发电的过程中，所产生的噪声污染。国际上针对燃气轮机发电机组的运行进行了标准性的规定，限制了燃气机轮机组在发电运行的过程中所能够产生的音量，将其控制在可行性的范围之内，以抑制噪声污染的出现。而在社会不断发展的进程中，这种规范制度也在不断的完善，以期能够更好的对燃气轮机机组在发现过程中所产生的噪音进行控制。
我国根据国际制定的噪音控制条例，政府环境保护等相关部门也建立了适合我国燃气机轮发电机组噪音污染控制的有关法律规范，在法律中明确要求所有的燃气轮机发电企业在选址的过程中，一定要严格按照规章制度中所规定的范围进行选址，而在建厂时，也需要向当地的相关环境保护部门上交报告，列出其对噪声控制的有效措施，以保障在后期能够严格的按照相关的既定措施对所产生的噪音进行控制。
政府必须加强对燃气轮机发电企业的宏观调控力度，制定专门的噪音控制条例，相关的企业要严格按照既定的噪音控制措施来进行建厂工作，在建厂之前，企业都要出具一定的可行性报告，政府在对其可行性报告与实际的建厂情况进行全面分析的基础上，制定可行性分析策略，预测企业在建厂运行之后，所能够产生的噪音污染问题，从而采取针对性的措施来对燃气轮机发电机组运行中可能产生的噪音污染问题进行控制。
另外，针对企业自身来说，其所选的厂址应该在远离居民区的地区，最好是在郊区附近，这样能够减少噪音对人们健康的影响，如果厂址不得已建设在离居民区较近的地方，就需要尽可能的减少对产生噪声较大的大型机械的使用，并积极采取有效措施尽可能的降低噪声，从而可以有效的保障周围的环境和人们的身体健康。
2.2控制噪声污染的技术措施
噪声产生的途径是多种多样的，要想对噪声污染进行有效的控制，就需要对噪声传播的途径以及噪声传播的方式进行合理的控制，在吸声、消声、隔声以及减震這四个来采取相关技术措施来加强对噪声污染的控制，以保障企业的发展。下面就这四个方面来进行具体的噪声污染控制分析：
首先，在燃气轮机机组上实施降噪处理。可以在燃气轮机进气管上以及排气管上安置相应的消音器，要注意选用性能稳定以及消音效果较好的消音器，采用这一方法对燃气轮机机组发电噪音进行控制，可有效的降低噪音的音量。
其次，在燃气轮机机组上加装含有隔声罩的箱体。在箱体内壁上涂上适量的阻尼层，同时在箱体内部装饰吸声材料，注意箱体的密封性。合理设计箱体内壁的共振控制区。
2.3传播途径上采取降噪措施
如果由于技术或者资金的原因使得一些企业无法投入大量的。资金来在燃气轮机机组上草去降噪措施时，就必须要在传播途径上采取降噪措施。企业也可以在厂址四周加强绿化建设，营造绿化带，这样也可以起到降低噪声的效果。
如过上述的方法仍然不能十分有效地控制燃气轮机机组运转时产生的噪声，就需要在噪声的传播途径上采取措施进行噪声控制。
2.4接受点上采取降噪措旋
一线操作员工在现场工作时，一定要进行自我保护企业也应该加强安全保护宣传，增强员工的自我保护意识。并派出监察人员，实时留意员工工作的环境，按时及时地向员工发放耳塞、头盔等降噪防护物品。避免由于噪声污染而给员工带来的诸如神经系统、心脑血管、消化系统等造成的伤害。
2.5在声源上采取降噪措施
企业应该注意在原材选取上，特别是固体材料的选择上，应时刻严守质量关，尽量选择那些质量好并且具有防振功能的材料。这样可以降低由于固体震动产生波动而随之带来的噪声污染。定期检查轮机机组的齿轮，检查齿轮内是否有异物进入、是否发生变形。因为齿轮在运转下也会产生噪声。另外，企业也要随时检查燃气轮机轴承的润滑，选择适合的润滑剂，确保轴承滚珠、滚动和滑动并定期清除轴承内的异物。
3.结语
燃气轮机机组在发电过程中产生的噪声污染对周围的环境，尤其是距离燃气轮机发电厂比较近的居民区，以及对燃气轮机的操作人员的身体造成了很大的伤害，环境噪声问题非常的突出，需要我们越来越对其给予足够的重视。针对存在的噪声问题，采取各种有效而合适的措施，使机组近、远场噪声级控制在国家标准允许的范围以内。 [科]
【参考文献】
[1]朱俊.交通噪声污染及其防治[J].交通与运输，2009（01）.
[2]刘凯.浅谈交通噪声污染的危害与防治[J].中国科技信息，2009（16）.
发电机组控制系统 篇12
进入21世纪以来, 世界各国的环境保护意识越来越强, 对清洁能源的需求也越来越旺盛。燃气内燃发动机因其良好的清洁能源特性, 越来越多地被应用于发电领域。空燃比控制系统是燃气发电机组的重要控制系统之一, 其性能优劣直接关系到机组的能源利用效率和尾气排放。在传统燃气发电机组的设计中, 多沿用车用空燃比控制系统的思路, 常采用常规PID策略来控制电子节气门的开度。但发电用负载特性与车用不同, 利用常规PID控制很难获得满意的控制效果。本文提出一种基于RBF神经网络整定的PID控制策略, 通过调节进气阀的开度, 进而使空燃比保持在理想值附近。
1 空燃比控制原理
燃气发电机组是在由燃气和空气组成的混合气进入内燃机气缸后, 经火花塞点火爆燃做功, 推动活塞在气缸内移动, 带动曲轴旋转, 进而带动发电机来发电[1]。
空燃比是影响机组做功效率的重要因素之一。当燃气浓度、压力或者温度发生变化时, 空燃比会随之变化, 进而引起发动机功率突变、转速不稳等现象发生。
空燃比控制系统根据气体成分确定理论空燃比, 利用传感器检测气体实际浓度的变化, 传输给空燃比控制器后, 经过分析处理以确定当前条件下所需的最佳空燃比。根据计算的结果, 系统通过步进电机调整进气阀门的开度, 从而调节燃气和空气的进气量。
2 空燃比控制系统组成
由图1可知, 燃气发电机组的空燃比控制系统主要由控制器、传感器、燃气阀、空气阀、混合器等部分组成。
2.1 传感器
系统过程数据的采集通过氧传感器、转速传感器、进气压力传感器等传感器实现。
氧传感器是系统中重要的传感器之一。在空燃比控制系统中, 最常见的反馈参数是排气中氧的含量, 它直接反映出燃气燃烧之后留下了多少氧气。因为燃烧室内大部分的氧气, 或者说所有的氧气均来自于空气, 所以排气氧含量是空燃比的直接反映[2]。
发动机转速的稳定性对发电机组输出交流电的频率稳定性影响较大, 而频率的稳定性又是衡量发电机组输出电能质量的主要指标之一。转速传感器多为磁电式传感器, 安装在凸轮轴上, 由转速传感器内的永磁体、线圈和发动机飞轮齿轮共同作用产生一个交流电压信号, 该信号经采样电阻和放大器处理后, 输入到控制器CPU内。
2.2 燃气阀及空气阀
燃气阀及空气阀是带步进电机的电动调节阀, 也是系统的执行器。控制器利用PWM驱动步进电机, 进而调节阀门开度。
2.3 空燃比控制器
空燃比控制器是空燃比控制的“大脑”。在本系统设计中, 空燃比控制器基于DSP处理器设计, 由检测电路、空燃比控制电路和通讯接口电路等部分构成。
3 空燃比控制策略
在空燃比控制系统中, 系统的控制目标是要使稳态下空燃比的平均值在理想值附近, 而且在突加突卸负载造成空燃比偏离理想值时, 系统能迅速响应, 将空燃比控制在理想值附近。
3.1 RBF神经网络整定PID控制策略
在工业控制中, PID控制器应用广泛。由于发动机的空燃比受进入气缸的空气量转速、负荷、温度、气体燃料喷射器的响应速度和喷射精度等多种因素的影响, 所以采用PID控制, 根据反馈实时调整进气量, 使之达到精确控制[3]。
人工神经网络是一种在生物神经网络的启示下建立的数据处理模型。其中径向基函数 (RBF) 模拟了人脑中局部调整相互覆盖接受域的神经网络结构, 能以任意精度逼近任意非连续函数, 是一种局部逼近网络, 收敛速度快。本设计采用并行控制策略来实现发动机空燃比的控制, 前馈控制采用RBF神经网络控制器, 反馈控制则采用PID控制器。前馈控制及时快速响应, 实现发动机的逆动态模型;反馈控制则保证系统的稳定性, 抑制干扰信号对系统的扰动。
RBF和PID并行控制的空燃比控制系统见图2。RBF神经网络的输入为进气压力和转速, 输出为空气与燃气的混合气量U。由该混合气量与估计得到的空气量计算得到前馈空燃比λf。λf与PID控制器的输出λp之和为总空燃比λ。由前馈控制器得到的混合气量U和总空燃比λ经图2中的比例器后得到控制量 (空气流量及燃气流量) 。其算法为:
其中:Ukq为空气流量;Urq为燃气流量;e为网络误差性能。
3.2 仿真实验
本文采用MATLAB软件Simulink工具箱进行燃气发电机组空燃比控制系统仿真。图3是系统采用RBF和PID并行控制的仿真系统图。
燃气发电机组空燃比控制系统采用常规PID控制的仿真结果如图4所示, 而采用RBF和PID并行控制的仿真结果如图5所示。通过对比可以发现:在稳态时, 与常规PID相比, 并行控制的稳态误差小, 空燃比基本能稳定在理论空燃比附近;在动态时, 与常规PID相比, 并行控制的超调量小, 即使在加入干扰的情况下, 超调量δp也可控制在20%以内。
4 结语
针对燃气发电机组的空燃比控制, 本文设计了一套采用RBF神经网络和PID并行控制的控制系统。仿真结果表明, 该系统可有效提高燃气发电机组的发电效率, 改善燃气发电机组的尾气排放。
摘要：针对燃气发电机组的空燃比控制, 简述其原理并设计了一套控制系统。该系统根据进气压力和转速变化, 利用RBF神经网络整定的PID控制原理, 实现燃气进气量的自动调节。MATLAB/Simulink仿真结果表明, 较常规PID控制系统, 该系统具有稳态误差减小、控制精度提高和超调减小等优点, 可有效提高机组的燃料利用率及经济性, 并能显著改善机组的尾气排放。
关键词：燃气发电机组,空燃比控制,RBF神经网络,PID,仿真
参考文献
[1]朱文俊, 周杏鹏.天然气发电机组空燃比调节子系统的设计与实现[J].工业仪表与自动化装置, 2007 (6) :70-72.
[2]党永浩.天然气发动机燃气供给系统综述[J].铁道机车车辆, 2011, 31 (s1) :83-86.