电力系统发电特性

2024-06-02

电力系统发电特性（精选10篇）

电力系统发电特性篇1

摘要：以160kW并网光伏发电系统的运行、测试数据挖掘分析, 从系统供电质量、可靠性、安全性和经济性等角度, 对现有并网光伏发电系统的出力特性、最大功率点跟踪效率、电压和电流谐波、功率因数、抗孤岛保护性能等进行了统计分析。

关键词：光伏发电,最大功率点跟踪,谐波,功率因数,孤岛,数据挖掘

1 前言

160kW并网光伏发电系统采用了单晶硅、多晶硅、HIT三种电池组件, 配置了150kW进口三相集中型逆变器 (A型) 、3.8kW进口单相分布式逆变器 (B型) 、5.0kVA国产单相分布式逆变器 (C型) ;160kW容量经过汇流后采用380V低压并网方式接入科技园区配电系统。除主设备外, 考虑科研目的, 在系统中增加了电能质量分析仪、高速录波装置等设备。参数见表1。

以下基于上述160kW并网示范系统的实际运行、测试数据, 利用统计分析等数据挖掘手段, 分别就光伏系统的发电出力特性、最大功率点跟踪、供电电能质量、重要的抗孤岛保护等几个方面做了介绍, 并就现有系统存在的问题进行了分析。

2 发电能力及效率分析

2.1 发电出力特性

太阳光的波动性和随机性, 使得发电系统的输出持续变化, 典型趋势见图1。

从图1可以看出光伏发电系统的出力受太阳光照的影响非常明显, 现有系统不具备有功输出“调度”调节能力, 当大容量系统接入电网后, 作为不“可调度”的电源点, 无法象常规发电机组一样承担电网的频率、电压调整任务;当太阳光强迅速变化时, 输出功率也会在较大的范围内快速波动 (变化速率可超过10%额定功率/秒) , 这就要求系统中有较多的旋转备用容量来快速补偿光伏发电系统出力的波动, 当接入容量较大时, 直接影响常规发电机组运行的经济性和安全性。

解决这个问题可以通过在发电系统中配置适当容量储能装置的方法, 由储能装置进行“削峰填谷”, 解决光伏发电量与电网需求的平衡问题。相应的, 光伏发电系统还需增加双向换流装置 (带充电控制器) 、用于调度接口的上层控制系统, 以实现“可调度”的并网光伏发电系统, 该技术尚处于研究开发阶段, 但作为技术发展趋势十分必要。

2.2 最大功率点跟踪

由光伏电池组件伏安特性可知, 在一定的光照强度和组件温度下, 电池组件可以工作在不同的输出电压点, 但只有在某一输出电压点时, 光伏电池的输出功率才达到最大, 这个点称为最大功率点 (MPP) 。从实际并网系统运行情况来看, 影响系统整体效率的一个重要因素 (除组件效率、逆变装置元器件损耗、线路损耗等因素) 就是并网逆变器内嵌MPPT (最大功率点跟踪) 算法的优劣。根据理论研究, 光伏阵列的MPP工作电压主要与光照强度和组件温度有关:当组件温度不变而光照强度变化时, MPP的电压工作点基本不变;而当光照强度不变, 组件温度变化时, 电池阵列MPP的直流电压变化方向与温度变化方向相反;但由于通常情况下光照强度与组件温度呈正相关关系, 因此理论上光照强度增强时, MPP工作点直流电压应略有下降, 反之亦然。可以据此通过光伏发电系统运行稳态数据的统计和分析, 对各类并网逆变器MPPT算法的性能进行简单的定性分析。

各型逆变器稳态工作点直流电压与光照强度、组件温度的关系见图2, 相关系数见表2。从图2和表2 的分析结果可以看出: A、B型逆变器MPP工作点直流电压受组件温度的影响情况与上述理论分析比较吻合, 二者呈负相关关系 (强负相关) , 且光照强度通过组件温度间接影响了直流电压 (弱负相关) ;C型逆变器MPP工作点的直流电压随组件温度的变化规律不明显 (数据分析呈弱正相关关系) , 与理论分析结果有一定差别。综上可以看出, 不同逆变器内嵌MPPT算法确实存在较大的差异, 这将直接影响系统整体发电效率的高低, 有必要在实验室条件下对上述功能算法进行测试, 以保证逆变器产品软、硬件都具有较高的效率。

3 电能质量

电能质量直接影响电力系统设备、用户设备的安全、可靠、经济运行。并网光伏发电采用现代电力电子技术, 核心设备——并网逆变器控制性能的优劣直接影响其作为电流源注入电网电能质量的好坏 (主要为谐波影响) , 为此相应的国际和国家标准都对有关性能指标作出了明确和细致的规定。主要针对实际运行系统中光伏并网逆变器输出的电流谐波、功率因数等性能指标, 进行了专门的分析对比研究。

3.1 电流谐波

表1中各不同型号逆变器标称的电流总谐波畸变率 (THD) 均小于4%。但从图3的实际运行数据统计可以看出:实际运行中在并网点电压THD变化较小的情况下, 逆变器输出电流THD随输出功率的增加而减小;在逆变器的各工作点, B型逆变器的谐波抑制特性最优。

图4是电压、电流谐波相关关系图。可以看出:电压、电流THD指标没有明显的相关关系;由于接入系统的光伏发电容量较小, 输出电流THD增大没有导致并网点电压畸变加剧。另一方面由逆变器内部控制原理决定, 并网点电压畸变会引起逆变器输出电流的畸变, 但不同逆变器的具体情况还需要进行实验室测试以便于定量分析。

3.2 功率因数

表1中各不同型号逆变器标称的功率因数均大于0.99, 但从图5的实际运行数据统计可以看出:由于内部实现技术的原因, 系统输出功率因数也只有在功率大于一定数值时才能严格控制在1附近;从统计情况来看, C型逆变器最优, 而A、B型逆变器次之。逆变器功率因数控制精度性能的好坏, 直接影响集成电压、无功 (功率因数) 控制功能后的实际控制效果, 因此应进一步进行功能升级以满足控制要求。

4 并网系统抗孤岛保护

抗孤岛保护是并网光伏发电系统的最重要保护功能之一, 一方面可以避免由于孤岛运行可能导致的与市电非同期并网, 另一方面也彻底消除对线路检修维护人员造成人身触电的安全隐患。抗孤岛保护功能要求电网失电时, 逆变器能够快速并可靠的检测出孤岛状态并闭锁输出。现有技术条件下的逆变器孤岛检测主要分为主动检测和被动检测。

为验证这一重要保护功能的快速性与可靠性, 需要进行专门的测试。在实际运行的160kW系统上, 分别进行了平衡负载 (光伏发电量与园区负载用电量接近) 和不平衡负载 (光伏发电量与园区负载用电量相差较大) 两种工况下的系统抗孤岛保护试验, 测试结果见图6、图7。

图6中的市电消失后, A、B、C型逆变器的可靠关断时间分别为136、81和133毫秒, 三种逆变器均对“孤岛”状态进行了高速、有效的检测。但图7平衡负载条件下A、B、C型逆变器的关断时间分别延长至460、133和400毫秒, 防孤岛动作时间与表1的标称参数有相当的差距。经分析可知, 由于平衡负载 (光伏系统发电出力与实际负荷基本平衡) 下市电消失时电压、频率的突变幅度、速度较不平衡负载下为小, 不利于逆变器的孤岛检测, 在该种条件下对抗孤岛保护灵敏度、可靠性的要求就更高。从现场试验结果可以看出, 逆变器孤岛检测有其局限性, 一方面可能存在检测“盲区”, 另一方面当多台不同检测原理、不同动作时间的逆变器接入同一并网点时, 还可能出现相互干扰而不能有效检测和闭锁, 因此对于抗孤岛保护而言, 有必要对设备和系统分别进行实验室和现场测试以确保功能的有效性。

5 结论

现有并网光伏发电系统关键设备的标称参数与实际测试结果、运行数据还有一定的差别, 同时由于实现原理、控制策略的不同, 不同型号逆变器的实际性能指标间也存在差异, 因此有必要通过专业认证测试以规范和促进逆变器产品性能的不断完善提高, 实现真正的高利用效率、高品质的电能质量和可靠的安全防护。

在现有条件下的光伏并网逆变装置为适应大容量系统的并网需要, 还有许多技术需要改进, 如增加有功和无功功率的调度调节功能、优化最大功率跟踪算法、集成先进的谐波控制技术、研发基于高速通信方式的新型抗孤岛保护等。

参考文献

[1]李炜, 朱新坚.光伏系统最大功率点跟踪控制仿真模型[J].计算机仿真, 2006, 23 (6) :239-243.

[2]赵争鸣, 刘建政, 孙晓瑛等.太阳能光伏发电及其应用[M].科学出版社, 2005.

电力系统发电特性篇2

关键词：风力发电机；功率特性；最大似然估计法

中图分类号： TK 82文献标志码： A

风力发电机的风速-功率曲线描述了风速与风力机输出功率之间的关系.根据风速-功率曲线，不仅能够判定风力发电机输出性能的优劣，而且可以检测风力发电机运行状况是否正常，及时发现潜在问题，因此风速-功率曲线在风电输出功率预测方面有着广泛的应用[1-3].

风速-功率曲线包括理论功率曲线和实测功率曲线.风力发电机生产厂商往往给出理论功率曲线，而理论功率曲线是在理想条件下测定的，没有考虑风的湍流特性和风机安装地的实际情况，不能准确地反映风速与功率间的实际对应关系.按照IEC61400标准，功率曲线应通过实测方式得到.本文对离网型风力发电机风速、输出功率进行了实际测量，运用数理统计方法对实测数据进行处理和分析，得到实测风速-功率拟合曲线，为功率的预测提供依据.

1实时监测系统软、硬件设计

1.1硬件设计

风力发电机监测系统的硬件主要由被监测风力发电机﹑风能控制器﹑蓄电池﹑加热器﹑逆变器﹑风速风向传感器﹑电压电流传感器﹑西门子PLC-200﹑上位机等构成[4-5].图1为风力发电监测原理图，图2为风力发电机主体测试现场.

1.2软件平台的设计

软件平台的设计主要是为了实现风力发电机现场气象数据和风力发电机输出功率的采集.该平台利用LabVIEW软件进行开发[6]，监测系统主界面如图3所示，监测系统程序如图4所示，每隔3 s对风速及风力发电机输出电流、电压数据进行一次采集.

2数据处理与分析

2.1风力发电机参数与当地风速分布情况

被监测风力发电机参数如表1所示，表2为江苏镇江市区各月平均风速表.

由图5、图6比较可知，实际运行的风力发电机并不是完全按照厂家给定的风速-功率理论曲线运行的，而是运行在一个很宽的区域内.考虑到实际天气情况及运行状况，由于各个时刻风力发

电机所处的风向﹑大气条件﹑风速变化情况等不同，即使风速相同，对应的功率也可能相差很大.因此，根据实测数据建立数学模型，对风力发电机的功率进行预测，可减小实验方法带来的一些误差，从而获得较为准确的实测风速-功率拟合曲线.

2.3实测风速功率拟合曲线

为了得到同一风速下的一系列功率数据，引入了最大似然估计法，对同一风速下的实测功率采用求数学期望的方法.当数据足够多、实验次数也足够多时，同一风速对应的各功率数据点可以认为服从正态分布.利用最大似然估计法可以很方便地计算出其期望值.例如，某一风速vi对应一系列功率值pij，pij即为风速vi对应的功率数据点pi的一系列样本，可采用最大似然估计法求得pij的期望值ui作为pi的估计值.具体计算过程为

似然函数

式中：i为风速分段点；Ni为第i个风速点对应的功率个数；pij为对应vi的第j个功率值.

求得风速-功率数据对（vi，ui）如表3所示，即可拟合得到风速-功率曲线.

本文对实测数据分别进行了二次、七次多项式拟合，所得曲线如图7所示.

2.4实测风速功率拟合曲线的准确性检验

为了验证利用实测风速-功率拟合曲线计算和预测风力发电机发电量的准确性，通过实验随机测得4 d的风力发电机发电量，然后根据气象数据计算出理论曲线日发电量和实测拟合曲线日发电量.通过对比分别计算出实测拟合曲线日发电量﹑理论曲线日发电量与风机实际日发电量的误差，结果表明：实测拟合曲线日发电量误差更小.表4给出了风力发电机日发电量对比结果.

从表4分析可知：实测拟合曲线计算的风力发电机发电量普遍低于风力发电机实际日发电量；理论曲线计算的风力发电机发电量普遍高于风力发电机实际日发电量.但是通过对比两者误差可以得出，实测拟合曲线与实际日发电量的误差明显小于理论曲线与实际日发电量的误差.

3结论

本文利用数理统计的最大似然估计法对实测风力发电机的风速-功率数据进行拟合，并以此为基础，对实测数据进行多次曲线拟合.结果表明：七次多项式曲线拟合结果最逼近建模数据点，是理想的实测功率拟合曲线.而二次多项式曲线拟合结果更便于实际计算与预测风力发电机的发电量，且较好地反映了动态过程中风力发电机风速与功率之间的关系.

参考文献：

[1]王瑜，黎灿兵，苏喆，等.风-光联合供能系统[J].河南电力，2008（3）：13-16.

[2]ELHADIDY M A，SHAAHID S M.Feasibility of hybrid（wind+solar） power systems for Dhahran，Saudi Arabia[J].Renewable Energy，1999，16（1-4）：970-976.

[3]LI C，GE X F，ZHENG Y，et al.Technoeconomic feasibility study of autonomous hybrid wind/PV/battery power system for a household in Urumqi，China[J].Energy，2013，55：263-272.

[4]陈树学，刘萱.LabVIEW宝典[M].北京：电子工业出版社，2011.

[5]张志英，赵萍，李银凤，等.风能与风力发电技术[M].北京：化学工业出版社，2010.

[6]WHALE J，MCHENRY M P，MALLA A.Scheduling and conducting power performance testing of a small wind turbine[J].Renewable Energy，2013，55：55-61.

[7]李远.基于风能资源特征的风电机组优化选型方法研究[D].北京：华北电力大学，2008.

[8]郎斌斌，穆钢，严干贵，等.联网风电机组风速-功率特性曲线的研究[J].电网技术，2008，32（12）：70-74.

摘要：通过对离网型风力发电机实际运行状态及气象情况的监测，绘制了风速-功率散点图.利用最大似然估计法对风机输出功率曲线进行拟合，结果表明：七次多项式拟合结果最逼近实际工况；二次多项式拟合曲线精度稍差，但表达式简单明了，可快速预测风力发电机发电量.此外，通过对风力发电机发电量的实际值、理论功率曲线预测值以及利用最大似然估计法拟合得到的功率曲线的预测值的对比，结果表明：风力发电机生产厂商提供的曲线只能反映其稳态的风速-功率关系，用来预测风力发电机发电量还存在较大误差；利用最大似然估计法拟合得到的功率曲线预测的风力发电机发电量误差明显偏小.

关键词：风力发电机；功率特性；最大似然估计法

中图分类号： TK 82文献标志码： A

1实时监测系统软、硬件设计

1.1硬件设计

1.2软件平台的设计

2数据处理与分析

2.1风力发电机参数与当地风速分布情况

被监测风力发电机参数如表1所示，表2为江苏镇江市区各月平均风速表.

2.3实测风速功率拟合曲线

似然函数

式中：i为风速分段点；Ni为第i个风速点对应的功率个数；pij为对应vi的第j个功率值.

求得风速-功率数据对（vi，ui）如表3所示，即可拟合得到风速-功率曲线.

本文对实测数据分别进行了二次、七次多项式拟合，所得曲线如图7所示.

2.4实测风速功率拟合曲线的准确性检验

3结论

参考文献：

[1]王瑜，黎灿兵，苏喆，等.风-光联合供能系统[J].河南电力，2008（3）：13-16.

[2]ELHADIDY M A，SHAAHID S M.Feasibility of hybrid（wind+solar） power systems for Dhahran，Saudi Arabia[J].Renewable Energy，1999，16（1-4）：970-976.

[3]LI C，GE X F，ZHENG Y，et al.Technoeconomic feasibility study of autonomous hybrid wind/PV/battery power system for a household in Urumqi，China[J].Energy，2013，55：263-272.

[4]陈树学，刘萱.LabVIEW宝典[M].北京：电子工业出版社，2011.

[5]张志英，赵萍，李银凤，等.风能与风力发电技术[M].北京：化学工业出版社，2010.

[6]WHALE J，MCHENRY M P，MALLA A.Scheduling and conducting power performance testing of a small wind turbine[J].Renewable Energy，2013，55：55-61.

[7]李远.基于风能资源特征的风电机组优化选型方法研究[D].北京：华北电力大学，2008.

[8]郎斌斌，穆钢，严干贵，等.联网风电机组风速-功率特性曲线的研究[J].电网技术，2008，32（12）：70-74.

关键词：风力发电机；功率特性；最大似然估计法

中图分类号： TK 82文献标志码： A

1实时监测系统软、硬件设计

1.1硬件设计

1.2软件平台的设计

2数据处理与分析

2.1风力发电机参数与当地风速分布情况

被监测风力发电机参数如表1所示，表2为江苏镇江市区各月平均风速表.

2.3实测风速功率拟合曲线

似然函数

式中：i为风速分段点；Ni为第i个风速点对应的功率个数；pij为对应vi的第j个功率值.

求得风速-功率数据对（vi，ui）如表3所示，即可拟合得到风速-功率曲线.

本文对实测数据分别进行了二次、七次多项式拟合，所得曲线如图7所示.

2.4实测风速功率拟合曲线的准确性检验

3结论

参考文献：

[1]王瑜，黎灿兵，苏喆，等.风-光联合供能系统[J].河南电力，2008（3）：13-16.

[2]ELHADIDY M A，SHAAHID S M.Feasibility of hybrid（wind+solar） power systems for Dhahran，Saudi Arabia[J].Renewable Energy，1999，16（1-4）：970-976.

[3]LI C，GE X F，ZHENG Y，et al.Technoeconomic feasibility study of autonomous hybrid wind/PV/battery power system for a household in Urumqi，China[J].Energy，2013，55：263-272.

[4]陈树学，刘萱.LabVIEW宝典[M].北京：电子工业出版社，2011.

[5]张志英，赵萍，李银凤，等.风能与风力发电技术[M].北京：化学工业出版社，2010.

[6]WHALE J，MCHENRY M P，MALLA A.Scheduling and conducting power performance testing of a small wind turbine[J].Renewable Energy，2013，55：55-61.

[7]李远.基于风能资源特征的风电机组优化选型方法研究[D].北京：华北电力大学，2008.

电力系统发电特性篇3

移动电站与火炮、雷达等负载以及电能变换控制设备可以构成小型电力网路。由于容量有限, 该小型电力网络具有电压波动大、非线性强和受负载瞬时、冲击工作特性影响显著等特点[1,2]。在火炮、雷达等负载瞬间动作的过程中, 励磁系统的时间常数、励磁放大倍数等参数会对机组的力矩产生影响。

针对陆地无限大容量电力系统中励磁系统参数对机组力矩影响的问题, 许多文献已有相关研究。文献[3]分析了励磁机的时间常数、励磁控制规律对发电机组力矩特性的影响。文献[4-5]从负荷模型的角度对机组的稳定性进行了分析。文献[6]从控制角度分析了AVR+PSS对机组供电稳定性的改善。

以上文献均是针对陆地无限大容量电力系统在小扰动状态下, 励磁系统对其转矩方程的影响的研究, 但是其研究结论对于小容量的移动电站电网络是不适合的, 主要原因是以上文献在分析过程中均以机组连接于无限大容量电网为前提[7,8,9,10]。在此分析前提下, 如果不考虑功角引起的去磁效应和励磁系统的影响, 机组将具有固有阻尼特性[11]。但是在由机组和负载构成的单机供电网络中, 机组不具有这样的特性, 因此, 很有必要针对单台机组和负载构成电力网络中的励磁系统对机组力矩特性的影响展开研究, 以便加深对负载突变时励磁系统对调速系统影响的认识。

本文首先分析了励磁系统时间常数的变化规律, 然后采用泰勒级数展开的方法推导了机组的线性化、偏差化动态方程, 最后结合机组具体参数, 采用仿真的方式分析了励磁系统的时间常数和放大倍数对机组力矩特性的影响。

1 励磁时间常数的影响分析

电站负载 (导弹、火炮等的执行电机等) 通常为阻感性负载, 负载三相电压ua、ub、uc和三相电流ia、ib、ic满足如下矩阵方程:

式中, Re为负载电阻值;L为负载电感值。

对式 (1) 进行派克变换后得

式中, ud为定子电压直轴分量;uq为定子电压交轴分量;u0为定子电压零序分量;XL为负载电抗, XL=ωL;id为定子电流直轴分量;iq为定子电流交轴分量;i0为定子电流零序分量。

同步发电机的派克模型为

式中, R为定子三相绕组电阻值;rf为励磁绕组阻值;rD为直轴阻尼绕组电阻值;rQ为交轴阻尼绕组电阻值;ω为转子角速度;xd为定子直轴电抗;xq为定子交轴电抗;xaf为定子直轴与励磁绕组互感抗;xaD为定子直轴与直轴阻尼绕组互感抗;xaQ为定子交轴与交轴阻尼绕组互感抗;xf为励磁绕组电抗;uf为励磁电压;uD为直轴阻尼绕组电压;uQ为交轴阻尼绕组电压;if为励磁电流;iD为直轴阻尼绕组电流;iQ为交轴阻尼绕组电流。

将式 (2) 代入式 (1) , 得

式 (3) 可写成

当输入的励磁电压为阶跃信号时, 则可以得自变量X的通解为

通过求解可得励磁时间常数为

由于X′d<Xd, 所以通常情况下T′d<Td0, 即同步发电机空载运行时的励磁时间常数最大, 并且电站负载的感性越强, 励磁时间常数越接近于Td0, 因此当火炮、导弹、雷达在跟踪目标和发现目标时, 执行电机的感性较强, 励磁绕组的时间常数越接近于Td0。

2 机组供电网络的线性化动态方程

在进行移动电站电网络线性化动态分析时, 可以作以下假设:①假定移动电站电网络由移动电站、传输线和阻感负载构成;②选定起始点后, 饱和效应可以忽略;③定子电阻可以忽略;④d、q轴感应电动势中的变压器电动势项与旋转电动势ωψd、ωψq相比可以忽略;⑤假定旋转电动势中的转子角速度ω为同步速。

2.1 暂态电动势E′q的线性化方程

由移动电站电网络图 (图1) 可得

对式 (4) 进行线性化, 则有

由图1又可得

式 (6) 减去式 (9) , 得

励磁绕组感应电动势表示为

将式 (12) 线性化, 得

将式 (10) 代入式 (13) 可得

2.2 电磁转矩线性化方程

由电磁转矩方程和图1可得

式中, Te为电磁转矩。

对式 (15) 进行线性化可得

化简后得

2.3 发电机端电压线性化方程

由于端电压ug=ud2+uq2, 对其进行线性化后得

将式 (8) ~式 (13) 代入上式可得

2.4 转子摇摆线性化方程

将式线性化后得

2.5 功角线性化方程

将式线性化得

式中, ωn为移动电站的额定角速度。

式 (14) ~式 (19) 构成了移动电站电网络动态线性化方程式。从以上推导过程中可以发现, 只有K3与负载阻抗有关, 而K1、K2、K4、K5、K6除了与负载阻抗有关外, 还与线性化时的功角、电压、电流及电动势有关。

3 励磁系统对机组力矩特性的影响

假定励磁系统为一阶滞后环节, 其时间常数te与阻感性负载相关, 同时结合式 (14) ~式 (19) 可以得到移动电站电网络动态线性化框图 (图2) 。

根据图2可以得到ΔTm=0时的力矩方程:

式中, Ke为励磁放大倍数;te为励磁时间常数。

该力矩方程与传递函数的特征方程相一致。

同步力矩和阻尼力矩的定义如下:

其中, Ts为同步力矩;TD为阻尼力矩;Δ3、Δ2为式 (20) 的系数构成的3阶、2阶赫尔维茨行列式。则有

由式 (21) 、式 (22) 可得同步力矩与励磁系统的Ke、te有关, 而K1, K2, …, K6与线性化时的负荷直接相关, K3与发电机和负载的参数相关。

4 仿真和试验研究

结合前面推导的相关公式, 针对某移动电站电网络进行了仿真实验。移动电站电网络由AC400V/50Hz、50kW、3000r/min发电机组和感性负载 (火炮等) 构成, 同步发电机的标幺值参数如下:rf d=0.005, R=0.04, 定子绕组漏抗x1=0.13, ω=1, T′d0=0.04, d轴定子绕组与励磁绕组互感抗xmd=0.156, q轴定子绕组与励磁绕组互感抗xmq=0.35, 励磁绕组漏抗x1fd=0.15, xd=xmd+x1, xq=xmq+x1, xf d=xmd+x1fd。

当负载为功率因数为0.85的50%额定负载, 且励磁系统参数分别为Ke=10、te=20ms和Ke=30、te=60ms, 同步发电机阶跃输入额定励磁电压时, K1, K2, …, K6以及Ts、TD的变化曲线如图3、图4所示。

当负载为功率因数为0.4的80%额定负载, 且励磁系统参数分别为Ke=10、te=20ms和Ke=30、te=60ms, 励磁电压为阶跃额定输入时, K1, K2, …, K6以及Ts、TD的变化曲线如图5、图6所示。

比较图3~图6可以发现:阻性负载较强时, 励磁系统对阻尼力矩的影响较大;感性负载较强时励磁系统对同步力矩的影响较大;当负载的性质一定时, 随着励磁系统放大倍数和时间常数的增大, 同步力矩和阻尼力矩变大。

5 结语

本文结合机组供电网络的特点, 分析了励磁系统时间常数的变化, 并基于泰勒公式采用线性化和偏差化的方式推导了动态线性化方程, 给出了同步力矩和阻尼力矩同励磁系统参数和线性化方程系数之间的关系, 最后通过仿真, 找出了在不同负载形式和不同励磁系统参数下, 励磁参数对发电机组的同步力矩和阻尼力矩影响的规律。因此, 传统的固定控制系数的励磁控制系统不能满足提高武器系统性能的要求。

摘要：为分析励磁系统参数对柴油发电机组力矩特性的影响, 采用偏差化和线性化的方法, 推导了柴油发电机组动态线性化方程, 得到了体现其性能的同步力矩和阻尼力矩表达式, 分析了同步力矩和阻尼力矩与线性化方程各参数以及励磁系统参数之间的关系, 并结合具体发电机组参数, 进行了仿真实验。仿真结果表明:感性负载较强时, 励磁系统参数对同步力矩影响较大;稳态运行时, 励磁系统参数对阻尼力矩影响较大。

关键词：发电机组,励磁系统参数,力矩特性,力矩影响

参考文献

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电力系统发电特性篇4

一、家用太阳能光伏发电系统的组成

家用太阳能光伏发电系统主要由光伏电池组件、光伏系统电池控制器、蓄电池和交直流逆变器构成，核心元件是光伏电池组件。其中，光伏电池组件：将太阳的光能直接转化为电能。交直流逆变器：用于将直流电转换为交流电的装置。此外，逆变器还具有自动稳压功能，可改善光伏发电系统的供电质量。蓄电池：用于存储从光伏电池转换来的电力，按照需要随时释放出来使用。充放电控制器：具有自动防止太阳能光伏电源系统的储能蓄电池组过充电和过放电的设备，它是光伏发电系统的核心部件之一。

二、光伏发电的优点

光伏发电的优点充分体现在以下几个方面：1．太阳能资源取之不尽，用之不竭。照射到地球上的太阳能要比人类目前消耗的能量大6000倍。另外，根据太阳产生的核能计算，太阳要照射地球600多亿年。2．绿色环保。光伏发电本身不需要燃料，没有二氧化碳的排放，不污染空气，不产生噪声。3．应用范围广。只要有光照的地方就可以使用光伏发电系统。4．使用寿命长、维护简单、可靠性高。晶体硅太阳能电池寿命长达20～35年：由于无机械转动部件，操作、维护简单，可靠性高，加之现在均采用自动控制技术，基本不用人工操作。5．太阳能电池组件结构简单，体积小且轻，便于运输和安装，光伏发电系统建设周期短。6．系统组合容易。若干太阳能电池组件和蓄电池单体组合成为系统的太阳能电池方阵和蓄电池组；逆变器、控制器也可以集成。所以光伏发电系统可大可小，极易组合、扩容。

三、家用太阳能光伏发电的现状及发展前景

至2007年底，已有大约75万套家用太阳能光伏发电系统进入用户家庭。在这些用户之中，大多数都是牧区的牧民家庭，这些家庭的通电水平还比较低，一般只能满足基本的照明需要。除此以外，还有林区和农区的农户和养蜂户以及无电的学校、商店等小单位已在使用家用太阳能光伏发电系统，还有一些缺电地区的城镇居民，也成为家用太阳能光伏发电系统的用户。如果这些家用太阳能光伏发电系统的保有量按80％计算，加上国家光明工程和送电到乡工程的光伏电站，中国目前至少有100万户家庭主要依靠光伏发电系统解决基本的生活照明用电。

到2007年底，中国的光伏发电市场累计安装量达到70MW，其中约43％为农村电力建设方面的应用，而全国大约还有300万无电户，估计其中至少还有150万户需要在今后的十年内采用光伏或风光互补发电系统来解决。由于居住条件的限制，他们中的大多数只能采用分散的供电方式，即采用家用太阳能光伏发电系统。而许多已经用上光伏系统的用户也将升级换代，提高用电水平。因此，中国的光伏市场潜力仍然很大。

在人口稠密的都市中，光伏发电系统也正起着越来越重要的作用。没有油田煤矿的上海拥有两亿平方米的屋顶，每天只要有阳光，每个屋顶将会是一个小型的绿色发电厂，把上海的大小屋顶、建筑立面联合起来，可建成一座巨型“发电厂”。以上海现有两亿平方米平屋顶的1.5％，即十万个屋顶(约300万平方米)，为其安装“太阳能并网屋顶光伏发电系统”，每年至少能发电4.3亿度，这将很大缓解上海的用电紧张。

电力系统发电特性篇5

1 试验目的和方法

1.1 火灾危险源辨识

风力发电机组主要由叶轮、机舱和塔架三部分构成。其中, 机舱内部空间狭小、结构复杂, 电气设备价值高昂、可燃物种类众多、火灾载荷很高, 往往成为风电机组最容易起火且亟需防护的部位。舱内装有传动系统 (包括主轴、齿轮箱和联轴节) 、偏航系统 (包括偏航电机、偏航轴承等) 、液压系统 (包括电动机、油泵、油箱和液压阀等) 、制动系统 (包括空气动力制动装置和机械刹车制动装置) 、发电机和控制系统。其中, 发电机、齿轮变速箱、制动刹车系统、机舱底座、润滑散热系统、照明系统、传输电缆、控制柜等部件都是潜在的火灾危险源。风电机组在长期运行中很容易产生摩擦过热、制动过热、润滑油泄漏、电缆过流绝缘老化、控制柜电器元件过热击穿短路、变压器相间或对地击穿、发动机内部过热短路等, 机组遭遇雷电、大风大雾雨雪等极端恶劣天气也会导致火灾事故的发生。目前, 风电机舱内采用的可燃物包括润滑油、液压油、高压软管、隔音海绵、电线电缆、密封材料等, 这些材料一旦被引燃, 火焰会在短时间内蔓延至整个机舱内部空间, 导致其他可燃物同时燃烧, 火势无法控制, 直至机组完全烧毁。

1.2 试验方法

考虑到风电机组可能发生火灾的位置和可燃物, 笔者在电缆夹层、刹车系统、发电机和变速箱附近进行木垛火、汽油火和橡胶火同时燃烧的火灾探测试验和灭火试验。通过试验, 模拟风电机舱大面积失火状态, 进而研究舱内空间温度场分布和烟气流动状况, 分析烟雾探测系统对火灾的预警探测性能, 测试超细干粉灭火装置的全淹没灭火能力。

笔者以750 kW机舱为模型, 建立了一套风电机组火灾模拟试验装置。为更加逼真地模拟舱内空间结构, 试验按照真实风电机组安装了机舱座、主轴、齿轮箱、刹车盘和发电机的1∶1实体模型。由于WD49-750型风机在正常发电运行中, 机舱中部额定6 000 m3/h轴流排风风机处于启动状态, 为了模拟实际工况, 试验同样安装了相同额定风量的排风风机。此外, 由于风机的风轮旋转工作, 致使轮毂与舱罩无法紧密结合, 前端空隙使机舱在自然风的条件下形成空气流动, 为此在模拟机舱前部设置13 000 m3/h轴流送风风机, 通过控制风机转速调整风量, 以便更加逼真地模拟真实风场环境。机舱内共安装23只K型热电偶和2只风速传感器 (安装位置如图1所示) 、2台视频监控摄像头, 并设置15个吸气采样点。自动灭火装置包括2具5 kg、 2具0.5 kg和1具2.5 kg的超细干粉自动灭火装置, 分别悬挂于机舱中部两侧、电缆夹层上方和刹车盘上方舱顶。

此试验在风电机舱内共设置了5个起火位置: (1) 装有500 mL汽油 (90#) 的200 mm×200 mm钢质油盘放于发电机侧面; (2) 模拟线缆火灾的800 g橡胶放于电缆夹层; (3) 2只内径80 mm油罐各装有200 mL汽油, 间隔1 m放于变速箱上部; (4) A类标准试验木垛位于刹车盘位置, 试验前预燃360 s。试验开始180 s后, 启动干粉自动灭火装置, 对整个机舱火灾实施全淹没灭火。

2 试验结果与分析

此试验在机舱5个不同部位模拟了木垛火、汽油火、和橡胶火3种火灾类型, 如图2、图3所示, 热电偶温度变化见图4～图8所示。可以看出, 整个过程以180 s为时间点, 分为点火燃烧阶段和干粉灭火阶段。在燃烧阶段, 整个机舱舱内温度全面升高。放置于变速箱的2只汽油罐使机舱前部温度不断升高, T2～T8温度曲线从舱内初始温度17 ℃逐渐上升, T2位于舱顶, 由于热烟气在舱顶大量聚集, T2温度最高, 最高温度达72 ℃, 其他依次为T2>T3>T4>T5>T6>T7>T8。由于机舱前部空气流动状态平稳, 温度场具有明显的梯度分布, 热电偶高度增加, 温度也会随之升高。机舱中部热电偶树T9～T13受刹车盘附近木垛火和发电机侧面油盘火的影响逐渐升温, 其中T12最高温度升至65 ℃。机舱中部由于机械排风的作用, 导致此区域的气流呈现紊流状态, 温度场没有明显的梯度分布, 6只热电偶之间的温度差较小。从图6的温度曲线可以看出, 热烟气在机舱顶部大量聚集导致安装于顶部的热电偶T18～T22升温速度较快, 尤其位于中部的T19和T20其下方正是木垛火源, 温度达到100 ℃。由于机舱前部的进风风机和中部排风风机同时开启, 进风口和排风口的平均风速为8 m/s和4 m/s, 舱内空气流动速度加快, 热烟气通过中部的机械排风和尾部的自然排风抽出舱外 (中部排风机处T15的最高温度为100 ℃, 尾部排风口处T16的最高温度为50 ℃) , 并由冷空气从机舱前部及时补充交换 (进风口处T1的温度始终保持在18 ℃左右) , 致使内部空间的温度场整体上不是特别高, 绝大多数地方 (除火源附近) 均不超过100 ℃。热电偶T23安装在电缆夹层橡胶火源附近, 使其温度曲线急剧升高至730 ℃, 如图8所示。180 s后5具干粉自动灭火装置依次启动, 所有热电偶温度曲线迅速回落, 5处火源在2 s内全部熄灭, 灭火非常成功。

该烟雾探测系统设置3级烟雾浓度报警阈值:警告0.15%obs/m、行动0.3%obs/m、火警2.0%obs/m。由于风力发电机组舱内空间狭小, 试验点火后, 热烟气迅速升至顶部并大量聚集, 烟雾探测系统通过采样管道主动吸收顶部烟气, 探测其烟雾浓度。试验证明, 烟雾探测系统报警时间极短, 烟雾浓度自点火开始至达到3级报警浓度的时间分别为5、9、11 s, 并迅速超过系统设定的最大阈值32%obs/m, 见图9所示。180 s灭火开始, 烟雾浓度曲线缓慢回落, 这也从另一方面验证了吸气式探测系统对烟雾浓度探测过程中不受超细干粉的干扰。

3 结论

笔者通过广泛的调查研究, 深入分析了风电机组机舱的火灾危险性, 建立了风力发电机组火灾特性与消防系统应用模拟试验研究装置, 结合国内外火灾案例以及机舱潜在火灾风险源, 进行了4个起火点3种火源类型的火灾探测及灭火试验。通过舱内设置的23只热电偶变化曲线, 分析研究机舱内狭小空间的温度场分布和烟气流动状态。此试验对吸气式烟雾探测系统的探测灵敏度、可靠性, 以及超细干粉灭火装置的全淹没应用灭火能力进行了检验测试。通过对试验数据的分析和研究, 得出以下结论:

(1) 进风和排风风机对风电机舱温度场影响较大。烟气由起火点逐渐升至舱顶, 并向整个舱顶蔓延, 舱顶温度升高最快。机舱前部温度与高度成正比关系, 梯度分布现象明显。机舱中部由于机械排风的作用, 导致气流紊乱, 温度场无明显分布规律。进风和排风风机加速舱内空气流动, 外界环境冷空气通过机舱前部进风风机进入机舱, 一定程度上降低了舱内温度的升高, 热烟气通过中部排风风机和后部排风口排出, 中部排风处温度最高, 后部排风口温升现象明显。

(2) 吸气式烟雾探测系统采用主动吸气方式收集舱内多处火灾烟气进行探测, 并实现3级报警, 其探测灵敏度取决于火源类型、舱内空气流动状况、吸气采样孔的安装位置以及报警阈值设定。若吸气式烟雾探测系统的吸气采样孔和报警阈值安装设置科学合理, 即使机舱舱内气体流动较快、燃烧产烟量较小, 系统也能够可靠、迅速地探测火灾烟气并实现火灾报警。

(3) 自动干粉灭火装置采用超细干粉对整个机舱形成全淹没灭火状态, 火源在干粉连续的物理、化学作用下被扑灭。其灭火能力与干粉用量和机舱封闭程度有关, 机舱与外界环境空气流动加速会导致干粉灭火装置的灭火能力下降, 应考虑干粉灭火装置的设置位置和灭火剂用量以及足够的开口流失补偿量。通过试验验证, 在送排风机全速开启的“最不利条件”下, 5具共计13.5 kg超细干粉灭火装置可有效地对WD750KW风电机组机舱提供灭火保护。

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电力系统发电特性篇6

关键词：风力发电,DFIG,桨距角控制,网侧变流器

0引言

双馈发电机作为一种主流机型被广泛运用于风电场建设,故其并网相关问题已成为重点研究对象[1]。其中含并网风电场的电力系统稳定性问题已有相关研究,而针对其他故障过程的研究比较有限[2]。另外,文献[3]对于模型的分析也比较多,但都是局部模型分析。文献[4]分析了DFIG转子保护与系统动态之间的联系,推导出三相短路故障时DFIG短路电流的表达式,但仅考虑机端电压降为零的情况。文献[5]分析了无功功率变化时对网侧逆变器和双馈发电机定转子电流的影响,并对TSC无功补偿装置进行仿真分析。文献[6]对DFIG从不同机端电压跌落故障及无功解耦控制方面进行了研究,但未从电网角度分析DFIG的故障情况。

本文以Matlab/Simulink为平台建立了DFIG的仿真模型,针对并网系统发生三相短路故障,来研究DFIG并网系统故障特性,同时验证本文所采用控制策略的有效性。

1双馈感应风力发电机模型

在仿真研究中通常忽略DFIG的电磁暂态过程,因此得到的DFIG在两相旋转坐标系(dq坐标系)下的数学模型可表示为:

电压方程:

磁链方程:

转矩及转子运动方程:

式中,Te为电磁转矩;Tm为机械转矩;Tj为DFIG惯性时间常数;D为阻尼系数;ωr为转子旋转角度。

2控制系统模型

控制系统模型主要包括桨距角控制系统和网侧变流器控制系统,下面分别对其进行分析。

2.1桨距角控制系统模型

在DFIG综合控制系统中,桨距角控制系统具有重要作用———通过控制风力机桨叶角度改变桨叶相对于风速的功角,从而改变机组从风中捕获的风能。在风力机不同运行状态下,桨距角控制也需相应采取不同的控制策略。图1是用于功率限制的桨距角控制系统结构图,输入信号为风电机组发出有功功率的测量值PGmeas,与最大功率参考值PGref相比较后得出误差信号,输入PI控制器,产生桨距角参考值βref,再与实际的桨距角β比较,桨距角误差信号输入到桨距角控制系统伺服机构,使桨距角控制系统更快、更稳定地达到控制要求。

2.2网侧变流器控制系统模型

网侧变流器控制系统采用双闭环控制结构,内环采用电流控制,外环采用电压控制,其控制原理图如图2所示,Udcref为直流母线电压的给定值。

3算例系统仿真分析

3.1算例系统

本文采用的仿真系统中并网风电场总装机容量为9 MW,由6台1.5 MW的DFIG组成,风电场经过两次升压后接入120 k V系统。

在仿真过程中忽略各发电机之间的差异,发电机参数如下:单机额定容量1.5 MW,额定出口电压575 V,定子电阻和电抗分别为0.007 06 pu和0.171 pu,转子电阻和电抗分别为0.005 pu和0.156 pu,额定风速12 m/s,直流母线电压值1 200 V,频率为工频50 Hz。

3.2仿真分析

通过对并网风电系统发生三相短路故障进行仿真模拟,来研究DFIG并网风电系统故障特性。在t=15.5 s时,仿真系统发生三相短路故障,故障点位于120/25 k V低压侧出口处。

风电系统初始风速为7 m/s,在t=4 s时达到最高风速14 m/s,下面将对算例系统仿真结果进行分析。

从图3(a)中可以看出,桨距角在风速达到额定风速12 m/s之后开始变化,在风速达到14 m/s之后,系统未发生故障之前,桨距角在控制系统作用下维持稳定状态,此时桨距角为0.75°。从其他3个图中可以看到,并网风电场出口电压为1.0 pu,输出有功功率为额定输出功率9 MW,输出无功功率最高约为8.5 Mvar。由此可知,此时并网风电系统处于稳定运行状态。

在t=15.5 s时,系统发生三相短路故障,此时风电场出口电压下降,输出功率降低。0.2 s后系统故障恢复,桨距角控制系统起作用,并维持其稳定。另外,从图3(c)和(d)可以看出,由于并网系统中网侧变流器的调节作用,实现了对系统有功及无功的解耦控制。

4结语

通过对并网风电系统三相短路故障进行仿真分析可知,利用桨距角控制系统能够在故障期间保持并网风电系统稳定性,表明了桨距角控制系统模型的有效性。另外,通过对风电场出口输出有功功率P及无功功率Q进行分析得出,在风电场并网及故障过程中,网侧变流器控制系统使并网风电场的有功和无功实现了解耦控制,为控制系统有功和无功提供了方便,说明本文所采用的网侧变流器控制策略是可行的,能够很好地实现功率的解耦控制。

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电力系统发电特性篇7

本文主要对独立太阳能发电系统的动态特性进行了分析, 通过利用MATL AB的Simulink模块来搭架太阳能发电系统的仿真模型, 并对负载变动时系统的参数变化进行了模拟。研究结果对独立太阳能发电系统的规划、设计、运行及扩展提供了重要的参考资料。

1 独立太阳能发电系统

1.1 系统结构图

图1为独立太阳能发电系统的结构图, 此系统包括一组光伏阵列 (Photovoltaic Array, PV) , 一套功率调节系统 (Power Conditioning System, P CS) , 一台三相感应电动机 (Induction Motor) , 一台三相变压器 (Power Transformer) 和集总静态负载 (Lumped Static Load) 。

1.2 基本模块

1.2.1 太阳能模块

太阳能输出电压随环境温度和日照强度的变化而变化, 所以最大功率也会随之改变。图2 (a) 为太阳能模块图, 图2 (b) 为太阳能内部结构图, 输入端为环境温度Ta, 日照强度Ett, 太阳能输出为直流电流, 输出端为太阳能输出直流电压。若以pvI及pvV分别表示太阳能输出的电流及电压, 其关系可表示为:

其中, Ipv是太阳能输出电流, Isc是太阳能短路电流, Voc是太阳能开路电压, Vmp、Imp是太阳能在最大功率点的电压及电流, Est是太阳能参考日照强度, α为太阳能电流温度系数, β为太阳能电压温度系数。

图3是太阳能电池在固定环境温度下, 当日照强度改变时, 其输出电流与输出电压关系图。

1.2.2 升压转换器模块

太阳能输出电压后, 先经过升压转换器将电压提升到某一个等级, 其开关导通的周期由最大功率追踪器发出的信号控制。

图4 (a) 为升压转换器模块的图像, 输入端为太阳能输出直流电压、及最大功率追踪器控制信号, 输出端为开压后的直流电压。图4 (b) 为模块内部结构, 此模块组包括开关元件IGBT、LC滤波器、二极管。

1.2.3 最大功率追踪器模块

当日照强度变化时, 太阳能输出电压、功率也会随着改变, 这时最大功率追踪器的作用在于使系统的输出功率为最大, 不会因某些模块被遮蔽或其他因素, 造成系统输出功率的降低。图5 (a) 为最大功率追踪模块图, 输入端为太阳能输出功率, 输出端为太阳能输出功率, 输出端为PWM控制信号。图5 (b) 为模块内部结构, 此模块包括功率采样器、积分器、PWM比较器等。

1.2.4 换流器模块

换流器主要作用是将输入的直流电压转换为50Hz的交流电压。图6为换流器模块图与内部结构图。输入端为直流电压以及闸极信号, 输出端A、B、C三相电压。

1.2.5 锁相回路模块

图7 (a) 为锁相回路模块, 输入端为参考系统的三相电压 (Vref) , 以及太阳能发电系统的三相电压 (Vabc) , 输出端为角度误差信号 (sin) , 以及控制开关信号 (com) 。图7 (b) 为锁相回路模块内部结构图, 包含三相对dq0轴转换器 (abc_to_dq0 transformation) 、比例积分控制器 (PI controller) 以及积分器 (Integrator) 等模块。

2 系统特性动态模拟

2.1 Sim Power Systems模块

图8为独立太阳能发电系统的Sim Power Systems模块结构图, 主要包括四部分:A部分为太阳能发电系统, B部分是PCS, C部分是静态负载, D部分是电动机负载。

2.2 模拟顺序

图9为负载变动模拟的顺序图。由图可以看出负载顺序加入, 总的模拟时间是12 s。图10为系统发生故障模拟的顺序图。由图可以看出负载的加入顺序, 10 s时在220V汇流排发生三相短路故障, 10.2 s时故障排除, 总模拟时间为14 s。

2.3 模拟结果

图11为负载变动时模拟系统参数变动的情况。图11 (a) 、11 (b) 为太阳能系统输出电压与升压转换器输出电压随着负载的并入而降低。图11 (c) 、11 (d) 、1 1 (e) 为太阳能系统输出电流、升压转换器输出电流及PCS的A相电流会随着负载的并入而增加。图1 1 (f) 、1 1 (g) 为太阳能输出功率随负载变动与日照度变化的变化。图11 (h) 为PCS的电压在10秒后因日照度降低、以及负载电流造成的压降, 导致明显的电压降。图11 (i) 为PCS供应的实功率随负载的并入而增加。

图12为系统发生短路故障时模拟系统参数的变化情况, 重点观察故障发生时和故障排除后系统的响应。图12 (a) 、12 (b) 为太阳能系统输出电压与升压转换器输出电压会随着负载的并入而降低, 故障发生时电压降为零, 故障排除后, 因为日照度不足, 电压仍低于额定值。图12 (c) 、1 2 (d) 、1 2 (e) 为太阳能系统输出电流、升压转换器输出电流、以及PCS的A相电流会随着负载的并入而增加, 故障发生时, 电流明显增加, 故障排除后, 恢复稳定。图12 (f) 、12 (g) 为太阳能输出功率会因为负载变动与日照度的变化而不同, 故障时有明显的下降, 故障排除后很快恢复稳定, 因为此时电压较低, 因此输出功率也较低。图12 (h) 显示PCS的电压响应随着负载的并入而降低, 故障发生时电压降为零;故障排除后, 因为日照度的不足, 电压仍低于额定电压值。图12 (i) 、12 (j) 显示PCS供应的实功率与虚功率随着负载的并入而增加, 故障导致功率下降, 排除后功率恢复到稳定。

3 结论

本文主要讨论太阳能发电系统独立运行时的动态特性。模拟结果显示日照度充足时, 随着负载顺序并入, 太阳能发电系统输出功率上升。当日照度不足时, 端电压会下降, 特别是有电动机负载时, 电压会降得更低, 并联的静态负载也会受到相当程度的影响。模拟结果也表明短路故障发生时, 由于汇流排电压急速下降时, 导致所有系统组件都受到相当程度的影响, 故障排除后都会恢复到稳定值。总的来说, 太阳能发电系统在这种运行模式下的动态特性是合理的, 并且与实际运行条件一致。本文的研究结果为太阳能发电系统的规划、运行以及扩展提供了重要的依据。

摘要：本文对独立太阳能发电系统在负载变动下的动态特性进行了分析, 整个系统包括太阳能发电系统、功率调节系统、三相变压器、感应电动机及静态负载等。通过建立整个系统组件的数学模型, 利用MATLAB的Sim Power Systems模块建立整个系统的仿真模型, 最后对该模型的动态特性进行模拟与分析。结果表明该运行模式下系统参数的变动在可接受范围内, 并与实际运行情况基本一致, 为太阳能发电系统的规划、运行提供重要参考。

关键词：太阳能发电系统,动态特性分析,功率调节系统,MATLAB仿真模型

参考文献

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[3]X.Wu, Z.Cheng, X.Wei.Maximum Power Point Tracking of Micro PV Systems under Non-uniform Insolation[C].International Conference on Energy and Environment Technology, 2009, 164-167

[4]Bellini, S.Bifaretti.A Quasi-resonant ZCS Boost DC/DC Converter for Photovoltaic Applications[C].IEEE International Symposium on Industrial Electronics, 2007, 815-820

[5]T.Senjyu, M.Datta, A.Yona, C.H.Kim.A Control Method for Small Utility Connected Large PV System to Reduce Frequency Deviation Using a Minimal-Order Observer[J].IEEE Transactions on Energy Conversion, 2009, 24 (2) :520-528

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电力系统发电特性篇8

随着风力发电技术的不断发展,直驱式风力发电系统因其维护成本低、噪声小、具有较好的低电压穿越能力而受到越来越多的关注。由于永磁材料在性能改善的同时,价格也在不断降低,另外永磁电机不需要电励磁,控制更加简单,用在直驱式风力发电领域具有优势[1,2]。随着电力电子技术的不断发展,原来限制直驱式风力发电系统大力发展的电力电子变换装置已经不再成为难以克服的问题。目前的电力电子变换装置主要有2种结构,一种是不控整流加Boost升压变流器再接并网逆变器;另外一种是背靠背变流器。由于不控整流难以实现对永磁同步发电机的有效控制,发电机侧功率因数不可调,使得发电机的转矩脉动较大,直接影响到发电机的使用寿命[3,4,5]。

利用背靠背变流器可以实现对发电机侧电流的有效控制。其中,控制直轴电流为零可实现发电机最大功率输出,控制发电机的电磁转矩可以控制电机转速,使得风力发电机运行在最佳转速下,以最大的效率捕获风能,同时能够有效减小发电机的转矩脉动,延长发电机的寿命。并且机侧变流器可以提供几乎为正弦的发电机侧电流,因而可以减小发电机侧的电流谐波。直流环节有一个大电容,用以维持电压恒定。电网侧串联电感可用于滤波。电网侧变流器稳定直流侧电压,并且实现电网侧有功、无功功率的解耦控制,实现电网侧功率因数可调。通过对背靠背变流器的控制,将永磁发电机发出的变频、变幅值电气量转化为可以并网的恒频电气量[6]。

以往的仿真大多是利用三相电压源来代替永磁同步发电机,这种方法较为简单但是难以清楚地反映发电机转速、转矩和电流之间的关系。本文在Matlab/Simulink7.1仿真环境下建立了直驱式风力发电系统从永磁同步发电机到电网的模型,完全利用S函数编写的简化SVM控制算法实现了对发电机侧变流器和电网侧变流器的控制。仿真结果表明,直驱式风力发电系统能够在不同风速下稳定运行,永磁同步发电机转矩和转速控制效果良好,发电机侧输出电流近似正弦,谐波含量小,电网侧变流器在风速突变引起的发电机输出功率变化的情况下能够稳定直流侧电压,输出有功和无功功率完全独立可调,既能在单位功率因数下稳定运行,也可以在超前和滞后功率因数下运行。本文最终在实验室搭建的17 kW直驱式风力发电系统平台上验证了所提控制策略的有效性。

1 直驱式风力发电系统工作状态及控制策略

1.1 直驱式风力发电系统的运行状态

图1所示为永磁直驱式风力发电系统示意图。系统大体上包含了3种运行状态[6,7,8,9]。

a.当风速低于系统工作的额定风速时,桨距角基本不变,以保持风能利用系数最大。根据最大功率算法得到系统输入到电网的最大功率,由此得到发电机的最佳转速,通过控制永磁同步发电机的交轴电流使得发电机运行在最佳转速下。电网侧逆变器的无功功率一般给定为零,使得系统工作在最大有功功率输出状态[9],提高系统的效率。当电网需要无功支持时,可以根据需要向电网发送无功功率。有功功率和无功功率能够实现独立调节。

b.当风速高于系统的额定风速时,通过变桨来保持风能利用系数最大[9]。发电机和变流器都运行在额定条件下,系统输出到电网的功率最大。

c.当风速超过系统的切出风速时,系统停机,输出到电网的功率为零。

1.2 永磁同步电机数学模型[10]

根据转子磁场定向得到的同步旋转坐标系下永磁同步发电机的电压方程为

其中,ud、uq和id、iq分别为定子电压和电流在dq轴上的分量,Ld、Lq为定子的dq轴电感,在面装式永磁同步发电机Ld=Lq,ωr为转子角速度,Ψf为永磁体基波励磁磁链,Rs为定子电阻。

转矩方程为

其中,p为转子的极对数。

1.3 电网侧变流器数学模型[11,12,13,14,15]

电网侧变流器的电压方程为

其中,ucd、ucq分别为网侧变流器交流输出电压的dq轴分量,usd、usq分别为电网电压的dq轴分量,isd、isq分别为电网电流的dq轴分量,L为电网侧电感,R为线路等效电阻,ω为电网频率。

根据前面提到的永磁同步发电机和电网侧变流器的数学模型,可以得到整个系统的控制框图如图2所示。发电机侧变流器采样发电机定子电流ia、ib、ic,利用光电码盘或者无速度传感器得到发电机的转子位置角θr,电流经过派克变换(3S/2R)得到dq分量id和iq。机械角速度ωr及其给定值作差后进行PI调节,输出为iq的给定和id给定为,一般为零,使得发电机输出有功功率最大。iq和作差,id和作差后分别进行PI调节后加上各自的前馈补偿项就可以得到电网侧变流器参考电压的dq分量ud和uq,再经过派克反变换(2R/3S)得到uu、uv、uw。最后,经过SVM算法得到发电机侧变流器的控制信号。

电网侧变流器采样电网侧电压usa、usb、usc和输出到电网的电流isa、isb、isc,经过功率计算单元得到实际输送到电网的有功功率P和无功功率Q[8,9,10,11,12]。根据最大功率算法[9],利用有功功率P和发电机机械角速度ω得到发电机最佳机械角速度参考,送到发电机侧变流器参与控制。udc和的误差经过一个PI控制器,得到电网侧变流器的有功电流参考,根据电网侧功率因数的要求确定无功电流给定为。有功和无功电流参考和实际的有功、无功电流分别作差后经过PI调节器再加上各自的前馈补偿项得到电压参考,再经过派克反变换得到ua、ub、uc。最后,经过一个SVPWM控制的PWM发生器控制电网侧变流器工作。电网侧变流器在控制直流母线电压稳定的同时控制并网电流的质量。

2 仿真研究

2.1 仿真模型

为了与实际情况相似,选择多极低速永磁同步发电机,并且令转速缓慢变化到给定值。为观测在发电机转速不变情况下,桨距角变化引起的发电机输出功率变化时系统的响应特性,将发电机驱动转矩给定初始值为-15 N·m,在0.4 s时突变为-25 N·m。为模拟风速变化引起的发电机最佳转速变化时实际转速的跟踪能力,将转速的给定由开始的130 r/min在0.6 s时改为187.5 r/min。为研究在电网侧电流相位与电压相位滞后、相同、超前3种情况下系统的动态特性,电网侧无功电流开始设定为isd=-30 A,在0.8 s时改为isd=0,在1 s时改为isd=30 A。仿真中电容电压初始值设定为560V。选用Matlab/Simulink中的永磁同步发电机模型,电机参数和系统参数分别如下:

a.电机参数额定转速187.5 r/min、额定转矩26.13 N·m、定子电阻0.2Ω、直轴电感9 mH、交轴电感9 mH、磁通0.111 9 Wb、转动惯量0.016kg·m2、极对数16、摩擦系数0.000 2 N·m·s;

b.系统参数母线电压560 V、等效电阻0.01Ω、变流器开关频率2.5 kHz、电容6.8 mF、交流侧电感3.0 mH、电网电压220 V。

S函数程序流程图如图3所示。

2.2 仿真结果

图4和图5所示为发电机转速和转矩的变化曲线。从图4中可以看到,转速n能够很好地跟踪参考值nref,在转矩突变、电网侧无功电流isd突变等情况下,波动很小。从图4和图5中可见,在转速上升期间,电磁转矩小于给定的驱动转矩,这是由于驱动转矩、电磁转矩和机械角速度之间满足[10]Tm-Tc=JdΩ/dt,同样在0.6 s时转速缓慢增加,机械转矩也大于电磁转矩。从图5中还可以看到,系统实现了电磁转矩对给定转矩很好的跟踪,并且电磁转矩脉动很小。从图6中可以看到在0.4 s转矩突变时,有功电流iq也发生突变,这是因为电磁转矩与iq成正比,id在整个过程中基本保持为零,在0.4 s、0.6 s、0.8 s、1 s时id有比较明显的波动,这是由于转矩的突变以及电网侧无功电流isd的突变引起的。图7所示为发电机侧电流ia、ib、ic,可以看出在0.4 s转矩突变时,电流有明显的变化,但是一直保持为近似正弦,谐波含量较小。

图8所示为直流侧电压Udc波形,从图中可以看到不管是发电机侧转速和转矩变化还是电网侧无功电流变化,Udc基本保持在560 V不变。图9所示为电网侧有功电流isq和无功电流isd,从图中可以看到,在发电机转速上升时isq同时增加,在转矩突变时,isq也突变,这是由于有功电流与系统的有功功率成正比,而发电机输入到背靠背变流器的有功功率与发电机转速和转矩的乘积成正比。从图中还可以看到,无功电流isd能够很好地跟踪参考值,并且有功电流的变化基本上不会影响无功电流,反之亦然,系统实现了有功和无功功率的解耦控制。

图10和图11分别为isd从-30 A变到0和isd从0变到30 A时isa与usa波形。从图10中可以看到在isd=-30 A时isa滞后usa,系统在向电网发送有功能量的同时从电网吸收无功能量;在isd=0时,isa与usa同相位,系统向电网只输送有功能量。从图11中可以看到,在isd=30 A时,isa超前usa,系统同时给电网发送无功和有功能量。同时,从2幅图中可以看到,当isd=0时,isa幅值减小,这是由于从0.6 s以后电流有功分量isq保持不变,在无功分量isd的绝对值变大时,电流合成矢量的模变大,isa幅值也相应变大。

3 实验验证

在实验室搭建了17 kW背靠背直驱式风力发电系统实验平台,利用三菱变频器驱动一个异步电动机拖动永磁同步发电机。实验中功率开关管选择三菱IPM,系统母线电压设定为500 V,系统开关频率为5 kHz。考虑篇幅原因,本文只给出发电机侧实验波形,如图12所示。

图12(a)(b)分别为发电机输出16 Hz和40 Hz时发电机定子线电压和定子a、b相电流。图12(a)中交轴电流给定为27 A,直轴电流给定为0,从示波器计算的相电流有效值看基本实现了电流跟踪。图12(b)中有功电流给定为25 A,无功给定为0。从2幅图中可以看到,在发电机输出不同频率时背靠背变流器都能够较好地实现能量向电网的传递。另外,从发电机定子线电压波形可以看出,电网侧变流器基本上将直流母线电压稳定在500 V左右。

4 结论

本文在Matlab/Simulink仿真环境下建立了永磁直驱式风力发电系统的仿真模型,给出了发电机侧和电网侧变流器的控制方法,利用S函数编写了相关控制程序并给出了程序流程图。仿真结果表明,直驱式风力发电系统能够在不同风速下稳定运行,电网侧变流器在风速突变引起的发电机输出功率变化的情况下能够稳定直流侧电压,输出有功和无功功率完全独立可调,既能在单位功率因数下稳定运行,也可以在超前和滞后功率因数下运行。另外,实验表明用S函数编写的控制程序对于实际DSP编程具有一定的可移植性,同时证明文中提出的直驱式风电系统PWM背靠背变流器控制方法可行。

摘要：研究了基于永磁同步发电机的直驱式风力发电系统中PWM背靠背全功率变流器的运行特性，详细介绍了发电机侧和电网侧PWM变流器的运行状态，在数学模型的基础上给出了具体的控制策略。在Mat- lab／Simulink7．1环境下建立了系统从永磁同步发电机到电网的仿真模型，并利用S函数编写了发电机侧和电网侧变流器的控制程序，给出了系统的控制框图及仿真程序流程图。最后，在实验室搭建的17 kW直驱式风力发电实验平台上验证了系统的控制策略。仿真和实验结果都表明系统能够在不同风速下稳定运行，发电机侧输出电流近似正弦，谐波含量小；电网侧变流器在风速突变引起发电机输出功率变化的情况下能够稳定直流侧电压，输出有功和无功电流完全独立可调，并网电流质量较高。

光伏发电接入系统技术要求报告篇9

关键词：光伏发电；承载力；隔离开关；断路器

在原有建筑物上安装太阳能发电系统其主要影响分为建筑结构影响和电气影响，现分析规定如下：

一、对建筑结构影响的分析及技术要求：

光伏系统需在屋顶新增的主要设备为：光伏组件、支架和水泥墩（压块）。这些光伏组件、支架及水泥墩（压块）靠自重固定在屋面，这需要对屋面的承载力进行测算，防止增加设备重量超过屋面原有的承载负荷；

（1）技术要求：查找原有设计图纸，了解图纸原设计的楼面负荷承载，计算所有设备的总重量及分布区域所占用面积，从而计算负荷，进行分析，看是否会超出原有设计负荷，必要时早原有设计部门出具相应承载力核算书，以确定安装的安全性依据。

（2）且施工应不破坏屋面原有的结构和防水功能；

技术要求：施工时不破坏屋面防水层，如确需破坏需做好技术方案，并在恢复时恢复面应大于破坏面，并使新的防水面大于破坏面并于原有破坏面有交集。

（3）另外不同地区屋面受气候条件影响，加上太阳能电板面积大，受风面大，在施工时还应考虑对风的受力情况。

技术要求：应计算受风面面积，根据当地可能产生最大风力12等级计算受力情况，采取不同方法减少受力面，在太阳能板拼接时也需考虑受力情况，采取不同加固措施，防止不同受力产生移位和变形。正常是在纵向和横向加装加强杆，将太阳能板分块设置，减少受力面积，墩座要求在樓面承载力允许情况下增加重量配比，必要时设置挡风墙。太阳能板安装必须采用专门的拼接、压接件，并连接可靠，并检验每个螺丝紧固件是否紧固到位，没有松动。

二、对电气安全影响的分析及技术要求

由于发电系统和现有电网并网运行，考虑到各种安全要求及紧急情况下便于维修和系统维护，应增加以下技术措施：

技术要求：

（1）直流侧增加直流隔离开关。

（2）交流侧增加断路器。

（3）室外裸露电缆采用抗UV和阻燃电缆的光伏专用双层电缆，且需耐老化、耐腐蚀等。

a.室内外主要电缆走线全部采用桥架或管线，保证安全性。

b.室外，光伏组件边框及支架采用扁钢与建筑物原有的防雷网连接在一起。

c.光伏并网逆变、配电部分的外壳与原有的电气安全接地线连接在一起，并且保证连接电阻小于4Ω。

d.同时在配电部分增加防雷模块，保证防雷功能安全可靠。

e.新增光伏系统的最大功率小于配电变压器容量的25%，减少对现有的内部配电网络，以及外部电网的影响。

f.室内电器设备应可靠接地。

三、安装、调试及并网要求

系统是否能可靠运行，加上屋顶上风吹日晒，粉尘大等特点，需要相应技术要求：

（1）设备的安装位置应合理规划，便于今后的维护和操作；并经专业人员进行设计，并严格按照设计图纸进行安装。

（2）所有安装设备均需满足建筑结构及电气的安全性要求；并不能破坏原有房屋的设计要求和功能，并产生新的隐患点。

（3）安装固定件、紧固件、支架、加固件要采用镀锌等防腐防锈处理；新做的接地和防雷系统也要做好防锈处理。

（4）安装、调试期间严禁并入现有电网；并需在专业人员指导下进行安装；

安装人员安装过程中应注意防止触电。

（5）电缆引入到室内，必须进行表要的封堵及防水处理，以免雨水沿电缆渗漏道室内。

（6）系统安装前应报供电部门审批和许可，调试完毕后需报请供电单位进行验收，验收合格并签字后，在设备运行正常后，且需在专业技术人员和配网设备管理人员的监督下方可并入电网，并同时观察一段时间，如有问题及时应迅速将并入电网的设备脱离电网，终止光伏系统设备运行，待查明原因，并处理解决后方可再次并网接入。

参考文献：

[1]朱晓荣，张慧慧.光伏直流微网协调直流电压控制策略的研究[J].现代电力，2014，31（5）：21-26.

电力系统发电特性篇10

本文根据直驱式风电系统的特性,在Matlab中建立了风速、风轮机、永磁同步发电机的数学模型,研究了采用双脉宽调制全容量变流器控制策略及桨距角控制系统等,对并网型直驱式风力发电系统进行了暂态仿真研究。

1 直驱式风力发电系统结构

直驱式风力发电系统包括以下几个模块:风轮机、永磁同步发电机、变流器、变流器控制系统、桨距角控制系统。其结构示意图如图1所示。

2 数学模型

2.1 风速模型

风能具有随机性和间歇性的特点,为了描述风能,本文采用国内外使用较多的风速四分量模型[8]:基本风vwa(t)、渐变风vwr(t)、阵风vwg(t)和随机风vwt(t)。模拟实际作用在风轮机上的风速vw(t)为

其中,t1r、t2r、tr分别是渐变风的起始时间、终止时间和持续时间;t1g、tg分别是阵风的起始时间和持续时间;fi、φi分别是第i次频率分量的频率与初相角;h指风轮机轮毂高度;z0描述风场粗糙长度;l为影响范围。

2.2 风轮机模型

风轮机从风能中获得的机械功率:

其中,Pw为机械功率;ρ为空气密度;cp为风能转换系数;β为桨距角;Ar为风轮扫掠面积;λ为叶尖速比,即风轮叶尖线速度与风速之比。风能转换系数与叶尖速比λ=ωR/vw(ω为风轮机转速,R为风轮机半径)及桨距角间的关系[9]近似为

2.3 永磁同步发电机数学模型

永磁同步发电机电压方程为

转子运动方程为

电磁转矩计算公式为

矢量控制角为

功率方程为

其中,ωr为同步发电机电角速度。

2.4 保护系统

保护系统包括限流器和2个切换控制部分,切换控制分别用于当机端电压和电网频率偏离正常值且超过允许范围时将风轮机切出;限流器用于限制转换器的电流以保护电力电子转换器[10]。

3 控制策略

并网型风力发电系统的出力与风速有关,风力发电系统的运行有2种状态:一是最大功率追踪状态,在切入风速与额定风速之间,风力发电系统运行在最大功率追踪的状态,捕获最大风能;二是恒功率运行状态,在额定风速与切出风速之间,在桨距角控制系统的作用下,改变桨距角,减小风能捕获,使风力发电系统出力保持在额定功率附近。

3.1 最大风能追踪控制策略

3.1.1 转速控制

当桨距角一定时,风轮机运行于最佳叶尖速比λopt就可以获得最大风能利用系数cpmax,此时风轮机的转换效率最高。因此,对于某一特定风速vw,风轮机应在一个特定的转速下运行才能实现对风能的最大捕获,由此风轮机的最佳功率Popt只与风轮机转速ω有关[11]:

当切入风速为4 m/s,额定风速为12 m/s,桨距角为0°时,风轮机最佳功率跟踪特性曲线如图2所示(图中ω、Pw取标幺值),横坐标是风轮机转速。在低风速时,通过调节发电机转矩使风轮机转速保持在最小值附近;在中风速段,风轮机转速随风速变化而改变,按式(12)实时计算风轮机输出的最佳功率值;当风轮机转速达最大值时,发电机转矩保持在最大值[12]。

3.1.2 机侧变流器控制

电机侧变流器采用转子磁链定向控制技术,转子磁链定向在d轴上,usd=0,式(11)功率方程可写为Pe=usqisq,Qe=usqisd,可实现有功和无功解耦控制,由isq控制有功P,由isd控制无功Q。

要实现最大风能追踪,应在风速变化时及时调整风轮机转速,使其始终保持最佳叶尖速比运行,从而可保证系统运行于最佳功率曲线上。对风轮机转速的控制可通过风轮机变桨调节,也可通过控制发电机输出功率进行调节[11]。发电机的转速是由风轮机的机械转矩和发电机的电磁转矩控制的,改变发电机的电流即可改变电磁转矩,从而控制发电机输出的功率。通过控制发电机输出有功功率来调节发电机的电磁转矩,进而控制发电机转速。永磁同步发电机的功率关系:

其中,Pe、Pw、P0分别为发电机电磁功率、风轮机输出机械功率、机械损耗;Ps、Pcu、Pfe分别为发电机定子输出有功功率、铜耗、铁耗。为实现最大风能跟踪控制,应根据风轮机转速实时计算风轮机输出的最佳功率值Popt,从而实现永磁同步发电机发出的有功功率跟踪最大风能。

采用直接转子磁场定向控制。假设d q坐标系以同步速度旋转,且q轴超前于d轴,将d轴定位于转子永磁体的磁链方向上,永磁同步发电机的定子电压方程式(7)。

对检测得到的发电机定子电流进行三相静止坐标系到两相同步旋转坐标系的变换,得到q轴电流分量isq和d轴电流分量isd。

检测得到的转子速度按式(12)进行最佳功率Popt计算,减去各损耗后,与网侧有功功率进行比较,然后经过PI调节器得到转矩电流给定isqref。当风速大于额定风速时,由风轮机的额定功率与网侧输出有功功率进行比较,然后经过PI调节器得到q轴电流给定isqref(见图3,图中的选择开关功能框,上、下两端为数据输入端,中间为控制端。当开关打在上方第1输入端,输入功率按风速变化而改变;当风速超过额定风速时,开关打在下方的第3输入端,输入功率为额定功率);q轴电流给定isqref与定子电流q轴分量比较,经PI调节器,加上电压补偿分量后得到Usq;电网电压的给定值与定子电流d轴分量与电网电流的d轴分量产生的电压及电网的实际电压比较,经PI调节器得到d轴电流给定(见图4),再与定子电流d轴分量比较,经PI调节器,加上电压补偿分量后,得到Usd;再根据转子磁场位置角θr,对Usq、Usd进行两相同步旋转坐标系到三相静止坐标系的变换,得到发电机机端三相电压控制指令,将它们作为调制波与三角载波比较以产生SPWM脉冲去控制主电路IGBT的通断,以实现有功、无功控制。构造的电机侧变流器的控制器如图5所示。

3.1.3 网侧控制

网侧变流器的主要作用包括:提供稳定的直流电容电压;实现网侧功率因数调整及并网无功功率控制。目前对网侧变流器采用电网电压定向的矢量控制技术[13]。假设d q坐标系以同步速度旋转且q轴超前于d轴,将电网电压综合矢量定向在d轴上,电网电压在q轴上投影为0,即ug q=0,网侧变流器在dq坐标系下的电压、功率方程为

其中,Rg和Lg分别为网侧变流器进线电抗器的电阻和电感;ud和uq分别为网侧变流器控制电压的d、q轴分量;ugd、ugq、igd、igq分别为电网电压和电流的d、q轴分量;ωg为电网同步角速度。

有功、无功解耦控制,igd控制有功,igq控制无功。调节电流矢量在d、q轴的分量就可以独立控制变流器的有功和无功功率,实现单位功率因数运行。对网侧变流器可采用双闭环控制,外环为直流电压控制环,通过直流侧电压控制器确定d轴参考电流idref,控制变流器输出的有功功率,无功设定通常为0,可使系统运行在单位功率因数状态;内环为电流环,主要作用是跟踪电压外环输出的有功电流id以及设定的无功电流iqref,以实现快速的电流控制。对d、q轴电流可分别进行闭环PI调节控制,可得到最终的d、q轴控制电压分量ud和uq,结合电网电压综合矢量位置角θg和直流电容电压udc2,经空间矢量调制后可得到电网侧变流器所需的PWM驱动信号。这样既可保证发电机输出的有功功率能及时经网侧变流器馈入电网,又可实现发电系统的无功控制。

3.2 桨距角控制

桨距角的大小对cp的影响较大,其作用类似于发电系统的调速器[14]。本文设计的以风速和有功功率作为输入信号的桨距角控制器如图6所示。vw为实际风速;Peref为有功功率参考值;Pe为实际有功功率;τ=5 s;β为桨距角。

4 仿真

本文针对图7所示系统进行仿真,分析了其稳态特性及暂态特性。

风电场(含6台1.5 MW直驱式永磁风电系统)出口电压690 V经变压器升至10 k V,经30 km的10 k V输电线送入110 k V电网。在输电线10 km处有一负荷(2 MW),主要是电动机。风速变化时分析风电场特性;电网电压降落时分析风电场的特性;在母线B10发生单相接地短路、三相短路故障时,分析风电场的特性。

4.1 电网电压波动

110 k V电网的电压发生波动,在5 s时电网电压降为0.8 p.u.,持续0.5 s后电压恢复。仿真波形如图8所示。风电场出口母线电压U1_B690降到0.87 p.u.,电流I1_B690(标幺值)增加,风电场输出的无功功率增大,维持风电场出口电压,单台风力发电系统发出的有功功率P、无功功率Q及变流器的直流电压Udc有微小波动。

4.2 电网单相接地短路

风速保持8 m/s,在5 s时母线B10处发生单相接地短路,5.2 s故障消除,单台风力发电机机端电压、电流、有功功率、无功功率及直流电压的变化波形如图9所示。单相接地短路故障期间,发电机端电压降到0.8 p.u.,发电机的电流增大,输出的无功功率增大,输出的有功功率减小,风力发电机的保护装置不动作。变流器的直流电压在单相短路接地故障时波动较小,实现了不间断运行。

4.3 电网三相接地短路

风速保持8 m/s,在5 s时母线B10处发生三相短路接地,风力发电机电机侧整流器采用以变流器直流电压恒定为目的的电压调制时,风力发电机的机端电压、电流、有功功率、无功功率及直流电压的变化波形如图10所示(ωr取标幺值)。风力发电机的保护装置在5.01 s时动作,将风力发电系统从电网中切除,从图中可见,故障期间机端电压降为0,风电系统输出的电流、有功及无功功率为0,电网发生三相短路故障时,直驱式风力发电机不向短路点提供短路电流。此时发电机转速增大,直流母线电压Udc升高,在40 s时风轮机的桨距角开始调节,以减小风能利用率,限制风轮机转速增大。

5 结论

由以上仿真结果可知:

a.当风速小于额定风速变化时,直驱式永磁风力发电系统输出的有功功率跟踪风速的变化趋势,当风速大于额定风速时,风电系统输出额定有功功率;

b.当电网电压骤降时,直驱式风力发电系统输出无功功率,实现了有功和无功的解耦控制;

c.当输电线发生单相故障时,风力发电系统变流器直流侧电压保持恒定;

d.当发生三相故障时,直驱式风力发电机的转速升高,变流器直流侧电压升高,此时需采取一定的措施防止Udc升高,以免烧坏变流器。

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