变速机组（共7篇）
变速机组 篇1
大庆石化公司SC-801机组变速箱的齿轮啮合面长期使用逐渐磨损、噪声增大, 并且发现齿轮箱振动有增大趋势, 后因振动超标, 齿轮箱发出异常响声, 停机检修。解体后发现, 大齿轮的两个齿损坏, 其中一个齿在根处成弧形断裂, 另外在相隔两个齿处, 齿根裂开成燕尾形向轮毂中心发展, 由于成燕尾槽形, 虽裂开但没有脱落。
1. 齿轮副运行条件
SC-801机组变速箱为增速齿轮箱, 电机功率670kW, 转速1495r/min, 齿轮箱与螺杆压缩机公用底座, 与电机及压缩机由膜片联轴器相联。
2. 齿轮强度分析
(1) 强度校核 (计算略) 。接触疲劳强度达到安全要求, 弯曲疲劳强度符合设计要求。
(2) 硬度与材料分析。主动轮齿硬度试验结果表明, 齿面硬度56~58HRC, 心部硬度30~32HRC, 表面硬度梯度太陡, 主动轮心部硬度太低, 从而增大了切应力与剪切强度的比值, 在表层和心部的界面上产生了较高的应力。因此, 工作载荷的附加应力很容易在界面上引起裂纹。过陡的梯度不但加速了裂纹在过渡区内的形成而引起深层剥落, 也加速了齿轮的早期失效。
从使用寿命和性能考虑, 齿轮摩擦副相互间必须有硬度差。小齿轮齿面硬度应高于大齿轮齿面硬度, 两齿轮可保持相当的疲劳极限。但该齿轮原图纸对硬度要求都为高频淬火50~55HRC, 而且材料均为40Cr, 这是不恰当的。
(3) 润滑分析。解体检查后发现, 两齿轮均有锈迹, 润滑油含有颗粒性杂质和水分。加之齿轮啮和过程中产生的一些金属磨屑, 橡胶油管的老化使油路不畅、供油不足。在主动轮转速和冲击载荷的作用下, 引起齿面温度过高, 促使齿面金属产生塑性变形, 沿齿面滑动方向形成擦伤沟痕, 齿侧出现飞刺, 造成表面变形和磨损失效。
3. 结论与措施
齿轮副表面无硬度差, 存在设计不合理。热处理方法不当, 表层与心部硬度梯度太陡。齿轮加工精度差, 齿面精度低。齿轮啮合过程中产生振动与冲击过载且润滑不良。
正确选配主、从齿轮接触表面的硬度差, 主动轮应比从动轮的硬度低25~40HB。合理选材并提高热处理质量及齿面加工精度。开车时先低负荷运行, 再逐步加载。
变速机组 篇2
资源与环境压力及社会可持续发展的战略需求使得可再生能源在许多国家得到越来越多的重视和发展。而风力发电作为技术最成熟、最具规模开发条件的新能源发电方式,在电网中所占的比例不断增加。因此,为减少风电并网给电力系统带来的冲击,电网公司提出了严格的风电场并网技术导则,而有功、频率控制能力是其中重要的技术要求之一[1,2,3]。
目前实际运行的风电场主要采用以下2种风电机型:基于异步机的固定转速风电机组和基于双馈感应电机(DFIG)的变速恒频风电机组(以下简称DFIG机组)。由于DFIG优良的有功、无功解耦控制性能[4,5],使其逐步成为风电市场主流机型。但是,传统的DFIG机组并没有参与系统频率控制,由于DFIG机组控制系统实现了机械和电磁系统的解耦,随着频率的变化其转子机械部分不能自动做出快速响应,因此可以说传统的DFIG机组对系统转动惯量的贡献微乎其微[6,7]。
随着大量DFIG机组替代一些常规机组,势必会减少整个系统的转动惯量,恶化系统的动态频率特性。因此,有必要深入研究DFIG机组的频率控制特性,开发实用、有效的DFIG机组频率控制器。
国内外学者已经对DFIG机组参与频率控制进行了一些研究。主要包括2种频率控制方式:
1)备用功率控制(PRC)方式。传统的DFIG机组一般运行在最大风能追踪控制模式下,输出的有功已经达到可利用风能的最大值。当系统频率降低时,不能提供持续、稳定的额外有功支撑,无法参与系统频率控制。鉴于此,文献[6,8,9]提出正常情况下通过控制桨距角或调整功率—转速最优曲线来减少一部分有功输出,留作备用功率。当系统频率降低时,通过调节桨距角或机组有功功率参考值,增加有功输出参与频率调整。但这一策略在当前形势下不具备经济性和实用性。
2)转子动能控制(KEC)方式 [10,11,12,13,14,15,16]。由于风电机组转子中储存了大量的旋转动能,文献[14]提出通过附加一定的频率控制环节将转子部分动能转化为电磁功率参与系统频率控制,但所提出的控制方法并没有考虑不同运行工况下风电机组的调频能力,且转子的自然恢复需要很长的一段过程,不利于下一阶段系统频率的支撑。
本文在文献[14]所提出的频率控制基础上进行了适当的改进,提出一种带分布式信号过滤单元的DFIG机组频率控制器,从而能够有选择地快速响应频率的变化;同时,此控制器还包含转速延时恢复控制模式,使得DFIG机组转子能够快速恢复到最优转速状态。
1DFIG机组频率控制特性分析
与常规机组频率的一次调节相比,DFIG机组一般运行在最大风能追踪控制模式下,输出的有功已经达到可利用风能的最大值。当系统频率降低时,无法增加原动机的输出,因此风电机组参与频率控制一般通过调整转子转速释放或吸收转子部分动能。
假设频率从f0变化到f1,转子转速从ω0到ω1,转子释放的动能为:ΔE=H(ω
图1为系统频率由50.00 Hz降到49.94 Hz时,风电机组与常规火电机组频率响应特性比较。风电机组附加频率控制环节(控制策略见第2节),转子转速ω从1.200 0降到1.015 3,常规火电机组安装有调速器(模型和参数见附录A)。由图中曲线看出,火电机组由于调速器动作增加原动机输入,提供持续的额外有功支撑,但反应有一定延时。而风电机组对于频率变化可以做出快速响应,但转子转速需要一定的恢复过程,如图中阴影部分。
根据上面的分析,DFIG机组频率控制特性与常规发电机组相比具有一些不同之处:
1)快速性,即当控制系统有功参考值发生变化时,DFIG机组输出的有功功率能够快速跟踪其变化;
2)暂态性,由于DFIG机组是通过调整转子转速,释放或吸收转子部分动能,改变其有功输出,而并不能调整原动机的输入变化,因此只能提供短暂的有功支撑;
3)根据能量守恒原理,风电机组转子转速需要一段过程才能恢复到最佳运行状态。
2DFIG机组频率控制策略
2.1DFIG机组频率控制器设计应考虑的问题
针对上述DFIG机组频率控制特性的分析,DFIG机组频率控制器的设计应考虑如下几个问题:
1)要充分利用其快速性,使DFIG机组能够提供比常规机组更快的有功支撑;
2)针对其暂态性,应使DFIG机组只对动态频率变化有响应,而对于频率稳态误差,则由常规机组进行调整;
3)频率控制完成后,应使DFIG机组转子转速以较快的速度恢复到最佳运行状态,同时应尽量减少转速恢复过程对于频率控制的影响;
4)DFIG机组的快速性、暂态性应与常规机组的延时性、持续性相配合,两者协调控制,各自发挥其优点。
2.2DFIG机组频率控制方案
通过上面对于DFIG机组频率控制特性及频率控制设计过程需考虑问题的分析,提出了如图2所示的DFIG机组频率控制方案。
图中DFIG机组频率控制系统主要包括4部分:频率控制模块、转速延时恢复模块、与常规发电机协调控制模块和转速保护系统模块。
2.2.1 频率控制模块
频率控制模块是在文献[14]所提出的频率控制基础上为解决2.1节所述的问题1和2而设计的。它既保留了原有控制器响应的快速性,同时增加了分布式信号过滤器。分布式信号过滤器是一种高通滤波器,作用是阻断稳态输入信号,使频率控制模块只对动态频率偏差响应,在稳态频率偏差时不起作用。信号过滤器的时间常数Ks决定了暂态频率偏差的响应时间,Ks越大响应时间越长,机组输出的有功越多,但是返回到稳态运行的时间也越长。而Ks参数如何整定成为需研究的问题之一。
如果大型风电场所有机组的时间常数Ks都设定为相同值,一是可能导致有的机组过度调频而有的机组仍具有调频能力却无法发挥,二是所有机组遵循相同的功率曲线下降和恢复,不利于系统频率的调整。为避免这些情况发生,提出了分布式信号过滤器的概念,即风电机组对于不同运行工况,时间常数Ks设定不同值,这里的运行工况是指转子转速的运行区间,当风速越大转子转速越快时,可以提供的额外有功支撑也越多,时间常数设定值越大,反之则设定较小的时间常数值。
对于相同工况的风电机组,可以在前一步整定基础上做少量调整以避免所有机组功率曲线同时下降和恢复。关于转速和时间常数设置的具体关系有待进一步深入研究。
2.2.2 转速延时恢复模块
转速延时恢复模块是为帮助转子转速以更快的速度恢复到最佳运行状态而设计的,控制结构如图3所示。转速测量值ωm与参考值ωref的偏差经过PI控制器,并乘以比例系数m,从而不断调整机组有功参考值,最终达到最佳运行状态。
参考值ωref的选取主要依据风电场实时测量的风速Vw,由风速计算风电机组可能利用的最大风能,并通过功率—转速最优曲线得到此风速下转子最优转速参考值。
延时主要是为减少转速恢复功能对于有功支撑的削弱。如图3当恢复模块不起作用时比例系数取值为0,经过一定延时t,触发器动作,比例系数变为m。为减少动作过程有功参考值的突然跃变,m取值采用图4所示的梯形曲线,当转速恢复后触发器再动作将比例系数设置为0,使转速延时恢复模块退出运行。
延迟时间t的整定一般是在频率控制启动后5 s～30 s左右,但是对于大型风电场所有机组不能整定为相同时间。因为当同一时间所有机组都进入转速恢复模式时,提供的有功功率同时减少可能导致系统频率的二次跌落[16]。因此,整定过程中应先确定第1台机组的延时t,其他机组在前一台机组延时基础上再增加Δt。
2.2.3 与常规发电机协调控制模块
与常规发电机协调控制模块主要考虑充分发挥风电机组的快速性和常规机组的持续性,为系统提供更有效的频率支撑。其结构如图2所示,图中Kh=1,输出的参考值Pref连接到常规火电厂调速器(调速器模型见附录A图A1)。
2.2.4 转速保护系统模块
转速保护系统模块可以避免DFIG深度调频而导致的转子转速低于最低值ωmin。当转速低于ωmin时,转速保护系统将ΔPf设置为0,不再参与系统频率控制,工程中ωmin一般设定为0.7。
3 仿真研究
3.1 算例系统
利用MATLAB/Simulink建立如图5所示的仿真系统。算例系统是在经典的两区域四机模型基础上稍加改动[13,17],其中发电机G1～G4都安装有励磁系统、调速器和电力系统稳定器(PSS),风电场接入节点5,其总装机容量为45 MW,包含30台1.5 MW的DFIG机组。为便于仿真,将其分为3个区域,每个区域用1台10×1.5 MW的等值机组代替。机组通过机端箱式变压器从690 V升压到35 kV,再经风电场出口升压变压器升压到220 kV。C1和C2为无功补偿装置,L1和L2为系统负荷,L1的有功负荷为188 MW,L2的有功负荷为152 MW。
3.2 仿真分析
仿真过程中,区域1风速为额定风速12 m/s,区域2和3的风速为10 m/s。频率控制模块参数K=200,R=500。区域1,2,3的分布式信号过滤器的时间常数设置Ks分别为19 s,10 s,8 s,延迟时间整定为13.4 s,25.4 s,27.4 s,转速恢复模块PI控制器参数Kp=1,Ki=0.1。
节点7的负荷L1在5 s时突然增加50 MW恒定负荷,观测频率下降过程中,系统和风电机组的响应情况,如图6所示。
图6(a)为附加频率控制环节后,系统的频率响应曲线。图6(b)为对应的DFIG机组发出的有功功率变化曲线。从图中曲线可以看出,与文献[14]所提出的控制策略相比,附加带分布式信号过滤单元的频率控制环节后,DFIG机组不仅可以有选择地对暂态频率偏差做出响应,而且可以根据不同风电机组的运行工况设置不同的时间常数Ks,从而充分发挥机组的调频能力,发出更多的有功功率,有助于系统频率的支撑;而增加转速延时恢复模式后对频率和有功虽然有一定的影响,但影响并不是很明显。
图7为增加转速延时恢复模块后,DFIG机组转子转速恢复曲线。由图中看出,转速延时恢复功能在基本不影响系统频率调整的基础上,能够使转子转速以更快的速度恢复到最佳状态,风速越大、转子转速越快时恢复效果越明显,从而为下一次频率控制做好准备。
图8为增加协调控制环节后,系统频率和常规机组有功功率响应曲线。通过对风电机组与常规机组的协调控制,常规发电机可以更有效地参与系统频率调节,有利于系统频率的支撑。
4 结语
与常规发电机组相比,DFIG机组频率控制具有快速性、暂态性,且转子转速恢复需要一定的过程。本文提出的频率控制系统附加了分布式信号过滤器,不仅能够有选择地快速响应频率的变化,提供有效的功率支撑,而且通过增加转速延时恢复模块可以使转子转速在基本不影响频率调整的基础上,以更快的速度恢复到最优转速状态,转子转速越快时转速恢复效果越明显。同时,风电机组还可以与常规机组协调控制,发挥各自的优点,为系统提供更强有力的频率支撑。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
摘要：传统的变速双馈风电机组解耦控制策略对于系统频率支撑作用微乎其微。文中在分析变速双馈风电机组参与系统频率控制特性的基础上,在传统变速双馈风电机组解耦控制中附加风电机组频率控制单元。控制系统包含频率控制、转速延时恢复、转速保护系统和与常规机组配合等4个功能模块。仿真结果表明,该控制策略不仅对暂态频率偏差具有快速的响应能力,而且能够使转子转速以更快的速度恢复到最佳运行状态,证明了基于变速双馈机组的风电场能够在一定程度上参与系统的频率控制。
可变速抽水蓄能机组控制系统研究 篇3
抽水蓄能电站是目前世界上广泛应用的高效大储能技术,具有调峰、填谷、调频、调相和事故备用等特点。国际公认抽水蓄能电站采用可变速机组最佳,结构紧凑,辅助设备少,造价低,机组转速有10% 左右的可调范围[1]。1995年,日本大河内电站建成两个可独立调速395 MVA抽水蓄能系统,是目前世界上容量最大电站[2]。2004年德国金谷抽水蓄能电站投运2台331 MVA可变速机组,在水泵工况下可调节负荷的性能,电网总体经济效益最佳。上述机组的运行表明: 变速运行可以提高水轮机的运行效率,增加水泵运行工况下的自动调频能力,并可以通过快速调节有功功率和无功功率,提高电网系统的稳定性。目前我国尚未有此类电站,而我国水力资源丰富,大力推广这种技术,对经济环保意义重大。
1可变速抽水蓄能机组工作原理
可变速抽水蓄能机组系统结构如图1所示,该系统主要由水泵水轮机、发电电动机、变频器和控制装置组成[3]。水泵水轮机是系统的负载或原动机,自带机械调速器。发电电动机为双馈感应电机,可工作在发电和电动状态下。当电机转子旋转频率f1变化时,控制励磁电流频率f2保证定子输出频率f不变,即f = f1+ f2,实现电机的变速恒频运行[4]。变频器为发电电动机提供交流励磁,考虑到功率,一般采用循环变流器。控制装置用于产生功率和速度给定信号,分别用于控制变频器和导叶。
2抽水蓄能机组的控制策略
2.1总体控制方案
总体控制方案如图2所示。 频率调节器根据电网频率的变化产生控制信号,并与功率给定信号叠加形成总功率给定信号,然后该信号和功率反馈经功率调节器后产生转子电流给定信号, 转子电流给定信号经过循环变流器产生三相功率输出作用于电机[5]。转子电流发生变化,导致电机转速改变。根据当前的总功率给定信号产生最优的转速给定信号,经过水力放大器调节导叶,使转速最优,并提高电机效率。
2.2发电电动机的控制策略
发电电动机采用双馈电机,其按定子磁链定向的数学模型如式( 1) 所示。
式中udr、uqr为转子电压d、q轴分量,idr、iqr为转子电压d、q轴分量,Rr为转子电阻,ωs为同步角频率 ωs= 2πf,Lr为转子电感, Ls为定子电感,rs为定子电阻。
从式( 1) 可以看出,在定子磁势保持不变的情况下,电磁转矩只与转子电流q轴分量有关。定子磁链 ψs仅由idr产生,而与iqr无关,ψs与idr之间的传函为一阶惯性环节,和直流电机惯性一致[6]。由坐标变换理论和双馈电机矢量控制理论可将电机的有功功率P和无功功率Q用dq坐标系上的分量表示。
由于uds= 0,uqs= Us,故有:
式中Us为电网额定电压,ids、iqs为定子电压d、q轴分量。
由式( 2) 可知,发电机定子侧有功功率P与iqs成正比,而无功功率Q与ids成正比[7]。因此,定子电流有功分量和无功分量都是通过转子电压实现控制的,由于转子电压udr、uqr彼此独立, 从而可以单独对ids和iqs进行控制。
由上述分析可得发电电动机的功率控制原理如图3所示。 整个系统采用双闭环结构,外环为功率环,内环为电流控制环。
2.3基于循环变流器的励磁控制
循环变流器相电流控制模块如图4所示,主要包含电流调节、模拟量采样、基波提取、断续补偿、零电流检测、无环流逻辑、 同步信号检测和触发等部分。对于三相电流控制,使用三个相电流控制模块,每个模块控制一相。
3仿真研究
为了验证控制策略的可行性,进行了MATLAB的仿真研究, 仿真模型中电机的额定功率为300 MW,额定电压18 k V,频率为50 Hz,定子电阻标幺值为0. 038 4 pu,定子电感标幺值为0. 18pu,转子电阻标幺值为0. 038 5 pu,转子电感标幺值为0. 18 pu,互感标幺值为1. 7 pu。仿真步长为5微秒[8]。
3.1电动状态
可变速抽水蓄能机组在电动状态下的仿真如图5所示。
仿真在0. 6 s时发出增加吸收有功功率的斜坡给定,给定最大为额定功率的50% 。从图5( b) 可以看出,实际有功功率可以较好的跟随给定。从图5( a) 和( d) 可以看出,在给定发出的初期,有功功率导致电动机转速升高,同时励磁电流的频率跟随转速变化。速度调节器控制导叶的开度增加机械功率,保证速度调节在给定值。在1 s时施加无功功率斜坡给定,给定最大为额定功率的40% ,从图5( b) 和( c) 可以看出,本文仿真模型可以实现有功功率和无功功率之间的独立控制。在1. 2 s时施加转速斜坡给定,给定最大为额定转速的10% ,从图5( a) 和( b) 可以看出, 转速和有功功率之间可以独立控制。
从仿真可以看出,交流磁链机组在电机电动状态下可以实现变速恒频运行,具有较快的功率响应速度,可实现负荷的快速调节,进行实现电网频率调节,此外电机转速可以运行在最佳工作点,提高了系统运行效率。
3.2发电状态
可变速抽水蓄能机组在发电状态下的仿真如图6所示。
仿真在0. 6 s时发出增加输出有功功率的斜坡给定,给定最大为额定功率的50% 。从图6( b) 可以看出,实际有功功率可以较好的跟随给定。从图6( a) 和( d) 可以看出,在给定发出的初期,有功功率导致电动机转速降低,同时励磁电流的频率跟随转速变化。速度调节器控制导叶的开度,保证速度调节在给定值。 在1 s时施加无功功率斜坡给定,给定最大为额定功率的40% , 从图6( b) 和( c) 可以看出,本文仿真模型可以实现有功功率和无功功率之间的独立控制。在1. 2 s时施加转速斜坡给定,给定最大为额定转速的10% ,从图6( a) 和( b) 可以看出,转速和有功功率之间可以独立控制。
4实验研究
为了进一步验证控制策略的可行性,搭建了实 验平台,采用了基 于VME总线“DSP + FPGA”的控制系统。 。
图7( a) 为恒转矩负载时的实际转子电流 波形,从图中可以 看出,负载转矩不 变时,转子电流的幅值保持不变,随着电机 转速的升高,转子电流 的频率也升高。图7( b) 为控制系统内部的电流 给定 ( 通道A) 和反馈波 形( 通道B) ,反馈波形经过了滤波处理。从图中可以看出,反馈电流可以很好的跟踪给定。
5结束语
本文对循环变流器励磁的可变速抽水蓄能机组控制系统进行了研究。搭建了仿真模型,从仿真结果可以看出,交流磁链机组在电机电动和发电状态下均可以实现变速恒频运行,具有较快的功率响应速度,有功功率、无功功率和转速均可独立调节。搭建了实验平台,实现了电机的转子电流控制,实验结果表明循环变流器可以准确的控制转子的电流。
摘要：对循环变流器励磁的可变速抽水蓄能机组控制系统进行了研究,阐述了总体控制方案、发电电动机的控制策略和基于循环变流器的励磁电流控制原理。仿真结果表明,交流磁链机组在电机电动和发电状态下均可以实现变速恒频运行,具有较快的功率响应速度,有功功率、无功功率和转速均可独立调节。搭建实验平台,实现了电机的转子电流控制,结果表明循环变流器可以准确地控制转子的电流。
变速机组 篇4
近年来,风力发电在世界范围内发展迅猛。应对能源紧缺和环境恶化的现状,世界各国都在制定开发和利用风能的政策。风力发电环境友好、技术成熟、可靠性高、成本低且规模效益显著[1]。以德国、丹麦、西班牙和美国等为代表,全世界风电装机容量以每年递增30%的高速增长。作为增长最快的可再生能源,风力发电是未来基于可持续发展和零污染电能的希望[2]。目前,国外已投入运行的风电机组最大单机容量为5 MW,由德国Repower风机制造商制造,更大容量的7.5 MW的机组也已处于试运行阶段。丹麦规划到2030年,风力发电将占总发电装机的50%,其中海上风电场装机容量占67 %;德国计划到2050年,风电将占总发电量的50 %[3]。国内风电产业起步较晚,但顺应国际趋势,发展前景良好,并网风力发电装机容量居世界第10,亚洲第3。2006年我国首台自主知识产权1.5 MW风电机组正式出厂。2006年底,我国已建成约80个风电场,装机容量达230万kW,比2005年新增装机容量100多万kW,增长率超过80 %[4]。国家发改委已明确提出风电发展的规划目标:2015年全国风电装机容量达到1 500万kW,2020年达到3 000万kW。据世界风能协会预计,到2020年风力发电可提供世界电力需求的12%[5]。
目前我国的风电场装机绝大多数是恒速恒频机组。而国外风电领域,变速恒频机组已经成为主流,以双馈风电机组为主[6,7,8,9],其控制技术相对比较成熟,研究的热点在于大规模风电场与电网之间的协调控制[10,11,12,13,14]。
采用变速恒频双馈风电机组在实现变速恒频的同时,减小了变频器的容量,实现了有功、无功功率的灵活控制,而且可调节电网的功率因数,提高系统的稳定性[15]。为了更大规模地利用风能,发挥其规模效益,国内风电场也开始了恒速恒频机组向变速恒频机组的过渡。过渡中大规模风电并网可能遇到的各种问题会凸显出来,惟有解决了这些问题,才能进一步出现以变速恒频机组为主、恒速恒频机组为辅的格局。所以,现阶段研究既含有恒速恒频机组又含有变速恒频机组的风电场并网运行具有重要的现实意义。变速恒频风电技术与恒速恒频风电技术相比要复杂得多,关键在于需要一整套复杂的控制系统。国内风电专家和学者对变速恒频双馈风电机组控制系统的研究越来越重视,成为当前的研究热点之一。随着风电领域各种新技术和新理论的出现,作者对双馈风电机组的控制策略进行了较全面的总结。本文从分析变速恒频双馈风电机组的运行特点出发,探讨了基于各种控制器的空载并网控制策略和各种励磁控制方式,最后进行了总结并指出大规模利用风电的关键在于控制理论与技术的发展。
2 变速恒频(VSCF)双馈风电机组的工作原理
2.1双馈电机的变速恒频运行的基本原理
VSCF风力发电机组主要有风力机、增速箱、双馈发电机、双向变流器及其控制器和变浆距机构组成,其原理框图如图1所示。
双馈发电机的定子绕组接电网,转子绕组外接转差频率电源实现交流励磁[16]。双馈发电机随风速在不同的转速下运行,使风力机的运行始终处于最佳状态。当电机的负载和转速变化时,通过控制馈入转子绕组的电流,不仅能保持定子输出的电压和频率不变,而且还能调节发电机的功率因数。根据异步电机定、转子绕组电流产生的旋转磁场相对静止的原理,转速与定、转子绕组电流频率的关系如下:
f1=pn/60±f2 (1)
式中:f1,f2,n,p分别为定子电流频率、转子电流频率、发电机的转速和极对数。
由式(1)可知,当转速n发生变化时,若调节f2相应变化,可使f1保持恒定不变,即与电网频率保持一致,实现风力发电机的VSCF控制。当风力发电机处于亚同步速运行时,式(1)取正号;当风力发电机处于超同步速运行时,式(1)取负号;同步速运行时,f2=0,变流器向转子提供直流励磁电流[17,18]。
2.2 实现双馈风电机组控制目标的3个阶段
变速风力发电机受到两个基本限制,即功率限制和转速限制。变速恒频风电机组控制主要是对双馈电机转子励磁电压的控制和风力机叶片浆距角的控制,目标是使风电机组机械部分与发电机电气部分配合,达到提高风能利用效率及电能质量的目的。风力发电机组的控制按照风速分为启动、额定风速以下及额定风速以上3个阶段[19,20]。空载并网控制以及额定风速以下的机组控制主要由转子电压调节实现,表现为对变频器的控制;额定风速以上的机组控制主要由浆距角调节实现。
3 变速恒频双馈风电机组空载并网控制策略
风力发电机并网条件是发电机输出电压和电网电压在幅值、频率以及相位上相同。并网之前应对发电机的定子电压进行调节,当满足并网条件时进行并网操作,并网成功后从并网控制切换到最佳风能追踪控制。实现变速恒频双馈风电机组无冲击电流并网技术对其顺利并网至关重要。目前,变速恒频风力发电机组的并网方式主要有空载并网,带独立负载并网和孤岛并网。本文仅对当前的研究热点空载并网控制策略进行探讨。
3.1 基于PI控制器的空载并网控制
文献[21]基于m-t坐标系中发电机空载数学模型提出了定子磁场定向下发电机空载并网控制策略。为了使发电机输出电压满足并网条件,必须通过对参考值i*m2和反馈值im2的误差进行PI调节而求得转子参考电压u*m2,进而求得变频器的控制指令[22,23]。在设计PI控制器时,所用参数为转子电阻和转子两相绕组的自感,因发电机在运行过程中由于磁路饱和将会引起电感变化,温升将会引起电阻的变化,这必然会降低PI控制器的控制性能,导致发电机输出的定子电压偏离实际的并网要求。
3.2 基于模糊控制器的空载并网控制
文献[24]针对风力发电机转速提高的不可预见性,提出了风力发电机并网的模糊控制技术。运用模糊算法,把风速、转速、电流、电压等4种传感器的信息融合起来,确定隶属度函数用模糊量来表示各个参量的变化,得到的控制曲线不会出现因参量处于临界点而引起的不稳定振荡,提高了控制精度,因而提高了并网成功率。
3.3 基于自抗扰控制器的空载并网控制
文献[25]将矢量控制技术与自抗扰控制器(ADRC)结合起来应用于双馈发电机空载并网控制上,得到了一种新型的并网控制策略,不需要精确电机参数就可以实现并网。在电机参数变化情况下,基于ADRC的并网控制算法的并网电流小,没有超调和静差,性能优于基于PI控制器的控制算法,更容易实现并网。
4 变速恒频双馈风电机组励磁控制策略
变速恒频双馈风电机组采用交流励磁,良好的调节特性、运行的灵活性及可靠性需要能充分发挥电机运行特点的励磁控制系统。在最大风能追踪过程中,当风速一定时,要保持风能利用系数Cp=Cpmax的最佳转速运行。通过调节发电机的有功功率来改变其电磁阻转矩,可以调节机组转速。因此,发电机有功功率和无功功率的独立调节是风电机组变速运行控制的关键。
4.1 变速恒频双馈风电机组矢量励磁控制
采用标量控制,由于定子端口有功功率、无功功率计算复杂,不仅控制性能的动态特性较差而且不利于数字实现,难以实现有功功率和无功功率的独立调节。通过矢量变换能够实现有功功率和无功功率的独立调节。
4.1.1 基于气隙磁场定向的矢量控制技术
采用同步dc,qc坐标轴系,将dc轴与气隙磁场相量重合。由于定子电压恒定,近似认为气隙磁通保持不变,推导出双馈电机稳态下有功、无功解耦的励磁控制模型:
其中,励磁电压和励磁电流的关系如下:
通过调节转子电流的转矩分量irq,可以调节定子输出有功功率;控制转子电流的励磁分量ird,可以调节定子输出无功功率。由于在推导中忽略了定子漏阻抗和转子漏感的影响,同时近似地认为气隙磁链为常数[26],这导致了励磁控制模型精度下降。另外,在实际控制系统中要准确做到气隙磁场的定向不容易,往往要增加控制系统的复杂性。故在当前的双馈机组分析中,该励磁控制模型应用得很少。
4.1.2 基于定子磁链定向(SFO)的矢量控制技术
为了实现d-q轴变量之间的解耦,采用定子磁链定向,使以同步速w1旋转的坐标轴d与定子磁场矢量相重合。在电网频率f恒定的条件下,保持电压Um为恒值即可实现定子磁场定向[26],Ψsd=Ψs,Ψsq=0,Ψs=Ψsd+j0 。解耦的有功和无功分量方程如下:
获得实现P,Q独立可调的d-q坐标系中转子分量电压表达式后,通过2/3旋转变换可获得发电机转子三相电压来控制变频器,产生所需的励磁电压。
该励磁控制模型精度较高,由于定子频率为恒频,使得在推导过程中忽略定子电阻不会带来较大的误差,并且以定子磁场定向时,控制系统可以变得较为简单。但由于假设定子电压理想,即频率与电压幅值恒定,且不考虑定子励磁电流的动态特性[27,28],该系统仅在正常运行条件下动态响应较好,当电网发生故障时,动态响应变差。文献[29]考虑了定子电压变化的动态过程,建立了适合电网故障分析的控制模型,提出了新型的SFO控制策略,通过仿真DFIG在外部电网故障影响下的动态特性,验证了其有效性。
4.1.3 基于定子电压定向(SVO)的矢量控制技术
假定正常运行的DFIG定子电压恒定[30],采用定子电压控制,有Vsd=|Vs|,Vsq=0,Vs=Vsd+j0。解耦的有功和无功分量方程如下:
由于未考虑解耦电路的细节,系统的暂态响应不佳。
文献[31]以DFIG的精确数学模型为依托,提出了DFIG定子电压定向矢量控制改进方案,考虑了Vs和Ψs的动态过程,在原来控制器的基础上计及定子励磁电流变化的补偿量,并对解耦电路进行了必要的修正,大大提高了外部电网电压故障时对转子电流的有效控制,从而提高了DFIG的不间断运行能力。但对转子电流的有效控制是以增大转子输入电压为代价的,直流母线电压的波动没有明显的改善。同样以改善电网故障下转子过电流、提高DFIG持续运行为目的,文献[32]在基于SVO建立DFIG数学模型前提下,把内模控制引入转子电流控制器的设计中,获得了充分的解耦性能和对错误已知参数的良好鲁棒性,无论是正常运行还是故障运行,均优于传统SVO控制中所用的PI控制器。
4.1.4 基于转子磁链定向的矢量控制技术
把参考坐标系的d轴放在转子磁链矢量Ψ2的方向上,可以建立m-t坐标系下的励磁控制模型[33]。电机的转矩可以表示为
控制d轴电流可保持磁链Ψrd恒定,只需控制q轴电流就可以调节转矩Te,实现控制转速和磁链的目的。
4.1.5 基于电网电压定向的矢量控制技术
文献[34]通过建立控制变量的动态方程,提出了基于无穷大电网电压定向的双馈发电机励磁控制策略。该策略不需要转子电流的测量和转速的反馈信号,一定程度上简化了控制系统的复杂性,具有较好的动态品质和动态跟踪能力。取无穷大电网电压矢量的方向为d轴,双馈发电机定子端向系统输出的有功、无功计算表达式为
对双馈发电机有功、无功的调节,可通过对转子励磁电压控制,定子电流d-q轴分量的调节来实现。
4.2 变速恒频双馈风电机组直接转矩控制
与矢量控制相比[35],直接转矩控制(DTC)避免了复杂的坐标变换,减少了对电机参数的依赖性,简单地通过检测电机定子电压和电流,借助瞬时空间矢量理论计算转子磁链从而控制电机的电磁转矩,并根据与给定值比较所得误差,实现转速控制。文献[36]采用DTC控制DFIG,基于要求运行的功率因数计算转子磁链的参考值,基于估计的转子磁链的位置、转矩和转子磁链的误差选取开关矢量。然而问题在于DFIG参数的变化会严重影响转子磁链估计值的精度,且转子磁链参考值的计算也存在同样的问题。
4.3 变速恒频双馈风电机组直接功率控制
文献[37]提出了一种新的双馈风电机组励磁控制策略——直接功率控制(DPC)。通过选择合适的转子侧电压矢量来直接控制定子侧的有功和无功功率,实现对有功功率和无功功率的独立调节。此方法只需估计定子磁链的值从而避免了DTC中对转子磁链值的估计,而后者是比较困难的。更重要的是,DPC所唯一需要的机组参数——定子阻抗对系统性能的影响是可以忽略的。在运行条件和机组参数变化的情况下,仿真结果验证了DPC控制策略的有效性和鲁棒性。但DPC在电网故障条件下的控制性能如何,还没有文献涉及,需要进一步研究。
5 结论
由上述内容,可以得出以下结论:
1)目前,双馈风电机组控制策略研究以机理建模和矢量控制为主,但充分考虑发电机的非线性以及参数的时变性,具有抑制参数变化、扰动和各种干扰的控制策略会得以应用;
2)智能控制理论及智能控制器很快向风电领域移植,发展迅猛;
3)下一阶段的研究重点是对风电场与含风电场的电力系统的协调控制。比如,电网故障情况下,如何实现风电机组的不间断运行以提高电能质量;
4)深入地研究风电控制技术以及含有大型风电场的电力系统控制技术,使两者有机地结合是大规模利用风电的关键,需要风电领域的专家和学者孜孜不倦地研究和探索。
变速机组 篇5
传统的能量调节方法有滑阀调节和变速调节, 其中滑阀调节原理如下:滑阀调节螺杆压缩机在转子高压侧设置了一个能轴向移动的滑阀, 通过其轴向移动, 改变螺杆的有效工作长度, 使负荷在10%~100%之间调节。当滑阀与固定端紧密接触时, 基元容积Vc充气量最大, 由吸入端吸入的气体经压缩后全部排出, 负荷为100%;当滑阀向排气端移动时, 滑阀后缘与固定端形成一个与吸气端相通的泄逸通道, 使螺杆有效长度变短, 基元容积将减至Vb, 排气量减少, 相对的制冷量也减少, 从而达到负荷调节的目的。采用滑阀调节螺杆压缩机虽可实现负荷的无级调节, 但随负荷的减少, 机组的COP (性能系数) 也将下降。机组COP随负荷的变化用SCOP (相对性能系数) 表示, 随负荷的减少, SCOP逐渐降低, 尤其在10%~60%负荷时, 下降明显。所以采用滑阀调节螺杆制冷压缩机负荷, 当输气量低于额定输气量的50%时, 因螺杆有效长度较短, 内压比降低较多, 使等容压缩到排气压力的附加功耗较大, 虽然负荷降低了, 但功耗下降并不明显, 致使机组效率陡降。所以滑阀调节螺杆压缩机在部分负荷工作时是不经济的。
变速调节螺杆压缩机的原理如下:螺杆制冷压缩机输气量与转速成正比, 改变压缩机转速可达到调节输气量目的。但转速的变化会影响机组的相对泄漏量及摩擦损失功, 进而影响螺杆制冷压缩机效率。在转速较低时, 因泄漏导致的容积效率和绝热效率的下降量陡增。高转速时, 泄漏对效率的影响较小, 在2 000~6 000r/min范围内, 容积效率和绝热效率变化很小。这是因为转速较高时, 压缩机的容积流量增大, 体现在效率曲线上为绝热效率的增加。但随着转速的增加, 又引起摩擦损失功率的增加, 造成机械效率下降。所以, 总的看来, 随着转速的增加, 转速对效率的影响将逐渐减少。也就是说, 在一定转速范围内, 转速变化对泄漏量的影响很小。故在该范围内采用转速调节制冷量时, 压缩机功耗的下降将与负荷的减少成正比, 可使机器保持较高的效率和优越的性能。所以在该转速范围内用变速法调节负荷是非常经济的。但每台螺杆压缩机都有其自身的最佳转速, 过分低于最佳转速, 效率将大为下降。同时, 电机的调速也有其变速范围, 过低的转速亦会使电机工作不稳定, 效率降低, 故变速调节只适用于60%~100%负荷范围内的调节。
一、项目概况
项目所在地位于广西, 需要建成冻结牛皮的三层平网隧道, 隧道内温度为- (2±2) °C, 进货温度为25~30°C, 出货温度为0~4°C, 客户需求冷量为200k W, 蒸发温度为-11°C, 冷凝温度为+35°C。选用台湾“复盛”公司的螺杆压缩机, 型号为SRL140B-MP, 数量3台, 其中一台为变速调节螺杆压缩机, 另外两台为滑阀调节螺杆压缩机。该项目于2010年4月投入使用, 每天工作2个班次, 每班次10h。其制冷系统示意图如图1所示。
二、机组自动控制原理
该系统主要由ABB变频器、三菱PLC、A/D、D/A、施耐德接触器、复盛压缩机等组成控制系统。其自动控制原理如图2所示。
如图2所示, 系统运行时先加载变速调节螺杆压缩机, 使其在60%~100%负荷范围内调节。如果负荷在上升, 可以选择其余2台滑阀调节压缩机中运行时间短的进行加载, 并使其在短时间的加载完成后工作在100%负荷, 然后根据负荷调节变速调节压缩机在60%~100%负荷范围内调节。如果负荷在增加, 再选择滑阀调节压缩机中运行时间最短的进行加载, 并使其在短时间的加载完成后工作在100%负荷。在负荷减少时, 先卸载变速调节的压缩机到60%负荷, 如果负荷继续减少, 选择运行时间最长的滑阀调节螺杆压缩机进行卸载;如果负荷还在减少, 最后卸载变速调节螺杆压缩机, 直至停机。根据以上的调节方式, 可以使机组负荷在20%~100%的范围内实现无级调节。
注:1—油分;2—止回阀;3—蒸发冷;4—储液器;5—过滤器;6—截止阀;7—滑阀调节螺杆压缩机;8—截止阀;11—电磁阀;12—过滤器;13—球阀;14—截止阀;15—止回阀;16—过滤器;17—截止阀;18—变速调节螺杆压缩机;20—视油镜;21—油流量开关;22—球阀;25—油泵;26—吸气集管;27—热力膨胀阀;28—冷风机;29—截止阀。
三、变速调节的数学模型
针对变速调节螺杆压缩机负荷的调节速度, 笔者建立了全新的数学模型进行控制。该数学模型即y=f (X) , 式中, X=吸气压力测量值与吸气压力设定值之间的差值, y=变速调节螺杆压缩机调节速度。PLC实时测量吸气压力, 并实时将吸气压力测量值和吸气压力设定值之间进行差值计算, 然后根据数学模型, 计算出变速调节压缩机的调节速度。比如:设定压力为3.5bara, 测量压力为4.5bara, 根据函数计算出来的调节速度为5, 那么变频器就可以通过PLC控制, 按照每秒增加5Hz的频率进行加载;如果测量压力变为3.6bara, 根据函数计算出来的调节速度为1, 那么变频器就可以通过PLC控制, 按照每秒1Hz的频率进行加载;同理可进行卸载。采用这种建立数学模型的控制方式可将速冻隧道温度控制在±0.6K的范围内。
四、采用电磁阀组作为节流阀
热力膨胀阀及机械式调节阀在制冷和空调行业广泛地被用于过热度及制冷剂流量的控制。但是随着系统对能效比、温度控制、操作范围等方面的要求不断提高, 近年来国外普遍采用电子膨胀阀。
我国企业目前普遍采用热力膨胀阀作为节流阀, 只有部分企业使用电子膨胀阀。与热力膨胀阀相比, 电子膨胀阀具有过热度控制精确、变负荷和工况适用性好、控制灵敏度高、机组启动阶段瞬态流量控制性能优越等优点。
河南千年冷冻设备有限公司在工程项目中应用了电子膨胀阀和热力膨胀阀。从提高系统的能效比、对过热度控制的精确性等方面考虑, 电子膨胀阀有很大的优点, 但是电子膨胀阀价格昂贵、配件繁多 (需要阀体、控制器、显示器、温度传感器、压力传感器等) 。并且在使用过程中还发现, 由于电子膨胀阀对步进电机的控制采用的是开环控制, 阀体容易出现丢步。比如, 根据过热度信号, 需要产生200个脉冲来关闭阀体, 但是由于丢步, 需要采用240个脉冲关闭阀体。而电子膨胀阀在发出200个脉冲后, 就认为已经关闭了膨胀阀, 这个时候膨胀阀阀体就有可能出现关闭不严的情况, 导致制冷剂灌入蒸发器, 在开机时容易形成湿压缩。
本系统打破了热力膨胀阀或电子膨胀阀作为节流阀的传统, 采用电磁阀组作为节流阀。将压力传感器和温度传感器放在蒸发器出口处, 温度传感器传回的数据在PLC里面被定义为回气温度Th, 压力传感器传回的数据在PLC里面被定义为蒸发压力Pe, 蒸发压力Pe对应的温度被定义为蒸发温度Te, 回气温度Th减去蒸发温度Te, 即是由PLC计算的过热度。通过PLC控制不等数量的冷量的电磁阀组的开启, 从而达到对蒸发器过热度的控制。该方式首先在速冻隧道上面进行应用。此前, 在采用其他方式作为节流阀时, 速冻隧道温度从+25°C降到-35°C需要30~40min左右;采用新方法后, 其降温时间缩短到14~16min, 节能效果显著。
五、项目创新之处
1. 将滑阀调节螺杆压缩机和变速调节螺杆压缩机并联, 避免了滑阀压缩机在部分负荷下的不经济运行, 集成了滑阀压缩机在满负荷时节能和变速调节压缩机在部分负荷时节能的优点, 实现了机组的节能控制。
2. 建立了数学模型y=f (X) (X=吸气压力测量值与吸气压力设定值之间的差值, y=变速调节螺杆压缩机调节速度) 。根据此数学模型, 可以计算出变速调节压缩机的调节速度和并联机组的加载和卸载的速度, 据此可以避免压缩机频繁启动, 达到节能和提高设备可靠性的目的。
3. 打破传统的热力膨胀阀或电子膨胀阀作为节流阀的传统, 采用电磁阀组作为节流阀, 控制蒸发器出口的过热度。
六、结论
变速机组 篇6
在传统混合推进系统中, 主柴油发电机通过变速箱轴系直接驱动螺旋桨, 同时拖动轴带发电机发电[1,2]。为保证船舶电力系统中电压和频率的稳定, 主柴油机的转速必须保持恒定, 从而降低了推进系统的效率和性能。
变速恒频轴带发电机组系统是指:在传统轴带发电机和船舶电力系统之间添加输出电压和频率可控的电力电子变流器装置。研究者采用变速恒频轴带发电机组系统的新型混合推进系统, 将机械推进和电力推进有机结合在一起, 从而使主柴油机和轴带发电机可以分别单独驱动螺旋桨, 或者同时驱动螺旋桨, 以适应不同工况下的系统需求[3,4,5]。新型混合推进系统保证可以在保持电力系统电压与频率恒定条件下灵活地调节主柴油机的转速, 从而提高推进系统的效率和整体性能。
变速恒频变流器是新型混合推进系统的核心控制设备, 而监控系统则是工程人员监控推进系统中电机、变流器等各种设备的运行状况并对其进行有效控制的关键设备之一[6,7,8,9,10]。
本研究首先介绍变速恒频轴带发电机组系统的架构及其工作模式, 接着讨论该系统中基于CAN总线的监控系统的研制。
1 系统架构及其工作模式分析
1.1 系统架构
变速恒频轴带发电机组系统的一个突出优点是可以实现能量的双向流动, 新型混合推进系统能流图如图1所示。
主柴油发电机 (Diesel Generator, DG) 为推进系统提供主要的动力, Load为螺旋桨负载, 柴油发电机、轴带发电机 (Shaft Generator, SG) 和螺旋桨负载通过变速箱 (Gear) 轴系连在一起。Grid为辅助发电机组构成的船舶微电网系统。微电网与轴带发电机之间的变流器 (Converter) 采用背靠背变流器拓扑结构, 由两个三相全桥变流器组成, 以实现系统要求的“轴带发电机能够工作在发电和电动两种状态”, 从而实现能量的双向流动。
1.2 工作模式分析
变速恒频轴带发电机组系统可以增大柴油机和螺旋桨的调速范围, 提高系统效率, 有效地解决了船舶短时间内工况多变和输出较大功率的需求。该系统主要有以下4种运行工作模式:
(1) 联合推进模式。当船舶全速前进时, 能量从微电网流向轴带发电机, 能流图如图2所示。此时轴带发电机在电动状态下运行, 与主柴油机一起通过变速箱拖动螺旋桨运转, 在该模式下系统可以获得最大的输出功率。
(2) 单独推进模式。当船舶低速航行或者在港口等待时, 系统关闭主柴油机, 能量从微电网流向轴带发电机, 能流图如图3所示。此时, 轴带发电机工作在电动状态、单独拖动螺旋桨旋转。这种模式可以减少主柴油机的运行时间, 延长主柴油机的寿命, 并且减少废气排放。
(3) 发电模式。当船舶恒速或常速航行时, 主柴油机通过变速箱轴系拖动螺旋桨, 同时拖动轴带发电机发电, 实现与船舶微电网并网运行, 能流图如图4所示。轴带发电机发出的电能经变流器恒压与恒频处理后并入微电网, 因此微电网电压和频率不受主柴油机的转速变化影响, 可以实现系统在给定速度下效率最高。
(4) 空转模式。在该模式下变流器断开与轴带发电机的连接, 柴油发电机单独推动螺旋桨, 并拖动轴带发电机空转, 能流图如图5所示。
2 监控系统设计
监控系统通过CAN总线通信实现对现场设备的运行状态监测、参数采集处理、工作模式切换以及报警等功能, 并通过Profibus总线与推进系统的上位机通信, 完成现场设备的状态参数上传和指令接收。
2.1 硬件设计
由于变速恒频轴带发电机组系统现场设备复杂, 需要采集、显示和管理的参数较多, 本研究设计的监控系统硬件结构原理框图如图6所示。
DSP-1, DSP-2—变频器控制芯片;DSP-3—监控系统专用控制芯片;单向信号线—数据只能单向传输;双向信号线—数据可以双向传输。
为满足系统控制要求, 控制芯片统一采用TI公司的DSP芯片TMS320F28335。28335的主频可达150 MHz, 采用哈佛流水线结构, 能够快速执行中断响应。同时集成了浮点运算单元, 运算精度高, 可用C/C++语言实现复杂的数学算法, 并且集成了增强型的通用外设接口, 包括CAN、SCI、SPI、I2C等通信接口, 可方便地实现与其他集成芯片之间的通信。
液晶模块采用5 V供电, 分辨率为320×240, 可以同时显示数字、字母、汉字、图像等内容。驱动芯片为RAi0公司的RA8835P3N, 该芯片采用8位并行数据接口。由于显示模块对速度的要求并不太高, 为了减少DSP接口使用量, 数据由一个DSP通用I/O口串行输出, 然后经过HCF4094BM1转换为并行数据传递给液晶模块进行处理。
由于变速恒频轴带发电机组是新型混合推进系统的核心部分, 系统的各种参数及故障历史的保存对于系统的工况检查、故障维护有着至关重要的作用, 本研究采用16 Mbit的Flash存储芯片AT26DF161A来保存系统的基本参数、历史故障以及液晶屏显示字库等数据。AT26DF161A的通信接口采用SPI接口, 供电电压范围为2.7 V～3.6 V, 可采用DSP的I/O口供电电压3.3 V, 因此可以直接与DSP的SPI模块进行数据通信, 不需要电平转换。该芯片支持块数据擦除, 擦除4 KB的时间仅需50 ms, 记录一个Byte的时间仅为7μs, 能够实现数据的快速读取和写入, 从而提高了系统的实时性。
时钟显示是液晶显示中最基本的功能, 不仅能在线显示时间, 而且有利于故障记录的保存和调取。监控系统采用常用的时钟芯片DS1302Z, 其供电电压范围为2.0 V～5.5 V。为了保证时钟芯片的正常供电, 时钟芯片采用监控板上的5 V供电和锂电池3 V供电两路供电回路, 这样可以保证系统断电时DS1302Z的也能正常工作。DSP通过一路ADC来检测锂电池的电量, 当锂电池电量不足时, 系统通过液晶显示模块给出报警信息, 提醒用户更换电池。
外接键盘采用包括上、下、左、右、进入、退出6个按键的薄膜面板, 可以很方便地实现参数设置、命令输入、菜单切换等功能。薄膜面板可以直接覆盖到液晶模块上面, 操作简单方便。
与一般的通信总线相比, 采用CAN总线的数据通信具有突出的可靠性、实时性和灵活性, 因此监控系统与变频器间的通信采用CAN总线。由于DSP芯片内部集成了CAN通信模块, 本研究只需添加CAN总线数据收发器即可与CAN总线网络上其他设备进行通信。CAN数据收发器采用TJA1050, 符合ISO 11898标准, 而且不上电时总线呈现无源特性。
上位机网络通信采用Profibus通信协议, 为了实现监控系统和上位机之间的通信, 本研究利用DSP的SCI接口连接一个协议转换模块, 然后接入上位机通信网络, SCI通信芯片采用常用的MAX485通信芯片。
2.2 软件设计
监控系统需要对现场控制系统的各种运行参数以及各个设备的状态进行实时采集和显示, 并对异常状态进行报警和处理。系统菜单设计采用模块化设计, 以便于编程和调用。主程序及中断子程序流程图如图7所示。
系统初始化包括DSP的系统时钟、中断、定时器模块、CAN模块、SCI模块、SPI模块及通用I/O口的初始化、时钟芯片初始化、液晶模块初始化等内容。
主界面显示是系统正常工作状态的界面, 显示内容包括各个设备运行状态、主要的运行参数、实时时间等内容。
按键扫描和菜单处理主要是对系统界面上的相关命令进行操作, 包括系统运行模式切换、系统起动、系统停机、系统复位、详细运行参数显示、参数设置、故障显示、故障历史记录查询等内容。
系统状态及参数更新包括系统设备状态、运行参数、时间的实时更新, 对新设置的参数、系统故障等数据的保存等内容。
电池电量检测主要对锂电池的电量进行A/D采样计算, 当电池电量低于2.2 V时, 系统给出报警信号, 在主界面上显示电池闪烁图标, 提醒用户更换电池。
由于系统主回路控制部分采用背靠背结构的三相全桥变流器分别由两块DSP芯片控制, 为保证数据通信的稳定性, 监控板配置1#邮箱接收电机侧变流器控制芯片DSP-1发送的数据, 2#邮箱接收电网侧变流器控制芯片DSP-2发送的数据, 在CAN接收中断子程序中实现数据的接收和处理。
3 结束语
本研究基于变速恒频轴带发电机组系统设计的监控系统, 不但可以实现对系统运行状态和参数的实时显示, 而且可以设置系统工作参数、切换工作模式, 在故障状态下实现报警和紧急保护。
该监控系统接口电路小巧方便, 节省空间, 界面交互性好, 便于安装和调试, 同时模块化的软件设计方法也提高了代码的可读性、可靠性和可维护性。
致谢
本研究在完成的过程中得到了南余荣教授和石健将副教授的悉心指导, 在实验平台的搭建过程中得到了师兄张平博士和师弟李荣贵的大力支持, 在此表示深深的谢意。
摘要：针对传统的船舶混合推进系统中存在效率低、污染高、工作模式单一、监控麻烦等问题, 将变速恒频轴带发电机组系统应用于新型混合推进系统, 在传统的轴带发电机和船舶微电网间添加了一个四象限变频器, 对新型混合推进系统在不同工作模式下的系统性能进行了研究;同时设计了一个监控系统, 采用TMS320F28335作为控制芯片, 与底层控制器之间采用CAN总线通信, 与上层的船舶综合信息管理平台之间采用Profibus总线通信, 显示部分采用液晶模块, 完成了系统实时控制、状态参数在线监测及命令数据传输等功能。实验结果表明, 新型混合推进系统能够在不同模式工作下稳定工作, 降低了燃油成本和污染, 提高了系统的工作效率;监控系统的人机界面良好, 操作方便快捷, 通信稳定可靠, 适合工业现场应用。
关键词：轴带发电机组,变速恒频,混合推进系统,监控系统,四象限变频器,现场总线
参考文献
[1]APSLEY J M, GONZALEZ-VILLASENOR A, BARNES M, et al.Propulsion drive models for full electric marine pro pulsion systems[J].IEEE Transactions on Industry Ap plications, 2009, 45 (2) :676-684.
[2]PENG L, LI Y D, CHAI J Y, et al.Vector Control Of A Doubly Fed Induction Generator for Stand-alone Ship Shaft Generator Systems[C]//International Conference on Electri cal Machines and Systems.Seoul:[s.n.], 2007:1033-1036.
[3]AHARON I, KUPERMAN A.Topological Overview of Pow ertrains for Battery-Powered Vehicles With Range Extend ers[J].IEEE Transactions on Power Electronics, 2011, 26 (3) :868-876.
[4]LIU Yi-jian, XUE Shi-long.Control Strategy of the Shaft-driven Generator Based on the PWM Converters[C]//201116th International Conference on Methods and Mod els in Automation and Robotics.Miedzyzdroje:[s.n.], 2011:178-181.
[5]PINNEKAMP B, HOPPE F, HEGER M, et al.Combined marine propulsion systems:optimization and validation by simulation[EB/OL].[2012-10-17].http://www.agma.org/assets/uploads/publications/12FTM08_Pinnekamp.pdf.
[6]李明, 黎菁, 段征.船舶混合动力系统的研究[J].柴油机, 2012, 34 (3) :26-32.
[7]徐靖, 孙聚川.船舶综合信息管理平台标准化技术研究[J].上海造船, 2011 (4) :50-52.
[8]王付双, 刘赟, 张孝双.基于CAN总线和以太网的新型船舶监测报警系统[J].柴油机, 2010, 32 (3) :20-23.
[9]张立忠.基于CAN总线的船舶机电设备监控系统的设计与实现[D].大连:大连海事大学自动化与电气工程学院, 2010.
变速机组 篇7
The energy,especially electric energy,has become more and more important in the 21st century China.However,the development of electric industry has been seriously restricted by the shortage of primary energy and the expansion of traditional power plants may also increase CO2emission that consequently causes serious environmental problems.Under this situation,the exploitation of wind energy,which provides new solutions to the contradiction between economic development and environmental pollution,has been inevitable.
Before the late 1990s,most wind plant manufacturers around the world built fixed-speed wind plant systems(FSWPSs)using a multistage gearbox and a standard squirrel-cage induction generator,directly connected to the grids[1].However,the FSWPS is designed to maximum efficiency at the particular wind speed and induction generators consume reactive power when connected with grids[2].Since the late 1990s,most wind plant manufacturers have changed to variable speed wind turbines(WTs)[3].A power electronic converter is used to help generators connect with grids,as a result,much more flexible control could be implemented to achieve better performance such as tracking maximum power point and producing reactive power[2].
While more variable-speed generators are installed in wind farms(WFs),several new problems are introduced in power systems.How to evaluate the performance of power systems under high wind power penetration conditions has newly become a hot topic for researchers.This paper provides an overview to the latest research issues related to the grid integration of wind farms with variable speed wind plant systems(VSWPSs).
1 A Brief Introduction to VSWPS
Two types of VSWPSs are most commonly installed in wind farms[4].The first one uses a multistage gearbox,a relatively low-cost standard doubly-fed induction generator(DFIG)and a power electronic converter feeding the rotor winding with a power rating of approximately 30%of the rated power of the turbine.The second one uses a gearless generator system with a so called direct-drive generator,mainly to reduce failures in gearboxes and to lower maintenance problems.A power electronic converter for the full-rated power is then necessary for the grid connection.Structures of them are illustrated in reference[2].Both of them can operate under variable speed working conditions.
Advantages of VSWPS to FSWPS are significant,such as the advanced wind energy capture effectiveness,the enhancement of control flexibility and the improvement on system stability.However,the control system increases the complexity and decreases the power quality due to harmonics emission.On the other hand,the wind power fluctuation injected into grids is decided by the natural characteristics of wind speed randomization.Although VSWPS could temporarily control power fluctuation to some extent,there is still no perfect solution published to restrain power fluctuation for a long term.With the wind penetration proportion getting higher,the power fluctuation will cause much more problems.What's more,on account of new model and characteristics of VSWPS,the influence of power fluctuation also needs to be revaluated and the power delivery,plants operating and control schemes need to be redesigned.
2 Influence of Grid Integration of Wind Farms with Variable Speed Plants
2.1 System Stability
According to the classification of power system stability in reference[5],power system stability could be categorized into voltage stability,frequency stability and rotor angle stability.VSWPSs have the ability to control reactive power and decouple active and reactive power control through electronic converters.Thus,the voltage stability of power systems is improved.Besides that wind energy could be restored as rotating kinetic energy in blade and hub,and then released by VSWPSs if necessary.So the frequency stability of grids could be enhanced temporarily.Although the system stability is improved,the complexity of the whole system is increased by affiliated control system of VSWPSs.How to evaluate the impact on system stability with VSWPSs has become one of the hotspots of current wind power research.
2.1.1 Stability Model
References[6-12]develop and analyze several kinds of stability VSWPS models from different aspects.In references[6-7],a detailed dynamic model for DFIGs has been developed,and based on that the stability limitation and control parameter sensitivities are calculated and optimized under frequency domain approach.A model for a variable speed wind turbine with a permanent magnet,multi-pole and synchronous generator is developed and implemented in reference[8],which is suitable for investigations of the short-term voltage stability and ride-through capability of such wind turbines.Different types of reduced order stability models for DFIGs are discussed and compared in reference[9].In reference[10],a stability model of wind turbines with pitch control and detailed multi-body aero-elastic equations are considered.References[11-12]present a unified,modular,small-signal dynamic stability model for an induction machine-based wind farm,which could represent an arbitrary number of fixed speed,partially variable speed(doubly-fed)and variable speed induction generators based wind units in a wind farm.
2.1.2 Voltage Stability
As the beginning of this chapter mentioned,the voltage support could be provided by VSWPSs to enhance the voltage stability of grids.Besides that,the fault-ride through capability for VSWPSs is also required by system grid codes to improve the voltage stability during large disturbance.Both of the influences mentioned above are discussed in references[13-19].In reference[13],a reactive power control scheme is proposed for voltage regulation at a remote location by taking into account its operating state and limits.Reference[14]derives a steady state PQ-diagram for a DFIG and concludes that the reactive power production limitation is the rotor current limit.That conclusion is crucial for the voltage stability evaluation.Considering the DFIG is quite sensitive to grid fault,reference[15]designs a voltage control scheme to coordinate the rotor-side and grid-side converter.Under that scheme,the grid static voltage stability and the FLRT capability is improved significantly.A field-test unit is introduced in reference[16],which could generate a voltage dip at the WT terminals.The WT manufacturer is able to check the equipment works according to the design specifications fulfilling the grid code requirements and can validate the simulation models.Researches in references[17-19]present modeling,analysis and control design of DFIG-based wind turbines under unbalanced network condition.
2.1.3 Frequency Stability
References[20-24]discuss the effect on frequency stability by grid connected wind farm with VSWPSs.Reference[20]generalizes methodology to quantify the capability of providing a short-term excess active power as frequency support for different wind turbines with physical parameters in a wider range.In reference[21],authors investigate whether a degree of built-in frequency stability could be provided while incorporating dynamic demand control into certain consumer appliances.A control scheme that allows DFIGs to participate effectively in system frequency regulation is proposed in reference[22].Under this control approach,wind generators operate according to a load-reduced optimum power extraction curve such that the active power provided by each wind turbine increases or decreases during system frequency changes.A method to release the kinetic energy in the spinning wind turbine is introduced in reference[23],and it also shows that the kinetic energy in VSWPSs far exceeds the kinetic energy available in the fossil plants.A controller is designed in reference[24],which helps to reduce the frequency drop following the transient period after the loss of network generation.
2.1.4 Rotor Angle Stability
Only a few research works have been published on the rotor angle stability area because there is still no exact and accepted rotor angle concept for variable speed generators especially for DFIG.Reference[25]proposes a control scheme for DFIG named after rotor flux magnitude and angle(FMAC)which defines the angle between the rotor flux vector and the d-axis of the reference frame as rotor angle.In reference[26],a power system stabilizer(PSS)is designed according to the rotor angle concept mentioned above.The simulation result presents that DFIGs employed with PSS contribute to power system damp.
2.2 System Reliability
It is necessary and important to analyze grid reliability due to the wind power fluctuation before a wind farm is built.Compared with FSWPSs,VSWPSs allow wind turbines to work above rated wind speed.Therefore the reliability model for generators is updated.References[27-31]are concerned with the modeling,algorithm and the evaluation method of reliability.References[27-28]develop a simplified wind power generation model for DFIGs which contains a six-step wind speed model applicable to multiple geographic locations and adequate for reliability evaluation of power.This model can be used in the conventional generating system adequacy assessment utilizing analytical or Monte Carlo state-sampling techniques.Research[29]compares four representative population based intelligent search algorithms with traditional Monte Carlo simulation methodology on power systems reliability assessment with wind power fluctuation.In reference[30],the offshore wind farm reliability is assessed and a list of factors that highly influence offshore WF generation is presented based on the assessment result.In reference[31],bulk electric system(BES)reliability analysis associated with wind energy conversionsystems(WECS)isintroduced.The methodology could assist system planners to create potential transmission reinforcement schemes to facilitate large-scale WECS additions to a bulk system.
2.3 Power Quality
Power fluctuation caused by a large penetration of wind generation will influence on power quality such as voltage flicker,frequency deviation significantly.Meanwhile,the harmonics current sourced from control system also increases the total harmonic distortion(THD)index of power systems.Several references[32,33,34,35,36,37,38,39,40]focus on these topics.
2.3.1 Voltage Flicker
During the continuous operation and switching operation,wind turbine causes voltage flicker.References[32-34]evaluate the flicker effect by wind farm.In reference[32],the calculation of maximum apparent power and flicker of residential and commercial radial distribution feeder with remotely connected wind turbines has been investigated.The flicker emission of variable speed wind turbines with DFIGs is investigated by reference[33],and the dependence of flicker emission on mean wind speed,wind turbulence intensity,short circuit capacity of grids and grid impedance angle are analyzed.Furthermore,a comparison on the flicker is also made with the fixed speed wind turbine in this paper.In reference[34],a simplified second-order model for prediction of the response of DFIG wind turbines is derived and using this model steady-state impact,such as flicker emission is measured and analyzed.
2.3.2 Frequency Deviation
In section 2.1,the temporary frequency regulation is mentioned.However,the frequency deviation caused by power fluctuation for a long term is still inevitable.References[35-37]discuss on this problem.In reference[35],the frequency deviation is estimated by a deterministic method based on the transfer functions of system components.As the grid frequency is regulated,the deviation can limit high wind power penetration.In reference[36],a scheme for supervisory control of wind farms is presented,which concentrates on reduction of power output variation.Reference[37]presents a method to quantify wind penetration based on the amount of fluctuating wind power that can be filtered by wind turbine generators and thermal plants.For optimal wind power acquisition,the penetration level is conservatively estimated to be 50%.
2.3.3 Harmonic Emission
Variable speed wind plants are equipped with selfcommutated inverter systems,which are mainly PWM inverters,using insulated gate bipolar transistor(IGBT)technology.The PWM inverter is convenient to implement control strategies with the disadvantages of producing harmonic currents.References[38-40]discuss the effect of the harmonic current injected.In reference[38],the important general characteristics of the harmonic behavior of WTs are outlined,such as the shape and the frequency range of the harmonic current spectrum,the variation of the harmonics with the WT operating point,the statistical characteristics of their magnitude and phase angle,the effect of grouping and time-averaging,as well as their symmetrical component characteristics.Reference[39]analyzes the repercussions from the connection of wind farms with variable speed generators on the operation of weak electric distribution systems.General conclusions are drawn concerning the voltage fluctuations,harmonic content,and the penetration of harmonics through the network.The reactive power and harmonic compensation schemes include passive filters,active filters,and hybrid compensation methods for a SCR interfaced permanent magnet generator based variable speed wind turbine is studied in reference[40].The effectiveness of the compensation schemes has been investigated in terms of reactive power and harmonics.
2.4 Wind Power Transmission
With wind being an uncontrollable resource,power delivery from a large-scale WF into a power system poses challenges.Meanwhile,the built-up of offshore wind farms with high-capacity variable speed generator also requires more flexible and trustable power transmission systems.References[41-47]further discuss on this topic.References[41-43]consider a solution for the integration of large offshore DFIG-based WFs with a common collection bus controlled byastaticsynchronouscompensator(STATCOM)into the main onshore grid using linecommutated high-voltage DC connection.References[44-45]describe the use of voltage source converter(VSC)-based HVDC transmission system(VSC transmission)technology for connecting large DFIG-based WFs over long distance.In reference[46],the impact of STATCOM to facilitate the integration of a large WF into a weak power system is studied.Reference[47]concerns with the issue of the fault ride-through capability of a WF of induction generators,which is connected to an AC grid through an HVDC link based on VSCs.
2.5 Requirement for Energy Storage
The requirement for energy storage in power systems is driven by the amount of installed wind turbines and by generation system flexibility.Benefits are more significant in systems on restraining power fluctuation to improve grid stability and power quality if energy storage deployed.Variable speed generators are allowed to implement much more flexible control strategy than fixed-speed wind turbine incorporated with energy storage.References[48-54]discuss on this topic.In references[48-49],a control scheme which incorporates DFIG with flywheel is presented.In reference[50],a computational procedure to determine the battery energy storage system(BESS)capacity and the evaluation of the DC voltage is shown.This method could help planners determine the capacity of the BESS to ensure constant dispatched power to the connected grid,while the voltage level across the DC-link of the buffer is kept within preset limits.Reference[51]considers the integration of a short-term energy storage device in a DFIG design in order to smooth the fast,wind induced power variations.This storage feature can also enhance the low voltage ride through(LVRT)capability.In reference[52],a hybrid power system is analyzed.It is composed of solar power,wind farm of DFIGs,pumped storage station,residential load and industry load.In references[53-54],the future application of energy storage in Netherlands and Germany is discussed.Compressed air energy storages coordinating with variable wind turbine are proved to be a suitable solution for the integration of wind power in these countries.
2.6 Coordination with Other Types of Generator Units
Due to the uncertain characteristics of the wind production,the way of the reserve management for wind integration is to provide additional reserve margin by traditional power plants.And VSWPSs are also able to be controlled to coordinate with other types of generators which could restrain power fluctuation.References[55-57]focus on this area.In reference[55],a strategy that incorporates DFIG wind farms with traditional units to actively provide primary reserve for frequency control together is presented.This control scheme manages additional reserve margin of conventional plants to restrain effect of the uncertain characteristics of the wind power fluctuation.Reference[56]proposes an AC-linked hybrid wind/photovoltaic(PV)/fuel cell(FC)alternative energy system.Wind and PV are the primary power sources of the system,and an FC combination is used as a backup and a long-term storage system.An overall power management strategy is designed for the proposed system to manage power flows among different energy sources and the storage unit in the system.In reference[57],the modeling and control strategy of a wind-diesel generation system are discussed.In the proposed hybrid system,both the diesel engine and the wind turbine are variable speed machines,allowing maximum fuel efficiency and optimal energy capture from the wind.
3 Conclusion
Wind energy has developed over past 25 years,and it will probably continue to advance over the next 20 years.With the development of wind energy technology,VSWPSs will replace the dominant position of FSWPSs gradually.However there are still a number of issues associated with integration of wind farms with VSWPSs into power systems.This paper has provided an overview of the latest achievements on this area and categorized them into different research directions.Among them,according to the statistical results of papers published in important international journals,the improvement on voltage and frequency stability,the evaluation of system reliability,the influences on power quality,and the coordination with energy storage utilities are the hottest topics in this area.Authors will pay more concerns about these directions in the future.