汽轮发电机并网问题

汽轮发电机并网问题（精选7篇）

汽轮发电机并网问题 篇1

0 引言

汽轮发电机并网时,为减小发电机与电网组成回路内的瞬态冲击电流,必须保证发电机与电网端的电压、频率、相位和相序相同,而这是发电机并网的理想条件。实现发电机并网有自同期和准同期2种方式,随着机组单机容量的增大,自同期方式因对系统冲击大已很少采用,目前主要采用准同期方式[1]。准同期法并网是指在相序一致的前提下,通过调节器使待并网发电机与电网的电压和频率相等、相位相同,发电机在并网瞬间电流为0,即无冲击电流和冲击转矩。而在实际中,由于励磁调节器和DEH调节器的不稳定性及频差很小时并网时间长等问题,难以满足发电机理想并网条件,因此并网时除相序外,发电机与电网端的电压、频率、相位允许有一定偏差[2]。由此可知,并网成功的关键在于控制发电机的电压和频率,使发电机与电网的电压差和频差在允许范围内;在相位差的周期性变化过程中,通过动态测量其变化率,并根据并网开关闭合时间,捕捉合闸脉冲,从而控制断路器在相位差过零点附近闭合。

1 相位差与滑差

瞬时电压差称为滑差,决定了并网时冲击电流。存在电压差和频差的情况下,发电机与电网的瞬时电压差为[3]:

式中,UA、UB、UC为定子绕组相电压幅值;US为无穷大母线电压峰值;ωS、ωG为电网与高压发电机角速度;θS、θG为高压发电机与电网间的初相位。

并网合闸瞬间,通常以三相交流电压中的一相为对象(如A相电压),假定发电机和电网的电压相同,即UG=U5=Um,初相位差θ=θS—θG,则发电机与电网侧的电压瞬时值之差为:

由式(2)可知,Δu由1个低频正弦波分量和1个高频余弦波分量调制而成。低频正弦波分量反映了滑差的包络线,即滑差周期特点。由于相位差δ=(ωS—ωG)t+θS—θG,低频正弦波的相位正好是相位差δ的一半,因而相位差与滑差包络线的变化趋势一致。高频正弦波分量的频率高,即Δu过零点的频率高,但这样的过零点会由于同期开关的时延等给非过零点合闸造成冲击,因此在低频正弦波分量过零点合闸最安全。由此可知,控制发电机并网开关在滑差包络线过零瞬时闭合,将不会对电网造成冲击。

2 频率差对滑差的影响

当频差为零,即ωS—ωG,且初相θS=θG时,式(2)恒等于零,这是发电机并网的理想情况;但θS=θG时,滑差只有高频余弦波分量,其包络线是2条平行直线,不存在低频分量过零点,而这不符合并网条件。因此,为缩短发电机并网时间,并考虑调节器的动态调节,发电机并网均是在有频差情况下进行的。图1为UG=Us=110kV时的滑差Δu波形。

由图1可知,频差对滑差周期的影响大。当频差为0.3Hz时,滑差周期为1.6s;当频差为0.15Hz时,滑差周期为3.3s。周期越长,滑差包络线越平坦,因此在其过零点附近,并网安全区的范围也越大。

3 电压差对滑差的影响

图2为US=UG+10kV=110kV时的滑差Δu波形图。

图2(a)表明滑差幅值与任取的压差幅值相同,发电机与电网组成的回路会产生周期变化的电流。图2(b)表明不同频差下,当机端电压不一致时,滑差包络线为不为零的最小值,即使在相位差为零的瞬时合闸,也会有冲击。压差越大,包络线最小值也越大,即冲击也越大[4]。

4 发电机并网一般情况

通过发电机励磁调节器可调节UG≈US,但ωS≠ωG,以满足并网需要,因此并网时,通常US≠UG,ωS≠ωG,θS≠θG,即存在压差、频差和初相差,滑差波形和图2(b)类似。由于发电机运行时的带载能力大,在滑差周期过零点并网时能承受由很小电压差引起的冲击,因此控制由频差引起的滑差相位差是并网成功的关键。

5 合闸导前角度预测

为实现并网的快速及精确性,应尽量将发电机与电网的压差与频差控制在允许值内,在“第一次”出现滑差角θP (t)过零时,将发电机在无相角差情况下并入电网。为防止在滑差、相角差较大时并网对发电机组的损害,发变组出口断路器合闸回路多采用TJJ接点来闭锁,如同期装置采用并网超前相角可在一定范围内调整并发合闸脉冲,超过此范围不发合闸脉冲,而这和并网最大允许合闸角θP(t)ON,max有关。实际中,可根据发电机和系统参数估算θP(t)ON,max,即:

自动准同期装置控制并网时机主要是利用实测的精确断路器(确切是合闸回路)合闸时间去整定准同期装置的导前时间,而且要计及并网过程中频差及其变化率的影响[5]。

由于滑差角速度ωP和滑差角加速度aP不恒定,不能用当前时刻的ωP和aP来预报未来时刻的滑差角θP (t),因此只能根据过去时刻一系列ωP(t-n)和aP(t-n)来预报未来时刻的θP(t)[6]。

通过过去时刻一系列滑差角速度可计算出相应的滑差角平均加速度,有:

采用线性对称延伸的方法预测未来不同时段的滑差平均加速度,而时间序列采用如下的等幂级数:

式中,M=int(log2(tdq/T0));α=log2(tdq/T0)M;tdq是完成数据采集处理、预测所需时间和发出并网信号到真正并网所需时间的总和;t0为实际时刻;T0为2次预报时间间隔。由式(4)、式(5)有:

若未来一段时间内的滑差角按分段恒加速度变化,则有:

综上所述,只要已知tdq,再根据测量得到电网和发电机角频率变化情况及趋势,就可事先计算合闸导前角度和发并网信号时间。假设电网和发电机的压差相同,滑差相位差因频差而改变,则取:

ωS=314+0.3πsin(2π×0.05t)

ωG=314+0.5πsin(2π0.07t)

取SF6开关合闸时间为0.1s,采集处理、预测所需时间为0.1s,则tdq=0.2s。考虑滑差相位刚进入最大允许合闸角θP(t)ON.max(取)的时刻为t0,由式(4)～(7)可知,θp(tdq)=0.808。

6 结束语

本文首先分析了影响汽轮发电机并网的几个条件,表明在一定频差下,电网和汽轮发电机的相位差随频差呈周期性变化,频差越大,其变化越快。其次,Matlab软件仿真结果表明:控制发电机断路器在滑差相位过零瞬时闭合,可保证发电机平滑并入电网,在相位过零点并网时的冲击大小取决于此时电网和发电机的电压差。最后分析了自动准同期装置在考虑开关合闸时间和采集处理、预测所需时间,同时根据过去时刻一系列的滑差角速度ωP(t-n)和滑差角加速度aP(t-n)来预报未来时刻的滑差角θP(t),从而控制发电机断路器合闸需提前预报的导前角度。

由于微机自动准同期装置一般都有自动转角功能,可设置为超前或滞后30°,因此本文没有考虑待并发变组变压器的接线组别对并网的影响。另外,本文介绍的单相相量法不能兼顾其它相相位差的特性,而通过基于正序基波电压合成相量的并网条件核算法和谐波分析等改进方法可找到使并网条件更优的算法。

参考文献

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[6]张炳达.基于正序基波电压合成相量的发电机并网条件核算法[J].中国电机工程学报,2006(16):52-56

发电机的并网调试 篇2

拆装柴油发电机组会破坏原有接线,系统电压互感器与新装发电机电压互感器接线方式的不同、电压互感器二次回路接线的不正确、合闸回路接线的不正确以及发电机并网的失误都会引发一次高压短路。所以,在发电机并网调试过程中,必须认真调试,把并网规程化。

1 发电机并网的要求

发电机并网时,应满足以下要求

(1)发电机电压与系统电压相近;

(2)发电机频率与系统频率相近;

(3)发电机相序与系统相序相符。

2 相同电压作用下定相

2.1 送电前检查

发电机并网系统图如图1所示。发电机自动同期并网调试图如图2所示。

TV送电前,检查接线,确认一、二次回路的正确性,并对发电机断路器进行交接试验或预防性试验(含开关机械特性试验、交流耐压试验和开关导电回路直流电阻测量等试验),还需校验各保护。

2.2 发电机向11kV母线充电定相

(1)断开所有与11kV母线相连的开关,手动合上发电机开关-Q1,由发电机向母线充电、向母线TV送电。

(2)在11kV母线开关和发电机开关处测量二次电压相序和电压,结果应为相同的正相序,线电压Uab=Ubc=Uca=Ua'b'=Ub'c'=Uc'a'=100V AC,且母线电压和发电机电压差Uaa'=Ub'b'=Ucc'=0。否则,应检查TV接线方式和接线是否正确。

(3)在发电机控制屏电压端子输入处重复第(2)步骤。

(4)同期开关工作在“自动”/“手动”位置,分别测量接在同期电压小母线121L1电压(母线A相TV二次电压Ua)、111L1电压(发电机A相TV二次电压Ua')、121L2电压(电压母线B相TV二次电压Ub)、111L2电压(发电机B相TV二次电压Ub')和接出的23L3电压(母线C相TV二次电压Uc)、11L3电压(发电机C相TV二次电压Uc'),线电压Uab=Ubc=Uca=Ua'b'=Ub'c'=Uc'a'=100V AC,母线电压和发电机电压之差Uaa'=Ubb'=Ucc'=0,即电压表-P1、-P2,-P3显示的电压值为零;母线电压相序和发电机电压相序应是正相序;此外,同期表应指示在同期位置。否则,应检查原因。

2.3 母线向发电机TV送电定相

当发电机不具备条件对系统母线充电时,母线向发电机TV送电定相。

(1)做好安全措施后,解开发电机出线电缆并作相序记录。确认已拉开发电机接地刀闸后,手动合上发电机开关-Q1,实现11kV母线向发电机TV送电。重复2.2节的步骤(2)～(4)。

(2)断开发电机开关,恢复发电机电缆接线。

3 不同电压作用下的定相和假同期

(1)发电机开关在试验位置,启动柴油发电机组,调节发电机电压和频率与母线相同。

(2)同期开关工作在“自动”/“手动”位置,分别测量接在同期电压小母线121L1、111L1、121L2、111L2上的电压和接出的23L3电压、11L3电压及母线、发电机电压相序。结果如下:①母线电压相序和发电机电压相序应为相同的正相序。②线电压Uab=Ubc=Ua'b'=Ub'c'=Uc'a'=100V AC,且测量母线电压和发电机电压之差的指针式电压表-P1、-P2、-P3应等幅同向来回摆动。-P1、-P2、-P3摆动到最小值时,即Uaa'=Ubb'=Ucc'=0,同期表显示0°(同期位置)。当同期开关在“自动”位置时,接在1RCB AUT.和2RCB AUT.上的电压表-P4应有220VDC脉冲输出,开关-Q1自动假同期合闸;当同期开关在“手动”位置时,手动合闸,接在1RCBMAN.和2RCB MAN.上的电压表-P4应有220 DC脉冲输出,开关-Q1假同期合闸(此处省略手动同期继电器接线)。当电压表-P1、-P2、-P3摆动到最大值时,同期表应指示在180°位置。-P1、-P2、-P3等幅同向来回摆动再次证明了系统电压与发电机电压相序一致。

直驱风力发电机并网特性的研究 篇3

直驱风力发电机采用永磁同步电机、无增速齿箱设计, 结构简单紧凑、效率高、免维护;

无齿箱设计, 风机可靠性高、效率高;全功率变频器, 实现功率的柔性控制, 风机变速范围达到50% (10~20min) , 风资源利用率高。介绍1.5MW直驱风力发电机的系统参数, 并通过现场实际仿真, 对机组的并网特性进行研究。

1 1.5MW风机系统参数

1.1 系统参数

1.5MW风机采用无增速齿箱的叶轮直接驱动发电机技术, 采用多极对的永磁同步发电机组。风机的全部功率通过全功率的1.5MW变频器并网, 主拓扑结构如图1所示。由于风机通过变频器并网, 因此风机的并网电气特性独立于发电机, 而由变频器电气特性决定。以金风科技生产的1.5MW风机为例, 风机系统的并网电气参数如表1所示。

1.2 系统故障保护参数

在系统发生故障时, 出于对电网稳定和风机自身电气设备的保护, 风机将根据故障持续时间判读是否从系统中切出运行。系统故障保护参数如表2所示。

如果风机并网点出现系统故障并且持续时间超多设定值, 风机将退出运行。例如, 当风机机端电压高于额度参考电压1.1倍 (690×1.1=760V) 持续时间超过1s, 风机将退出运行。

2 1.5MW风机并网运行特性

2.1 有功功率控制

1.5MW机组可以通过变桨系统实现:

(1) 风机最大输出功率控制。风机可以通过控制叶片的桨距角来控制风机吸收的风能, 进一步控制风机的出力, 控制范围为0~1500k W。该功能的主要意义在于控制风电场的整体出力, 特别是在大风天气条件下通过控制风电场的输出, 配合电力系统调度进行风电场电力生产, 保证电网的安全稳定运行。

(2) 风机功率输出变化率控制。风机通过控制变桨速度来控制风机功率的上升变化率, 能够使风机不因为风速的急剧上升而导致整个风电场的功率急剧上升, 该功能的重要意义在于减轻风电场启动过程和运行过程中对电网系统的冲击, 使风电场能在系统中平稳运行。

2.2 无功功率控制

1.5MW机组通过全功率变流器并网, 无功调节方式上类似于STATCOM, 响应时间小于10ms。以金风1500KW机组为例, 控制特点为:

(1) 出厂默认方式为功率因数1。机组正常发电时, 机端 (即690V出口处) 无功功率为0, 机组始终保持功率因数为1, 控制误差小于30kvar。

(2) 具备机端电压控制模式。机组自身有-500~500kvar的无功调节能力, 主要用于系统出现电压波动时, 进行无功调节以达到控制和稳定机端电压目的。如设定机端电压的控制目标为690V, 当系统电压偏离设定目标一定值后, 风机自动发出或吸收一定的无功来调节电压, 使电压偏离减小。

2.3 启动过程

15MW风机通过换流器的同步并网技术和变浆系统控制功率的方式能够实现风机并网过程的最小冲击。当电网系统及风机系统正常并且风速大于等于风机的启动风速时, 风机将启动:首先风机的变桨系统控制叶片角度由停机时的顺桨状态调节至一定的角度, 使叶轮可以吸收少量的风能并慢慢驱动发电机转动, 发电机转速到达8.5r/min左右, 将不再增加, 此时叶片吸收的风能刚好克服风机的机械摩擦阻力使叶轮维持该转速;然后风机将启动换流器来跟踪电网电压幅值、电流幅值、电网频率及相序, 在完全同步后闭合发电机接触器, 风机完成并网, 此时风机的输出功率接近于零, 因此对电网冲击也非常小;当电气上完成并网后, 风机变桨系统控制叶片角度使吸收的风能渐渐增大, 风机的输出功率也将随之提高。

对70/1.5MW风机进行5次并网试验, 采集的数据包括就地风速、风机主空开前端电压、风机输出电流、风机有功功率及风机叶轮转速, 采样间隔为20ms。试验结果:

(1) 就地风速情况如图2所示, 风机并网前后就地风速在8~10m/s之间变化。

(2) 并网过程的电压变化如图3所示, 并网发生在16460ms, 风机并网后, 机端电压稳定无暂态过程, 冲击非常小。

(3) 并网后的风机输出有功功率变化情况如图4所示, 并网发生在16460ms, 风机并网后, 输出的有功功率逐渐增大。

(4) 并网过程叶轮转速变化情况如图5所示, 并网发生在16460ms。风机在叶轮转速到达8.5r/min左右时并网, 此时风机有功功率非常低, 接近于零, 当风机并网以后, 变桨系统变化叶片角度使叶轮转速提高, 风能转化成电能。

(5) 并网过程风机输出电流变化如图6所示, 并网发生在16460ms, 并网瞬间电流有效值约为140A。

试验结果表明:1.5MW风机并网过程对系统电压冲击影响非常小, 接近于零, 并网瞬间输出电流为140A左右;风机并网后输出功率将从0开始逐渐增加。

3 结语

由于1.5MW直驱风力发电机采用永磁同步发电机, 通过全功率变频器实现并网, 无功消耗少。风机通过控制变桨速度来控制风机功率的上升变化率, 能减轻风电场启动过程和运行过程中对电网系统的冲击, 使风电场在系统中平稳运行。

参考文献

[1]肖磊.直驱型永磁风力发电系统低电压穿越技术研究[D].长沙:湖南大学, 2009

汽轮发电机并网问题 篇4

关键词：风力发电机,变速恒频,并网控制,定子磁链定向

自20世纪80年代以来,风能的利用趋势是风力发电,包括陆地风力发电系统和海洋风力发电。但由于风能存在间歇性、随机性的特点,发电质量受风速、风向变化、电网参数的影响很大。风能利用上的困难,使得风力发电系统在技术上出现了一些特殊问题。发电机包括异步发电机,同步发电机,磁阻电机等,但由于这些系统成本比较高,在增加风能捕获能力的同时,要求系统增加更多成本,致使额外的捕获风能变得毫无意义[1] 。目前,风力发电机组的控制技术有定浆距失速调节技术、变浆距调节技术、主动失速调节技术、变速恒频技术4种[2,3]。变速恒频双馈风力发电机组以其独特的技术优势已逐渐成为并网型风力发电机的主力机型。变速恒频双馈风力发电机组主要由绕线式感应电机和接在转子绕组上的励磁变频器以及一些检测保护装置组成。变速恒频风力发电机技术与恒频恒速发电技术相比具有显著的优越性[4],首先,大大提高了风能转换效率,显著降低了由风施加到风力机上的机械应力;其次,通过对发电机转子交流励磁电流幅值、频率、和相位的控制,实现了变速下的恒频运行,通过矢量变换控制还能实现输出有功和无功功率的解耦控制[5],提高电力系统调节的灵活性和动、静态稳定性;另外,变速恒频风力机并网时,几乎没有冲击电流,不必担心异步机并网时冲击电流过大的问题。同时,双馈发电机工作频率与电网频率是彼此独立的,当风轮及发电机的转速变化时,也不必担心同步机直接并网运行时可能出现的失步问题。

变速恒频双馈发电机组能够良好运行的前提条件是机组能够顺利并网,而实现变速恒频无冲击电流并网的关键是双馈电机定子电压的控制。本文根据交流励磁双馈电机矢量控制原理,应用了一种基于定子磁场定向转子电流开环的电压控制策略,建立了双馈电机空载电压控制仿真模型,对转速变化时转子电压控制进行仿真研究。

1 VSCF风力发电机空载并网原理

1.1 概述

交流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、相序以及相位上完全相同。因而并网之前应对发电机的输出电压进行调节,当满足并网条件时,进行并网操作。空载并网控制系统的结构框图如图1所示。

并网前发电机空载,取电网电压(频率、相位、幅值)作为控制信息提供给控制系统,控制系统发控制信号给变频器,调节发电机的励磁,使定子的空载电压和电网的电压相同。

1.2 双馈发电机的空载数学建模

图2表示了几套坐标系的空间位置关系,图2中,α1-β1为两相静止坐标系,α2-β2为以转子速度旋转的两相坐标系,d-q为两相同步速旋转坐标系,为了分析控制变量关系按电动机惯例建立双馈型异步发电机数学模型,电机电压和磁链方程[6]为

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式中:Rs,Rr为定、转子绕组等效电阻;Ls,Lr,Lm为d,q轴定、转子绕组自感及互感;ids,iqs,idr,iqr为d,q轴定、转子电流;uds,uqs,uqr,udr为d,q轴定、转子电压;Ψds,Ψqs,Ψdr,Ψqr为d,q轴定子、转子磁链;ω1,ωs为同步角速度和滑差角速度。

发电机的定子总磁链与定子端电压矢量的相位正好相差90°。因此,采用发电机定子磁链定向可以简化矢量控制系统。将定子磁链定在d轴上,此时磁链方程为

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当发电机空载时,定子绕组d,q轴电流为零,即

iqs=ids=0 (4)

把式(4)代入磁链方程式(3)得

iqr=0 (5)

磁链方程变为undefined

将式(6)、式(4)、式(5)代入电机的电压方程。因为双馈电机的定子侧电压频率与电网相同,均为50Hz,这样的频率下,定子电阻压降远小于电机反电动势,可以忽略。所以电压方程为

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由式(7)可以得出定子的电压由定子磁链控制,根据电网电压幅值可以计算出定子磁链给定值,由Ψds=Ψs=Lmidr求出转子励磁电流给定idr,由udr=Rridr+Lrpidr和uqr=LridrωS计算出转子电压给定值。

定子电压的频率给定值为电网的频率f1,当电机转子频率f2发生变化时,只要相应的调节转子逆变器的供电频率fs,使其满足f1=f2±fs关系式,即可控制发电机供电电压频率与电网相同。

定子电压相位的控制主要由电网的相位决定,提取电网的电压信息,通过磁链观察器(如图3所示)计算出磁链的幅值和相位。由于Ψs的相角落后于电网电压U1的相角π/2。设U1 的相角为θu,则Ψs的相角θs=θu-π/2。在发电机中感应电势的角度落后于磁链π/2,所以要由转子电流感应的定子电压的相位角和电网一致,必须提前π弧度,即为

θ=θu+π/2+π/2=θu+π

根据上面所述,构建双馈风力发电机定子电压控制框图如图4所示。

2 VSCF风力发电机空载并网仿真

利用Matlab/Simulink仿真环境对定子电压控制策略进行仿真,双馈发电机的模型利用转子d-q旋转坐标系下的空载数学表达式构成,参数为:功率22kW,极对数2,定子额定电压380V,额定转速1465r/min,频率50Hz,定子额定电流43.2 A, 转子额定电流23.5 A, 定、 转子漏感0.004H,互感0.146H,转子电阻0.8Ω,转动惯量0.189kg·m2,转子励磁直流电源586V[7]。发电机的拖动转矩为20N·m,发电机接有辅助负载。根据如上主要参数,搭建仿真模型[8]如图5所示;仿真结果如图6、图7所示。

图6a为电机升速过程中,转子A相电流的波形。随着转速的升高,电流的频率在逐步减小,在1.3s电流频率几乎为零,即成为直流,表示转子的转速达到同步速。图6b为发电机的空载电压。从图6中看出,在达到同步速的时候,电压有些波动,这时转子的电流基本为直流,说明双馈风力发电机在同步转速运行时性能不好,应该避免以同步转速运转,实际情况也证明了这一点。

图7为并网前后定子电压和电流的波形,在0.8s时发电机并网,并网后发电机电压即为电网电压,如图7a所示。并网前发电机电流为辅助负载电流,并网后的电流为馈入电网的电流。从图7b的波形看出,并网时几乎没有冲击电流。但定子电流幅值有不稳定现象,这是由于仿真模型没有采用有功和无功闭环控制造成的。图7c为并网前的电网电压和定子电压误差,从波形图可以看到电压差不为零,这是由于双馈风力发电机的电压谐波造成的,电压谐波的抑制方法可查阅有关文献。

3 结论

为了实现变速恒频双馈风力发电机组顺利并网运行,必须有效地控制发电机定子电压和电网电压在幅值、频率、及相位上相一致。本文通过对发电机矢量变换控制分析,探讨了这种风力发电系统的运行机理,应用了一种基于定子磁场定向转子电流开环控制策略,通过系统的建模与仿真,表明了该控制方法的有效性,为这种新型风电系统的运行控制提供了理论依据。

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无刷双馈风力发电机的并网控制 篇5

随着国际工业化的进程, 全球气温逐渐变暖, 环境污染日益严重, 支撑工业化进程的能源、电力所主要依靠的化石燃料在地球上的储藏消耗越来越快, 常规能源资源面临枯竭的危险, 现代能源和再生能源的发展问题摆在了世界各国的面前。在这样的背景下, 各工业国对清洁能源倾注了更多的热情, 促使了近20年来可再生新能源技术的显著发展与进步。

1、风力发电机并网技术

在大型风力发电系统运行过程中, 经常需要把风力发电机组接入电力系统并列运行。发电机并网是风力发电系统正常运行的“起点”, 也是整个风力发电系统能够良好运行的前提。其主要要求是限制发电机在并网时的瞬变电流, 避免对电网造成过大的冲击, 并网过程是否平稳直接关系到含风电电网的稳定性和发电机的安全性。当电网的容量比发电机的容量大的多 (大25倍) 的时候, 发电机并网时的冲击电流可以不考虑。但风力发电机组的单机容量越来越大, 目前己经发展到兆瓦级水平, 机组并网对电网的冲击已经不能忽视。比较严重的后果是不但会引起电网电压的大幅下降, 而且还会对发电机组各部件造成损害。而且, 长时间的并网冲击, 甚至还会造成电力系统的解列以及威胁其它发电机组的正常运行。因此必须通过合适的发电机并网方式来抑制并网冲击电流。

2、无刷双馈电机的原理

2.1 无刷双馈发电机的运行原理

如图1所示, 这两套绕组没有直接的电磁耦合, 而是通过转子绕组的间接进行电磁功率的传递。转子采用自行闭和的环路结构, 其极对数为功率绕组Pp与控制绕组Pc之和。无刷双馈电机通过改变控制绕组上的供电方式则可以实现自起动、异步、同步、双馈等多种运行方式, 若使电机的功率绕组直接由工频电源馈电 (频率为fp) , 而三相控制绕组直接或外串的电阻短接, 将实现电机的自起动和异步运行。当控制绕组的控制由直流馈电时 (如两并一串的形式) , 将使电机牵入同步而实现同步运行。若使控制绕组由变频器在馈电时 (频率为fc) , 则可实现电机的双馈运行。

2.2 无刷双馈发电机的变速恒频发电原理

无刷双馈发电机的变速恒频发电, 就是根据风力机转速的变化相应地控制励磁绕组电压的频率, 使无刷双馈发电机输出的电压频率与电网保持一致。

设功率绕组极对数为Pp, 控制绕组极对数为Pc, 无刷双馈电机作为发电机运行时, 控制绕组用作交流励磁, 功率绕组用作发电。控制绕组频率为的三相电压, 其旋转磁场在转子侧感应频率为fcr的三相电流:

控制绕组磁场旋转方向与转速方向相反时取正号[8]。

由于无刷双馈风力发电机共用转子, 因此转子侧感应频率相等wpr=wcr, 则功率绕组旋转磁场相对于转子转速:

该旋转磁场相对于功率绕组的转速:

功率绕组电压频率为:

其中fp、fc及pp、pc分别为功率、控制绕组电压频率及极对数;功率、控制绕组极对数“±”的取值取决于两绕组的相序。通过控制无刷双馈风力发电机转速及控制绕组电压的频率, 可将输出功率绕组电压频率控制在工频状态从而实现变速恒频发电。

2.3 无刷双馈发电机的运行方式

无刷双馈发电机的运行方式有:异步运行方式、同步运行方式、双馈运行方式、发电运行方式

2.4 常用并网方式

直接并网:发电机直接与电网并联 (即硬联网) 。这种并网方式只有在大的电网中并网时才有可能。

准同步并网:在转速接近同步转速的时候, 先用电容励磁, 建立额定电压, 然后对已建立励磁的发电机电压和频率进行调节和校正使其与系统同步。当发电机的电压和频率相位与系统一致的时候, 将发电机投入电网运行。采用这种方式并网需要高精度的调速器和整步、同期设备。

捕捉式准同步快速并网:是将常规的整步并网方式改为在频率变化中捕捉同步点的工作方法进行并网。

降压并网方式:这种并网方式在发电机与电网之间串电抗器, 以抑制瞬间冲击电流, 降低电网电压下降的幅度。

软并网方式:软并网技术是最近国外研究比较多的较先进的并网方式。

3、变速恒频风力发电机空载并网原理

如图2所示, 它表示了变速恒频发电机空载并网控制系统结构, 并网前发电机空载, 取电网电压 (频率、相位、幅值) 作为控制信息提供给控制系统, 据此调节矩阵变换器 (MC) 的频率, 按并网条件控制发电机功率绕组输出的电压。

4、结束语

无刷双馈风力发电机具有诸多优点, 在风力发电领域上具有广泛的应用前景, 但是其结构复杂, 需要进一步解决的技术问题还很多。风力发电系统毕竟是一个多变量、非线性、强耦合、时变的复杂系统, 基于线性控制理论的常规PID难以实现高精度、高可靠性和高适应性的控制。

摘要：本文对无刷双馈风力发电机的并网控制进行了探讨。发电状态下无刷双馈电机的数学模型, 是一个随机变化、多入多出系统, 与其他电机并网相比, 其并网过程更加复杂。本文通过两个PID控制器分别控制d轴和q轴的功率绕组电压, 对电压幅值进行较精确的跟踪, 最终实现并网条件。

关键词：无刷双馈电机,风电并网,PID,MATLAB

参考文献

[1]A.K.Wallaee, P.Rochelle, R.SPee.Rotor modeling and develop ment for Brushlessdoubly fed maehines.Electrie Maehines and Power Systems, 1995, 23:703-715.

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[3]叶杭冶.风力发电机组控制技术.北京机械工业出版社, 2002.

双馈感应式风力发电机并网研究 篇6

随着我国风力发电发展步伐的加快,国家建设了一批大规模的并网风力发电项目,对于大功率风力发电机组的需求越来越大。但是随着风力发电机组功率的增加并入电网时产生的冲击电流也随之增大。如果不能有效地抑制并网冲击电流的出现,严重时可能会导致风力发电系统无法接入电网,给电力系统安全运行带来隐患。目前大型风力发电机组主要是双馈感应式和直接驱动式这两种变速恒频发电机组,其中双馈感应式变速恒频风力发电机组得到的应用最广。因此,实现双馈感应式变速恒频风力发电机组无冲击电流并网技术至关重要。

现有的一些针对双馈感应电机的并网仿真研究[1,2,3,4,5,6]都是基于S域内的PI控制器,与实际系统的物理过程有一定差距。在实际实现这类控制器时都需要使用DSP配合交-直-交变流器来实现。DSP处理器的计算误差和电路的非线性特性都会对控制结果产生一定的影响。因此建立基于DSP代码的PWM变流器离散化仿真模型对于研究双馈发电机并网问题具有一定的实际意义。本文搭建了基于DSP的DFIG空载并网离散化控制器仿真模型和S域内的传统理想PI控制器模型。结合试验结果对电流内环的控制结果进行了对比和分析,说明离散化的仿真模型仿真结果和实际更加接近。离散化模型中考虑的几个实际因素对减小双馈感应式风力发电机组并网电流有一定的作用,对实际工程具有一定的实际意义。

2 空载并网控制器设计

图1是双馈感应式风力发电系统结构图。根据电机的基本电磁关系和并网前定子三相电流全为零的条件可以得到转子侧控制器输出电压的表达式[1]:

根据解耦控制的需要,可以对转子的d,q轴电压进行补偿,构造一个解耦控制系统:

式中:Rs,Rr为定、转子绕组等效电阻;Lr,Lm为d,q轴转子绕组自感、互感;idr,iqr为d,q轴转子电流;udr,uqr为d,q轴转子电压;ωs为滑差角速度。

根据这个方程可以给出空载并网的控制框图如图2所示。

在得到系统的控制框图后,可以根据系统固有的传递函数来构建PI控制器。应用内模控制(IMC)[4]的方法可以得到PI控制器的ki,kp参数为

于是可以得到d,q轴电流PI控制器的表达式为

式中:U(s)为PI控制器的输出;E(s)为PI控制器的输入。

实际的数字控制器需要将上面的理想控制器进行离散化。离散化的方法为

式中,TSI为系统的采样时间,Kp,Ki和连续系统中的PI参数一致,U(n)为输出序列,E(n)为输入序列。

实际的数字控制器还需要考虑积分器饱和限制,实现积分器饱和修正的离散算法为

式中:Kcorr=KiTSI/KP;Us是离散PI控制器最终的输出结果,Us由下式决定:

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3 仿真验证

利用Matlab6.5 Simulink模块对图2的DFIG并网控制器进行了理想化和离散化仿真。理想化仿真省略了PWM逆变器,直接使用可控电压源进行了替代。离散化模型实现了不控整流桥和PWM逆变器的仿真模型。理想化和离散化仿真程序均将发电机在0.15 s时并入电网。

图3为理想化模型的仿真结果。图3a、图3b为发电机转子dq轴电流波形。d轴电流的给定值为-7.9 A,q轴电流的给定值为0 A。图3c为发电机定子A相电压和电网电压波形。图3d为发电机A相定子电流波形。图3a、图4b显示t=0.06 s之后感应发电机的转子侧d,q轴电流就达到了给定值。图3c显示并网时发电机定子电压与电网电压同相位,同幅值。图3d显示并网冲击电流很小,表明了这种PI控制器能够满足并网控制的需要。但是这个仿真系统没有考虑到电力电子器件的非线性特性,与实际系统存在着一定的差异。

图4为由S函数实现的交-直-交变流器离散化模型的仿真结果。这个模型通过S函数构建的控制器来模拟DSP计算过程。在程序代码中将所有的变量全部用整型数据类型来实现,模拟DSP的数值计算误差。通过对输入信号进行离散化来模拟AD过程产生的数值舍去误差。最后通过对一些输入信号叠加干扰噪声来模拟实际系统中的噪声信号。图4a、图4b为发电机转子dq轴电流波形。d轴电流的给定值为-7.9 A,q轴电流的给定值为0 A。图4c为发电机定子A相电压和电网电压波形。图4d为发电机A相定子电流波形。图4a、图4b显示转子dq轴电流由于受到新加入的几种误差信号的影响,与理想化的仿真模型相比波形的波动明显变大。图4d显示并网时的冲击电流有所增加,这是由于转子电流的控制效果变差导致定子线电压与电网电压不一致产生的结果。这说明离散化模型考虑的这些非理想因素确实会对控制效果产生一定的影响,对理想模型进行修正有一定的必要。

4 实验结果

在22 kW实验平台上对仿真结果进行了实验验证。由一台带有调速系统的直流电机来模拟叶轮及齿轮箱的机械运动。DFIG的定子直接和电网相连接,转子侧连接着一台由三相二极管不控整流桥和三相逆变器构成的变流器。变流器直流母线电压由直流电容来稳定,并且可以通过和整流桥相连接的输入调压器对直流母线电压进行调节。因为DFIG系统并网过程中能量是由电网传递到电机转子中的,因此不需要使用双PWM4象限变流器。图5所示的简化实验系统可以完成对DFIG系统并网过程的研究。

图6,图7为并网前及并网时DFIG系统波形。

图6显示并网前转子电流受到PI控制器的调节,使发电机定子线电压和电网线电压基本重合达到了并网同幅值、同相位、同频率的要求。图7是并网时DFIG系统的相应波形,图7显示转子电流在并网瞬间有一个小的跳动,接近2 A。这同图4仿真结果显示的发电机转子dq轴电流出现一个小幅波动的结果相吻合。图7中并网后的转子电流波形显示并网后转子电流的波动明显加剧,这和图4的仿真结果也是相吻合的。因此可以说明离散化的模型和实际情况更加接近,对理想化的模型进行修正是有必要的。

5 结论

通过对比仿真和实验结果,说明搭建离散化的PWM仿真模型可以取得更接近实际的仿真结果,对实际系统的设计具有更好的指导作用。离散化模型中考虑的实际系统传感器误差、数值计算误差和电路的非线性特性等这些因素对控制结果有一定的影响,并不能够简单地加以忽略,而是应当尽量减小这些非理想因素对控制系统的影响,提高控制系统的性能。因此采用高性能的DSP处理器和有效的滤波算法可以在一定程度上提升DFIG控制系统的性能。

参考文献

[1]赵栋利,许洪华,赵斌,等.变速恒频风力双馈发电机并网电压控制研究[J].太阳能学报,2004,25(5):587-591.

[2]李建林,赵栋利,李亚西,等.几种适合变速恒频风力发电机并网方式对比分析[J].电力建设,2006,27(5):8-10.

[3]Lennart Harnefors,Hans-peter Nee.Model-based CurrentControl of AC Machines Using the Internal Model ControlMethod[J].IEEE Transactions on Industry Applications,1998,34(1):34-37.

[4]Andreas Petersson.Analysis,Modeling and Control ofDoubly-fed Induction Generators for Wind Turbines[D].Chalmers University of Technology Doctor Paper,2005.

[5]李辉,杨顺昌,廖勇.并网双馈发电机电网电压定向励磁控制的研究[J].中国电机工程学报,2003,23(8):159-162.

汽轮发电机并网问题 篇7

发电机同期系统在火力发电厂、核电厂及电力系统中具有举足轻重的作用,同期系统的电气回路在设计、安装及调试过程中必须符合国家电力规程、规范要求,否则会造成发电机、主变严重损坏,甚至威胁电力电网的安全、稳定运行。

1 事故简介

广州恒运电厂新扩建2台300MW燃煤发电机组,#8发电机组在首次并网时引起电网和相邻发电机组有功、无功大幅波动,#8发电机及#8主变在并网瞬间发出沉闷的“嗡嗡”声。

发电机同期系统接线配置图如图1所示。发电机机端电压经#8主变升压,再通过220kV SF6开关2208送电至220kV母线系统,发电机与系统的并网由自动同期装置完成。自动同期装置机端电压信号取自发电机出口TV二次电压Ua,Uc,即A611,C611;系统电压取自由220kV母线TV二次电压经转角变压器转换后的U'A,U'C,即A720',C720'。当自动同期装置投入,且同期并列条件满足,即发电机电压与系统电压同时满足压差、频差、相位差条件时,同期装置发出同期合闸指令,自动合上2208开关,实现发电机与系统并网。

2 非同期并网事故排查过程

发电机非同期并网事故发生后,立即对引发事故的各种因素和环节进行逐项分析和排查。

(1)检查故障录波动作情况及DCS监控记录曲线。

经检查,发现发变组、线路故障录波装置都有录波记录,录波报告为电流突变量启动录波,三相电流波形幅值大幅增加,220kV母线电压波形幅值降低且有畸变。检查DCS运行监控记录历史曲线,发现并网瞬间,发电机励磁电流、无功、有功增幅较大,相邻发电机的无功幅值也有较大波动。

(2)同期装置的整定值及性能检查。

自动同期装置为SID-2D型,其整定值如下:允许频差为0.15Hz,允许压差为士5%,允许功角为10°,导前时间为100ms,均频控制系数为0.3,均压控制系数为0.3,均符合要求。于是模拟发电机并网工况,对自动同期装置施加系统电压和机端电压,校验其性能。经检验,自动同期装置压差闭锁、频差闭锁、角差闭锁动作值符合整定值要求,调频、调压性能完好,同步指示、同期合闸脉冲正确动作,未发现问题。

(3)测量转角变压器变比及角度参数。

施加电压,对转角变压器进行变比和角度误差测试,结果精度满足要求,次级电压滞后初级电压30°(与铭牌接线组别一致)。

(4)核查同期系统相关试验记录。

安装单位单体调试记录完整,转角变压器和自动同期装置试验记录齐全;但是,无系统调试时的同期回路检查、同期装置试验,主变反充电时同期回路检查相关记录,也未见重要施工调试项目和工序的旁站监督记录。

(5)自动同期装置上电后,复查转角变压器试验及发电机同期电压回路现场接线,装置功能正常,回路接线与设计图一致,未发现问题。

于是重新审核发电机同期系统设计原理图,最终发现设计原理有误,系统电压经转角变压器接线时,初级绕组与次级绕接线错误,造成发电机与系统以60°相位差非同期并网。错误的同期电压接线图如图2所示。

3 事故原因分析

由图1可知,#8主变压器接线组别为Yn/Δ-11,因此发电机机端电压超前主变高压侧电压,即超前220kV母线电压30°。220kV母线电压经221TV或222TV降压,一、二次电压相位不变,母线TV二次电压再经转角变压器ZB隔离、转角后引至自动同期装置作为系统电压,此时次级电压滞后母线电压30°。因此,发电机机端电压与引入装置的系统电压之间存在60°相位差,发电机电压超前系统电压60°,相量图如图3所示。

当发电机定速,起励至额定机端电压,投入自动同期装置时,同期装置自动调节压差、频差、相位差,使发电机机端电压Ua与系统电压UA'以一定的频差周期1/Δf旋转。当同期装置检测系统电压与发电机机端电压同时满足压差、频差、相位差并网条件时,同期装置以整定的导前时间发出同期合闸指令,合上#8主变高开关2208,实现#8发电机组与系统并网。由于发电机机端二次电压与引入同期装置的系统电压达到同步时,主变高压侧一次电压与220kV母线一次电压之间存在60°相位差,因此发电机非同期并网。

若同期装置的机端电压接线端子A611,C611极性接反,或系统电压接线端子A720’,C720'极性接反,将导致发电机以120°相位角非同期并网,相当于220kV主变高压侧三相母线金属性短路。

4 改进措施

(1)修改同期回路电气设计图,将母线TV二次电压A720,B720,C720接在转角变压器的次级绕组,即△侧;转角变的初级绕组接A720',C720’,引至自动同期装置作为系统电压UA';系统电压超前母线电压UA 30°。相量图如图4所示,正确的同期系统电压接线图如图5所示。按照改进后的同期电压接线图接线,投入自动同期装置时,发电机机端电压Uac与引入同期装置的系统电压UA'C'达到同步点时,主变高压侧一次电压与220kV母线一次电压同相位,发电机与系统实现同期并网。

(2)为了提高发电机并网安全性,减少因设备误动、人为误碰等引起发电机非同期并网,增加同期闭锁继电器。在同期合闸回路串接同步检测继电器STJ1闭锁节点,只有当自动同期装置和同步检查继电器同时满足同步并网条件时,才发出同期合闸指令(101,105),实现发电机同期并网。

(3)非同期并网产生的冲击电动力和冲击应力导致发电机定子线圈端部槽锲固定绝缘件部分松动,发电机出口A套管出线裂纹,为此更换套管。

采用以上改进措施后,经主变反充电以及发变组零起升压试验验证,发电机同期并网成功。并网时,机组有功、无功未见波动现象,系统电压无扰动,确保了发电机和电网的安全、稳定运行。

5 保障发电机安全并网的重要环节和措施

按照火力发电厂电气启动调试大纲的要求,新建或扩建火力发电机组,在电气整组启动试验前,必须先完成主变压器反充电和发电机、主变压器零起升压试验。调试单位编制施工调试方案;施工方案必须经业主、调试单位、施工监理各方技术专家审核、汇签;调试单位必须严格按照试验方案的步骤和过程施工,真实记录试验数据。通过主变压器反充电和发电机、主变压器零起升压试验,可以有效考核电气主设备的电气绝缘性能,验证电气保护系统、电气测量系统、电气控制系统的可靠性,最重要的是可以真实模拟发电机同期并网工况,把机端电压和系统电压同时引入自动同期装置,检查发电机同期系统电压回路接线是否正确,自动同期装置工作性能是否良好。

5.1 主变反充电试验检查发电机同期回路

对于新建火力发电机组,可采用主变反充电试验检查发电机同期回路正确性、完好性。

(1)参照图1,断开发电机出口软连接片,在其断口加装绝缘隔板,保证足够的电气安全距离。

(2)给上发电机出口TV的一次、二次保险,把TV小车送至工作位置。

(3)空出220kVⅠ母(或Ⅱ母),母联开关2012合位,负荷开关倒闸到Ⅱ母(或I母)。

(4)221TV挂I母,222TV挂Ⅱ母。

(5)投入#8发变组保护、母联充电保护及主变差动保护。

(6)合22081刀闸。

(7)合2208开关,对#8主变进行冲击受电5次。

(8)投入自动同期装置,把发电机机端电压和系统电压同时引入同期装置,检查同期回路电压幅值、相位是否符合要求。

(9)投入自动同期装置,把待并侧电压和系统侧电压均引入同期装置,然后再调电位器“电压平衡”,直至L2刚好稳定变亮为止,记录两侧电压的幅值、相位关系。需注意的是,待并侧电压和系统侧电压应为相应一次回路电压取额定电压时的值。

(10)观察同期装置的同步表,此时应指示为“同步”。

5.2 发电机一变压器组零起升压试验检查同期回路

对于已投运或扩建发电机组,同期回路、同期装置进行技改后,可采用发变组零起升压试验检查发电机同期回路正确性、完好性。

(1)参照图1,空出220kV I母(或II母),所有负荷开关倒闸到Ⅱ母(或I母),母联开关2012分位;220kVⅠ母电压为零。

(2)211TV挂接I母。

(3)给上发电机出口TV的一次、二次保险,把TV小车送至工作位置。

(4)投入并8发变组保护和主变过激磁保护。

(5)合22081刀闸、2208开关。

(6)发电机冲转,定速为3 000r/min。

(7)手动起励,调节发电机励磁电流,使发电机机端电压由零缓慢升压至额定机端电压。

(8)投入自动同期装置,将发电机电压和系统电压同时引入同期装置,检查同期回路电压幅值、相位是否符合要求。

(9)观察同期装置的同步表,此时应指示为“同步”。

6 结束语

通过#8发电机非同期并网事故原因分析和排查,可知同期系统对于保障发电厂设备安全十分重要,一旦设计、安装、调试出现问题,将导致事故发生,威胁电网的安全、稳定运行。因此,电气设计人员、继电保护人员及电气调试人员必须具备扎实的专业理论基础,掌握发电机同期并网原理,同时严格把关调试过程,重大施工调试项目必须履行旁站监督职责,杜绝类似事故发生。

摘要：针对广州恒运电厂#8发电机组首次并网时发生的发电机非同期并网事故,从同期回路电气设计图、现场同期回路二次电压接线、同期装置的定值整定以及同期装置的性能调试等方面进行复查、分析,找出导致发电机非同期并网的原因,并对发电机同期回路加以改进,使发电机安全并网,确保了发电机和电网的安全、稳定运行。

关键词：发电机,同期并网,同期装置,转角变压器,主变,反充电,零起升压

参考文献

[1]宋继成.变电所二次接线设计[M].北京:中国电力出版社, 2004

[2]黄益庄.变电站综合自动化技术[M].北京:中国电力出版社,2000