机组励磁（精选7篇）
机组励磁 篇1
0 引言
励磁系统是发电厂最重要的电气调节设备,负责在各种工况下维持发电机电压的恒定。为了检验励磁系统的各项功能是否满足机组正常运行的要求、各项指标是否符合有关标准的规定,以保证该系统安全可靠地投运,在机组投运前就需要进行励磁的投运试验。
以华能海门电厂1号机组(1036MW)为例,介绍大型火力发电机组微机励磁调节器投运试验的主要过程。
1 励磁系统
华能海门电厂4×1036MW工程1号汽轮发电机组为QFSN-1000-2-27型水氢氢内冷却式同步发电机,采用具有高起始响应的自并励励磁方式。励磁系统由励磁变和ABB公司UNITROL5000型数字励磁调节系统组成。
该套励磁系统为双自动通道加2个独立的手动通道,具有4个可控硅桥,每臂1只可控硅,3相6脉冲,以N-1的方式冗余配置,单断口直流开关,额定励磁电压501V,强励顶值电压1002V,额定励磁电流5272A。调节器本身具有低励限制和保护、过励磁限制和保护、瞬时励磁电流保护、TV断线保护、V/Hz限制及保护、电力系统稳定器(PSS)等功能[1]。
2 试验程序
励磁调节器投运试验属于重要的电气试验,需要由专业调试人员编制调试技术方案[2,3,4],以指导和规范试验进行。整个试验必须严格按照试验方案拟定的程序进行,见图1。
由于励磁系统投运试验是大型试验,涉及到运行、安装、调试、厂家、监理和建设等各个部门,因此主体调试单位应将调试方案向所有参试人员进行技术交底,要求所有人员了解试验程序,明确各自分工和职责,安全注意事项。
3 静态试验
在励磁系统静态试验前,要完成二次回路的调试,主要内容是检查整个励磁系统的二次接线及DCS系统的逻辑,保证励磁系统的控制、测量、信号工作正常。
当励磁系统安装完成,具备交流、直流上电条件后,即可进行静态试验。
3.1 系统上电
励磁系统安装完成、绝缘合格后,为励磁调节器上电。检查调节器面板及各个柜子的信号显示正确,检查装置的出厂设定,根据定值单进行有关参数的设定,对需要现场试验的参数进行预整定,并确认A、B套整定一致。进行风机试转并确认转向正确,就地进行灭磁开关的分合及有关操作。
3.2 通道校验
利用继电保护测试仪向励磁调节器注入电压、电流,进行模拟量通道校准,检查各电气量的量程设置。除了电压、电流通道校准,还要检查复合电气量的检查,如有功功率、无功功率、功率因数等的大小、方向。
3.3 调节器给定试验
检查空载、负载方式下发电机电压、励磁电流的给定范围,应该符合规程要求。
3.4 调节器静态限制器试验
UNITROL5000型调节器提供了过励限制(包括过励侧定子电流限制和最大励磁电流限制)、欠励限制(包括欠励侧定子电流限制和PQ限制,其中最小励磁电流限制适用于凸极发电机)、强励反时限保护、V/Hz限制等功能,发电机运行限制区域见图2。
按照定值单(见表1)整定限制器定值,然后利用微机继电保护测试仪模拟发电机过励、欠励工况,使得调节器在各限制边界准确可靠动作,动作误差符合要求,动作信号正确。
3.5 励磁小电流试验
小电流试验的电源可以采用三相380V交流电,也可以采用接引于6kV或10kV高压厂用电的励磁变作为电源,其接线图见图3。模拟负载采用50~100Ω的电阻丝,或者功率2kW,阻值100Ω的滑线变阻器。
试验时用示波器观察不同角度下励磁电压波形,检查各个可控硅可靠触发,六个波头完整一致,见图4。
记录下各个整流柜导通角度从最小变化到最大过程中的转子电压,绘制出特性曲线,见图5。各个整流柜的特性曲线应基本一致。
4 动态试验
发电机定速3000r/min后,即可开始励磁系统的动态试验。动态试验包括空载试验、负载试验及特殊性试验。动态试验主要是通过现场测量、调整有关参数,使得励磁调节器的调节性能达到有关标准的要求,满足机组的安全运行。
4.1 空载试验
4.1.1 定角度试验
在定角度方式下,就地手动开机,通过就地增磁慢慢升高发电机电压到额定值,然后校验发电机电压、电流、励磁电压、电流。
4.1.2 阶跃试验
进行发电机空载时的“电压闭环”和“电流闭环”阶跃响应,阶跃量为发电机额定电压的5%或10%。根据阶跃响应,确定PID调节参数K=500,TB1=18.2s,TC1=1.82s,要求阶跃响应超调量不大于阶跃量的30%,振荡次数不大于3次,上升时间不大于0.6s,调节时间不大于5s。
4.1.3 切换试验
分别进行“电压闭环”与“电流闭环”方式互切试验、A套与B套调节器互切试验,切换过程发电机电压应平稳无波动。
4.1.4 TV断线试验
发电机空载额定电压下,A套TV断线后,调节器自动切换到B套运行;B套再断线,切换到备用通道运行,切换过程不会误强励。
4.1.5 零起升压
发电机零起升压时,发电机电压最大值不大于额定值的110%,振荡次数1次,调节时间不大于15s。
4.1.6 灭磁时间常数测试
灭磁时间常数定义为发电机电压从额定下降到36.8%的时间。空载时,发电机电压保持在额定,在DCS发出跳开灭磁开关指令,测得灭磁时间为2.68s;额定电压下,在DCS发出停机指令,测得逆变灭磁时间为2.41s。可见逆变灭磁时间小于开关灭磁时间,逆变灭磁电压曲线见图6。
4.2 负载试验
4.2.1 校验功率
发电机初次并网带负荷后,进行调节器有功功率、无功功率的校验。
4.2.2 带负荷阶跃试验
发电机带负载时的“电压闭环”和“电流闭环”阶跃响应,阶跃量为发电机额定电压的2%~4%,有功功率波动次数不大于5次,阻尼比大于0.1,调节时间不大于10s。试验波形见图7、图8。
4.2.3 带负荷限制器试验
带负荷工况下,由于不允许进行大范围的有功、无功变化,因此,通过修改限制器的参数使得限制器动作,检验限制器的动作情况。试验结束后将参数改回原值。
4.2.4 甩负荷试验
励磁控制系统应保证在发电机甩额定无功功率时发电机电压最大值不大于额定值的115%。
4.2.5 均流系数
在满负荷工况下(P=1007.9MW,Q=135.0Mvar),检查各个整流柜输出电流,计算均流系数(见表2),要求不小于0.85。均流系数为并联运行各支路电流的平均值与最大支路电流值之比。由于该调节器采用了智能均流技术,可以看出均流效果很好。
4.3 特殊性试验[5]
特殊性试验一般不包含在整套启动调试中,由业主另外委托具电网认可有资质的试验单位进行。
4.3.1 励磁系统建模
目前,新的稳定导则要求稳定计算中发电机采用精确模型,励磁系统采用实测的模型及参数。因此,新建机组投运前均需开展励磁系统建模试验。
试验采用频谱分析仪分析励磁系统的频域特性。UNITROL5000型数字励磁调节器有备用的A/D和D/A接口,可将频谱分析仪输出的白噪声信号连接到调节器的A/D接口,再通过软件设置关联到PID或PSS控制回路的输入口;白噪声经过调节器计算后输出到D/A接口,再输出到频谱分析仪。频谱分析仪通过对输入输出信号的比较即可分析出调节器的频域特性。
除此以外,还要进行发电机阶跃试验的一系列试验。然后再对相关数据进行计算,得出稳定计算用励磁系统模型及参数,并对此模型及参数进行仿真,将仿真结果与实际试验结果比对,验证模型的准确性。
1号机组实测励磁系统模型如图9所示,参数见表3、表4。
4.3.2 电力系统稳定器试验
1号机组励磁采用自并励励磁方式,存在相关的弱阻尼振荡模式,因此,在该机组上投入经过合适整定的PSS,对于抑制相关的机电振荡模式、减小有关线路的功率振荡幅值、提高机组的抗扰动能力、改善电网的动态稳定性,具有显著的效果。
PSS试验在励磁系统建模测试出PSS-2A模型和参数的基础上进行,在1000MW负荷下实测励磁系统无补偿特性,据此对PSS参数进行了优化,使PSS输出的力矩向量对应Δω轴在超前10°和滞后45°之间,并使本机振荡频率力矩对应Δω轴在0°和滞后30°之间,即满足DL/T 650-1998的要求。
然后,通过一系列抗扰动试验,如动态阶跃、PSS临界增益、反调试验等,验证PSS的实际效果。
4.3.3 进相试验
进相试验也是电网要求必须完成的试验项目。试验根据电网调度安排,在电网无功储备较多的夜晚进行。试验前退出失磁保护压板,确定试验的限制条件,如厂用母线电压、发电机端部温度、静稳极限等的极限范围。进相过程严密监视机组参数,做好事故预想。
1号机组进相试验结果(见表5)说明,在90°功角以下,发电机本体温升、发电机电流、厂用电压等不会成为限制机组进相运行深度的条件,且调压效果明显。
5 结语
华能海门电厂1号机组的励磁系统经过静态调试、动态空载调试、负载调试以及特殊性试验,结果符合有关标准的要求,调节器性能能够满足发电机各种工况下运行的励磁要求。
摘要：根据海门1号机组的工程建设的实际情况,介绍大型机组励磁调节器的投运试验过程,重点介绍了静态限制器试验、小电流试验,以及动态空载试验和负载试验内容,并对试验的结果进行分析和探讨。
关键词：自并励,励磁,调节器,投运试验
参考文献
[1]ABB瑞士有限公司.UN5000用户手册
[2]张文斌,兀鹏越.华能海门电厂1号机组整套启动调试报告[R].西安:西安热工研究院有限公司,2009(5)
[3]中华人民共和国建设部.GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准[S].北京:中国电力出版社,2006
[4]中华人民共和国电力工业部.DL/T650—1998大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件[S].北京:中国电力出版社,1998
[5]曹亚龙.海门1号机组PSS现场整定投运试验报告[R].广州:广东电力科学研究院,2009
机组励磁 篇2
发电机励磁系统是发电机组的重要组成部分, 其性能优良与否直接影响发电机运行水平。因此, 大型汽轮发电机的励磁方式选择至关重要, 目前国内新建大型汽轮发电机组以采取静态自并励励磁系统为多。此工程2 × 660 MW机组采用了ABB公司的UNITROL5000 双通道静态自并励系统。整个励磁系统由励磁变压器、微机型励磁调节器、大功率可控硅整流柜、灭磁开关、灭磁及过电压保护单元、起励装置等部分组成。
2 误强励事故简介
在三号机组电气整套试验过程中, 顺利完成了发电机短路特性试验、发电机带主变零升空载特性试验等试验项目, 进行励磁系统的空载特性参数调整试验。在一通道的所有试验完成后, 刚进行二通道的起励, 突然灭磁开关跳开, 灭磁柜内发出灼热火光; 与此同时, 发变组保护侧报出发变组的保护动作信号, 出口继电器动作出口。经检查, 发变组保护中高厂变差动保护动作, 励磁柜中灭磁电阻烧毁, 如图1 所示。
保护管理机及故障录波器顺调出数据, 在起励过程中, 高厂变差动保护中, A、B两相刚过保护启动定值, 差动保护动作, 随后继电器出口跳灭磁开关。而据励磁小室内录波试验人员现场录波观测, 在起励过程中, 励磁电流突升, 超出设定量程范围 ( 因灭磁柜内突发火光, 急于躲避, 未将试验波形记录下) 。
初步推测, 在起励过程中未控制好, 励磁电流过大, 发生空载误强励, 进而造成保护动作, 保护出口跳开灭磁开关; 同步发电机的快速灭磁普遍采用移能灭磁, 灭磁电阻必须快速吸收在各种工况下的磁场能量, 此时过大的励磁电流能量聚集在灭磁电阻上, 烧毁灭磁电阻。
3 系统分析
在此次起励过程中, 突发空载误强励, 机端电压突增, 而尚未达到过激磁及过压保护时。对高厂变而言, 相当于变压器的过电压冲击, 由于其磁通密度较高, 接近饱和磁通, 过电压导致高厂变的高压侧线圈内激磁电流变大; 通过保护管理机中波形分析可得, 电流中的二次谐波分量很小, 未闭锁差动保护的出口, 高厂变差动保护动作出口。
大型同步发电机快速灭磁是限制发电机—变压器组内部故障扩大的唯一方法。现有发变组配备的继电保护只能将发电机从电网上断开, 同时切断磁场电源, 其保护动作如图2 所示, 但不能消灭发电机磁场贮存的巨大能量, 后者能维持故障电流, 导致烧毁绕组甚至熔化铁心, 造成不可挽回的损失。近年来的广泛使用氧化锌或碳化硅等非线性电阻灭磁, 因其在灭磁过程中大部分时间内磁场电压保持不变, 进一步加快灭磁速度。而在进行灭磁电路设计中, 采用非线性电阻时, 涉及到所需的能容量的大小, 如能容取得不够, 在恶劣的灭磁条件下可能会灭磁失败; 如能容取得过大, 则装置体积、占地面积大, 价格高, 维护量大, 也不是十分必要。
3. 1 发电机空载误强励造成的危害
1) 发电机励磁回路过载, 使转子绕组过热、加速绝缘老化, 甚至烧坏转子绕组。
2) 发电机定子回路产生过电压造成过压保护或过激磁保护, 或引起发电机配电装置及发电机直馈线上电气设备受损。
3) 可控硅励磁装置主回路元件受损, 轻则可能使回路中快速熔断器熔断, 重则使可控硅管烧坏。
4) 若误强励未及时发现, 又恰遇害保护拒动时, 还可能引起励磁变压器严重过热甚至烧毁励磁变压器。
3. 2 空载误强励时磁场能量的计算
3. 2. 1 转子漏磁通的计算
图3 中定子电阻Ra、定子漏抗Xδ、及定子直轴电枢反应电抗Xad均折算到转子边。由于定子输出开路, 故Ra和Xδ不起作用。转子等效电抗Xf= Xfδ+ Xad, Xfδ为转子漏抗。因为定子绕组及阻尼绕组开路时励磁绕组时间常数, 转子等效电感Lf= Xf/ ω = T'd0Rf。 ( T'd0常规取10) 由于漏磁通的大部分经过空气, 如不考虑磁路的饱和, 则Lfδ为常数。假设Lfδ= 0.1 × Lf, 漏磁能量 ( 不饱和值) 。实际上漏磁通的磁路有一部分在铁心里, 在特大的励磁电流下, 铁心高度饱和, 磁阻增大, 使漏磁通增长率减少, 表现为等效电感Lfδ减小。设饱和系数为0. 2, 则Wfδ= 0. 1LfδI2fm。
3. 2. 2 转子主磁通的计算
转子激磁电感Lad= Lf- Lfδ。 ( 不饱和值)
主磁通W0=K1∫Ifdφ0, 又因发电机空载端电压, 对发电机而言, f、ωa、ka均为固定参数, 故u0∞φ0, 式可等效为 (K2为常数) 。
失控误强励时转子储能量为Wf= Wfδ+ W0
以上的公式主要适用于水轮发电机灭磁电阻的吸能容量运算。汽轮发电机由于转子整段铁心内有强烈的涡流阻尼作用, 大部分磁场能量转入转子铁心的涡流中衰耗, 使灭磁电阻的吸能大大减少。据有关实验分析, 空载灭磁时氧化锌灭磁电阻吸能不到磁场储能量的10% 。为安全起见, 可取汽轮发电机灭磁电阻的吸能容量为计算磁场储能量的30% ~ 50% 。
4 经验教训
1) 在整套启动试验的励磁空载特性试验期间, 加强与厂家调试人员的沟通, 不可盲从, 失去应有的把关。
2) 定电流而不是强励电流时就去比较机端电压变化率, 将误强励事故抑制在其发展初期。
3) 提高对发变组保护的认识, 在整套启动期间严格按实验步骤流程对保护功能进行投退, 确保发变组保护对系统故障的动作正确及时。
4) 重视故障录波器、保护管理机等现场监控装置的作用, 对事故分析的重要意义。
5) 提高安全意识, 在进行整套试验的录波过程中, 常常开着灭磁开关柜门录取励磁电压、电流信号, 有安全隐患, 应做好安全隔离工作。
参考文献
[1]国家能源局.DL/T 843大型汽轮发电机励磁系统技术条件[S].北京:中国电力出版社, 2011.
[2]国家能源局.DL/T 1166大型发电机励磁系统现场试验导则[S].北京:中国电力出版社, 2012.
机组励磁 篇3
关键词：励磁,ALSTOM,低励
1 励磁控制系统简介
我厂应急柴油发电机组采用ALSTOM励磁控制系统,其具有操作简单,性能可靠等特点。该系统包括一个自动电压调节通道和一个手动励磁电流调节通道,在运行时两者互相跟踪,保证通道切换时的平稳性。励磁控制系统主要包括电源卡、手动设置卡、自动设置卡、手动调节卡、自动调节卡以及低励限制卡。
2 励磁系统调试
2.1 电源卡A76
电源卡需要检查在额定交流电压输入时其输出的直流电压是否满足要求,同时要需要通过调整输入交流电压大小确定其输出直流电压的对应关系。通过试验得出:A76卡在交流电压输入45V左右开始有直流电压输出,当交流电压输入到达117V时,A76卡的输出达到最大值,即正负15V。
2.2 手动设置卡测试
手动设置卡的主要作用向手动调节卡输出励磁电流参考值,所以试验时主要测量其输出量Uref,即其试验报告中的M1点。励磁电流参考值Uref的变化范围为0V~3.3V(分别对应于0%Ifn和110%Ifn),所以在调试时需要通过手动按面板上的增减磁按钮改变Uref以确定该输出的实际输出范围,通过测试我们得到的变化范围为0V~3.298V。该板卡的另一项功能是在柴油机空载情况下起励后需输出一个预设值Uref=1.44V,使发电机空载时机端为6.3k V,通过测试,我们得到的预设值为1.452V。
2.3 自动设置卡测试
自动设置卡的功能与手动设置卡类似,即向自动调节卡输出一个电压参考值,其输出Uref的输出范围为4.5V~5.5V(分别对应90%Un和110%Un),该范围也是通过按面板上的增减磁按钮看其变化范围,通过测试,我们得到的实际变化范围为4.50V~5.50V。与手动设置卡类似,自动设置卡的另一项功能是在发电机起励或者由手动通道切换到自动通道时向自动调节卡输出一个预设值5V(对应于100%Un),通过测试我们得到的结果为5.0V。
2.4 手动调节卡测试
手动调节卡的功能是通过比较励磁电流采样值经转换成电压后的值与手动设置卡输出的考值Uref进行比较,根据其输出值Vc来调整整流桥可控硅的开度达到调节励磁电流大小的目的。励磁电流采样值IF的变化范围为0V~-3V(分别对应励磁电流为0A和Ifn=6.32A),经过测试我们得到的实际变化范围为-0.16V~-3.045V。
调节手动设置卡的励磁电流参考值至一个特定值,例如1.5V,根据估算,此时如果励磁电流采样值为3.2A时,其对应的IF也大约为1.5V,此时手动调节卡的输出Vc的值应变化的较慢,即调节卡的调节力度较小,若此时减小励磁电流值至2A,则调节卡的输出应快速向正值变化,当调节励磁电流至大于3.2A的某一个值时,调节卡的输出应快速向负值变化。通过试验,调节卡的输出大约变化范围为-12.85~+14.45V,当正常运行时该变化范围大约为-1~+1之间。
2.5 自动调节卡测试
自动调节卡的功能是根据自动设置卡给出的电压参考值与机端电压采样值间的差值大小调节励磁电流大小从而改变机端电压大小。自动调节卡的测试项目包括VT和IF。VT即机端电压的采样值应为5V(即对应于6.3k V),通过测试我们得到的实际值为4.96V,励磁电流采样值应为3V(对应于Ifn=6.32A),实际得到的IF为2.98V。
1)自动调节卡的过励限制功能测试
过励限制是当发电机励磁电流大于1.1倍额定励磁电流时,该功能触发,以降低A36输出控制电压Vc1,从而降低励磁电流值。在没有机端电压采集的情况下(即继电保护测试仪没有输出)可以测得Vc1的输出大约为12.85V,此时用直流发生器模拟励磁机的励磁电流,逐渐增大励磁电流至6.3A左右,Vc1的输出保持稳定,但会逐渐下降至大约8.2V左右,继续增大至7A,Vc1开始持续下降并最终稳定在-12.85,同时A36卡上的LIM灯亮,说明自动调节卡上的过励限制动作,即验证了自动电压调节卡的过励限制功能以及其动作值的正确性。
2)自动调节卡的强励功能测试
在没有机端电压采样的情况下,Vc1的输出大约为12.85V,此时用继电保护测试仪向调节卡输入约50V左右的电压,然后调节励磁电流输入至2.53A左右,此时可以看出Vc1的输出将稳定在9.2左右,说明此时需要增加励磁电流。模拟励磁电流至7.0A后,如上述一样将发生过励限制动作,Vc1将快速降低至-12.85。此时在继保仪上模拟电压突降,即将继电保护测试仪输出突然减少至30V左右,可以看出Vc1的输出瞬间增加到12.85,持续时间大约为5s,在强励过程中可以看到过励限制灯LIM将熄灭。
2.6 低励限制卡测试
低励限制卡的功能是在发电机进相运行深度过大时将发电机的运行点拉回至低励限制曲线的右方。低励限制的的测试功能包括功率值采样及低励限制曲线的确定。
1)功率采样验证
功率值采样需测试三个点,即发电机发出纯有功、发电机发出纯无功及发电机吸收纯无功。当发电机吸收纯无功时,根据发电机的额定视在功率为7875k VA,其电流应为:
所以在试验时用继保仪向限制卡输入三相57.74V正序电压,保持B相相角为-120°,使继保仪的电流输入为B相交流电流4.5∠-30°,此时电流相角超前电压相角90°,发电机吸收纯无功。低励限制卡上的IDW电压应为-5.0V,试验时测得的实际电压为-5.003V。同理,当发电机发出纯无功时保持电压的幅值及相角不变,仅需改变电流相角至4.5∠-210°,此时电流相角落后于电压相角90°,发电机发出纯无功,测量点IDW的理论值应为+5.0V,实际试验的电压为+5.0V。当发电机发出纯有功时,改变电流相角至4.5∠-120°,此时电压与电流同相位,发电机发出纯有功,测量点︳IW︳的理论值为+5V,试验时的实际测量值为+5.00V。
2)低励限制曲线的试验
在该发电机的低励限制保护中,其限制曲线为一条直线,我们通过发电机P-Q曲线上的两个点确定该直线,其坐标分别为(0,-6.057)和(3.17,-5.497)。
第一个点的验证只需模拟发电机发出纯无功,直至限制卡上的LIM亮起就说明该值为实际的动作值。用继保仪输出三相交流57.74V正序电压,使Ub=57.74∠-120°,使Ib=0∠-30°,在保持电压和电流相角均不变的情况下逐渐增大Ib的幅值,即模拟此时发电机的运行点在Q轴上由零点逐渐向负值运动,直至限制卡上的LIM灯亮起。在实际试验时我们得到的Ib动作值为3.47A,所以此时发电机的功率如下:
可以看出,实际的动作值与理论动作值基本一致。
在第二个动作点时发电机为输出有功,吸收无功,所以电流相角应超前电压相角。在做试验时需保持Ub=57.74∠-120°,Ib=0∠-60°,然后逐渐增大Ib的电流即可模拟发电机的视在功率S的运行轨迹为一条直线,当限制卡的LIM灯亮起时即表明S的运动轨迹与低励限制线相交。通过试验,我们得到的动作电流为3.64A,所以此时发电机的功率如下:
与理论动作值基本一致。
3 结束语
机组励磁 篇4
关键词：水电机组,励磁,变压器,晶闸管,计算
0 引言
紧水滩电站6台机组运行20几年, 机组定子相继出现矽钢片滑出导致定子接地, 近年, 电站开始对主设备进行改造。电站机组励磁系统采用的是广州电器科学研究院广州擎天电气控制实业有限公司开发的EXC9000型全数字式静态励磁系统, 运行情况良好, 机组增容后, 需要励磁系统对主要参数进行计算, 并提出励磁系统改造方案。发电机组增容后, 形式和结构不变, 容量由原来的50MW, 增至55MW。发电机额定励磁电压由原来的163V增至175V, 额定励磁电流由原来的1087A增至1169A。为此本文对励磁系统改造的参数进行了核算, 并结合计算结果提出了对应的改造方案。
1 励磁变压器主要参数计算
1.1 计算依据
(1) 满足发电机在1.2倍额定励磁电流下长期运行的要求, 并留有足够裕度;
(2) 发电机机端电压下降到80%额定值时, 能提供2倍强励电流。
(3) 整流桥为三相全控桥, 最小控制角角α=10.4º。
1.2 励磁变二次电压的选择
按公式 (1) 计算励磁变压器二次电压
式中:Ufn——发电机额定励磁电压, 为175V
ΔUT——电流回路中可控硅总压降, 一般取为2V
c——倾斜系数, 对于三相全控桥C=0.5
XT——变压器漏抗, 0.06
cosα——整流桥最小控制角系数, 为0.9836计算结果如下:
因变压器容量留有10-20%的余量, 发电机额定励磁工况下变压器阻抗压降将小于额定值, 故可取励磁变二次额定电压为:u2N=380V。
1.3 励磁变容量选择
励磁变额定容量应满足发电机在1.2倍额定励磁电流下长期运行的要求, 并且留有一定的裕度。按下式计算:
因此, 可选变压器容量为800k VA, 有足够裕度满足要求。通过以上计算, 得励磁变压器的参数为:
2 晶闸管元件参数计算
2.1 反向重复峰值电压验算
(1) 发电机组励磁绕组试验电压最大为工频10*175=1750V, 幅值2475V, 励磁绕组两端过电压瞬时值应不大于2475 0.7=1732V。晶闸管反向峰值电压VRRM应大于1732V。
原晶闸管的VRRM为2800V, 能满足以上各项要求。
2.2 晶闸管通态平均电流
根据下式 (2) 对晶闸管元件的通态平均电流进行计算:
式中:KSA-电流储备系数取2;Kji-电路系数, 对三相全控桥取0.367;K4-海拔高度系数, 取1.1;K6-风速降低, 温度上升, 取0.9;K2-风速系数, 5m/s, 取1.0;KS-环境温度系数, 40℃取1.0;Id-设计额定励磁电流, 取1169A;由此可得:
3 交直流电缆的载流量计算
增容后的发电机励磁的额定电压和额定电流分别为175V、1169A。以此为依据进行交直流电缆的选型计算。
3.1 交流电缆选型计算
(1) 励磁变至整流器之间的交流电缆采用三芯交联电缆, 交流电缆引至励磁功率柜的接线铜排上。
(2) 根据励磁电流的大小, 估计励磁变压器到整流器每相由4根电缆并联, 并行敷设。
(3) 整流器交流侧单相载流量估算:1169×0.816/ (1.12×0.85) =1002A。 (注:“1.12”为环境温度系数, “0.85”为敷设电缆时的校正系数)
(4) 假设每相4根电缆的话, 单根电缆载流量为:1002/4=250A。
(5) 考虑到1.1倍长期运行因素, 要求单根电缆载流量:1.1×250=275A。
(6) 对于截面为150mm2铜芯三芯交联电缆, 其标准载流量为360A, 可以满足要求, 且留有裕度。
(7) 励磁变副边电压约为380V, 故电缆额定电压可选为:1000V。
(8) 最终型号:YJV-150 mm2三芯交联电缆, 额定电压:1000V。
根据以上的计算, 交流电缆的数量及接线方式:每套励磁装置需要接4根YJV-150 mm2三芯电缆, 接至柜内的连接铜排上。
3.2 直流电缆选型计算
根据励磁电流的大小及考虑到1.1倍电流下长期运行等因素, 直流电缆单极总载流量:1169×1.1=1286A。考虑直流输出每极采用3根单芯电缆, 则每根载流量为:
其中“1.12”为环境温度系数, “0.85”为敷设电缆时的校正系数。额定电压为:
对于截面为240mm2铜芯单芯交联电缆, 其标准载流量为643A。每极采用3根240 mm2截面积的电缆时, 总载流量为3×643=1929A, 大于1286A, 可以满足1.1额定励磁电流状态长期运行的要求。
4 增容后励磁系统改造方案的建议
通过以上计算可以发现, 发电机组增容后, 励磁系统改造方案建议如下: (1) 励磁变需更换, 专门订制, 额定容量增加为800k VA, 变比为10.5k V/380V。其他技术参数和电缆引接方式, 再具体提出; (2) 励磁系统的原直流电缆的载流量, 不能满足要求, 每极需要再增加2根240 mm2的电缆或185 mm2的电缆。增加电缆后, 还需注意电缆的引接位置; (3) 原晶闸管元件的通态平均电流In=2625A。原晶闸管采用ABB 5STP24H2800 2625A/2800V, 且本方案中整流桥的并联支路数为2, 完全可以满足机组增容后的技术要求; (4) 原励磁系统的交流电缆采用总共6根型号ZR-YJV-3×150 mm2的三芯交联电缆, 6根电缆的载流量为6×360A=2160A, 可以满足1002A的载流量要求。可以不用更换。
5 结论
本文结合紧水滩电站发电机组增容改造对励磁系统进行了验算, 分别从励磁变压器容量、晶闸管和交直流电缆多个方面进行了验证。对比了增容前的励磁系统, 起结果显示, 励磁变压器、直流电缆需要更换, 晶闸管和交流电缆元件不用更换。
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机组励磁 篇5
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
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机组励磁 篇6
过渡湾水电站属于河床式径流电站,电站安装3X8 500kW轴流转桨式机组,是襄樊电网骨干调峰电站。原投产的励磁系统采用广控厂电子式调节器,运行多年后,出现了调节器、励磁风机故障等问题,影响了电网安全运行。为适应电网稳定运行的要求,应用新技术、新工艺和新模型算法等对励磁系统进行技术改造。
1 系统主要特点
1.1 系统原理
整个励磁控制设备由1面调节器柜、1面可控硅整流柜(单柜双桥)、1面灭磁及过电压保护柜组成,结构紧凑简单。励磁变压器保留电站现有设备。调节器柜采用美国TI公司针对励磁控制而开发的专业高速低功耗DSP控制器,调节器采用IES型励磁调节器。功率柜采用单柜双桥大功率功率柜,每台机组配置2个功率桥,型号为SCR-800/660II,配置ABB技术西整所的可控硅和SF15型散热器(配置热管)。灭磁柜型号为FB-630A,主要配置ABB技术DMX2型直流型断路器,采用交流灭磁技术。系统原理框图如图1所示。
1.2 主要特点
(1)整个励磁系统采用低功耗设计,CPU采用美国TI公司1.8V低功耗DSP,指示灯采用LED型,单个继电器线圈的驱动电流小于20mA。
(2)采用热管新工艺,功率整流系统能够摆脱风机引起的相应故障,实现自冷运行,且运行维护方便,从而解决了传统强迫风冷整流柜带来的噪音高、灰尘大、可靠性低等问题,大大地提高了功率整流柜的输出容量及运行可靠性,保证了电能质量。
(3)控制器软件中集成了ABB转让的调节器专家功能模块,可以灵活方便地针对不同用户进行调用和组态,同时便于扩展和维护。
(4)灭磁系统采用了交流灭磁技术,具有小电流自动灭弧功能,最大限度地提高了灭磁开关的使用寿命。
(5)同步回路断线保护。独特的同步电路设计,保证了同步信号稳定、可靠。主要表现在两方面:一是在发电机电压从残压到130%额定电压范围内变化,同步方波始终稳定;二是同步回路无论是在同步变压器原方还是在副方发生一相断线故障时,都能保证发电机在原工况下稳定运行。
(6)脉冲直接形成技术。采用新一代专业数据处理器DSP的高速输出作为智能脉冲处理,无需主控CPU的干预即可执行正常流程。这种脉冲产生方式简单自然,脉冲稳定可靠。
(7)容错及自诊断功能。微机系统自身具有自我诊断能力。软件时刻对DSP、辅CPU、开关量以及微机工作电源进行在线诊断,可以提前发现问题。发现故障立即由软件输出、硬件自动切换。完善的自诊断及软、硬件容错技术,保证设备稳定可靠运行,防止人为误操作。
(8)抗干扰、软硬件容错、自诊断功能。励磁调节器硬件上采用了行之有效的抗干扰措施,如电源噪声处理,电源地隔离,开关量光电隔离,励磁控制器采用先进的表面贴装技术、无源滤波、加装磁阻、使用工业级滤波器等多种电磁兼容技术等,可通过4级电磁瞬变干扰;同时采用大量容错技术使得系统更为可靠,如脉冲掉相处理、Watchdog、智能电源监测等。软件中对开关量采用“二值”判断、模拟量梯度识别、数据合法性判别等大量的容错算法。
(9)友好的人机界面。硬件采用智能前台管理机,超大屏幕液晶平板显示器。软件采用Windows界面,易于运行和维护人员掌握。实时显示机组运行状态、开关量状态、状态参数、控制参数、实时曲线等,并能在线修改及保存励磁系统所有参数,显示直观。
2 可控硅整流系统
2.1 基本配置
整流装置采用三相全控桥式整流方式,每套励磁系统可控硅整流桥按冗余方式配置,设计可控硅整流桥并联支路数为2,支路串联元件数为1,当并联运行的整流桥退出1个支路时仍能保证机组在所有运行工况下正常运行。采用国产ABB技术KP600A/1800V可控硅元件,冷却系统采用基于汽水分离环形热管散热工艺,满足整流柜额定1 500A输出散热的要求。
可控硅作为励磁装置的主要功率元件,其参数选型和性能好坏直接关系到整流桥的负荷能力。可控硅选择遵循以下原则:
(1)晶闸管整流桥按单桥满足最大励磁电流运行的原则设计考虑。
(2)在额定负荷运行情况下,可控硅整流器所能承受的反向峰值电压不小于2.75倍励磁变压器二次侧最大峰值电压。
2.2 热管工艺
热管是一种在封闭的真空腔体内,通过工作介质相变进行热量传递的元件。其工作过程为:工作介质在热管的蒸发段吸收外部热量,液体沸腾形成蒸汽(发生相变),因为腔体内部为真空状态,阻力小,工作介质的蒸汽在很短的时间内就会到达热管的冷凝段,在冷凝段工作介质释放热量,蒸汽冷凝变成液体(再次发生相变),工作介质的液体通过管内吸液芯的毛细作用回流到热管的蒸发段,完成一个工作循环。热管工作时,其工作循环不断地将热量传递出去。热管工作原理示意图如图2所示。
热管作为一个密闭封焊的蒸发冷却器件,由密封管、吸液芯和蒸汽通道组成。其中吸液芯由多孔物质组成,其原理是靠毛细作用使液相工质由冷凝段回流到蒸发段,并使液相工质在蒸发段沿径向均匀分布。工作时外部热源的热量传至蒸发段,通过热传导使工质的温度上升,进一步导致液相介质吸热蒸发。液体的饱和蒸汽压随着温度上升而升高,从而使蒸汽经蒸汽通道流向温度较低的冷凝段。蒸汽在该段冷凝,放出的热量通过充满工质的吸液芯和管壁的热传导,由管子外表面传给冷源。此后冷凝液体可以在没有任何外加动力的条件下,借助管内的毛细吸液芯所产生的毛细力回到加热段继续吸热蒸发,反复循环,达到热量从一处传输到另一处的目的。
由于液态介质的蒸发潜热大,同时蒸汽的流动阻力小,因此能够在温差较小的蒸发端至冷凝端间传送大量热量,即热管冷却装置的有效导热系数非常大,具有良好的冷却效果。此外,由于热管是利用蒸发和毛细现象进行介质循环,不需要借助泵等外力,因此免除了风机等旋转部件,运行时没有噪声,且可靠性高。
2.3 均流措施
整流装置并联支路可控硅元件的均流效果直接关系到可控硅元件的使用寿命,是一项重要的考核指标。为保证整流装置的均流效果,通过以下几种措施保证在整个负荷范围内各支路的均流系数达到0.95。
(1)电路配置和一次铜排走线均保证对称均衡。一般可控硅进入稳态正向导通后其通态压降低,相应的通态电阻小。为了较好地均流并减小这些因素的影响,可将并联支路的可控硅一次铜排的配置和走线对称均衡分布,使每条支路都尽可能对称。
(2)在选用可控硅元件时,使所有并联元件的通态伏安曲线偏差足够小,特别是在大电流工作区。匹配并联元件的通态伏安特性时,应主要考虑大电流区的特性,以保证大电流区有较好的均流,而小电流区由于所有器件负担都较轻,因此即使电流相差较大也不至使元件过热损坏。
(3)采用门极强触发及增加触发脉冲的宽度,同时选择开通时间参数基本一致的可控硅来构成并联臂,使所有并联元件的开通时间缩短,缩小并联元件开通时间的分散性,从而改善并联可控硅开通一致性。
(4)交流输入采用电缆连接,使每柜每相的所有电缆单独连接到电源变压器,并且长度均相同。利用单独连接的交流输入电缆的阻抗效应使得先开通晶闸管的交流输入电缆阻抗电压会加到未开通晶闸管的阳极电压上,利于克服未导通晶闸管的门槛电压,使之更易于导通;同时交流输入电缆电阻电压与晶闸管通态压降相当时,可以改善并联支路总的通态伏安特性,使均流效果更佳。
3 励磁调节器
3.1 设计理念
(1)提供完全独立的微机/微机/手动/手动四通道双模冗余结构,每个调节通道配有一套独立的智能化故障检测系统,通道间互为备用,备用通道自动跟踪运行通道,故障后自动实现无扰动切换,从根本上保证了调节器运行的可靠性。双通道中的一个通道出现故障,不会影响励磁系统的正常运行。
(2)调节器采用多CPU模式、电路表面贴装工艺和无风扇结构,主CPU用于调节和逻辑控制,高速DSP芯片用于交流采样,CPU之间通过双口RAM交换数据,以保证程序运行可靠,电气量采集计算速度快,抗干扰能力强。
(3)调节器具有完善的故障检测功能,检测范围覆盖电源系统、硬件系统、软件系统,采取自检与互检相结合的措施,确保故障检测和通道切换万无一失。
(4)采用PID+PSS调节规律,能有效抑制电力系统低频振荡,提高系统输送能力。
3.2 LOEC线性最优控制理论
多变量(ΔVt、ΔP、Δf)控制与单变量(ΔVt)PID控制相比,多变量PID控制具有明显的优势,其主要表现为显著增强系统阻尼,抑制低频振荡,有效提高发电机的静稳极限和与之相连的电力系统运行稳定性,具有优于PID+PSS(Power System Stabilizer)的性能。除LOEC线性最优控制算法之外,励磁调节器还提供P、PI、PD、PID+PSS多种控制算法。
3.3 高速数字信号处理器DSP
交流采样技术、脉冲直接形成技术以及先进的控制策略,是微机励磁实现的关键性技术。本控制器采用的控制芯片是美国TI公司生产的32位浮点型高速数字信号处理芯片(DSP)TMS320C2812,运行处理速度高,适应工业环境运行条件。由于DSP芯片内集成了硬件乘法处理器,因此只要一个指令周期便可完成一次乘法运算,特别适用于自适应控制高速运算。
4 灭磁装置
4.1 主要配置
灭磁装置配置了DMX2型直流型断路器,该断路器的灭磁系统结合了交流电源自然换流的特点和非线性灭磁快速性的特点;同时为了保证可靠性,控制回路通过逆变灭磁或通过硬件切断整流桥触发脉冲的方法,帮助磁场断路器在转子上建立足够高的负方向电压(硬件封脉冲技术),以利于快速灭磁。另外灭磁装置使用了科聚公司的ZnO非线性电阻,该产品可保证发电机在机端短路、空载误强励等极端情况下快速可靠灭磁,可兼做转子双方向过电压保护,不仅具有灭磁时间短、灭磁效果好的优点,而且具有控制电压低的特性,自然均能性优越。
灭磁及过电压保护装置保证在任何需要灭磁的工况下(包括发电机空载误强励和发电机出口三相短路的最严重工况)可靠灭磁。发电机正常停机采用逆变灭磁;事故停机采用磁场断路器+非线性电阻灭磁,并辅助交流灭磁技术。
4.2 交流灭磁技术
交流电压灭磁就是在灭磁时需要切除励磁电源的晶闸管触发脉冲(简称拉脉冲),然后跳灭磁开关。发电机转子具有储能大电感,其释能的时间常数为秒级,拉脉冲后,它相当于直流恒流源,也就是使励磁电源的晶闸管始终有2只导通、4只关断。晶闸管触发脉冲被切除,4只关断的晶闸管不会导通,但因转子的直流恒流源作用,2只导通的晶闸管始终导通,且不可控,又因该直流恒流源的输出为单方向直流,2只导通的晶闸管在此仅相当于导体。这就使得在与励磁电源输入端相连的三相支路中有两相电流流过,一相无电流,在此过程中,三相励磁变压器只相当于单相交流电压源,其输出仅为单相正弦波电压,此时,励磁电源相当于一交流恒压源,拉脉冲后的电路等效图如图3所示。
电流回路由上述单相交流恒压源与转子形成的直流恒流源串联而形成闭合回路。当灭磁开关开断时,开关的断口处便产生弧压。利用上述开关断开时产生的弧压和励磁变压器所输出的单相交流电压叠加,当满足非线性电阻的开通电压时,系统将发电机转子储存的磁能经非线性电阻释放,完成快速灭磁。
5 结束语
机组励磁 篇7
随着经济的不断增长,人类对能源的需求越来越大,因此,对可再生资源的开发和利用极其重要。风力发电作为绿色能源如今受到了各国研究人员的普遍重视,其不会造成污染,技术日渐成熟,成本效益显著,成为21世纪最具开发前景的新能源之一[1](1)。
风力发电机控制系统是机组正常运行的核心,其控制技术是风电机组的关键技术之一,与风力发电机组的其他部分密切相关,精确的控制、完善的功能将直接影响机组的安全与效率[2]。近年来,风力发电设备的发展极其迅速,主要有永磁发电机和异步发电机两大类。永磁发电机的励磁磁通是固定的,提高了对发电机的控制难度;异步发电机体积大,故障率高。针对这些问题,提供了一种无刷励磁同步风力发电机组,并对其控制系统进行了功能分析和结构设计,具有能量转换率高、制造成本低、运行安全可靠的特点。
2 无刷励磁同步风力发电机组系统结构
2.1 工作原理
无刷励磁同步风力发电机组的工作原理如图1所示。
由图1可知,发电机采用的是无刷励磁同步发电机。发电机包括两部分:主机和励磁机。励磁机发出交流电,经过旋转整流器供给风力发电机励磁,只需跟随风速变化,控制主励磁机的励磁即可控制同步发电机的励磁,使得输出电压恒定,在额定风速以下,获得最大风能利用系数。变流环节,通过全功率变流的控制作用将不断变化的风能转化为频率电压恒定的交流电馈入电网,保证风力发电机组稳定可靠地并网运行。
2.2 控制系统结构设计
本设计的风力发电机组控制系统结构如图2所示
由图2可知,无刷同步风力发电机组控制系统主要是由机组主控制器、无刷励磁系统、变流器控制系统、变桨系统、偏航系统、安全及保护系统构成。下面对控制系统各个部分进行功能分析和结构设计。
3 风力发电机组控制系统设计
3.1 主控制器设计
风力发电机的运行和监控主要是由主控制器来执行。以主控制器为核心的主控系统在风力发电机组的安全、可靠运行方面,发挥着十分重要的作用[3]。它主要实现风力发电机组的正常运行控制、运行状态监测和监控以及安全保护三大方面的功能。
主控制器的设计主要有两个方面的工作,一个是硬件方面,另一个是软件方面。硬件主要包括控制电路设计、传感器及接口电路等部分,能满足风力机自动运行、控制和监测要求,提供运行信息、操作控制、运行参数修改等[4];软件部分的设计主要包括风力发电机组运行控制、信号检测以及安全方面的设计。其系统结构如图3所示。
本系统的主要功能都是由可编程逻辑控制器(PLC)作为主控制器来实现的,机组主控制器通过采集模块检测系统的模拟量、脉冲量和开关量;通过显示界面进行人机交互,能在控制面板上显示和查询机组的运行状态和参数、显示故障状态、设置运行参数等;通过Profibus现场总线与控制系统中的其他部件进行通信。
3.2 无刷励磁系统设计
无刷励磁系统是无刷同步风力发电机组最核心、最关键的组成部分。对同步发电机励磁进行控制,是对发电机的运行实行控制的重要内容之一。无刷励磁系统主要由静态励磁装置、交流励磁机和旋转整流器组成,如图4所示。
风力机带动发电机旋转时,交流励磁机的电枢绕组、旋转整流器和发电机转子一起同轴旋转。由于整流器和发电机转子是相对静止的,所以整流器的输出和转子绕组可以直接连接在一起,不需要滑环和碳刷,因此该系统称为无刷励磁。
无刷励磁同步发电机采用开关电源静止励磁装置向交流励磁机定子励磁绕组提供励磁电源。交流励磁机与发电机同轴,它输出的交流电流经整流后供给发电机转子励磁,此时,发电机的励磁方式属他励磁方式,又由于采用静止的整流装置,故又称为他励静止励磁。旋转整流器是指硅整流元件连同散热器有时还包括相应的整流桥,大多采用三相全波整流桥。
3.3 变流器控制系统设计
变流控制系统是风力发电控制系统的关键部件,变流控制单元在风力发电系统中有以下功能[5]:
(1)为发电机转子励磁;
(2)在风速达到切入风速时,实现机组的软并网,这样保证并网过程平稳,对电网冲击小;
(3)当风速变化时,接收机组主控制器的命令,跟踪最佳功率,保证风机向电网馈送频率恒定的电能;
(4)在机组正常工作的时候,采用PWM调制方式控制逆变器的逆变,保证输出波形质量。
变流器控制系统采用的是全功率变流技术,通过与系统的协调工作,实现风电机组输出功率的变换和并网。目前,已有的并网方式有直接并网、准同步并网、降压并网、软并网,其中软并网方式是目前风力发电机组普遍采用的方式。
当风力发电系统启动时,变流控制单元首先要完成风力机的并网工作。在风力发电机组正常工作过程中,变流控制单元接受主控制器的命令实现输出功率的控制,从而使机组工作在最佳风能捕获状态下。变流器控制系统原理如图5所示。
变流控制单元接收机组主控制器的P、Q、U指令,运用矢量控制原理,产生PWM脉冲去控制IGBT的通断,以实现对变流器的有效控制。全功率变流技术利用现代电力电子技术可以实现对电网有功功率和无功功率的灵活控制,发电机与电网之间采用全功率变流器,使发电机与电网之间的相互影响减少,电网故障时对发电机的损害较小。同时,使风轮和发电机的调速范围可从0～150%的额定转速,提高了风能的利用范围,改善了向电网供电的电能质量。对风电机组功率因数的分散控制加以集中,由并网变电站来统一调控,实现了电网的有源功率因素校正和谐波补偿。
3.4 变桨系统
变桨控制系统由伺服电机、变桨控制器和通讯模块组成如图所示
变桨系统是通过改变桨距角,在低风速时能充分利用风能,具有较好的气动输出性能;而在高风速时,又可通过改变攻角来降低叶片的气动性能,使高风速区叶片功率降低,达到调速限功的目的[6]。
变桨系统是以伺服功能实现叶片在高于额定风速下最佳运行的。在额定风速内,风机达到最佳风能捕获运行状态,此时桨距保持为零。由于在整个风轮扫及面积上的风速不是平均的,因此对单一桨叶控制有利于最大限度利用风能,减小振动。实际中,风速、风向是瞬息万变的,在很好地利用风能的同时还要对风进行控制,从而减少机组的振动。此设计通过叶片振动传感器、风速仪和风向标采集给主控制器的信号控制变桨系统。
每一个桨叶采用一个变桨伺服电机进行单独调节,绝对值编码器安装在伺服电机的输出轴上,用来采集伺服电机的转动角度。伺服电机通过主动齿轮与桨叶轮毂内齿圈相连,带动桨叶进行转动,实现对桨叶的节距角的直接控制。电机由UPS供电,60s内将桨叶调节为顺桨位置。
3.5 偏航系统
偏航系统是风力发电机组特有的控制系统,它是一个随动系统。当风向和风轮轴线偏离一个角度时,主控制器根据风向传感器的信号,按一定的逻辑控制规律向偏航控制系统的PLC发送角度指令,偏航控制系统接收到指令后控制偏航电机将风轮调整到与风向一致的方位,在必要时还要进行解缆的操作,从而保护风机。偏航系统结构如图7所示。
风向标作为感应元件将风向的变化用电信号传递到偏航电机的控制回路里,经过比较后处理器给偏航电机发出顺时针或逆时针的偏航指令,当对风完成后,风向标失去电信号,电机停止工作,偏航过程结束[6]。
偏航系统的控制功能包括:风向标控制的自动偏航、人工偏航、风向标控制的90°侧风和自动解缆。
3.6 安全及保护系统
当风力发电机组出现故障,或控制系统失效,或监控的参数超过极限值时,此时风力发电机组不能保证系统在正常的范围内运行,则应启动安全及保护系统。安全保护系统结构如图8所示。
由图8可知,当发生扭缆、机舱剧烈振动、电机过热和叶轮超速中的任何一个事件时,都会产生安全保护动作
4 结论
本文将无刷同步发电机引入风力发电系统,对控制系统的控制功能框架做了整体设计;并分别对控制系统中的主控制器、无刷励磁系统、变流器控制系统、变桨系统、偏航系统、安全及保护系统进行了详细的分析说明,为以后风力发电机组的实现奠定了基础。
参考文献
[1]叶杭冶.风力发电机组的控制技术[M].北京:机械工业出版社,2006.
[2]KO H-S,LEE KY,KANG M-J,et al.Power Quality Control ofan Autonomous Wind-Diesel Power SystemBased on Hybrid In-telligent Controller[J].Neural Networks,2008,21(10):1439-1446.
[3]冯江哲.兆瓦级风力发电机组控制技术的研究[D].北京:华北电力大学,2009.
[4]曾婧婧,杨平,徐春梅,等.风力发电控制系统研究[J].自动化仪表,2006,(S1):32-35.
[5]宋文娟,王辉,刘红燕.兆瓦级直驱式风力发电机组控制系统设计[J].测控技术,2008,27(6):41-42.