风电机组基础（精选8篇）
风电机组基础 篇1
0 引言
我国海上风电开发刚刚起步,海上风电机组长期矗立于恶劣的海洋环境中,基础除了承受来自机组上部的叶轮系统、机舱等部件传递来的载荷外,还需要承受波、流、海生物附着等海洋环境载荷的影响。对于海上风电机组基础而言,结构杆件的应力是由局部的水动力和机组其他部分传递来的载荷组合引起的。局部产生的力不但包括由Morison模拟的拖拽力和惯性力,还包括升力、轴向力、浮力和重力,靠近平均风暴水位的水平杆件在波浪经过时还要经受垂向的冲击力,升力和冲击力都能引起独立杆件的动力激振,使它们的应力增加。因此,在基础设计初期如何快速、合理地评估基础所受荷载并对基础进行力学分析,从而保证结构的强度、刚度满足设计要求,对于海上风电开发的重要性不言而喻。
1 基础结构校核方法
1.1 载荷计算
1.1.1 风载荷的计算
对风电机组进行载荷计算,一般将叶轮系统视为“致动圆盘”,圆盘面上的风速Ud与上游来风速度Uo的关系为:
Ud=(1-a)Uo 。 (1)
其中:a为轴向诱导因子。在来风速度Uo确定的情况下,叶轮平面上风速Ud值的大小完全取决于系数a。
现假设气流均匀且不可压,根据伯努利方程可得到圆盘吸收的功率P:
P=2ρU3oAa(1-a)3 。 (2)
其中:ρ为空气密度;A为风机叶轮扫风面积。作用在叶轮上的推力T为:
T=2ρAU3oa(1-a) 。 (3)
机组的功率系数Cp以及机组的推力系数CT都没有量纲,可由下式确定:
undefined。 (4)
undefined。 (5)
从式(4)、式(5)可以看出:当a取值为1/3时,功率系数Cp最大,为16/27,这个值又称为贝兹极限;当a取值1/2时,推力系数CT最大,为1。计算风力发电机的载荷与响应时,首先应建立完整准确的风力机模型。本文采用GH Bladed软件对风电机组进行数学仿真分析,建立了如图1所示的整机模型,并根据所建立模型对机组进行载荷计算。
1.1.2 波、流组合的静力计算
计算作用在基础上的确定性的静波浪力时,通常使用莫里森公式,波浪通过平台时,必然会对平台产生拖拽力与惯性力。拖拽力的大小与水质点速度的2次方成正比关系,惯性力的大小与水质点的加速度成正比关系。可以说,作用在基础结构上的拖拽力与惯性力的合力就是波浪力F。具体可表示为:
undefined。 (6)
其中:D为杆件的直径或与波向垂直的边的长度;Cd为波浪阻力系数;Cm为惯性力系数;v为杆件轴线处的水质点速度;ω为海水的密度;g为重力加速度。
1.2 杆件校核方法及理论依据
本文基础校核所使用的工具为SACS软件。根据机组参数建立基础模型,使用P-Y曲线法对桩-土耦合进行处理,解决力学分析前的边界问题。通过对基础进行风载荷及环境载荷施加,参考材料力学的相关理论求解分析,计算出基础结构的应力、应变,并对照规范,直观地以实际应力与许用应力比值(UC值)的大小来表现。通过查看各杆件的UC值,可以快速地评估基础杆件受力后的力学性能,直观地对基础进行优化,经过反复多轮的优化后,即可以得到满足规范要求且经济性较好(用钢量较少、结构更为合理)的设计方案。
对基础杆件进行校核时参考API RP 2A规范的相关要求,其中对于杆件在极端环境作用下所产生的应力水平校核,许用应力适当增加1/3。对于圆柱形构件而言,承受轴向拉伸荷载时的允许拉伸应力Ft为:
Ft=0.6Fy 。 (7)
其中:Fy为杆件的屈服强度,MPa。对于径厚比小于等于60的构件,允许轴向压缩应力Fa为:
其中:E为构件的弹性模量,MPa;k为有效长度系数;l为无支撑长度;r为回转半径;undefined。海上机组基础在很多工况下都需承受很大的弯矩载荷,允许弯曲应力Fb由下式确定:
其中:d为构件的外径;t为构件的壁厚。
2 计算实例
本文以某3 MW风电机组为例,建立如图2所示的基础模型,根据上述方法加载求解,可得到表1所列的杆件UC值。从表1中可看出PD2杆件的UC值最大,达到了2.45,即实际应力已经超过了许用极限应力,而LG1的UC值最小,仅为0.06,也就意味着材料还有很大的安全裕度。
通过初步设计杆件的校核结果,对基础杆件进行优化。优化的方法一般通过增减壁厚或增减杆件直径的方式来实现,值得注意的是,在此过程中需要参考API规范中建议的径厚比范围,避免出现结构比较怪异的杆件。表2给出了优化后的杆件UC值以及许用应力和极限应力的对比。从表2中可以看出,所有杆件UC值均小于1,即所有杆件都满足设计要求。
3 结论
从以上计算可以看出,使用SACS软件对海上风电机组基础进行强度校核、优化的方法,可以快速地计算出基础在给定载荷工况下的应力情况,通过对基础杆件实际应力与许用应力的对比,快速评估基础在各载荷工况下是否发生失效,并有针对性地对结构进行优化设计。此类分析方法,可为海上风机基础强度设计提供依据和参考。
参考文献
[1]王懿,段梦兰,尚景宏,等.海上风机基础结构力学分析[J].中国海洋平台,2009(4):14-20.
[2]顾为东.中国风电产业发展新战略与风电非并网理论[M].北京:化学工业出版社,2006.
[3]Van Wingerde A M,Van Delft D R V,Packer J A,et a1.Survey of support structures for offshore wind turbines[J].Welding in the World,2006,50(s):49-55.
[4]John Dalsgaard Sorensen.Optimal reliability based designof offshore wind turbine parks[C]//International Forumon Engineering Decision Making Second IFED Forum.Lake Louise,Canada:IFED,2006:1-18.
风电机组基础 篇2
按照公司制定的检修规程的计划要求，某某风机检修班于2015年9月28日-10月18日进行某某风电场2015一期风机半年检修工作。这是某某风机检修班第四年独立检修一期S48/750风机。检修班组在检修之前，首先将安全作业做为头等大事来抓，坚持“安全第一，预防为主”的原则，深入开展安全教育学习，保障人身和设备的绝对安全。并认真学习检修方案中的安全组织技术措施，实行小组分工，将各项工作落实到人，实行责任制，建立分工明细表，细化检修的各项环节。还根据本年及往年的风机运行状态和检修实际情况，对风力机组进行综合评估，确定检修的增加项目，检修前夕检修班组密集召开会议，商讨检修最优方案，根据风机现阶段存在的缺陷，着重解决风力发电机组最实际问题，消除隐患，预防设备事故发生。在公司各级领导和风电场关怀及风机检修班成员共同的努力和运行班组的支持下，本着保证质量完成既定任务，消除设备缺陷、使风机能够安全高效运行为目的，顺利的完成了一期66台风机20155半检修工作。检修工作中，检修班检修登高432余人次，处理故障登高20余人次，检修66台风机，未发生一起安全事故，并且保质保量的完成了检修计划。机组在例行检修后运行正常，机组故障率显著下降，风机一直处于高利用率水平。风机经检修后运行良好，故障明显下降，有效的提高了风机的可利用率，现将本次工作情况做以下总结。
一、风机半年检的主要工作
在半年检修工作中，严格按照某某风电场S48/750风机安全规程及风机检修规程执行，参考金风科技有限公司风机技术部门提供的半年检修清单的要求，根据现场风机实际情况作出部分调整，得出符
合我风电场风机检修清单的要求，半年检修主要工作是对风机进行保养润滑，检查风机的缺陷并进行修正、消缺，并对风机进行预防性的检查。按规定对每台风机分别对主轴、发电机、偏航轴承、偏航齿轮加注油脂；高速闸片磨损检查，发现闸片磨损超差的进行更换；对偏航电缆检查，解缆调整；检查防雷接地装置，更换碳刷、卡簧；出机舱检查轮毂、叶片，并补漆；检查液压系统，渗漏情况，并根据班组要求对部分风机做了对中工作；齿轮箱外观检查渗漏情况；机舱清洁；塔筒内的电缆夹板检查紧固；爬梯安全装置检查紧固；加装一二平台插座；检查风向标S极是否正对机头。风速仪风向标有无松动；偏航系统检查、偏航电机有异常声响进行调整，偏航刹车盘清理；偏航刹车片挡块固定螺栓有无松动，电容柜检查等工作。通过这次半年检修，风机的故障明显下降，提高了风机的可利用率。
在这次检修中也发现了一些以前从未遇见到的问题，大家能够积极的思考，想办法进行处理和修复。例如：313风机的偏航计数器故障，大家通过参阅维护手册学习和以往典型故障的分析，现场拍照记录接线方式等方法第一次自行完成了32芯线的备用线倒换工作；在对514风机的偏航系统检查中发现了偏航小齿轮断齿的故障，大家集思共想共同确定拆卸、更换安装方案，使用自制的工装，克服了在狭小空间内更换大体积、大重量零件的困难，安全顺利把偏航小齿轮进行了更换，恢复了风机正常运行。
二、风机检修班组人员得到锻炼
全体检修人员能吃苦耐劳，不怕脏、不怕累，服从安排，做好本职工作，员工们能够起到积极的带头作用，每位员工都有对工作的积极态度如许育同志在参加风电场组织的篮球比赛时把脚扭伤了，他只休息4天就主动提出继续参加检修工作，班组领导能够主动克服一些自身的困难，执行工作安排放弃休假，带领班组员工努力把工作做好。每位小组成员都能够积极主动的工作、学习，及时对每台风机的缺陷
和消耗的物资进行记录。特别是一些脏活、累活都抢着干。检修人员每天在做半年检的同时，对风机出现的故障及时地进行处理，有时连续工作十余小时，在近21天内每人每天平均攀爬风机3到4次，付出相当大的体力，做了大量的工作，完成了机组的检修任务，同时在半年检修过程中也提高了发现故障和处理故障的能力，整个团队都得到了锻炼和提高。
总结：风机检修班连续四年独立完成风机检修工作，通过历次检修积累的经验和不足，虽然检修班整体技术力量同去年相比已经有了不小提高，目前班组仍处于学习型的班组，班组计划性的开展学习工作，通过组织学习提高班组整体技术力量，培养班组成员善于发现问题并能解决的能力。检修工作中还有一些暂时不能完成的工作，为此检修班会查阅资料，咨询风机厂家得出具体的行之有效的解决方案，风机检修工作虽然很辛苦，时有挑战恶劣的气候和个人的意志，检修班成员会克服困难保证机组正常运行，时时待命，力争每一度电，并为下一年的检修工作时刻准备。
某某风电场检修班
风电机组基础 篇3
关键词：风力发电,交流网络约束,网损,无功功率—电压模型,机组组合,分层计算
0 引言
风电作为一种清洁、低成本的可再生能源,近年来在中国各地发展迅速。然而,风电接入将对潮流与网损、电能质量、容量可信度等产生重大的影响[1]。这些影响给安全约束机组组合(SCUC)和安全约束经济调度(SCED)带来新的挑战和要求[2,3]。
将风电机组引入机组组合问题能减少传统火电机组的运行费用,具有较高的实际应用价值。传统SCUC的研究已经有了很多成果,而引入风电机组的SCUC也可用类似的算法解决,总的归纳一下可以分为传统算法和智能算法2类。传统算法有优先级表法[4]、动态规划法、拉格朗日松弛法、Benders分解法[5]和混合整数规划法。传统算法求解精度比较高,但对大规模问题容易造成“维数灾”问题。而人工智能算法大都容易出现早熟现象,且易陷入局部最优,求解精度不高[6,7,8]。至于网络约束,主要有直流约束[9]和交流约束[10],其中直流约束比较简单,计算方便,而交流约束考虑了节点电压和无功功率约束,安全性较高。
由于风电出力的波动,引入风电机组的SCUC在模型上有所改进。另外,目前应用最广泛的小型风电机组常采用异步发电形式,启动时需要从系统吸收无功功率,因此风电场的并网对电压分布将产生重要影响。新型数兆瓦级的风电机组(例如双馈风电机组和永磁同步风电机组)是未来风电技术的主流,不过这些风电机组有无功调节功能[11],在稳态计算时可以当成常规机组来考虑。计算交流网络约束时对异步风电机组采用无功功率—电压(Q-V)模型[12],避免出现无功不足而导致电压越限。因此,添加风电机组的机组组合问题使用交流潮流约束更加合理。SCUC是非线性混合整数规划,为了提高计算效率,分两层解决有较好的效果。
1 含风电机组的机组组合问题的数学模型
1.1 目标函数线性化
机组组合问题中,目标函数通常是在满足各种约束条件下使总的发电运行成本最低,即
式中:F(Pit,Iit)为总的发电成本;Pit和Iit为决策变量,Pit为机组i在t时段的实际出力,Iit=1表示机组处于运行状态,Iit=0表示机组处于停机状态;Ci(Pit)为机组i在t时段的发电运行成本;Sit为机组i在t时段的启动成本;M为机组数;T为总时段数。
通常情况下,Ci(Pit)可以用二次函数表示为:
式中:ai,bi,ci为机组i的发电成本函数的参数。
混合整数二次规划在用常规方法求解时很慢,甚至得不到解,因此将目标函数线性化很有必要。作如图1所示处理。
由图1可得:
式中:Kim为二次目标函数线性化后在Pim处的斜率,可以通过对二次函数求导得到;Pi1,Pi2,…,Pi(m-1)为分段的边界值;Bi1,Bi2,…,Bim为每个分段内的取值;Pimin和Pimax为机组i的最小和最大出力。
1.2 引入风电的机组组合模型的相关约束
包含风电场的机组组合问题需要确定风电场的输出功率,而风速是随时间变化的,由于风速的预测精度相对较低[12,13,14,15],故采用如下分时段策略:对研究周期内的风电场风速进行预测得到风速分布曲线,然后根据风速曲线的变化规律将风电机组出力分解成若干段带状区间,如图2所示。图中:上、下两根细线分别代表Ptwmin和Ptwmax;中间的粗线为Ptwmax和Ptwmin的平均值。风速预测不是本文主要的研究工作,相关预测方法可参照文献[16],本文风电出力的取值主要参考文献[12-13]。
在计算带风电场的机组组合问题时,风电机组的有功出力作为一个负的负荷区间加入到功率平衡约束条件中。因此,系统功率平衡和备用约束条件为:
式中:Pwt∈[Ptwmin,Ptwmax];PDt为系统的负荷;Pwt为风电取值;SDt为t时段系统总的备用容量,本文取系统总负荷的5%。
[Ptwmin,Ptwmax]为t时段根据预测图而定的风电预出力区间,此处给出的策略是:式(4)取Ptwmax和Ptwmin的平均值,式(5)取Ptwmin使旋转备用保证极端情况下机组出力要求,另外,增加一个约束保证开着的发电机的最小出力能满足风电出力最大时的系统功率平衡,如式(6)所示。
每个发电机最大和最小出力约束为:
每个发电机的爬坡约束为:
式中:DRi和URi分别为机组i每个时段允许的下、上调出力。
本文认为,机组一旦开机则达到最小出力,且在关机前必须达到最小出力。由于不同时段有功取值不同,理论上的场景有无穷多个,即便只考虑极限场景也有2T个。因此,有必要通过合理变换使计算规模变小。事实上,系统功率平衡约束,包括线路上的潮流约束都只与本时段的有功出力有关,而各个时段有功出力间唯一的联系就是机组爬坡的限制。因此,2T个极限场景可用相邻时段间4种极限情况的爬坡约束来简化。4种爬坡约束见图3。
由此,爬坡约束为:
机组最小开机与停机时间约束分别为:
式中:Tonmin,i和Toffmin,i分别为机组i的最小开、停机时间;Tont-1,i和Tofft-1,i分别为机组i在t时段前的持续开、关机时间,
Ttof,if同理。
由于目标函数不变,综合式(3)、式(6)—式(11)得到引入风电的无网络约束机组组合问题的模型。
2 交流网络安全约束下的最优潮流
2.1 风电机组节点的Q-V模型
基于普通异步发电机的恒速风电机组是应用最广泛的风电机组类型,此机组结构简单、成本低,但是不具备无功调节能力,因此计算交流网络约束时对风电机组采用Q-V模型[14]。新型数兆瓦级的风电机组有无功调节功能,在稳态计算时可以当成常规机组来考虑。
异步风力发电机的简化等值电路[14]如图4所示。图中:xm为激磁电抗;x1为定子漏抗;x2为转子漏抗;r2为转子电阻;s为转差;忽略定子电阻。
由图4可推出下面的关系式:
式中:Z为异步发电机的等值阻抗;x=x1+x2。
由式(12)—式(14)可得,在有功功率确定的情况下,风电机组吸收的无功功率是机端电压的函数,通过式(12)求得:
将式(13)代入式(12),并通过合理的小量舍去得到异步风力发电机的Q-V特性方程为:
2.2 电网损耗最小的安全约束最优潮流问题
在确定满足交流约束的火电机组无功出力时,本文以电网损耗最小为目标函数。网络安全约束表现在线路潮流和节点电压不越限2个方面,而可供选择的控制手段主要是系统中的有功和无功设备。由于在求解第1层问题后,有功功率已定,则可调量就是常规机组的无功出力,此处没有计及电容器、变压器分接头等调压措施影响。
1)目标函数
式中:Vi和Vj为节点电压;Gij为节点导纳矩阵中对应元素的实部;θij为节点i与节点j之间的相角差。
2)等式约束
式中:PGi和QGi为节点上发电机出力;PDi和QDi为节点负荷;Sij为线路上的潮流量;YiT为线路的等效阻抗;Yi m为线路对地导纳;Bij为节点导纳矩阵中对应元素的虚部;*表示取共轭。
引入式(15)得带风电机组节点的等式约束为:
3)不等式约束
先不考虑风电出力的不确定性,用式(20)的不等式约束求解无功优化问题,得到的状态值V和θ用来确定灵敏度因子LV,Pi和LS,Pi。线路潮流是相量,因此在约束时取其绝对值。
式中:Qw为风电机组吸收的无功量;Qwmax和Qwmin分别为风电机组吸收无功功率的上、下界;QGimax和QGimin分别为发电机无功的最大、最小出力;Smax为线路潮流的最大值。
灵敏度求解可以直接对雅可比矩阵求逆得到,本文采用增广雅可比矩阵求逆法,限于篇幅,在此不再赘述,详见文献[17]。
风速存在不确定性,而各种风电场景不可能都去检验,由于风电波动区间较小,本文认为电压和初始潮流与风电机组节点的有功功率P在某确定值的附近呈线性关系,因此利用前述所得灵敏度修改不等式约束(式(20)),得到式(21),再次进行无功优化。
2.3 原对偶内点法求解
原对偶内点法又可称为基于对数障碍函数的内点法,它在可行域内部求解,在保持解的原始可行性和对偶可行性的同时,沿着原对偶路径找到目标函数的最优解。对于大规模系统问题的求解,当约束条件和变量数目增加时,其迭代次数增加较少,因此在处理大系统最优化问题时具有显著的优势。限于篇幅,在此不再赘述,详见文献[18]。
3 分层解法
3.1 两层求解步骤
1)首先计算不考虑网络安全约束的机组组合问题,得到机组运行状态(开、停)及其有功出力。
2)根据第1层计算得到的机组运行状态和有功出力及负荷的有功功率,算出每个节点的有功注入。再以网损最小为目标函数,以每个节点的电压、相角、发电机无功功率为优化量,并计入交流的相关约束,用原对偶内点法求解最优交流潮流分布。
3)若第2层问题迭代收敛,则此时的线路潮流和节点电压就是所求值,否则找出越限的线路潮流或节点电压,进入回代流程。
3.2 回代方法
1)若线路潮流越限,则在第1层问题中加入如下约束:
式中:Sij″为有越限的线路上的潮流;LS,Pi″,LS,Pj″和LS,Qi″,LS,Qj″分别为越限线路潮流对节点有功和无功功率注入的灵敏度,此处灵敏度由无功优化后的状态值计算得到;分别为安全约束最优潮流算完后各节点的有功和无功上限;Sij,max″为线路潮流上限。
2)若节点电压有越限,则在第1层问题中加入如下约束:
式中:Vi″为有越限的节点电压;LV,Pi″和LV,Qi″分别为有越限节点对节点有功和无功功率注入的灵敏度;Vi,max″和Vi,min″分别为节点电压上、下限。
3)当所算网络较大时,如IEEE 118节点模型,为了减少安全约束最优潮流算完后回代的次数,在算第1层机组组合时先加入直流约束模型,效果比较好[10,19]。
两层优化给出的约束事实上相当于构造了一个割平面,用于排除一部分不可行解的区域,也相当于排除了一部分离散不可行解,排除该区域之后,离散最优解是可能变化的。返回的约束事实上是构造了一个割平面,排除当前解附近的一个区域。由于添加该约束前的最优解(当前解)肯定不满足该约束,随着割平面的增加,目标函数将越来越差,有界单调下降数列必有极限,故能收敛。
4 算例分析
仿真在CPU主频为2.2GHz的个人计算机上用MATLAB 7.7进行。本文采用修正的IEEE 57节点系统,节点1,2,3,6,8,9,12,23,25上有常规电机,相关参数如附录A表A1所示。最大迭代次数为50次。
引入的40台异步风电机组均放在节点21上,总额定功率为80 MW,风电场最大无功补偿容量为64 Mvar,异步风电机组内部参数借鉴文献[12]。风电出力估计值和负荷见附录A表A2,参考文献[13]。
优化结束后,机组运行费用为40 628 021元,其中开机费用为515 000元。而没引入风电且无网络约束时机组总费用为44 346 000元,可见引入风电后,运行费用明显减少。引入了风电而无网络约束的机组费用为40 404 335元,与有网络约束的费用相比,可见网络约束在保证线路安全的同时也增加了一定费用。优化后的具体结果见附录A表A3。
表1为优化后网损、越限情况和无约束机组组合后用普通潮流计算所得结果的比较。在安全约束最优潮流优化过后,网损平均在1.2%左右,且线路上的潮流没有越限的时段。无网络约束的情况下,对机组组合问题进行求解,发现在系统负荷最少的情况下只开4个常规机组,网损较大,且节点无功越限明显。而使用直流约束模型的情况下,网损比无约束情况略小,同样由于风电机组的存在,周边节点的无功较大。再计入网损后对费用进行比较发现,使用交流约束后成本略升高。
由于直流约束模型对于线路的潮流约束是有功潮流,一般会将有功潮流除以一个功率因数来计算近似的交流潮流。下文直流模型的功率因数取0.92,与交流约束模型处理结果进行相关比较。其次,系统电压限制在0.94~1.06(标幺值),线路潮流限制在100 MVA。表2为部分时段结果比较。
由于交流约束的内点法会限制电压和潮流,可以通过设置合理的边界使得交流的结果不越限。与此相比较,直流约束的结果存在较多越限。另外,由于风电机组需要吸收大量无功功率,导致相关线路的潮流较大。
该算例中,本文特意将火电机组的无功调节能力限制在60 Mvar以下,由第2层验算可知在第8和第10时段线路潮流与节点电压越限,需要在第1层问题中加入新约束条件。由结果可见,8号和7号机组被迫开机参与无功调节,避免了潮流越限,并使节点电压变得合理。另外,第16时段也是这种情况。
5 结语
本文在传统的机组组合问题基础上,加入了风电机组,并用交流网络约束来求解。通过仿真可以看出,引入风电后,SCUC的运行费用比无风电、无网络约束的机组有所减少。另外对于交流约束情况下的机组组合问题,网损的有功部分也被计价,得到的费用更准确。其次线路上的潮流变小,保证了线路上的一次、二次设备不会因为过载而跳闸。相比经济性,电力系统更强调安全稳定供电,而且大量异步风电机组的存在也需要考虑其无功特性,使用直流约束会导致相关节点无功不足且电压越限,因此用交流模型来约束机组组合很有必要。本文的算法能避免求解非线性的混合整数规划问题,将第1层问题线性化后用线性规划法处理,加快了计算速度;第2层用内点法求解,收敛效果好、精确度高,有较高的工程应用价值。
风电机组塔架优化设计系统分析 篇4
1 风电机组塔架优化设计系统结构分析
根据操作需求和功能的不同, 可以将整个风电机组塔架优化设计系统分为三个层面, 其分别是系统用户界面层、系统应用服务层以及系统数据存储层。
1.1 系统用户界面层
系统用户界面层相当于是整个系统的窗门, 在该层面的用户可以通过相关操作对整个系统的运行进行控制。同时, 系统也会将自身的运行情况和数据信息通过窗口的形式展现给用户, 使用户能够对整个系统的运行情况进行详细了解, 进而确保整个系统的高效、精确运行。
1.2 系统应用服务层
在该层, 用户可以对整个系统的具体运行情况和操作进行控制, 进而实现对风电机组塔架进行快速设计, 并对设计进行进一步优化。在该层面, 对Pro/E5.0软件系统的交互集成, 主要是通过Pro/Toolkit API来实现。
1.3 系统数据存储层
在整个优化设计系统中, 数据存储层是最重要的组层部分, 是整个系统得以实现运行和操作的基础。数据存储层的主要作用, 就是对系统运行过程中的相关数据进行存储。按照存储数据的不同, 可以将整个数据存储层细分为四个数据库, 分别是参数库、实例库、规则库以及模板库。
1.3.1 参数库
参数库, 顾名思义, 其主要作用就是对风电机组塔架的设计参数进行存储, 其中, 主要包括风电机组本身的技术参数、塔架设计的基本参数、塔架材料参数、零部件几何参数以及塔架设计优化参数等。
1.3.2 规则库
规则库所存储的主要是风电机组塔架优化设计中的装配约束关系, 而这些装配约束关系数据, 都是以固定的规则格式存储在规则库中, 当系统运行需要时, 直接对其进行调用。
1.3.3 实例库
该数据库内存储的主要是已经设计成功的风电机组塔架设计优化案例, 详细包括了整个塔架设计过程中所涉及到的相关数据、规则以及零部件配置信息等, 主要作用是为了给风电机组塔架设计优化提供可供参考的设计依据。
1.3.4 模板库
该数据库的主要作用是对塔架优化设计的模板文件进行存储, 通过这些模板文件能够直接对塔架的整体骨架进行快速组装和设计。而这些模板文件都存储在指定目录之下, 当系统设计需要时可以直接通过目录进行调用。
2 风电机组塔架优化设计系统功能分析
在风电机组塔架优化设计系统中, 按照系统功能的不同, 可以将整个优化设计系统分为四个功能模块, 其分别是结构配置模块、分析优化模块、参数化设计模块和设计输出模块。
2.1 结构配置模块
结构配置模块的主要作用是对整个塔架的总体结构进行详细设计和对塔架中零部件的结构组成配置进行设定。通过结构配置模块, 设计人员能够对的整个塔架的结构进行初步设定, 并根据优化设计需求对塔架所需零部件进行合理选择。
首先, 设计人员要在对风电机组塔架设计具体需求的基础上, 对整个风电机组塔架的总体结构进行初步设计, 并由企业管理人员对初步设计方案进行审查, 确定设计方案满足要求之后存储方案继续进行下一设计环节。其次, 在完成塔架总体结构设计之后, 设计人员应该在塔架总体结构初步设计的基础上对整个塔架的零部件进行选择, 同时, 为了确保选择的合理性, 设计人员应该从现有结构模型中进行选择, 以确定所选零部件的性能属性能够满足塔架优化设计要求, 确定没有问题之后, 、对零部件选择方案进行存储。
在此过程中设计人员还应该注意, 不论是在接下来的设计中发现塔架总体结构设计中出现问题, 还是企业要对塔架设计进行适当调整, 设计人员都应该在原有设计方案之下对塔架的总体设计进行调整和修改, 并将修改之后的方案进行存储。
2.2 分析优化模块
该功能模块的主要作用是对塔架总体结构的设计进行分析, 并对分析结果进行优化处理。在该功能模块, 设计者需要先从结构配置模块中取出塔架总体结构设计的主要数据, 并针对结构数据对初始参数进行准确设定。然后, 再利用有限元分析软件建立起有限元分析模型, 病通过求解器对塔架总体结构的静态强度和模拟形态进行详细计算和分析, 得出优化结果。最后, 根据优化结果对塔架总体结构进行优化设计, 并再次将优化结果存储。
2.3 参数化设计模块
在通过以上两个模块对整个风电机组塔架总体设计进行确定之后, 就需要通过参数化设计模块对塔架总体结构的相关设计参数进行提出分析和构建零件三维模型。通过参数化设计模块, 设计人员可以在对塔架总体设计结构的相关参数进行提出之后, 利用Pro/E二次开发接口将所得参数层输送到参数化程序中, 由该程序对整个塔架的总体结构进行计算分析和参数化, 然后生成塔架零件的三维模型, 为塔架零件的选择和构造提供科学有效的参考依据。
2.4 设计输出模块
设计输出模块的主要作用是将确定整体设计塔架的结构转化成二维工程图进行输出, 附带详细的总体结构图、部件图和零件图, 并注明详细尺寸和材料具体要求, 以确保整个塔架优化设计的顺利实现。
3 结束语
风电机组塔架优化设计系统, 是当前对风电机组塔架进行优化设计效率最高的一种设计方式, 但是由于该系统在塔架优化设计中应用的时间并不是很长, 所以多数设计人员对其并不是很了解, 也无法进行高效利用。因此, 作为设计人员, 应该不断加强学习, 加深对优化设计系统的了解和掌握, 进而不断提升自身的设计水平和设计效率。
摘要：风电机组塔架优化设计系统是当前应用较为广泛的一种设计方式, 设计效率较高。文中从风电机组塔架优化设计系统结构和风电机组塔架优化设计系统功能两个主要方面对系统进行了详细分析, 旨在加强设计人员对系统的了解, 进一步提高设计效率。
关键词：风电机组,塔架设计,优化设计,设计系统
参考文献
[1]矜岳亮.风电机组发电机的技术发展和展望[J].电力与能源, 2011 (02) .
风电机组选型辅助决策系统研究 篇5
针对行业现状, 本文提出了一套风电机组选型辅助决策软件系统并在工程应用得到了推广, 为发电企业的风电机组优化选型起到了积极作用, 并在工程应用中起到了良好的社会效益和经济效益。
1 风电行业面临的主要问题
面对巨大的风电市场需求, 中国的风机制造企业从2007年初的10余家迅速增加到目前的80余家。大量风机制造企业的产生, 给风电场投资商提供了更多的选择。然而, 这些宏观环境的变化使得风电投资者面临一系列问题[2]:
(1) 大量风机制造企业的竞争促进了我国风机制造业的发展, 但是由于各个企业的制造基础、技术来源、技术力量都不尽不同, 造成市场上的风机质量也良莠不齐, 对风机制造企业的实力及其产品、供应链进行深入了解, 对于关注风电产业的投资者非常必要。但是, 目前国内缺乏一个这样的综合平台, 尤其是大型发电集团, 以实现对风机制造厂商全方位信息的了解。
(2) 由于近年风电发展快速, 投产的风电场数量巨大, 而且出质保期的项目很少, 这就导致风电投资者重心不在风机的运行情况。然而, 风机的质量, 直接影响了投资者的收益, 通过全面的风电场机组运行数据库, 获得同类风场机组选型、运行情况对于新建风场风机选型来说可以取到重要的参考作用。
(3) 大量企业进入风机制造行业, 一定程度上改变了风机的供求关系, 带来了风机造价的下降。对于风电投资者来说, 获得及时的风机价格走势信息, 并适时进行规模化风机采购, 对于降低风电投资非常关键。
2 决策系统设计思路
针对当前的行业现状并结合国内外研究现状[3], 本文提出了风电机组优化选型方法, 其主要设计思路为:以风电投资者的需求为导向, 以提高风电场经济效益和运行安全性为核心实现风电机组的优化选型。首先对风电机组进行初选, 筛选出能满足风电场建设基本要求的机组, 然后通过运行经济分析筛选出发电量和风机可用系数较高的机组, 再通过技术经济分析筛选出对风电场的适宜性和经济性较好的机组[4], 最后通过风电机组选型辅助决策软件系统构建风机制造厂商全方位的商务、技术资料库, 设立全面的风电场机组运行数据库, 实现完善的风机价格走势分析功能, 合理划分风场类型, 完成同类风场机组选型查询功能。将风机制造企业资料、风电场机组运行数据、风机价格走势等各方面的资源有效地整合到一个综合平台上, 以实现对风电机组全方位信息的了解和比较, 从而对新建风电场实现风机优化选型。其风电机组优化选型方法的四个步骤如图1所示。
其构建特点如下:
(1) 为了对风机制造厂商全方位信息的了解, 系统主要通过对主流风机厂商的调研, 结合深入的市场调查资料, 收集风机制造厂商商务、技术资料, 构建制造厂商数据库、风电机组数据库。
(2) 为了获得同类风场机组选型、运行情况, 系统主要通过与风电投资者、风机制造厂商合作, 获取国内已投产或正在建设风电项目的地形条件、风资源状况、海拔高度、使用机组型号及参数、年发电量 (已投产项目) 等信息, 构建国内风电场建设 (主机) 数据库;通过对风场类型进行合理划分, 使得系统具备同类风场机组选型查询功能。
(3) 为了获得及时的风机价格走势信息, 系统主要通过统计近年来风电机组招投标价格数据, 分析国内外主流厂商风机千瓦造价变化趋势, 构建风电主机造价数据库, 实现完善的风机价格走势分析功能。
3 决策系统的开发
为了促进系统的实践和应用, 作者组织开发了“风电机组优化选型辅助决策软件系统”。软件系统的成功开发, 为实现风电机组选型辅助决策系统的科学应用奠定了良好的工作平台, 如图2所示。
根据系统的构建思路, 主要由五个功能模块组成, 分别是制造厂商数据库、风电机组数据库、国内风电场建设 (主机) 数据库、风电主机造价数据库以及同类风电场机组选型查询模块。其风电机组优化选型辅助决策软件系统结构图如图3所示。
本辅助决策软件系统采用模块化设计思想进行系统设计, 通过不能功能模块的选择和组合可以构成完整的模块, 以满足风电机组选型不同需求的设计方法。最终, 系统以地形条件、风资源状况、海拔高度为三要素, 对风场类型进行划分。新建风场对比国内风电场建设 (主机) 数据库, 可获得同类风场机组选型、运行情况, 从而为新建风场风机选型提供参考, 具体原理如图4。
4 结论
(1) 提出了一种应用于风电机组优化选型辅助决策软件系统, 该系统以风电投资者的需求为导向, 以提高风电场经济效益和运行安全性为核心实现风电机组的优化选型。通过将风电各种资源有效地整合到一个综合平台上, 淡化了主观因素影响, 使得风电机组选型更加客观、科学。
(2) 该系统目前已在某大型发电集团工程应用中起到了良好的社会效益和经济效益, 为发电企业的风电机组优化选型起到了积极作用, 验证了该方法体系是合理有效的。
参考文献
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[3]范炜, 张文忠, 刘庆超.基于费用-效益模型的风电机组优化选型研究[J].华东电力, 2010, 38 (6) :914-916.
风电机组的照明配电系统设计 篇6
关键词：风力发电机组,照明配电,照度,正常照明,应急照明
0 引言
风能是目前最具备规模开发条件的可再生洁净能源,随着现代科学技术的迅猛发展,风电机组的单机容量越来越大,为了能吸收更多的能量,机组的安装高度不断增加,叶轮直径加大[1]。而机组内的照明配电系统,对整机安全运行和设备检修有着不可或缺的作用。风电机组的照明系统主要是分为机舱照明和塔筒照明两部分。
照明配电系统的设计跟风力发电机组安装地点的自然条件和周围环境有关,存在不确定性,需要具体问题具体分析,本研究针对风电机组的照明配电系统进行分析与设计。
1 机组结构简述
水平轴风力发电机组示意图如图1所示。
1—风轮;2—机舱;3—塔架上段;4—塔架中段;5—塔架下段;6—电器控制柜;7—基础
1.1 机舱
机舱包括机舱座和机舱罩两部份[2]。机舱内有足够的空间用于维护,并配有相应的照明系统,即使在恶劣的天气条件下也可以不打开机舱罩进行维护,具有可靠的防雨、防霜、防雪、防沙尘等性能。
1.2 塔筒
风力发电机组的塔架为圆锥形钢结构焊接构件,是风力发电机组的主要承重构件。塔筒通常分为上段、中段、下段和基础段等四部分,各部分采用高强度螺栓连接,塔筒的空间较小,无窗口而呈封闭状态。根据安装高度的不同,塔筒内部的照明设备布置也有所不同。
以WD750型风力发电机组为例,不同轮毂高度的塔架各段的外形尺寸数据如表1所示。
2 照明配电系统设计目的
照明配电系统的设计目的:(1)优化照明设计,节约电能;(2)选择合理的照度标准;(3)合理采用电光源、电气附件等;(4)优化照明控制。
风力发电机组的照明通常分为正常照明、局部照明和应急照明:
(1)正常照明。保证风力发电机组稳定安全运行,方便维护人员日常工作要求,一般由市电供电。
(2)局部照明。为临时性电源供电,以满足机组运行过程中监控和检修设备之需要。可在机舱和塔筒内部主要设备的安装处,设置若干备用电源插座。
(3)应急照明。一般为安全照明和疏散指示标志照明,安全照明为正常照明的一部分。当正常照明因故失电时,无论应急照明的控制开关处于何种状态(开、闭),都应自动点亮。
本研究结合风电机组的结构特点和安装地区的自然环境,进行了照明配电系统的优化设计,实现绿色照明。在塔筒和塔架透光性较差的情况下,通过电气照明实现光过渡,使得由于机组内、外亮度对比变化引起的“黑洞”效应降至最低,设置了应急照明,采用UPS或EPS电源供电,在紧急情况下维持约30 min的供电能力,以便维护人员进行特殊环境下的照明要求和安全撤离,并保障机组的安全运行。照明控制方式根据运行需要,可集中控制、分组控制或单独控制。
3 照度计算
3.1 机组最小照度值
目前,尚未有风力发电机组的统一照明标准,可以根据《民用建筑电气设计规范》JGJ16-2008关于“电梯井道的照度不小于50 lx”的要求,或根据业主对照度的要求,选择最小照度值[3]。正常照明时,塔筒的最低照度为50 lx,机舱的最低照度为100 lx;局部照明时,按照度300 lx以上来选择和配置灯具;安全照明时,光照度维持在10 lx以上。
3.2 几点假定
由于风电机组结构的特殊性,为简化计算起见,本研究作如下的假定:
3.2.1 塔架
本研究以WD750风电机组65 m高的塔架为例进行照度的计算。
假定在塔筒的内壁表面涂浅灰色油漆,并设置检修用铁扶梯,如图2(a)所示。
由于塔筒的空间较小,无窗口呈封闭状态,相当于一条竖立的狭长的走廊。以铁扶梯为假想光照工作面,在其对面的塔壁上安装照明灯具,每一安装高度设置照明灯具。两种不同间距的照明灯具的均匀布置方案如图2(b)、图2(c)所示,采用不同的光源,对上、中、下各段分别进行照度计算。
由于塔筒截面为圆形,本研究用等效正方形断面来进行照度计算。各段塔筒的尺寸示意图如图3所示。设塔筒的平均直径为d,等效正方形边长为a,则:
具体计算数据如表2所示。
3.2.2 机舱
WD750风电机组的机舱外形尺寸为6 600×2 930×2 730 mm,两种不同的照明灯具布置方案如图4所示。机舱的照明灯具可依机舱的具体结构进行布置,以高出机组底部安装平面的0.65 mm处为光照工作面。
3.3 计算步骤
3.3.1 计算公式
利用系数法适用于灯具均匀布置的一般照明及利用周围墙、天花板作为反射面的场所。每一个灯具内灯泡的光通量:
最小照度值:
式中:K—减光补偿系数;S—房间面积,m2;N—灯具数量;η—光通利用系数;Z—最小照度系数(平均照度与最小照度之比)。
式(3)是当要求最小照度为E时,每一个灯具所应发出的光通量(lm);如果只需保证平均照度时,则不必乘以最小照度系数Z,一般是按照最小照度计算的。
3.3.2 计算步骤
(1)将所选灯具布置好,确定合适的计算高度。
(2)根据灯具的计算高度h及房间尺寸a、b确定室形指数i(i=a·b/[h·(a+b)],a·b=S)。
(3)根据所选灯具的型号和墙壁、天花板与地面的反射系数以及室形指数i,查得相应的光通系数η。
(4)确定系数Z值和K值。
(5)根据规定的最小照度,按式(1)计算每只灯具所必须的光通量。
(6)根据计算的光通量选择灯泡的功率。
(7)按式(2)验算实际的最小照度。
3.4 计算数据处理
3.4.1 正常照明时的照度计算
本研究选择照明灯具为普通白炽灯(PZ220-100、PZ220-60)和电子节能灯(YPZ220/35、YPZ220/65、YPZ220/85),在上、下层灯具的不同间距或不同的灯具数量的情况下,分别进行照度计算,选择较好的布置方案。
塔筒内,照明灯具为垂直安装:
(1)图2(b)方案,上、下层的灯具间距为5 m,每一安装高度分别安装2盏和1盏灯具,计算数据如表3、表4所示。
(2)图2(c)方案,上、下层的灯具间距为3.5 m,每一安装高度分别安装2盏和1盏灯具,计算数据如表5、表6所示。
机舱内照明灯具水平安装。计算数据如表7所示。
3.4.2 局部照明时的照度计算
在机舱和塔筒内部,局部照明作为正常照明的补充,局部照明的照度保证在300 lx以上,可利用临时移动照明灯具来实现。
3.4.3 应急(安全)照明时的照度计算
应急照明灯具的布置情况如图2(b)、图2(c)、图4所示,其光照度为:
(1)塔筒,不同间距时的计算数据如表8、表9所示。
(2)机舱,不同间距时的计算数据如表10所示。
4 照明灯具的选择与布置
4.1 概述
照明设计应对光源的各种性能(例如技术性和经济性)进行综合对比。光源的种类大概分为:白炽灯、荧光灯、金属卤化物灯及LED灯[4]。各光源的技术指标如表11所示。为节约电能,应积极推广使用高光效、长寿命光源[5]。就风力发电机组而言,塔筒和机舱照明基本要求:
(1)保证足够的照度和必要的照明质量,包括良好的颜色显现,合理地限制眩光等。确保使用安全,包括防止照明系统运行引起火灾和电击事故,以及发生意外事故时保证人员安全疏散所必需的照明。
(2)尽可能选用寿命长、安全可靠、维护简单方便且有防潮、防溅、防污性能的照明灯具;光源品种尽可能少,以减少维护工作量;照明灯具要合理布置,有效发挥灯具作用。
(3)实现绿色照明,节约电能。
(4)考虑灯具的投资成本。
4.2 塔筒
塔筒的空间较小呈封闭状态,通风条件极差。塔筒内部潮湿,在运行过程中,电气元件的电磁线圈等散发的热量和空气中大量水汽,常在各种电气元件表面凝露,严重时使电气元件绝缘损坏和电气短路。因此,照明灯具应具有防潮、防溅、防污的性能,并且透烟雾性能好,以及寿命长、易启动、高效节能等特点。
照明灯具的安装位置视电气和机械设备的布置情况灵活安排。光线不宜被机械和电气设备或电缆等物件遮挡。同时应保证各段塔筒有足够的亮度,避免产生眩光或有不舒适的感觉。由于发电机组至控制屏之间,连接着许多电力电缆、控制电缆和通信电缆,它们或悬挂敷设,或沿塔架内壁敷设,施工时应尽量避免灯具与电力电缆安装在同一侧。不同安装高度的灯具,其安装位置应予适当的调整,或对临近敷设的电缆采取固紧措施。
为了便于机组的运行检修,本研究在塔筒底部的配电控制间设置局部照明,选用手提式、移动式照明灯具,电气连接线选用橡皮电力电缆,易于移动和避免损伤。照明电源由备用单相电源插座引出。为了便于机组检修时的临时用电,设置若干三相电源插座箱。
关于上、下层灯具的间距问题,应按最低照度的要求来确定。
4.3 机舱
机舱通风条件比塔筒好,但常有表面凝露的现象,灯具应具有防潮、防溅、防污的性能,同样要易于维护和更换,如选用矿用安全灯、防水防潮灯或平面灯等,照明光源选用白炽灯或裸钨灯等。需要临时观察设备的局部照明,其实施方法与塔筒相同。
4.4 其他
(1)在塔筒的门框上方,设置自充电式应急疏散指示标志灯,提供安全出口标记;
(2)宜在机舱顶部设置航空障碍灯。
5 供电系统
5.1 概述
(1)由于机组输出电压为3Φ～690 V,而照明配电系统输入电压为3Φ～400 V,需要通过自偶变压器或电力变压器进行电压变换。
(2)风力发电机组的照明配电系统为TN-S制或TN-C-S制,电气中性线(N)与保护零线(PE)分开敷设,以利人身安全[6]。
(3)照明配电系统为放射式配电系统,塔筒和机舱内的照明灯具分别实行就地集中控制。为了满足应急照明的要求,供电系统内设置EPS电源或UPS电源,由专用电源供电;照明配电回路应满足正常照明和应急照明的自动切换;工作照明回路和应急照明回路可共同安装在同一配电箱内。
(4)各照明配电支路在电气布线时增设PE线,选用漏电式保护自动开关。
(5)设置备用电源,内含三相和单相电源,以利于检修和维护。
5.2 用电负荷计算
机组照明设备的配置情况,如表12所示。
5.2.1 计算公式
低压用电设备的电气负荷计算采用需要系数法,按用电设备的性质进行分类。同类单组用电设备的计算公式为[7]:
或:
三相电源,且Ue.x=380 V时:
单相电源,且Ue.Φ=220 V时:
式中:Pjs、Qjs、Sjs、Ijs—该用电设备组的有功、无功、视在计算负荷和计算电流;Pe—该用电设备组的设备容量总和,但不包括备用设备容量;Ue.x—额定线电压;Ue.Ф—额定相电压;tgφ—与运行功率因数相对应的正切值;Kx—该用电设备组的需用系数。
5.2.2 计算数据处理
照明灯具(以图2和图4为例)选用PZ220-100型白炽灯为例,进行用电设备的负荷计算。
(1)正常照明容量估算,如表13所示。
(2)应急照明容量估算,如表14所示。
5.3 配电系统设计
由表13～14知,虽然用电容量不大,但考虑到日常的电气维修,本研究采用三相四线电源(3Ф380/220 V)供电。整台风力发电机组在配电间设置总照明配电箱,在机舱设置分照明配电箱。照明灯具以集中控制为主,应急照明作为正常照明的一部分并与此同时使用,考虑由同一单相电源供电。
6 应急照明的电源及其控制
6.1 应急照明切换时间
应急照明由EPS电源供电。EPS的电气原理方框图如图5所示。系统主要包括整流器、充电器、蓄电池组、逆变器、互投装置等部分。其中,逆变器是核心。整流器的作用是将交流电变成直流电,充电器对蓄电池及逆变器模块供电。逆变器的作用则是将直流电变成交流电,给负载稳定持续地供电,互投装置保证负载在市电及逆变器输出间的顺利切换[8]。在市电供电正常时,EPS是通过它的交流旁路向负载供电。在市电故障时,EPS必须瞬间切换至蓄电池组侧供电,要求转换时间≤250 ms。即在市电供电中断或市电电压超限(±15%或±20%额定输入电压)时,由EPS中的逆变器来供电。
6.2 EPS的装机容量
应急照明对EPS的应急供电时间按工艺要求来决定,但要保证应急照明的照度值不低于正常照度值的5%。
EPS的带负载能力,不仅需要考虑逆变器在不同功率因数时的额定输出特性,还需要根据所使用的不同型号的应急照明灯具来选配EPS的输出功率和机型。同时,EPS的输出功率需考虑留有50%～100%的余量。若带有感性负荷,输出功率应留有更大的余量。
(1)当应急照明采用白炽灯时,EPS的满载输出功率为:
式中:S—EPS满载输出的视在功率,kVA;P—应急照明灯具的总安装容量,kW;功率因数取0.8(因EPS逆变器的输出功率按CosΦ=0.8时的视在功率标注的)。
(2)当应急照明采用荧光灯时,实际选用EPS的满载输出功率为:
其中:系数取(1.3～1.5),其原因是荧光灯启动时,存在较大的浪涌电流,故容量应增大。
6.3 EPS电池配置方案
原则上,EPS可以带具有各种不同功率因数的负载。EPS为应急照明系统供电,要求持续工作时间不宜≤30 min。
应急电源采用单体逆变技术,集充电器、蓄电池、逆变器及控制器于一体。系统内部设计了电池检测、分路检测回路。
(1)基本公式:
式中:S—EPS容量,VA;Cosφ—功率因数;Emin—电池放电终止电压,V;η—逆变器效率;Imax—最大放电电流。
(2)EPS技术参数:
电池供电标称为192 VAC时,正常电压220 VAC,放电终止电压165 VAC;
逆变器效率0.92;每只为12 V的电池,放电终止电压按10.3 V计算。
(3)计算举例:
由表12知,应急电源的计算容量P=2.9 kW,EPS的计算容量为:
选取S=4 kVA,则:
应急时间为30 min,蓄电池的安时为10.86 Ah(21.71×0.5)。本研究选择一组16节12 V/17 Ah(NP17-12型)蓄电池。
6.4 逆变器及整流器容量计算
如图5所示,则:
C点逆变器输出功率为:4×0.8=3.2 kW;
B点直流侧(DC)功率为:3.2/0.92=3.48 kW;
直流侧(DC)电压:额定192 V,最低值165 V;
EPS由电池供电之低电压点为3.2×103/192=16.67 A(额定值),3.2×103/165=19.39 A(最大值)。
6.5 控制
在进行应急照明供电设计时,本研究可采取“应急照明作为正常照明的一部分并与此同时使用”的这一形式,并设有单独的控制开关及配电线路,没有必要将全部应急照明灯都选用带蓄电池的照明灯具。
7 现场应用情况
该照明配电系统已应用于WD750型风电机组,从现场实际使用情况来看,该照明配电系统合理地分配了光源降低了“黑洞”效应,又兼顾各类照明的要求。在现场出外电网因故障突然断电时,风电机组的应急照明系统能迅速投入,保证临时的紧急照明需要,为风电机组的正常维护和临时应急照明提供了保障。
8 结束语
本研究就照明配电系统、照明灯具的选择、照度的选择与确定、应急电源的计算与选择等问题进行了分析与研究,并在风电场现场实际使用。现场使用情况良好,既方便实用又增加了风电机组的安全性。目前已批量推广使用。
参考文献
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风电机组耦合系统的模态分析 篇7
风力发电作为新型绿色能源一直受到国家高度重视,截止到2013年底,全国累计装机量达80 GW[1],在总装量方面保持全球领先的地位。然而国内风电机组运行稳定性及发电效率并不理想,由于风电机组由多个子系统耦合组成,且设计准确性、材料质量、装配及安装工艺合理性等问题的存在,机组设计与现场情况存在一定的偏差,耦合振动故障是机组安全运行重大隐患。
根据GL规范和行业振动标准要求,为了保证风电机组安全运行,要求机组各主要结构件固有频率及激振频率不产生交叉或重合现象,如无法避免,要求采取相应的措施,保证机组快速通过交叉点,且通过时振幅达到有效控制,避免发生耦合共振现象,但未给出机组及部件模态分析方法和固有频率推荐值[2,3,4]。
目前,国内外研究风电机组模态特性普遍基于分析力学、多体力学、有限元分析方法[5,6,7,8],通过仿真模拟或实验室方法对机组和主要部件进行模态分析。然而风电机组长期处于恶劣的现场环境中运行,多部件柔性耦合,且各个子系统边界连接条件复杂、交叉影响,缺乏现场实测数据,很难仅通过仿真模拟或实验室方式得到风电机组可靠的模态特性参数[9,10]。
因此,本研究针对风电机组设计上如何避免耦合共振的问题,以兆瓦级风电机组为研究对象,采用拉格朗日法建立机组动力学方程,解耦得到整机模态参数,随后展开机组风场实测工作,获取实测模态参数,同时研究理论模型及子系统边界简化方式是否符合现场实际情况、 理论数据与实测数据偏差及开展机组稳定性分析。
1动力学模型建立
风电机组低频振动主要为3种形态: 风轮、机舱和塔架耦合轴向( 前后) 振动; 风轮、机舱和塔架耦合横向( 左右) 振动; 风轮、机舱和塔架耦合扭转振动[11,12,13,14]。 整机耦合振动模型如图1所示。以下简单简述3种振动形态产生的机理:
( 1) 机组横向( 左、右) 耦合振动,主要激振源为: 风轮质量分布不平衡和风轮气动力不平衡产生横向力分量; 机舱质心不在轴线上产生偏心力等。
( 2) 机组轴向( 前、后) 耦合振动,主要激振源为: 湍流、阵风等风速波动引起的风轮推力变化; 竖直方向上风切变引起的载荷差异等。
( 3) 机组扭转耦合振动,主要激振源为: 风向波动引起的载荷波动; 横向风切变引起的载荷差异等。
在自然风况下,风电机组以轴向( 前、后) 耦合振动最为严重,该耦合振动可分解为塔架耦合系统前、后方向运动和风轮系统在旋转面外俯仰运动。
本研究采用拉格朗日法建立机组动力学方程,首先定义广义坐标零点为整机质心,x轴为机组轴向方向,y轴为机组左右方向,z轴为竖直向上; 然后定义桨叶、轮毂和塔架坐标系如图2所示; 最后定义风轮系统前后方向位移量为 χz,桨叶变形角为 β,桨叶弹性变形为 γ,塔架耦合系统的前后变形位移为yz,风轮转速为 ω,外部风载为F。
考虑到两个子系统的模态方程跟各自惯性矩、边界连接刚度及约束条件有关,故合理简化耦合系统模型边界连接条件不仅可以使问题简单化,又可反映出耦合运动的规律。考虑到桨叶、轮毂、机舱和塔架的结构特性和长宽比,故假设桨叶和塔架为质量集中在中心轴上的弹性梁,轮毂和机舱为质量集中的刚性块; 轮毂和主轴、机舱和塔架均为刚性连接,地基为刚性基础[15,16]。首先建立风轮系统动力学模型,如式( 1 ~ 3) ; 其次建立塔架耦合系统动力学模型,如式( 4 ) ; 最后联立两个子系统方程获得耦合系统动力学方程:
式中: m1—单片桨叶质量,kg; m2—轮毂系统质量,kg; m3—机舱质量,kg; m4—塔架质量,kg; l—机舱长度, m; w—机舱宽度,m; r—塔架顶部半径,m; t—塔架顶部壁厚,m; S—单片桨叶质量矩,kg·m; α—风轮系统锥角,°; I—单片桨叶转动惯量,kg·m2; E—弹性模量, Pa; ω—风轮系统转速,rad; ct—塔架阻尼系数; cn—机舱阻尼系数; kn—机舱刚度系数,N/m; Sz—桨叶和机舱质量矩,kg·m; g—重力加速度,m/s2; h—塔架高度,m; L—整机质心到轮毂中心距离,m。
利用风轮前、后方向位移变形和塔架耦合系统前后方向位移变形的一致性,即 χz= yz,联立方程( 1 ~ 4) 获得整机动力学方程:
式中:
机组固有频率是系统固有特性,与质量、刚度和阻尼有关,考虑到空气粘滞阻尼对整机影响很小,故可忽略阻尼影响。因此,令[C]= [0],{ F} = { 0} ,则式 ( 5) 可简化为:
令
把式( 7) 代入式( 6) 求解得主阵型矩阵[A],然后对刚度矩阵和质量矩阵进行解耦可得:
则式( 8) 可化简为:
式中: Kr—第r阶模态刚度,Mr—第r阶模态质量, ωr—第r阶模态频率。
本研究以1 500 k W变速变桨双馈机型为计算对象,轮毂中心高度70 m,风轮直径82 m,桨叶长度40. 3 m,风轮转速范围9. 9 r / min ~ 17. 4 r / min,额定转速17. 4 rpm。输入1 500 k W机组刚度矩阵[K]和质量矩阵[M]参数,求得机组固有频率如表1所示。
2机组现场测试
2.1风轮系统测试
考虑到动力学模型是假设各子系统刚性连接的情况下建立的,而现场桨叶通过变桨轴承连接至轮毂上, 连接刚性有一定程度的下降。为了准确获得风轮系统现场情况下的固有频率,本研究选取云南省大理市某1 500 k W风场23#机组展开现场测试。笔者任意选择机组某片桨叶,在离桨叶叶根约20 m处挥舞和摆阵方向各安装一个ICP加速度传感器( 频响范围0. 2 k Hz ~ 10 k Hz) ,采用24位AD /102. 4 k Hz数据采集仪,参数设置: 采样频率: 32 Hz,谱线数: 6 400线,分辨率: 0.005 Hz。 采集桨叶桨距角分别在0°和90°两种情况下受自然风载激励的响应数据,测试结果如图3、图4所示。
当桨距角在0°时,挥舞方向动态响应数据较为明显,从图3中可知,其主要尖峰频率为塔架耦合系统前后一阶固有频率为0. 4 Hz,风轮系统一阶挥舞频率为0. 75 Hz,塔架耦合系统扭转一阶频率为1. 05 Hz,风轮系统一阶摆阵频率为1. 325 Hz。当桨距角为90°时,摆阵方向动态响应数据较为明显,从图4可知,其主要尖峰为塔架耦合系统前后一阶固有频率为0. 4 Hz,风轮系统一阶挥舞频率为0. 8 Hz,塔架耦合系统扭转一阶频率为1. 075 Hz,风轮系统一阶摆阵频率为1. 375 Hz。
2.2塔架耦合系统测试
考虑到动力学模型是在假设地基为刚性的情况下建立的,而现场机组地基刚度受土壤条件、灌注方式、 钢筋水泥结构等影响。为了准确地获得塔架耦合系统现场情况下的固有频率,笔者采用24位A/D转换卡数据采集仪,参数设置: 采样频率: 32 Hz,谱线数: 6 400线,分辨率: 0. 005 Hz。分别在离塔架顶端约0. 5 m处,爬梯和与爬梯成90°夹角方向上各安装一个ICP加速度传感器( 频响范围0. 2 k Hz ~ 10 k Hz) ,在机组运行工况( 风速约10 m/s ~ 14 m/s波动) 中采集振动数据。结果如图5所示,塔架耦合系统前、后和左、右一阶固有频率约为0. 42 Hz。
3数据分析
3.1数据比对与分析
根据动力学模型计算结果可知,机组一阶模态振型主要表现为塔架耦合系统前后方向俯仰运动,机组二阶模态振型主要表现为风轮系统挥舞方向( 旋转面外) 运行,机组三阶模态振型主要表现为风轮系统摆阵方向( 旋转面内) 运动。
理论模型数据与实测数据比对如表2所示,从表2可知,整机动力学模型理论计算数据与现场实测数据偏差均在10% 以内,两者具有较好的一致性。这说明整机动力学模型及边界连接条件简化方式基本符合现场实际情况,具有较高的可靠性。
3.2整机稳定性分析
根据耦合系统实测数据可知,风轮转频1P为0. 165 Hz ~ 0. 29 Hz,3P为0. 495 Hz ~ 0. 87 Hz,塔架耦合系统前、后和左、右一阶固有频率约为0. 420 Hz; 风轮系统一阶挥舞频率约为0. 750 Hz,风轮系统一阶摆阵频率约为1. 375 Hz。
风电机组坎贝尔图如图6所示,风轮转频1P、3P与塔架耦合系统一阶固有频率,风轮系统一阶摆阵频率相距甚远,不存在交叉或重合现象,当风轮转速为15 r / min时,风轮3P与风轮一阶挥舞频率有交叉点。由于机组额定转速为17. 4 r/min,15 r/min为机组升速区过程某节点,故机组控制策略在该节点采用增加传动链阻尼和快速通过相结合方式有效控制机组通过该节点时振动能量,从而保证机组安全稳定运行,符合工程设计及运行要求。
4结束语
随着兆瓦级风电机组大型化发展,塔架高度不断增加,系统刚度下降,且各子系统边界连接刚度下降。 因此,可能存在塔架耦合系统受到风轮转频1P、3P或风轮系统挥舞、摆阵频率激励,导致机组耦合共振的现象,本研究通过建立整机动力学模型和现场实测工作, 得到以下结论:
( 1) 耦合系统动力学模型计算结果与实测数据偏差均在10% 以内,数据具有很好的一致性。说明耦合系统动力学模型及各子系统边界连接条件简化方式符合现场情况,具有较高的精准性,为机组研发、设计和优化提供理论指导依据。
风电机组基础 篇8
柔性直流输电 (VSC-HVDC) 是应用可关断电力电子器件构成的电压源换流器 (VSC) 输电方式, 它实现了有功功率和无功功率的独立控制, 具备良好的动态无功支撑能力, 可改善系统的故障特性;另外, VSC-HVDC系统实现了送端系统与受端系统的解耦, 若应用于风电场并网[1], 可改善风电场抵抗来自电网系统干扰的能力, 也能在一定程度上防止风电场的电压波动对电网的影响。因此, VSC-HVDC系统是大型风电场并网的较好选择[2]。
在新型输电方式逐渐步入工程实际的背景下, 风电机组故障穿越[3,4]这一概念被赋予了新的内涵。在VSC-HVDC系统中, 风电场通过整流站接入高压直流系统, 并通过逆变站并入交流电网, 当交流电网发生短路故障时, 电网侧换流站 (GSVSC) 输出功率减少, 而风电场输出功率不变, 从而引起系统输入和输出功率不平衡, 使得直流电压上升[5], 严重情况下可能导致整个直流系统的崩溃。因此, 必须对换流站进行控制以实现整个系统的故障穿越。针对这一问题, 很多学者展开了相关研究[6,7,8,9]。文献[6]提出在交流电网短路故障后增加风电场频率以迅速降低风电场电磁功率, 该方法设计了频率控制器, 当直流电压超过阈值时按比例提高风电场频率。文献[7]提出降低风电场交流电压的方法, 将直流电压与阈值的差值输入到比例—积分 (PI) 控制器中, 并将产生的电压负增量作为风电场侧换流器参考电压的下降值, 从而迅速降低风电场的电磁功率。然而, 文献[8]注意到, 风电场交流电压迅速降低会带来典型风电机组短路电流, 因此基于降压法引入虚拟变流器磁通以达到去磁的目的, 其优点在于在允许快速电压削减的同时避免了电力和机械设备的高应力。同时, 文献[9]提出在交流电网故障期间短时闭锁风电场侧换流器, 并设计了故障检测处理控制器以减轻故障后的暂态扰动, 该方法并未从根本上降低风电机组的电磁功率, 而是通过强制手段阻止功率输入直流系统, 控制效果不是很好。上述研究均专注于风电场VSC-HVDC系统交流电网短路故障时系统的故障穿越问题, 虽然可以抑制直流电压的上升, 实现系统的故障穿越, 但各种故障穿越方法必然会对风电机组造成一定的影响。因此, 从风电机组安全保护的角度而言, 需要考虑新型输电方式下交流电网发生故障时选择故障穿越方法的原则。
本文为研究风电场VSC-HVDC的故障穿越问题, 在PSCAD/EMTDC中建立了含有普通异步/双馈风电场详细模型的两端VSC-HVDC系统仿真模型, 并采用升频法/降压法作为其典型的故障穿越方法。验证了两种故障穿越方法的可行性, 并在此基础上研究了不同类型风电机组在不同故障穿越方法下的特性和差异。最后, 得出相关结论, 并从风电机组安全保护的角度分别给出普通异步/双馈风电场VSC-HVDC系统选择故障穿越方法的建议。
1 风电场VSC-HVDC系统建模方法
1.1 系统介绍
本文对两端VSC-HVDC系统进行研究, 其示意图如图1所示。风电场类型为普通异步或双馈, 经过风电场侧换流站 (WFVSC) 整流后接入高压直流网络, 再经GSVSC逆变后并入无限大交流电网。
1.2 风电场建模与控制
对风电场进行详细建模。普通异步发电机是国内普遍采用的风力发电机。其结构简单, 如图2所示, 由定速风轮机和鼠笼式异步发电机[10]构成, 依靠从系统吸收无功功率来建立磁场, 它的控制可通过并联电容器组的投切来实现。为建立大型风电场模型, 本文参照文献[11]的等效电流源法, 将其余N-1台风电机组等值成N-1个受控电流源, 控制量即为原风电机组模型出口电流iabc, 从而在利用单台风电机组模型真实模拟实际风电机组参数的同时节省大量仿真时间。对该方法进行适当改进, 根据实际情况计入尾流效应因子, 可通过函数耦合到自定义风电机组模型参数k中, 不计入时取k=1。
双馈感应发电机 (DFIG) 是目前比较流行的风力发电机, 可以实现变速恒频功能, 将会在将来的风力发电系统中占有重要地位[12]。双馈风电场建模与控制如图3所示。
双馈风电机组结构类似于普通异步风电机组, 不同之处在于转子经过背靠背变流器接入电网。网侧变流器控制直流环节电压及转子向电网输送无功功率, 转子侧变流器则实现整个风电机组有功功率和无功功率的解耦。
对双馈风电机组模型采用两个简化手段。首先, 由于脉宽调制 (PWM) 控制变流器的开关频率高, 电磁暂态仿真效率受到极大约束, 因此根据文献[13]对背靠背变流器进行等效简化, 并进行部分改进。网侧变流器采用dq解耦的动态电流控制, 交流侧电压uc受调制比M和移相角δ控制, 具有受控电压源[13]特性:
式中:ud为变流器直流电压;f为交流侧电压频率 (即电网基频50Hz) 。
uc用受控电压源u代替, 控制量为三相参考电压值。
对于网侧变流器直流侧, 注入功率和直流电压决定直流注入电流id, 具有受控电流源[13]特点:
式中:Pc为变流器功率 (即通过网侧变流器的功率, 方向为直流侧至交流侧或交流侧至直流侧) ;ucx和icx分别为变流器交流侧x相电压和电流。
转子侧变流器采用三相abc下的直接电流滞环控制, 变流器直流侧同样用受控电流源等效;而对于转子侧变流器交流侧, 由于采用不规则的PWM控制, 无法模拟基波受控电压源的特性, 因此利用滞环原理控制受控电压源u, 当上开关管导通时令受控电压值为ud/2, 反之为-ud/2。
双馈风电场等值建模方法与普通异步风电场相同。
1.3 换流站建模与控制
正常运行状态下, GSVSC采用dq解耦的动态电流控制, 外环为定直流电压/定无功功率控制模式, 以维持直流线路电压Udc的稳定;WFVSC采用定交流电压控制模式, 直接控制变流器电压的调制比和相角, 为风电场提供电压源接口[14]。
当交流电网发生短路故障时, 直流系统两端功率不平衡导致直流电压迅速上升, 必须通过快速控制降低直流过电压。在文献[6-9]的基础上且考虑实际工程情况, 故障穿越控制均由WFVSC完成, 而GSVSC控制策略不变。
重点考虑WFVSC的控制。本文假设在没有任何通信手段的情况下, 交流电网故障的检测只能通过高压直流联络线直流电压的测量来进行。本文设计了一种防止功率振荡的故障检测器, 如图4所示。WFVSC通过测量直流电压信号Udc并与阈值Uthr比较得到过电压参考信号BRK, 该信号直观反映了直流线路上电压越限的情况。为了防止BRK信号导致故障穿越控制器的多次启动, 增设单稳触发器, 仅采用BRK的第一个有效区间。图4中的Control信号可直接作为故障穿越控制器的触发信号。
故障穿越方法从原理上可分为升频法、降压法和换流器短时闭锁法3种。其中, 升频法和降压法均是通过WFVSC的控制降低风电场的电磁功率, 而换流器短时闭锁法则是强行阻止功率输入直流系统, 控制效果较差, 因此采用升频法或降压法作为风电场VSC-HVDC系统的典型故障穿越方法。
文献[6, 15]将控制方法简单化, 设计的两种WFVSC控制器如图5所示。
如图5 (a) 所示, 实现PWM必须获得M和δ。Vwf为风电场出口交流电压幅值, Vwf_ref为风电场出口交流电压幅值参考值, M可由二者得到;δ可由相应频率得到, 频率的计算方法如下。
当直流电压Udc≤Uthr时, WFVSC处于正常运行模式, f是风电场交流电网的基频数值 (50 Hz) , 可为风电场提供50 Hz的电压源接口;当直流电压Udc>Uthr时, WFVSC将交流风电场频率提高为:
其中, kf可设计为:
式中:Δfmax为最大频率变化量;Umax为未采取故障穿越控制时直流电压所能达到的最大值。
通过频率的提升可迅速降低风电场输出的电磁功率。
如图5 (b) 所示, 控制频率为50 Hz;M的计算方法如下。正常运行模式下M的计算方法与升频法的相同;在故障运行模式中, 降低WFVSC参考电压, 并通过PI控制器使得交流风电场电压无差跟踪参考电压:
其中, kv可设计为:
通过电压的降低同样可迅速降低风电场输出的电磁功率, 最严重情况下将风电场电压降至零。
同时, 由于WFVSC输出的电压存在谐波, 为给风电场提供较为理想的电压源接口, 需要根据谐波情况设计滤波器。
2 故障穿越控制对风电机组的影响
为验证模型的有效性与控制效果, 进而探讨风电场VSC-HVDC系统的故障穿越方法对风电机组的影响, 按照以上介绍的建模方法在PSCAD/EMTDC中搭建如图1所示的两端VSC-HVDC系统。两个换流站额定容量均为200 MW, 交流侧额定电压为86.89kV, 采用两电平结构, 开关频率为3.2kHz。100台额定容量为1 MW的风电机组组成风电场, 风电机组出口电压为0.69kV, 经升压、汇流及整流接入额定电压为±80kV的直流输电系统, 再逆变及升压至110kV并汇入交流电网。在仿真进行5s时设置持续0.15s的瞬时性交流电网三相接地短路故障, 用以代表瞬时性短路故障的典型情况。
2.1 故障穿越控制效果
以普通异步风电场为例, 交流电网故障时的直流系统响应如图6所示。由图6 (a) 和 (b) 可知, 未采取故障穿越控制时GSVSC输出功率Pgs下降且故障后存在较大波动, 而WFVSC持续不变地向直流系统注入有功功率Pwf, 略去系统损耗的输入和输出功率差额使GSVSC输出电流达到极限, 失去电压控制能力, 导致直流电压Udc迅速上升至182.5kV, 达到额定电压的114.1%。由图6 (c) 和 (d) 可知, 采用升频法后, 直流电压上升并激活故障穿越控制器, 最终上升至167.5kV (104.7%额定电压) , 采用降压法后直流电压上升至169 kV (105.6%额定电压) , 控制效果大致相同。
由上述结果可知, 升频法和降压法均可抑制两端功率不平衡所导致的直流过电压, 并可通过调节故障穿越控制方法的控制参数使得直流电压的控制效果大致相同。故障结束后系统功率和直流电压均恢复正常运行水平, 从而验证了故障检测器防止功率振荡的效用。
2.2 故障穿越控制对普通异步风电机组的影响
两种故障穿越方法下普通异步风电机组的响应如图7所示, 下标F代表升频法下的响应, 下标U代表降压法下的响应。由图7 (a) 和 (b) 可知, 交流电网故障后采用降压法时转速Wpu-U (标幺值) 和有功功率Pwf-U恢复更快且波动幅度较小。由图7 (c) 和 (d) 可知, 采用降压法时风电场交流母线电压Vwf-U (标幺值) 跌落程度较深, 从直流系统吸收的无功功率Qwf-U较多;而采用升频法时, 虽然WFVSC的参考电压幅值不变, 但风电场汇流母线电压Vwf-F仍会受到一定影响, 电压幅值下降, 风电场仍需吸收一定无功功率Qwf-F。
由上述仿真结果可知, 升频法下风电场汇流母线电压波动较小, 但普通异步风电机组的有功出力对频率变化的敏感程度高于电压变化, 迅速下降的风电场电磁功率可能导致风电场脱网。
2.3 故障穿越控制对双馈风电机组的影响
两种故障穿越方法下双馈风电机组的响应如图8所示。由图8 (a) 和 (b) 可知, 交流电网故障后采用升频法时转速Wpu-F (标幺值) 和有功功率Pwf-U恢复更慢, 且波动幅度较小。同样, 由图8 (c) 和 (d) 可知, 采用升频法时, 风电场汇流母线电压Vwf-F (标幺值) 波动较小, 从电网吸收的无功功率Qwf-F较少, 与普通异步风电场特性相同。但图8 (e) 和 (f) 表明, 在降压法下双馈风电机组转子电流Ir-U水平较低, 且变流器直流电压Ecap-U较为稳定, 对变流器危害较小。
由上述仿真结果可知, 双馈风电机组的动态性能较普通异步风电机组有所不同。前者与后者相同点为在升频法下的动态电压特性较好。不同点在于双馈风电机组对于频率变化的敏感程度较普通异步风电机组降低, 这是转子的控制作用造成的。转子变流器虽然可以控制风电机组降低频率敏感度, 但其本身对于频率变化较为敏感, 在升频法下面临失效的危险, 对风电机组的正常运行造成威胁。
2.4 故障穿越方法对风电机组的影响
不同的故障穿越控制方法会对各类风电机组的动态性能产生不同的影响。值得说明的是, 下述总结的影响规律适用于普通异步风电机组和双馈风电机组, 对于永磁直驱式风电机组的适用性有待验证。
升频法利用频率的改变来改变风电场的电磁功率。一方面, 由于WFVSC所控制的电压、频率并不是完全解耦的, 另外考虑到风电场和WFVSC之间的相互作用, 使得在升频法下风电场汇流母线电压会产生波动, 但波动较小, 风电机组较易运行在低电压穿越 (LVRT) 所要求的安全电压范围之内。另一方面, 升频法虽然使得风电场具有较好的动态电压特性, 但若风电机组的电磁功率对交流电网的频率变化较为敏感, 则频率的变化会使得风电场电磁功率变化十分迅速, 甚至可能造成风电场脱网的危险, 例如普通异步风电机组。另外, 尽管风电机组的电磁功率对交流电网的频率变化不敏感, 但假如风电机组内部存在电力电子器件, 则应考虑电力电子器件能否承受较大的频率变化, 例如双馈风电机组。
降压法则是利用电压的改变来改变风电场的电磁功率。从风电场的角度考虑, 降压法对风电场的影响与传统交流并网的风电场发生交流线路短路故障的特性一致。不同点在于在降压法中, 由于电压跌落的幅值可以被WFVSC直接控制, 因此可以保证风电机组运行在LVRT所规定的标准电压曲线之上。当直流系统功率过剩较多时, 则需要较低的LVRT曲线, 即较强的LVRT能力, 才能保证故障穿越控制效果。
3 结语
本文介绍了为研究风电场VSC-HVDC系统的故障穿越问题而在PSCAD/EMTDC中建立的两端VSC-HVDC系统仿真模型, 通过仿真得知当升频法和降压法对于直流系统的故障穿越效果大致相同时有如下结论。
1) 对于普通异步风电机组, 若风电机组LVRT能力较强, 即能够应对风电场电压跌落幅值较大的情况, WFVSC应该采用降压法直接控制风电场电磁功率, 降低风电机组因对频率变化敏感度高而造成的脱网危险;若风电机组LVRT能力较弱, 为保证电压稳定性, WFVSC应采用升频法, 并应事先确定风电机组所能承受的最大频率变化量。
2) 对于双馈风电机组, 当风电机组LVRT能力较强时, WFVSC可以采用降压法, 减小采用升频法对双馈风电机组转子变流器的危害;当风电机组LVRT能力较弱时, 为保证电压稳定性, WFVSC可采用升频法, 同时加强对转子变流器的保护。