2mw风电机组安装方案

2mw风电机组安装方案（共5篇）

篇1：2mw风电机组安装方案

1.5MW、2MW风电机组风轮直径发展趋势

2014-08-12 14:58:04 来源:《风能》 作者: 【大 中 小】 浏览:19次 评论:0条

概述

了解1.5MW 和2MW 型风电机组风轮直径发展趋势，对了解我国风电整机和叶片市场的整体发展趋势具有一定意义。其主要原因是：首先，2012 年我国新增1.5MW 和2MW风电机组装机为11636.5MW，占总装机量的89.8%。因此，对1.5MW 和2MW 机组的了解，能够有效认识风电整机总体装机情况。其次，1.5MW 和2MW 机组因为是目前市场上的主力机型，其加长叶片、增大风轮直径的情况更为多见，具有风轮直径发展趋势的普遍代表性。1.5MW和2MW型风电机组装机趋势

我国的1.5MW 型风电机组新增装机容量，在2008 年以前一直呈现平稳上升态势，到2008 年至2010 年上升势头非常明显，尤其是2009 年1.5MW 型风电机组的装机量，比2008 年增长了2.5 倍左右，该单机容量机型在2012 年新增装机量达到了近年来的顶峰，为14685MW。但这种趋势到2011 年开始变化，当年 1.5MW 型机组的新增装机量开始下降，2012 年降幅明显，该单机容量机组在2012 年新增装机量为8254MW，降幅高于我国2012 年风电新增装机量的降幅。

我国单机容量为2MW 的风电机组机型在2006 年以后的新增装机趋势与1.5MW 机型的新增装机趋势不同，在2010 年1.5MW 型机组的新增装机量在爆发式增长后达到顶峰时，2MW 型风电机组的新增装机量仍然平缓上升，为2168MW。到2012 年1.5MW 型风电机组新增装机量的下降趋势比较明显时，单机容量2MW 的机型新增装机趋势仍为平稳上升，达3382MW。

各风轮直径的1.5MW机组装机趋势

风轮直径在70m 以下的1.5MW 型机组的装机量一直处于比较稳定的状态。而风轮直径为77m 和82m 的1.5MW型机组，在2011 年以前的新增装机量中，始终占据1.5MW 型机组的总装机量的前两位。其中风轮直径77m 的1.5MW 机组新增装机量，经过三年时间的迅速增长后，在2009 年达到5529MW，此后出现疲态，至2010 年开始逐年下跌，到2012 年为999MW，已经低于风轮直径87m 的1.5MW型机组。

风轮直径82m 型机组在2008 年以前装机量很少，从2008 年至2009 年开始出现爆发式增长。在2009 年至2010 年期间超越风轮直径77m 机型，并在2010 年达到新增装机量9256.5MW 的最高峰，之后的2011 年和2012 年新增装机量开始下降，但截止到2012 年，该风轮直径的机组仍是1.5MW 型风电机组新增装机量最多的，为3423MW。从图1 与图2 的对比中可以看出，风轮直径82m 机型的新增装机容量与整个1.5MW 型机组新增装机容量曲线相近，是2012 年以前对整个1.5MW 机组市场影响最大的机型。

图1 2006年至2012年1.5MW和2MW型机组新增装机容量趋势(单位：MW)

图2 2007年至2012年1.5MW型风电机组不同风轮直径新增装机容量趋势(单位：MW)

图3 2012年各风轮直径1.5MW风电机组新增装机容量对比(单位：MW)

风轮直径为86m 的1.5MW 机组新增装机容量从2010 年开始始终保持稳定上升状态，至2012 年达到1868.5MW。风轮直径为87m 的1.5MW 机组在2011 年以前新增装机容量稳步增长，到2012 年达到稳定，为1228.5MW。风轮直径为88 米的1.5MW 机型曾在2010 年装过1 台，此后直到2012 年又安装了198MW，因此在1.5MW 型机组中所占比例较小。风轮直径为89 米的1.5MW 机组从2011 年开始有装机，2011 年和2012 年的新增装机容量分别为564MW 和481.5MW。风轮直径为93m的1.5MW 机组也是从2011 年开始有装机的，当年装机量并不大，只有2 台，到2012 年装机数量达到了80台，容量120MW。各风轮直径的2MW机组装机趋势

风轮直径82m 以下的2MW 型风电机组在2009 年以前的新增装机容量一直保持高速增长，当年新增装机容量达到960MW，占2009 年2MW 机组装机量的83%。2009 年以后风轮直径82m 以下的2MW 机型装机量开始降低，在2011 年前后分别被83m 至91m 或93m 以上的2MW 机型装机量超越，仅占当年2MW 机组总装机量的14.25%。

风轮直径在83m 至91m 区间的2MW机组在2009 年以前装机量很少，2010 年至2011 年增长迅速，2012年装机增长渐趋平稳，当年新增装机量为838MW。风轮直径为93m以上的2MW 机组在2009 年以前的装机容量也较少，当年装机容量仅为128MW，从2010 年开始至2012年，该风轮直径长度区间的2MW 机型保持了强劲的增长势头，2012年新增装机容量达到了2062MW。

图4 2007年至2012年2MW型风电机组不同风轮直径装机容量趋势(单位：MW)

图5 2012年各风轮直径2MW风电机组新增装机容量对比(单位：MW)

大风轮直径的1.5M W 和2MW机组产品

1.5MW 和2MW 机组风轮直径的不断增加以及风电市场对其的反应，主要源自于我国对低风速风区开发的重视程度有所增加。大风轮直径的机组往往被厂商定义为低风速型风电机组。

据了解，1.5MW 的第一台87m和第一台93m 风轮直径的机组均由远景能源制造，推出时间分别为2009年和2011 年。2012 年金风科技也推出了风轮直径为93m 的低风速机组，据有关资料显示，该机组为针对年平均风速为6.5m/s 以下四类风速区域设计，可在平均风速5.5m/s 条件下，年发电达2000 标准小时数以上。据了解，风轮直径为93m 的1.5MW 机组能够使占我国风能资源30% 的超低风速地区的风能资源得以有效开发。2013 年联合动力推出了拥有“最大”风轮直径的1.5MW 机组，该机组的风轮直径达到了97m，在同等工况和风速的条件下，发电量可以超过该公司风轮直径86m 的1.5MW 产品20%。

在生产2MW 机组的整机商中，南车风电、三一重能、Vestas 分别推出了风轮直径达110m 的产品，海装风电推出了风轮直径111m 的2MW机组，Gamesa 则推出了114m 风轮直径的2MW 机组。

其中，南车风电的110m风轮直径2MW 机组于2013 年 2 月下线，在现有风电机组设计技术基础上，是针对低风速地区风况特点，完全自主研制的一款风电机组。三一重能所推出风轮直径110m 的“超级风机”通过超长的叶片设计保证了2.0MW 的机组能够适用于二类到四类风电场的要求。该款机组的扫风面积比93m风轮直径机组大40%，发电量比常规机型提高35%，发电机也可实现1.1 倍的长时超发和1.2 倍短时超发。Gamesa 2MW 的114m 风轮直径机组的首批产品在2013 年生产出来，该机组的扫掠面积比其前身97m 直径2MW 机组增大38%。表1 部分风轮直径86m以上的1.5MW机组产品表2 部分风轮直径100m以上的2MW机组产品

表2 部分风轮直径100m以上的2MW机组产品

总体情况

总体看来，1.5MW 和2MW 型风电机组的风轮直径发展趋势较为明显地趋向于增大，作为风轮直径迅速加大的分水岭，2009年是较小风轮直径机组安装量最高的一年，此后增大风轮直径的机组装机量开始迅速增加，逐渐取代了较小风轮直径的机组。但

1.5MW 与2MW 机型新增装机量不同的一点主要表现在2010 年以后的趋势，2010 年以后1.5MW的装机量有所降低，而2MW 的新增装机量仍在增长。

然而，不断增大风轮直径并不是长久之计。由于我国风电招投标体制一般以千瓦功率为单位进行价格的对比，在短期内使叶片长度更长、风轮直径更大的产品受到市场青睐。然而，也正是因为单位价格的限制，风轮直径更大的产品成本也更高。据悉，增加叶片长度会改变机组的整体载荷变化，对轴承、齿轮箱等零部件的要求也会明显提高。目前1.5MW 的风轮直径达到了97m，而此前2MW 的风轮直径才82m，就齿轮箱、叶片等关键零部件而言，其成本增加的程度是不言而喻的。因此，即使是最早投身于加长叶片设计的整机厂商和叶片供应商，也在考虑这种方式的解决方案在未来并不能达到持续发展，从而开始主动增大整机功率，以避免成本与安全性带来更多问题。

16台风机倒塔 “威马逊”拷问国产风机

2014-08-12 15:14:00 来源:中国电力报 作者: 【大 中 小】 浏览:20次 评论:0条

16台风机倒塔，6台严重受损，叶片破裂、发电机掉落、机舱被揭开„„这就是国产风机在接受台风 “威马逊”考验时交出的“成绩单”。7月18日，41年来华南地区最强台风“威马逊”登陆海南省文昌市翁田镇，并迅速转入广东、广西等地区。“威马逊”带来的强风降雨致使多家风电场出现了上述严重损失。值得注意的是，上述风机均为国内企业生产。

一时间风力发电机破损或倒塌是由于其质量良莠不齐所致成为风电行业讨论的热点。本报记者带着这一问题采访多方人士后发现，台风环境下，风况条件极其复杂，简单的以风电机组是否受损来判断其质量并不具备说服力。相关专家在接受采访时告诉记者，要确保风机平安度过台风期，首先，风机选型必需严格符合风区类型;其次，从零部件环节确保风电机组的质量;第三，在台风风况下采取有效控制策略。风机选型时不可盲目乐观 歌美飒中国区服务市场及销售总监杨革对本报记者表示：“简单的以风机质量来解释台风对风机的损毁是不全面的。有些风电场在选址与主机采购初期没有考虑到实际风险，这是风机损毁情况发生时要考虑的。”据了解，此番台风致使海南文昌风电场33台华锐风电1.5兆瓦、叶轮直径70米的风电机组中的3台机组严重受损，其中一台倒塔;广东徐闻勇士风电场遭遇重创，33台天威1.5兆瓦、叶轮直径77米的风电机组有18台遭到重创，其中15台出现倒塔，3台机组严重受损。

据了解，此次遭到“威马逊”重创的广东省徐闻县此前很少有台风正面登陆。有消息称徐闻勇士风电场因此在采购风机的时候，没有考虑到可能遇到的风险，过于乐观，认为该地点不会出现此类情况。

目前，尚未有公开的运行数据来说明何种原因造成了风电机组的损毁。但有业内人士对上述情况进行了分析。“天威是在2010年中标徐闻勇士风电场的风电机组，其1.5兆瓦风电机组的技术来自英国的GarradHassan，而在风电发展的早期77米叶轮直径的风电机组适合于二类风资源，其极限风速要求为59米/秒，如果天威没有对77米叶轮直径的技术进行升级到适应一类风区，也就是极限风速要求为70米/秒，那么风电机组就不可能扛住65米/秒的极限风速，当然这种可能性比较小。”大智慧能源研究中心研究员华鹏伟分析认为。

推行型式认证增强被动防御能力 中国可再生能源学会风能专业委员会副理事长施鹏飞对本报记者表示：“风电机组的倒塌主要就是和风电机组的质量和风电场的控制策略有关。”“简单地讲，现行设计最强的风机等级是ICEIa，根据IEC设计标准，极限风速设计标准为70米/秒，持续3秒钟;50米/秒，持续10分钟。如果台风风速超过该设计标准导致风电机组被吹坏，都不能称之为是风电机组的质量问题。”杨革表示。按照这一逻辑，在台风没有达到极限风速的情况下，如果风电机组存在质量问题或维护状态不理想等情况都会存在出现危险的可能。在台风这一极端天气下，风电机组如何提升安全系数，确保风电机组的质量成为不二法则。

“风机是否达到了设计标准，可以从是否取得型式认证做初步判断。跟国内品牌风机稍有不同的是国外品牌的风机都取得过型式认证。目前，国内的风机制造商多数取得的是设计认证，但是在型式认证中却包含设计认证、原型机认证、制造厂质量体系的认证、综合评估四个组成部分。即便是第一环节的设计认证从评估程度来看也分为A、B、C三个等级。”杨革表示。施鹏飞对本报记者表示：“型式认证规定机组的部件供应商采用什么部件来认证，调换了部件认证就失去效果。型式认证的生产体系能够保证所生产的产品都能达到设计标准。毋庸置疑的是采用型式认证对于确保风电机组的质量会有根本上的保证。国外风电机组在采购的时候都是需要有型式认证的。目前，我国风电制造水平已经具备能力来实施型式认证。但是型式认证需要较大的资金支持，是否采用型式认证还需要风机制造企业以及风场开发商从市场的角度来衡量。”据了解，目前我国风力发电企业在采购风机的时候并没有对风力发电机型式认证的需求。然而，在国外风电开发商需要的融资、担保、保险都需要提供采用风力发电机的型式认证证书。在欧洲市场，如果风力发电机缺少型式认证，风机根本就无法销售。主动防御方面要在控制策略上下功夫

台风是一种非常复杂的自然现象，台风变化速度之快是导致在同一风电场、同一型号的风力发电机在面临台风时获得不同的境遇。

施鹏飞阐述了自己的观点：“风机倒塌的主要原因除了风机质量还有当时风况下的控制策略。当台风来的时候，让风电机组对准台风来的方向，确保风机顺风顺浆会对风机起到一定的保护作用。”“台风环境下，风向变化多样，湍流强度增强，如果湍流强度设计预留的范围比较小，那么极强台风环境下的强湍流就有可能对风电机组造成致命的损伤。”华鹏伟向本报记者介绍说。

据了解，2006年登陆我国的台风“桑美”与“威马逊”有着相当的破坏力，浙江苍南鹤顶山风电场的维斯塔斯风电机组通过正面迎接台风，顺风顺浆的控制策略有效的起到了保护作用，避免了损失。歌美飒针对此也提出了自己的解决方案：当台风来临,如果电网出现中断，通过备用电源向风电机组不间断供电，使风电机组在台风中保持顺桨状态，并偏航使风机正对风吹来的方向。持续供电让风电机组对准台风的方向，以风机最强的一面迎接台风。

“当然在台风到来前，通过专向的检查风电机组的各种紧固螺栓的力矩、电机、偏航、变桨等工况对抵御台风会有所帮助。”杨革介绍说。

篇2：2mw风电机组安装方案

关键词：风力发电机组,结构,特点,设备安装

1 概述

中国风能资源丰富, 风力发电是解决能源短缺, 实现清洁能源、新型能源、绿色能源、可再生能源的重要途径, 并且最具大规模商业开发条件。风能发电日益受到关注并展现出广阔的成长空间。

华电沽源100.5 MW一期风电场位于河北沽源县中南部地区, 海拔高度在1 410~1 700 m, 风电场中心地理位置约为N41°02′, E114°35′。本风电场共安装67台单机容量1 500 k W的风电机组, 建设装机规模为100.5 MW。

2 SL1500型风力发电机组主要的设备结构和特点

SL1500型风力发电机组主要设备分机舱、轮毂、叶片、塔架上部、塔架中部、塔架下部。具体参数如表1所示。

说明:整个风机组装后的高度为74.8 m。

3 SL1500型风力发电机组设备安装

华电沽源风电风机发电设备的安装包括三节塔筒安装、机舱设备的组装吊装、变桨叶轮的组装和吊装工作。

3.1 施工准备

对每一个风机的安装场地进行策划、布置, 以确定各设备的放置位置和吊装关系, 场内运输道路、吊装平台、混凝土强度已满足吊装要求。塔架基础上法兰16平分点平面度误差在2 mm范围之内, 并已经取得设计单位和设备制造厂设备吊装许可。

3.2 安装工序关键的质量控制点

风机的安装关键点包括:

(1) 强度连接螺栓的紧固, 风机安装中大量工作是高强度连接螺栓的紧固, 均匀紧固法兰螺栓是一个关键点。各塔筒连接螺栓的第一次预紧力矩为1 400 N·m, 第二次为2 800 N·m。其他连接螺栓紧固力矩值按照厂家现场作业指导书。 (2) 风叶卸车与组装:叶片长37.5 m, 风叶中间是空心, 比较脆弱, 作业必须小心谨慎。 (3) 叶轮直径大, 水平组装, 垂直就位;由于迎风面积较大, 风稍大, 整个风轮摆动很大, 容易发生碰撞, 损坏设备。

3.3 塔筒吊装

塔筒吊装时风速不大于5级, 做好风机塔筒吊装的准备工作。塔筒吊装采用1台360 t履带吊为主吊和1台50 t汽车吊辅助吊装。360 t履带吊的塔筒吊具安装在塔筒上法兰3点、9点位置, 50 t汽车吊塔筒吊具安装在塔筒下法兰12点位置。如图1、图2所示。

当塔筒专用吊具安装完毕后, 主副吊同时起钩。待塔筒离开地面后, 360 t履带吊车继续提升, 50 t汽车吊则调整塔筒底端和地面的距离。当塔筒距地面约1 m时, 50 t汽车吊停止上升, 配合360履带吊使塔筒处于垂直状态后, 拆去50 t汽车吊的塔筒吊具并清理塔筒下法兰面。360 t履带吊缓慢提升塔筒将其移动至基础环上部约100 mm并用溜绳做牵引。按照厂家或业主的要求调整好塔筒门方向, 缓慢下降吊钩, 在两法兰面接触前, 插上定位销钉并固定好, 迅速带上大约1/3的螺栓后, 再次降低吊钩至两法兰面完全接触, 此时主吊钢丝绳仍需保持受力状态, 安装剩余的连接螺栓同时打开塔筒照明。安装螺栓时注意垫片和螺母的安装方向, 应将垫片有坡口和螺母有字母一侧朝外。按照塔筒螺栓紧固顺序示意图 (图3) 进行连接螺栓紧固作业;降低主吊起重力至2 t。按照风机连接高强螺栓紧固力矩值 (表2) 要求进行力矩作业。完成塔筒力矩紧固作业后, 及时完成塔筒的防雷接地工作。

中段塔筒和上段塔筒的吊装方法同下段塔筒, 塔筒与塔筒连接时要按照塔筒内部爬梯位置来定位中段塔筒和上段塔筒。

3.4 机舱吊装

机舱主要由变速箱、发电机、动力传动系统、电气系统和控制系统等组成, 机舱是风电场的核心部件。机舱的组装工作除了油冷风扇和上部机舱罩的组装外还有各油冷管路的连接、机舱罩弹性轴承、机舱内工作照明和应急照明、接地线和避雷针、水冷风管、逃生支架、风速风向仪支架的安装, 并完成机舱防冻液的添加工作。

机舱的吊装采用1台360 t履带吊进行吊装, 利用机舱专用吊具从机舱通风罩孔处挂好机舱的4个吊点 (图4) , 在吊具安装的过程中要时刻防止吊具与机舱内部机械部件和电气自动化元件的碰撞, 在风速风向仪支架和齿轮变速箱的法兰上各系1根150 m风绳, 每根风绳配备5~6人视风速大小增减人员。启动360 t履带吊, 从上风向缓慢提升使吊车受力到16 t, 在机舱即将离开地面时拆掉运输支架螺栓。起吊时注意机舱的平衡, 并防止机舱脱离支架时碰撞刮伤机舱外罩等附件。当机舱起升高度超出塔筒后, 使用溜风绳调整齿轮变速箱法兰方向为主风向的90°方向 (图5) , 便于叶轮的安装工作。缓慢降低吊钩高度使机舱尾部先与塔筒法兰接触, 当机舱定位销全部进入塔筒螺栓孔后安装所有连接螺栓, 降低吊钩高度使塔筒法兰与机舱法兰完全接触。此时360 t保持2 t的起吊重力。按照风机连接高强螺栓力矩紧固值 (表2) 进行力矩作业。按照塔筒螺栓力矩检查方法检查螺栓力矩值。

3.5 风轮安装

3.5.1 风机轮毂及叶片组装

叶轮由轮毂、3个叶片和导流罩组合而成, 轮毂单重为18 t, 叶轮的组装由360 t履带吊将轮毂垫高, 使用2根10 m×12 m吊带吊起叶片重心位置, 缓慢起升大吊车, 待运输支架离开地面后吊车暂停, 卸下运输支架。360 t履带吊缓慢将叶片送进轮毂, 防止叶片尾部左右摆动, 启动变浆控盒控制变浆电动机, 缓慢调整主吊使叶片螺栓全部插入变浆轴承的法兰螺栓孔内部, 并使两法兰面紧密结合在一起。带上叶片专用垫片并紧固叶片与轮毂连接螺栓, 紧固力矩为800 N·m。在叶片前部1/3处用支架或采用软性泡沫板托住叶片, 卸除吊具。采用相同的方法对接另外2个叶片。连接接地线安装避雷记忆卡, 将导流帽安装在轮毂上面。

3.5.2 叶轮吊装

叶轮吊装采用360 t履带吊作为主吊, 25 t汽车吊作为辅助吊车, 主副吊车就位, 挂好吊具。主吊吊具由吊链和2根30 t×10 m吊带组成, 吊在2片叶片的距防雨罩80 cm的地方 (图6) , 并在吊带上涂抹润滑剂, 辅吊采用1根10 t×12 m吊带吊在距叶尖1/3处, 叶尖薄缘处用V型板作保护, 利用手动变桨控制盒把与主吊车吊具相连接的2个叶片的薄面转调下面, 在变浆小齿轮与变浆轴承处用方木卡住防止转动。

在叶尖2 m处套上2根150 m牵引绳系。主副吊同时起钩, 卸下运输支架, 用砂纸和汽油清洁轮毂法兰面, 装好叶轮与机舱连接定位销和定位螺栓, 将处于上部的定位螺栓略长于其他螺栓, 便于叶轮的就位。同时启动主副吊车, 缓慢提升叶轮, 25 t汽车吊配合大吊车, 将叶轮由水平状态慢慢倾斜至垂直状态 (注意防止叶尖接触地面) , 小吊车脱钩, 由大吊车将叶轮起吊至轮毂高度, 调整吊车缓缓平移, 调整叶轮最上部的2颗螺栓进入主轴法兰上部的螺栓孔内, 松开盘式制动器, 准备转动主轴, 使轮毂法兰平行对准主轴法兰, 定位销必须插入上面的法兰孔内, 一旦定位销插入孔内主吊将叶轮推向机舱, 直到其倾斜并对准法兰。安装剩余的轮毂与主轴螺栓。紧固所有连接螺栓, 部分需旋转叶轮才能紧固的螺栓做好标记。解开叶轮吊具, 松开制动器, 转动叶轮, 进行其他未达到力矩紧固值要求的轮毂螺栓, 并在叶尖处于垂直向下时取下溜风绳。检查轮毂与主轴的连接螺栓的力矩是否满足为2 300 N·m。力矩合格后紧固叶片螺栓力矩, 每完成一个叶片后, 打开刹车, 将另一片叶片转到最下部, 使用液压力矩扳手, 紧固另外2个叶片连接螺栓的力矩值到达1 250 N·m。锁上叶轮锁, 防止在未调试合格的情况下, 因风力过大使叶轮旋转造成不必要的设备损坏。

4 结语

本文根据华电沽源风电场的实际特点, 结合现场的施工条件, 灵活选用吊装设备和安装方法, 从而高效、高质地完成风机设备的安装工作。通过华电沽源风电场工程的探索和实践, 风机设备的安装工艺得到业主和设备厂家的认可, 并较好地掌握了风力发电机组设备安装的关键核心技术。

参考文献

篇3：2mw风电机组安装方案

本文主要针对2 MW风电变桨伺服驱动器的IGBT模块损耗，提出了一种计算IGBT模块通态损耗和开关损耗实用计算方法，并采用热阻等效电路，计算出散热系统各点的温度，进而设计出一套强迫风冷散热系统，经试验验证，该散热系统运行稳定、可靠。

1 IGBT模块损耗计算

驱动器的损耗计算对散热系统的设计及散热器的选择非常重要。驱动器中功率模块工作时产生损耗会极大地影响设备的工作状况，其损耗主要是由IGBT和并联二极管2个部分产生，包括通态损耗和开关损耗[3,4,5,6,7]。

1.1 IGBT的通态损耗

IGBT的通态损耗与饱和电压、电流、占空比、门极电压以及结温有关。IGBT的通态损耗可表示为

单个IGBT只在半个周期有电流流过，所以：

式中：Pcond＿IGBT为IGBT的通态损耗；VCE(t)为IG-BT的实际饱和电压；IC(t)为通过IGBT的电流；DQ(t)为IGBT导通占空比函数。

VCE(t)与IC(t)之间的关系近似用直线表示为

式中：VT0为IGBT的通态压降；RCE为IGBT通态等效电阻。

调制方式采用SPWM双极性调试方式，输出电流为正弦波，得：

式中：m为幅值调制比；ω为角频率；φ为实际电流与实际电压之间的相角。

把式（2）和式（3）代入式（1）得：

式中：IP为正弦波输出电流峰值；cosφ为负载功率因数。

1.2 IGBT的开关损耗

IGBT的开关损耗与开关时的电流、电压以及结温有关。IGBT的开关损耗可表示为

因VCE与VCE＿test比较接近，Eon和Eoff可看做与IC和VCE成正比：

式中：Psw＿IGBT为IGBT的开关损耗；fsw为模块的开关频率；Eon＿nom为IGBT额定条件下的导通损耗；Eoff＿nom为IGBT额定条件下的关断损耗；IC＿nom为IGBT模块额定电流；VCE为桥臂电压；VCE＿test为IGBT模块测试参考电压。

1.3 并联二极管的通态损耗

并联二极管的通态损耗与正向导通电压、电流、占空比以及结温有关。并联二极管的通态损耗可表示为

式中：Pcond＿Diode为二极管的通态损耗；VF(t)为二极管的实际导通电压；IF(t)为通过二极管的电流；DD(t)为二极管导通占空比函数。

VF(t)与IF(t)之间的关系近似用直线表示为

式中：VD0为并联二极管门槛电压；RD为并联二极管通态等效电阻。

调制方式采用SPWM双极性调试方式，输出电流为正弦波，得：

把式（7）和式（8）代入式（6）得：

1.4 并联二极管的开关损耗

在并联二极管开关损耗计算过程中主要关注二极管关断引起的反向恢复损耗。二极管的反向恢复损耗与开关频率、电流、桥臂电压、门极驱动电阻以及结温有关。并联二极管的关断损耗可表示为

结合设计的2 MW风电变桨伺服驱动器的实际情况，修正后并联二极管的关断损耗表示为

式中：Psw＿Diode为并联二极管的开关损耗；Erec＿nom为并联二极管额定条件下的关断损耗；VR为并联二极管反向关断电压；VR＿test为并联二极管能耗测试参考电压。

2 理论计算结果与软件仿真结果对比

选用德国英飞凌公司的IGBT模块（型号FS150R12KT3）作为驱动器主电路的开关器件。由前面的分析可知，利用式（4）、式（5）、式（9）、式（10）计算IGBT和并联二极管的通态损耗和开关损耗时，需确定一些参数，根据模块手册提供的数据，得出的相关参数为：VT0=1.1 V,RCE=0.005Ω，cosφ=0.9,Eon＿nom=16 m J,IC＿nom=150 A,VCE＿test=600 V,RD=0.004 5Ω，VR=600 V,IP=30 2 A,m=0.85,fsw=8 kHz,Eoff＿nom=14.5 mJ,VCE=600 V,VD0=600 V,Erec＿nom=13 m J,VR＿tes=600 V。将参数代入相关公式，计算完成后驱动器的各种损耗为：单个IGBT通态损耗Pcond＿IGBT=12.34 W，单个IGBT开关损耗Psw＿IGBT=21.96 W，单个并联二极管的通态损耗Pcond＿Diode=3.09 W，单个并联二极管的关断损耗Psw＿Diode=18.97 W。

表1为理论计算结果与制造商提供的软件计算结果对比数据。

由表1可见，本文给出的公式计算结果与IGBT模块制造商给出的软件计算结果非常接近。按照本文的IGBT模块损耗理论计算结果，可为接下来的驱动器散热系统设计提供可行的依据。

3 驱动器散热装置设计

3.1 散热系统等效电路

采用热阻等效电路形式分析散热器，将损耗功率等效为电流源，各点温度等效为节点电压，热阻等效为电阻。如图1所示为散热系统热阻上的等效电路[8,9]。

由散热系统的热阻等效电路，经推导可求得散热系统各点的温度

式中：Th为散热器的温度；Ta为环境温度；PΣ为驱动器总消耗功率；RthHA为散热器到环境的热阻；Tj＿IGBT为IGBT结温；PIGBT为单个IGBT损耗功率；Rth JC＿IGBT为IGBT芯片与基板之间的热阻；Rth CH＿IGBT为IGBT基板与散热器之间的热阻；Tj＿Diode为并联二极管结温；PDiode为单个二极管损耗功率；Rth JC＿Diode为并联二极管芯片与基板之间的热阻；Rth CH＿Diode为并联二极管基板与散热器之间的热阻。

为了使IGBT模块能正常工作，必须保证IG-BT结温TVj不超过其工作结温最高值TVjop(125℃），另外为了保证IGBT模块的安全，模块要降额使用，故IGBT结温按最大结温的80%计算。取环境温度Ta为40℃；由于驱动器拓扑结构为三相桥式，另外加上输入整流桥的功率损耗并留有裕量，取P∑为400 W；根据表2数据，结合散热系统热阻等效电路，得出散热器热阻为0.095℃/W，故所设计的散热器最大热阻必须小于0.095℃/W。

3.2 散热系统设计

根据热传导的基本理论可知，固体内稳定导热的基本特点为：1）固体内存在着温度梯度，导热过程中温度相同的点组成等温面，等温面的温度不随时间而变；2）固体是各向同性的，热流是沿着与等温面垂直的路径朝着温度降低的方向流动。采用自冷方式的散热器内部没有热源，靠空气自然对流进行热交换，空气的流动处于层流状态，散热器内不同流速的空气分子不产生交叉运动，热流是一维和稳定的，热量传递缓慢，散热效率低。采用强迫风冷方式的散热器靠风机扰动散热器表面的空气，使空气分子杂乱无章地运动，温度不同的空气分子频繁接触平板表面与之发生热交换，接受热量的空气分子又被外来的空气分子所替代，如此循环产生了极高的散热效率，使散热器热阻大大降低。本文基于风机变桨驱动器特殊的安装考虑（要求变桨驱动器体积尽量小），所设计的散热系统采用强迫风冷散热方式。在风道的选择上，采用如图2所示的方案，采用此方案，空气流直接冲击散热器表面，给流场中造成很大的扰动，在散热器表面形成广泛的紊流区域；另外，将散热器垂直放置，可以利用相对较轻的气流形成烟囱效应[10,11]。采用此种方案设计出来的热阻最小，散热效果最好。

3.3 散热器的热阻计算

当散热器采用强迫风冷散热时，散热器的热阻计算公式（经验公式）为[12]

式中：K为散热器热导率；d为散热器基板厚度；A为散热器有效散热面积；C1为安装状态系数；C2为强迫风冷散热条件下，散热器相对热阻系数；C3为空气换热系数。

所设计的散热器采用阳极氧化的插片式铝制散热器，散热器热导率K为2.01 W/（cm·℃）；散热器垂直安1装，取系数C1=0.5；采用1个外形尺寸为120 mm×120 mm×25 mm、风速为4 m/s的轴流风扇作为散热风扇，取系数C2=0.4；空气流场以紊流为主，取系数C3=0.1；散热器相关参数为：基板长37 mm，肋片长31 mm，宽23.4 mm，基板厚1 mm，齿高5 mm，齿数14 mm。所设计的散热装置实物见图3。根据表2中散热器参数，利用式（11）可计算出散热器热阻RthHA=0.049℃/W，系统总功耗为400 W，通过计算可以得出散热器的温升为19.2℃。

4 计算结果与试验结果比较

4.1 试验平台

为验证散热装置设计是否满足温升要求，采用了图4所示的测试平台。该测试平台包括被测驱动器-变桨电机系统和负载电机-负载调节器系统，其中变桨电机和负载电机通过联轴器同轴连接。由于变桨电机与负载电机同轴连接，一个工作于电动状态，一个工作于发电状态，被测驱动器-变桨电机系统工作于速度闭环状态，用来控制整个测试平台的转速；负载电机-负载调节器系统工作于转矩闭环状态，通过控制负载电机的电流来改变负载电机的转矩大小，模拟变桨电机的负载变化，这样回馈测试平台可以实现速度和转矩的灵活调节，完成各种实验功能测试。负载电机-负载调节器系统还可以把驱动器输出的能量回馈到电网中，提高了能量利用率，降低测试成本。

4.2 试验结果

实际试验中，所设计的伺服驱动器驱动1台10 kW的变桨永磁伺服电动机，输出电流为30 A，环境温度为16℃；图5为散热器温升理论计算和实测曲线图。由图5实测温升曲线可以看出，散热器在45 min后温升趋于恒定，此时散热器温度Th为35.89℃，散热器温升为19.89℃，与通过理论计算得出的散热器温升19.2℃相比较，可以看出实测结果与计算结果较为吻合。

5 结论

本文针对2 MW风电变桨伺服驱动器的散热系统进行研究设计；推导了SPWM下IGBT模块的损耗计算方法，此方法通过器件已给参数，可近似计算出IGBT功率损耗，将其与模块厂家给出的软件计算值相比较，验证了理论计算的合理性。在计算出IGBT模块损耗后，利用散热系统热阻等效电路，求出散热器热阻，进而设计出了2 MW风电变桨伺服驱动器的散热系统。最后通过驱动器温升试验验证了理论分析的正确性。

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篇4：2mw风电机组安装方案

当今世界的能源危机和环境恶化的现实迫使人们将目光向可再生能源转移,而风力发电目前已经成为企业关注的重点。双馈感应发电机(DoublyFed Induction Generator,DFIG)具备变速恒频、有功和无功能够解耦控制、变流器容量小等特点,是目前大规模风力发电的主流机型之一[1,2]。

大规模风电接入电网会给电网运行带来很大的挑战,当电网故障时,DFIG转子侧出现过电流和过电压[3],不具备低电压穿越能力的机组为了避免变流器被损坏,会将大容量风电机组退出,因此将导致电网功率不平衡,很可能发生连锁反应造成大规模停电[4],给电力系统的运行带来不利的影响。在某些欧洲国家,风力发电所占电网的容量比例已高达20%[5],如此大容量的风机若不具备故障穿越能力而全部脱网,可能导致电网崩溃。很多国家的并网导则要求风力发电机组在电网电压跌落的情况下具有不脱网运行和提供无功支持的能力[6,7],因此风电机组具备一定的低电压穿越能力是风电并网中的核心技术。

目前主要采用旁路保护电路来实现风电机组在大干扰下的低电压穿越能力,最初的旁路保护仅通过晶闸管短路转子绕组来保护机组本身,但这样机组必须脱离电网。经过改进,一组旁路电阻被接入转子电路用来限制转子的过电流,这种方法能够保证机组不间断运行,满足风电机组故障穿越能力的要求[8]。

虽然旁路保护能够快速抑制转子电流的增大,但这会带来新的问题,故障发生后,电网需要大量的无功功率的支撑来完成电压恢复,而投入旁路电路使得电机转子被短接,DFIG以感应电机方式运行,也需要从电网吸收大量无功功率,加剧了系统无功功率的不足,威胁风电场附近电网电压的稳定性[1]。而且采用此种方式,DFIG的电磁转矩不可控且波动剧烈[9]。就一般情况来说,电磁转矩波动接近5倍额定值,将对风电机组传动轴系特别是齿轮箱产生严重的冲击,增加其疲劳度,甚至导致齿轮箱损坏[10],而齿轮箱的损坏所花费的维修时间是最长的,因而维护代价最高。有一些途径[7]可以减小旁路的投入时间,如增大旁路电阻值以及改善控制策略等,但这些都没有摆脱旁路保护电路。

因此本文提出一种新型方案,该方案首先启用转子串电阻保护,在故障分量衰减到一定程度时再启用旁路保护,同时退出转子串电阻保护,直到故障消失保护退出运行。旁路保护在故障初始时启用,会造成系统十分剧烈的振荡,但旁路保护在故障消失退出运行时却具有更好的暂态性能。转子串电阻保护在故障初始及故障中具有比旁路保护更好的暂态性能,对系统的负面影响更小,尤其是机组转速稳定性更好[11]。通过串联动态电阻,随着故障电流的减小,串联的电阻也变小,这样故障过程中的过渡会更加平稳。

本文首先分析了转子串电阻保护的理论依据,给出了限流电阻下限的确定方法,然后通过仿真研究了不同限流电阻对机组瞬态特性的影响,并仿真比较了转子串联动态电阻和旁路电路以及转子串联定值电阻的差别,此时直流侧依旧采取卸荷电路。基于比较结果提出了一种新的保护方案,该方案在暂态性能上明显优于以上各方案,最后基于PSCAD/EMTDC专业仿真软件比较验证了方案的优越性。

2 DFIG发电系统

图1为变速恒频DFIG风电系统原理图。系统主要由风轮、齿轮箱、DFIG、背靠背连接的转子侧变换器(Rotor Side Converter,RSC)、网侧变换器(Grid Side Converter,GSC)以及变换器保护电路等组成。转子绕组通过变换器接入电网,通过对两个变换器的控制,可以对双馈风机进行多方面的控制。

变换器的控制主要采用传统的矢量控制方法,为了实现控制目标,必须对网侧变换器和转子侧变换器的输出电流(或功率)进行有效调节和控制,而励磁系统中的网侧、转子侧变换器通过直流母线解耦而彼此独立,因而可以分别进行控制。网侧变换器的控制目标是:①保证输出直流电压恒定且有良好的动态响应能力;②确保交流侧输入电流正弦,功率因数为1。转子侧变换器的控制目标是:①在变速恒频前提下实现最大风能追踪,关键是双馈发电机转速或有功功率的控制;②实现双馈发电机输出无功功率的控制,以保证所并电网的运行稳定性。

3 转子串联动态电阻分析

为了证明转子串联电阻对于转子电流的影响,详细分析DFIG故障期间转子串联电阻时转子电流的动态特性[11,12],分析过程基于双馈异步风力发电机的数学模型。文献[11]的分析方法比较简单,采用的假设比较多,因而准确度比较差;文献[12]针对旁路保护采用叠加原理分析转子电流的方法有些欠妥,因为由正常状态到旁路保护启动,发电机在此过程中由受控状态变为失控状态,不宜采用只有近似线性电路才能采用的叠加原理进行分析,而只在转子上串联电阻,发电机发生的变化很小,并且始终处于受控制状态,此时更加适用于采用叠加原理;文献[13]利用有功、无功控制策略进行计算,计算比较准确,但是原理复杂。进行综合比较后,得出适应于当前情况的分析方法,详细介绍如下。

采用电动机惯例,在转子参考坐标系下电机的状态方程为:

式中,p为微分算子;us、ur为定、转子电压;ψs、ψr为定、转子磁链;is、ir为定、转子电流;Rs、Rr和Ls、Lr分别为定、转子电阻和电感;Lm为励磁电感;ωr为电机转子角速度。根据式(1)画出转子参考坐标系下的双馈感应发电机等效电路,如图2所示。其中Lsl、Lrl分别为定、转子回路漏感。

定、转子绕组的暂态电感L's、L'r为:

由此可以得到电网电压跌落、串联电阻投入转子电路下所对应的双馈感应发电机等效电路图,如图3所示。

假设电压跌落深度为A,据图3可知,电压跌落过程相当于在定子侧突然串入反向电压Δus=-Aus;投入串联电阻的过程相当于在转子侧突然串入电阻R。根据叠加原理,上述过程可以看成以下两个状态的叠加:①稳态分量us和ur共同作用下,在转子侧串入电阻R引起的过渡过程;②只考虑定子侧故障分量Δus的作用,电路的零状态响应过程。投入串联电阻后的等效分解电路分别如图4和图5所示。

(1)稳态分量作用下,在转子侧串入R的过渡过程

在转子参考坐标系下,电压、电流以及磁链均为与转差率s=1-ωr对应频率的正弦量,将p=js代入式(1)中的电压方程,整理可得:

若以故障瞬间作为时间起点,且故障前机端电压为us0=Us0ejst,可求得转子励磁电压的初始值ur0=Ur0ejst,代入式(3),可以得到故障前转子稳态电流为:

当在转子侧突然串入电阻R,如图4所示,此时新的转子稳态电流为:

此过渡过程中转子电流为:

式中

可以发现,引入串联电阻R后,I'r(s)的幅值表达式中分母的绝对值增大了,故而其幅值减小了,I'r(dc)的幅值变化不明显,但是直流分量衰减时间常数τ'r却因为引入串联电阻后减小,从而衰减速度明显加快了。

(2)定子侧电压故障分量作用下的响应

根据图5进行分析,定子侧电压故障分量Δus=-AUs0ejst单独作用,此状态下双馈感应发电机的数学方程为:

对方程式(8)运用Laplace变换,将时域微分方程变换为复频域,经过一系列推导可以得出:

对式(9)取Laplace逆变换,则该状态下转子增量电流的时域表达式为:

式中

可以发现,引入串联电阻R后,I″r(s)的幅值变小,这是由于直流分量衰减时间常数τ'r变小导致其分母的幅值变大所导致的,I″r(ωr)、I″r(dc)的幅值变化不明显,但直流分量衰减时间常数τ'r会变小,从而导致其衰减的速度明显加快了。

电网故障后的转子磁链相对于定子磁链以同步速度旋转,它们在故障后T/2(即工频交流电周期的一半)左右相位相反,此时转子暂态电流幅值达到最大。

对转子电流的表达式进行一些简化处理,首先考虑到双馈电机定转子电阻一般较小,对转子电流的影响有限,可以忽略;然后定转子时间常数的倒数一般都远小于1和ωr且转差率s<<1,可以将转子电流的时域表达式进行化简,可以得到:

在时间t为T/2(即工频交流电周期的一半)且电压跌落深度A为1时,可以得到转子故障电流的最大幅值Ir_max,而转子故障电流的安全限值为Ir_lim。由Ir_max<Ir_lim,可以得出所串联电阻的最小值。

同样运用叠加原理可求出转子侧电压Ur和所串联电阻上的电压UR,进而可以求得施加在转子侧变换器上的电压URSC,该电压应该不大于转子侧变换器的最大安全电压限值Ulim_RSC,即URSC<Ulim_RSC。

转子串联动态电阻相较于旁路保护不需要封锁转子侧变换器,这样DFIG仍然在控制中;相较于转子串联定值电阻,不管是故障电流幅值还是故障电流的衰减时间常数都会发生变化,在故障发生的过程中通过感应到的转子电流来改变串联的电阻值,使得故障的过程比较平稳。

4 仿真结果及分析

基于电力系统专业仿真软件PSCAD/EMTDC,仿真研究转子串电阻保护和旁路保护的故障穿越能力。模型中,DFIG经过两台升压变压器并入无穷大电网,假设在3s时DFIG并网点发生三相短路故障,在3.3s时故障被切除,故障持续时间为300ms;保护的启动条件都是转子电流大于额定正常值的2倍;短路旁路电阻阻值和转子串电阻的阻值相同;电机参数为:额定容量Pn=2MW,额定电压Un=690V,f=50Hz,Rs=0.0054pu,Lsl=0.10pu,Lrl=0.11pu,Rr=0.00607pu,Lm=4.5pu,惯性时间常数H=0.425s,匝间比为0.3。

从有功输出和无功支撑考虑,电阻越小越好,从直流侧电压考虑,电阻也不能太大,否则母线电压会跌落很多,因此,在确保转子电流和电磁转矩振荡在有限值范围内的前提下,尽量选择小的电阻更有利于系统的暂态性能[6]。经过式(12)的计算以及仿真研究,发现所串电阻值为2.5Ω时转子电流可以满足各项要求,由PSCAD仿真得到的数据导入MATLAB中,将各次仿真的数据放到一张坐标图中可以更好地对比观察。

图6给出了上述三种保护方案下DFIG转子电流、网侧有功功率和无功功率、角速度以及电磁转矩的波形。可以看出,尽管使用的电阻值是相同的,但这几种不同的保护方案所导致的DFIG故障期间的系统响应却是不同的。

由图6(a)可以看出,方案1和方案3的转子电流的最大振幅较小,并且由于电机仍处于可控状态下,在故障时转子电流衰减得不是很严重。通过观察故障消失后的转子电流,可发现方案2率先达到稳定,方案1次之,方案3最后达到稳定。由图6(b)可以看出,故障期间三种方案的输出有功功率都为零,但在故障消失后的极短时间内会从电网吸收一定的有功功率,方案2和方案3吸收得较多,方案1吸收得较少,而方案3最快达到原先的稳定状态,方案1和方案2过渡得比较缓慢。由图6(c)可以看出,三种方案的区别在于故障消失后方案3会从电网吸收较多的无功功率,这不利于电网电压的恢复,方案1和方案2吸收的无功功率较少,并且会更快地达到稳定。由图6(d)可以看出,方案1的角速度整体波动最小,并且最快达到稳定;方案3在故障期间角速度的波动较小。由图6(e)可以看出,方案3的电磁转矩振荡最大,但是却在故障消失后最先达到稳定;方案2的振荡也比较剧烈,且需要较长时间达到稳定;方案1的振荡较小,而且也较快达到稳定。

1-转子串联动态电阻2-旁路保护3-转子串联定值电阻

可见,在暂态性能方面串联动态电阻保护较串联定值电阻保护具有明显的优点,但是串联动态电阻保护相较于旁路保护在某些性能上却有所不及。因此本文提出将串联动态电阻和旁路保护结合构建一种新的保护方案,即通过改变保护的启动值使得在发生故障初始串联动态电阻保护启动,在故障即将结束,转子电流较小时旁路保护启动并封锁RSC触发脉冲,同时闭锁转子串联电阻保护,使得故障消失后退出运行的保护是旁路保护,这样能够将两种保护的优点结合起来,获得更好的暂态性能。新的保护方案的控制框图如图7所示。

新方案是将两种方案组合到一起,保护启动及切换的依据是转子电流幅值的变化。在故障初期转子电流较大时投入转子串联动态电阻保护,此时可以获得较好的暂态性能;当转子电流略小时,将旁路保护启动,封锁RSC触发脉冲,直到故障消失,旁路保护退出运行。在新方案投入的情况下,发电机发生故障时的暂态性能相较于其他方案能够得到极大的改善。

在旁路保护启动同时闭锁转子串联动态电阻保护时的振荡比较小,这一点依旧可采用叠加原理进行分析。当启动旁路保护时故障已经发生了一段时间,此时已接近达到稳定状态,定子电压只是一个比较小的电压,不必引入电压突变进行分析,限于篇幅这里不做详细分析。

将新方案投入后进行仿真,与其他方案投入的情况下进行对比分析,结果如图8所示。从图8(a)可以发现,新方案的转子电流幅值波动最小且最快达到稳定,效果最好。从图8(b)可以发现,新方案的输出有功功率最先达到稳定,并且在故障恢复初始能够多发一些有功功率。从图8(c)可以发现,在故障恢复初始,新方案只会从电网吸收很少的无功功率,而其他方案却会吸收较多的无功功率,不利于电网电压的恢复。从图8(d)可以发现,新方案的角速度波动最小且最先达到稳定。从图8(e)可以发现,新方案在波动程度和达到稳定的速度方面相较其他方案具有很大的优势。观察图8可以发现,在3.15s时保护进行切换,只引起转子电流幅值和电磁转矩微小的振荡,而基本观察不出功率和角速度的振荡,即保护切换所引起的振荡可以忽略不计,这与本节提出保护方案的分析结果是吻合的。

1-保护新方案2-转子串联动态电阻3-旁路保护

仿真结果表明,新方案在发生故障时相较于其他方案具有更好的暂态性能,对系统的负面影响小,并且机组的转速稳定性更好。

5 结论

篇5：2mw风电机组安装方案

在众多的新能源中,风力发电凭借其资源丰富、可大规模开发、建设周期相对较短等优势,在可再生能源领域中占据着重要地位。然而,随着风电并网容量的增加,给包括频率稳定性在内的电力系统安全稳定运行带来了一系列的挑战[1]。为减弱风电并网给电力系统带来的冲击,保证电力系统安全稳定运行,国内外最新发布的一些风电场并网导则均明确要求并网风电场能够主动参与系统频率控制。

双馈风电机组具有优良的有功、无功解耦控制性能,满足变速恒频控制的技术要求,逐步成为目前风电场采用的主流机型[2]。然而,利用变频器控制的双馈风电机组转子转速和系统频率之间不再存在耦合关系,风电机组转子动能被变频器控制完全“隐藏”,不具备响应系统频率变化的能力。从系统角度来看,大规模风电并网将会明显降低系统惯量,进而减弱系统的调频能力[3]。因此,有必要深入研究双馈风电机组的频率控制策略,使其具备良好的频率响应特性,有效参与系统调频。

针对双馈风电机组参与系统频率控制,国内外学者已经展开了一些研究,主要包括以下两种方式。

1)备用功率控制。为提高风能利用率,双馈风电机组一般运行在最大功率点跟踪(MPPT)工况。因此,当系统频率降低时,双馈风电机组并不能像同步发电机一样为系统提供额外的有功支撑,无法参与系统频率控制。为了使风电机组可根据系统频率变化来进行持续稳定的有功控制,就必须使其在非最大功率点运行,为系统频率调节留有备用容量。实现风电机组备用容量控制的方法主要可以分为两大类,一种是通过直接桨距角控制获得一定的备用功率,当系统频率降低时,调节桨距角,增加机组有功输出,从而使风电机组将先前预留的备用功率释放出来,支持系统调频[4,5,6,7,8]。另一种是通过调整功率—转速最优曲线,使转子超速运行在非最大功率跟踪点以达到减载运行的目的[8,9,10,11,12]。以上2种控制方式都牺牲了风能利用率,降低了风电场的经济效益。

2)转子动能控制。双馈风电机组的转速具有较大的变化范围(一般为0.8~1.2(标幺值)),因此,转子中储存着大量的旋转动能[13]。为了使双馈风电机组具备与同步发电机类似的频率响应能力,基于转子动能控制的双馈风电机组频率控制方法已被广泛提出[14,15,16,17,18,19,20],该方法的基本思想是将储存在双馈风电机组转子上的旋转动能转化为电磁功率,进而改变双馈风电机组输出的有功功率来为系统频率控制提供一定的有功支撑。但上述研究中没有考虑风电机组参与调频之后的转速恢复过程,而这个过程会向系统吸收有功功率,给系统频率响应带来不利影响,严重的还会导致系统频率出现二次下降[16,17]。

本文在分析传统转子动能控制运行特性的基础上,针对双馈风电机组释放转子动能后会立即进行转速恢复的固有缺点,提出一种基于转子动能控制的双馈风电机组频率控制改进方案。该方案通过引入恒定附加功率,避免双馈风电机组在释放转子动能参与系统调频后立即进入转速恢复过程。通过将转速恢复启动时间控制在频率恢复稳定后进行,达到改善频率响应特性的目的。基于MATLAB/Simulink搭建含双馈风电机组的四机两区域仿真模型,通过仿真验证本文所提出的改进方案的正确性和有效性。

1 传统转子动能控制的特性分析

目前,双馈风电机组普遍采用的转子动能控制策略见附录A图A1[16]。本文将这种方法称为传统转子动能控制方法。该方法同时考虑了频率偏差(频率额定值与频率实测值之差)和频率偏差变化率,综合利用了虚拟惯性控制和下垂控制的优点。该方法应用的对象是按MPPT模式运行的风电机组。

图1为双馈风电机组采用传统转子动能控制方法,负荷突增导致系统频率下降时双馈风电机组的频率响应特性。

从图1所示的频率响应曲线可以看出,当系统负荷增大,引起频率下降时,该转子动能控制策略通过降低转子转速释放转子动能,向系统短时输出更多的有功功率,为系统提供频率支撑。但该控制策略的缺点在于:在风电机组释放转子动能后,风电机组转速会迅速进入加速状态,以恢复到MPPT状态。转速恢复环节会向电网吸收能量,使实际输出给电网的有功功率减少(如图1中的绿色阴影部分)。事实上,转速恢复过程是在系统频率尚未恢复稳定时进行的,所以,转速恢复导致的风电机组输出有功功率减少和系统负荷增大,都将对系统频率下降起到“叠加效应”,使系统频率偏差增大,频率响应特性变差。严重的,还将导致系统频率出现二次下跌。

2 双馈风电机组频率控制改进方案

为解决转速恢复对系统频率响应的不利影响,本文提出一种基于转子动能控制的双馈风电机组频率控制改进方案。该方案的基本思路为:系统频率下降时,双馈风电机组仍然通过释放转子动能为系统提供频率支撑。但当转速下降到一定值后,控制双馈风电机组稳定运行在这一较低转速上,避免其立即进入转速恢复过程,待系统频率恢复稳定后,再重新回到最优转速。

2.1 设计思路

双馈风电机组的功率—转速关系如图2所示,其中,PM表示风力机输送到双馈感应发电机的机械功率,PMPPT表示MPPT算法下的有功功率参考值。加入附加频率控制后,双馈风电机组有功功率的参考值为Pref=PMPPT+ΔP。根据发电机功率平衡方程可知,发电机稳定运行的条件是:

在传统的转子动能控制策略下,负荷增大时双馈风电机组参与系统调频的响应过程见附录A图A2。假设初始时刻系统功率平衡,双馈风电机组稳定运行在工作点A(此时不需要风电参与调频,ΔP=0,Pref=PMPPT),双馈风电机组对应转速为ω1。现假设负荷突然增大引起系统频率减小,双馈风电机组在传统的转子动能控制策略下参与系统调频,将导致转子转速降低,进入到工作点B,对应转子转速为ω2。根据前文所述,在传统的转子动能控制策略下,当双馈风电机组转速下降到一定值后将迅速进入转速恢复过程。原因在于,按传统的转子动能控制策略,当频率恢复稳定后ΔP=0,此时Pref=PMPPT,根据发电机稳定运行的条件推知系统只存在唯一的稳定工作点A,所以双馈风电机组的转速必然会重新恢复到ω1。

对于本文提出的基于转子动能控制的双馈风电机组频率控制改进方案,要求能够避免双馈风电机组在转速下降到一定值后立即进入转速恢复过程,使其能稳定运行在这一较低转速上(假设为工作点B,双馈风电机组对应转速为ω2)。根据双馈风电机组的功率—转速关系图可知,双馈风电机组能稳定运行在工作点B的条件是:PM=PMPPT+ΔP。由此引出改进方案的设计思路:当转速下降到ω2时,频率附加控制环节输出恒定的附加功率ΔP,使转速ω2维持稳定,待系统频率恢复稳定后,减小附加功率ΔP(直至零),使转速重新恢复到最优转速。

2.2 恒定附加功率的实现方法

基于转子动能控制的双馈风电机组频率控制改进方案中恒定附加功率最直观的实现方法就是将附加功率ΔP设定为一常数值,即

但若按照此方法处理,风电机组每次的调频能力相同,无法根据频率的变化来实时改变风电机组的有功出力。因此,在设定附加功率ΔP时,应根据频率偏差或频率变化率等,建立功率和频率之间的数值关系。然而,传统的转子动能控制策略通过对频率偏差和频率变化率乘以一定的比例系数得到附加功率,在频率稳定后附加功率等于零,无法满足要求。

基于此,借鉴下垂控制中对频率偏差乘以一定的比例系数获取附加功率的思想,本文根据系统频率偏差的最大值Δfmax获得恒定附加功率:

式中:Kp为比例系数。

考虑到虚拟惯性控制能根据频率变化率的改变快速向系统提供功率响应,因此将附加功率改进为:

式中:Kd为比例系数。

2.3 改进方案实现

通过上文对于传统转子动能控制方法和基于转子动能控制的双馈风电机组频率控制改进方案设计思路的分析,提出了如图3所示的基于转子动能控制的双馈风电机组频率控制改进方案。该频率控制系统主要由频率控制模块、转速保护系统模块和转速恢复启动模块三部分组成。

2.3.1 频率控制模块

频率控制模块根据传统转子动能控制进行了改进,保留了原有控制器根据频率偏差和频率变化率乘以相应的比例系数以快速响应频率变化的特性。不同之处在于,传统转子动能控制直接输入频率偏差Δf。而改进方案在获取频率偏差后,通过ΔfmaxRecorder获取最大频率偏差Δfmax,进而根据式(4)得到恒定附加功率ΔP。附录B中详细介绍了ΔfmaxRecorder的工作原理。如附录A图A3所示,应用ΔfmaxRecorder可获取最大频率偏差,进而根据系统频率偏差的最大值乘以相应的比例系数,即可获得恒定附加功率。低通滤波器用于消除频率测量噪声的干扰。应用ΔfmaxRecorder,可避免加入高通滤波器,在一定程度上简化了系统设计的难度。

2.3.2 转速保护系统模块

转速保护系统模块是为了防止双馈风电机组在参与系统调频时,转子转速下降过低而影响机组安全运行。当转速低于ωmin时,转速保护系统模块将启动,使双馈风电机组不再参与系统频率控制,避免转速超出安全运行范围。转速保护系统模块的输出信号Protect满足:

式中:Protect输出“1”表示该模块不作用,输出“0”表示进入转速保护状态;本文中ωmin设定为0.8(标幺值)。

2.3.3 转速恢复启动模块

引入恒定附加功率后,双馈风电机组释放转子动能后运行在一个较低转速(相对最优转速),偏离最大功率跟踪点。为提高风能利用率,待系统频率恢复稳定后,仍需要进行转速恢复,使双馈风电机组重新回到MPPT工作点。由2.1节分析可知,按照双馈风电机组转子动能控制的改进方案,双馈风电机组释放转子动能后将在工作点B运行,满足PM=PMPPT+ΔP。若频率恢复稳定后,令附加功率ΔP=0,则有PM>PMPPT,双馈风电机组将加速恢复到最大功率跟踪点A。所以,转速恢复启动模块的输出信号Recover应满足:

式中:Δfset为临界频率偏差,设定为0.001 Hz,当|Δf|<Δfset时认为系统频率恢复稳定;Recover输出“1”表示转速恢复启动模块不作用,输出“0”表示进入转速恢复状态。

3 算例分析

3.1 仿真模型

为验证双馈风电机组参与系统调频控制策略的有效性,本文在经典的四机两区域模型的基础上[19],基于MATLAB/Simulink仿真平台建立了如图4所示的含大规模风电并网的仿真系统。该系统含4台额定功率为900 MW的同步发电机,在母线5处由升压变压器相连,接入总装机容量为600 MW的大规模风电场,该风电场由一台额定容量为400×1.5 MW的双馈风电机组等值构成。L1和L2分别为区域1和区域2的系统负荷,C1和C2为无功补偿装置。仿真系统的具体参数见附录C。仿真算例设定为:风速为11m/s,并假定风速始终保持不变,5s时,负荷L1增大150 MW。

3.2 仿真分析

在11 m/s的风速下,双馈风电机组初始处于MPPT运行状态,负荷突增后,分别在风电不参与调频、传统转子动能控制和改进转子动能控制3种方式下进行仿真,系统频率动态响应及其对比如图5所示。

由图5可知,相比于风电不参与调频,双馈风电机组引入传统转子动能控制后,最大频率偏差由原来的0.112 2Hz减小为0.098 5Hz,系统频率响应明显改善。而采用改进方案后,最大频率偏差进一步减小为0.092 1Hz。在改进转子动能控制下,系统在80s时频率恢复稳定(小于0.001 Hz),根据2.3.3节所述,为了提高风电利用率,双馈风电机组将启动转速恢复过程。虽然80~155s这一转速恢复过程会造成频率的第二次下降,使频率恢复时间增加,但由于该过程是在频率恢复稳定后主动启动的,其引起的最大频率偏差仅为0.012 Hz,在90s后频率偏差基本进入0.005Hz的范围内,因此基本不影响系统的正常运行。综上所述,双馈风电机组采用改进转子动能控制方案时能有效减少最大频率偏差,改善调频效果。

图6分别对比了3种方式下的双馈风电机组附加功率(标幺值)、输出功率和转速(标幺值)的动态响应。

由图6可知,当双馈风电机组未引入附加频率控制时,不能响应系统的频率变化,其输出有功功率和转子转速始终保持不变。双馈风电机组采用传统转子动能控制后,可以在负荷突增时,改变附加功率指令,使机组转子转速降低,释放部分动能,增大输出功率参与系统调频。然而,从图6也可以看出,在传统转子动能控制下,转速恢复过程一方面会引起功率和转速的振荡超调,另一方面,转速恢复过程附加功率指令为负,双馈风电机组会向电网吸收能量,使实际输出给电网的有功功率减少,不利于频率恢复。而当采用改进方案后,通过控制附加功率恒定,让双馈风电机组稳定运行在较低转速(此时输出功率也有一定的减少),当系统频率恢复稳定后,通过减小附加功率,又可以使双馈风电机组转速和输出功率增大,重新回到MPPT运行工作点。特别强调的是本文所提出的改进方案在转子转速恢复之前仍然会有一定量的功率损失,但相比于传统转子动能控制,双馈风电机组在系统频率恢复阶段的功率损失已经大大减少。因此,该方法更有利于频率恢复,具体分析过程见附录D。

4 结语

为克服双馈风电机组采用传统转子动能控制参与系统调频所存在的双馈风电机组在释放转子动能后会立即进行转速恢复的缺点,本文提出了基于转子动能控制的双馈风电机组频率控制改进方案。该方案在频率恢复阶段,通过控制附加功率恒定,维持双馈风电机组稳定运行在较低转速(相对于最优转速)。待系统频率恢复稳定后,通过减小附加功率,实现双馈风电机组转速恢复。相对于传统的转子动能控制方法,该方法能实现转子转速恢复启动时间的主动控制,通过将转速恢复引起的频率下降过程控制在频率恢复稳定后发生,克服了释放转子动能后立即进入转速恢复过程对频率响应造成的不利影响。基于MATLAB/Simulink的仿真结果验证了本文所提方法能够有效改善双馈风电机组参与系统调频的效果。