永磁同步全功率风力发电变流器及其控制(txt+pdf+epub+mobi电子书下载)


发布时间:2020-06-05 14:40:00

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作者:张兴

出版社:电子工业出版社

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永磁同步全功率风力发电变流器及其控制

永磁同步全功率风力发电变流器及其控制试读:

前言

在过去的20年中,风力发电技术与产业获得高速发展,尤其是自2005年起,全球风电增长势头迅猛。2015年全球新增装机容量已达到63013MW,累计装机容量达到432419MW,实现了22%的年增长率。2015年,中国风电新增装机30500MW,累计装机容量为145104MW,位居全球风电市场首位。显然,中国已发展成为名副其实的风电大国。

在当今大型风电机组中,变速恒频风电机组已占据主导地位,主要包括双馈型风电机组和全功率直驱(半直驱)型风电机组。双馈型风电机组采用部分功率变换,具有变流器容量小、成本低以及整机技术和产业链成熟等优势,目前依然是大型变速恒频并网风电机组的主流机型。然而,齿轮箱、双馈发电机的电刷和滑环也不可避免地增加了其故障率,另外,双馈型风电机组电网适应性相对较差,这些问题在一定程度上限制了双馈型风力发电系统的发展。而全功率直驱型风电机组,特别是永磁同步直驱型风电机组,由于没有齿轮箱、发电机的电刷和滑环等问题,且具有发动机效率高、电网适应性强等优点,近年来得以快速发展。然而,随着直驱型风电机组容量的进一步增加,低速永磁同步发电机的体积和重量在一定程度上制约了直驱型风电机组的发展,因此半直驱技术得到了业界的关注。半直驱风电机组兼顾了双馈和直驱型风电机组的优势,采用了一级(二级)低传动比齿轮箱设计,在提高发动机转速以减小其体积的同时,简化了齿轮箱结构,有效提高了齿轮箱的可靠性与使用寿命。直驱或半直驱型永磁同步风电机组均采用了全功率驱动技术,具有较好的电网适应性和较高的发动机效率。随着海上风电的兴起和超大容量风电机组的应用,直驱或半直驱永磁同步全功率风电机组将会迎来更好的发展机遇和前景。

实际上,早在1992年,德国ENERCON公司就率先开始研制直驱型电励磁同步风电机组,并相继开发出E-92、E-101、E-115、E-126等型号产品。其中E-126是世界上批量生产的容量较大的直驱型风电机组,额定功率为6MW,可以升级到7MW。至2009年,直驱型风电机组占据德国风电市场55%以上的份额,可见直驱型风电机组在德国获得了快速增长。相对于电励磁同步发电机而言,永磁同步发电机具有结构简单、无须励磁和高效率等优点,已成为直驱型风电机组的主流发电机。例如,美国GE公司的GE4.0-110,以及德国西门子公司开发的3MW、6MW、7MW直驱型风电机组均采用了永磁同步发电机设计。另外,法国ALSTOM公司也研究了新一代6MW直驱海上风电机组,该机组采用了法国Converteam“高密度”直驱永磁发电机,并使其体积更小,质量更轻。另外,国外风电设备商还开发了半直驱风电机组,如富兰德2.5MW和Vestas V1647MW机组等。

我国在“十五”末期就开始了永磁同步直驱型风电机组的研制,“十一五”期间在国家科技投入和产业政策的激励下,以金风科技、湘电风能为代表的骨干风电企业,在技术引进和吸收消化的基础上,自主开发成功2~3MW功率等级的永磁同步全功率直驱型风电机组。“十二五”期间金风科技、湘电风能等通过努力又成功开发出5MW功率等级的永磁同步全功率直驱型风电机组,这标志着我国在大功率直驱型风电机组的研制能力上有了较大的提升。另外,哈飞工业公司在引进芬兰1.0MW机组技术的基础上成功研制出国内首台1.5MW半直驱型风电机组,并于2009年5月并网发电。另外广东明阳风电和德国aerodyn公司联合开发2.5~6.5MW SCD系列超紧凑风电机组,采用了永磁同步半直驱设计,具有重量轻、体积小、建设重量成本低、效率高等优点。2015年11月,沈阳华创风能公司自主开发的3MW半直驱风力发电机组在张北试验风场也顺利并网运行。可见,我国在半直驱风电技术领域已迈出了坚实的一步。

在变速恒频风电机组中,风电变流器是风电机组中最为核心和关键的部件之一,也是风电机组中较晚实现国产化的关键部件。长期以来,大容量风电变流器因技术及工艺设计难度大、可靠性要求高等因素而被ABB、西门子等国外几个电气巨头所垄断。我国在“十一五”、“十二五”期间,重点支持了风电变流器产品的国产化,并且通过国家“863”计划、国家科技支撑计划以及地方和企业的大量科技攻关项目的投入,开始了艰难的国产化道路。到“十一五”末,科技投入取得了明显成果,一些厂商也具有一定的风电变流器开发与生产能力。经过“十二五”期间产业界的持续努力和竞争,风电变流器的国产化技术已迈出了可喜而坚实的一步。禾望电气、阳光电源、海得新能源、龙源电气、上海电气等一批企业的国产风电变流器产品脱颖而出,其产品获得市场的认可,到“十二五”末,国产风电变流器占据了新增装机90%以上的市场份额,真正使风电变流器实现了国产化。虽然国产风电变流器无论市场占有率还是技术性能都取得了突飞猛进的发展,但是在风电变流器的高效能控制、工艺优化设计和可靠性技术等方面,尤其是在超大容量风电变流器技术领域与ABB等国外顶级公司同类产品相比仍然有差距,必须持续进行风电变流器的技术创新,才能真正实现赶超世界一流的目标。

作者自“十五”末开展风电变流器技术的研究,并依托合肥工业大学电力电子与电力传动国家重点学科,与阳光电源股份有限公司开展了长期的产学研合作,完成了多项有关风电变流器技术研究的科研课题,相继研究开发了2MW双馈型风电变流器、3MW低压和5MW中压永磁同步直驱型风电变流器,并实现了产业化。在此基础上,总结和编写一本较为系统论述永磁同步全功率风电变流器及其控制的技术论著已显得十分必要。然而,如何能编好一本适用于全功率风电变流器技术研究和产品开发的论著,对笔者而言一直感到是一件非常困难之事。好在已有多部介绍风力发电和其他可再生能源发电变流与控制的论著相继出版,满足了不同的读者需求。本书以“永磁同步风力发电”以及“电力电子变流技术”理论为基础,从永磁同步发电机(PMSG)及其控制策略、PMSG变流器拓扑与控制,以及变流器主要部件工艺与设计等角度出发,系统讨论了永磁同步全功率风电变流器及其控制技术,为相关研究和工程技术人员提供一定的理论和技术参考。

本书由合肥工业大学张兴教授与阳光电源股份有限公司董事长、合肥工业大学兼职博导曹仁贤研究员合作主编,合肥工业大学杨淑英副教授、王付胜副教授、谢震教授、阚超豪副教授、赖纪东博士等参加了编写工作。另外,三菱电机机电(上海)有限公司马先奎工程师,以及鹰峰电子科技有限公司李玉工程师、张伟君工程师、张云云工程师、王伟旭工程师合作编写了第12章相关内容。具体编写分工如下:其中,张兴教授编写了全书大纲、前言及第4、7、8、9章;曹仁贤研究员编写了第1、5章;杨淑英副教授编写了第3章;王付胜副教授编写了第6章;谢震教授编写了第11章;阚超豪副教授编写了第2章;赖纪东博士编写了第10章;马先奎工程师编写了12.1节;李玉工程师编写了12.2节;张伟君工程师编写了12.3节;张云云工程师编写了12.4节;王伟旭工程师编写了12.5节。全书由张兴教授和曹仁贤研究员统稿。

在本书编写过程中,得到了阳光电源股份有限公司副总裁屠运武博士、阳光电源风电事业部汪令祥博士、邓立荣高工以及风电变流器项目组研发工程师们的大力协助和指导;博士生邵章平、任康乐、郭磊磊、刘萍,曹鹏鹏,硕士生董文杰、童诚、谭理华、丁杰、汪杨俊、汪天呈分别在直驱风电变流器技术、三电平变流器控制、永磁同步电机控制、模块化多电平变换器(MMC)技术、矩阵变换器(MC)技术、并网逆变器非线性控制以及电网适应性技术等相关内容方面提供了研究支撑,为编著完成本书打下了良好基础;合肥工业大学丁明教授、苏建徽教授和茆美琴教授对于本书的编写也给予了大力支持,并具体指导了第10章的编写;鹰峰电子科技有限公司的许飒女士和三菱电机机电(上海)有限公司的宋高升高工对第12章的编写组织工作给予了很多的帮助。另外,在本书编著过程中还离不开团队其他老师和研究生的大力协助,他们认真参与文档整理、修订、绘图以及收集参考文献等工作,并以读者的视角提出了很多宝贵意见和建议,他们是:刘芳博士、李飞博士、王佳宁副教授、马明遥教授,博士生李浩源、王宝基、李明,硕士生石天宇、王涛、郭礼致、陆中凯、余世能、杨莹、王志捷、任泰安、张家午。在此一并向他们表示衷心的感谢!

最后,还要感谢湘电风能有限公司的龙辛教授级高工、副总经理宋晓萍博士,电气总师熊弦高工以及相关工程技术人员,他们在笔者参与研制的阳光电源690V(2.5MW)以及3300V(5MW)永磁同步直驱风电变流器全工况测试方面给予了大力支持,并提出了诸多宝贵意见和建议。

由于作者水平有限,疏漏甚至谬误在所难免,敬请读者不吝指教。编者2016年9月第1章绪论1.1 风力发电技术及其产业发展

随着人类能源危机和环保意识的增强,世界能源结构正在发生着巨大的转变——由矿物能源系统向以可再生能源为基础的可持续新能源系统转变。大力发展可再生能源,改善能源结构、缓解资源供需矛盾、保护生态环境,实现经济、社会和自然的协调、健康、可持续发展,已成为人类社会的共识。

区别于常规的矿物能源(煤、石油和天然气),可再生能源包括水能、风能、太阳能、生物质能、地热能、海洋能等。在这些众多的新能源中,风能资源的发电利用开发较早。19世纪末,丹麦首次成功建立了世界上第一个风力发电站,揭开了风力发电技术蓬勃发展的序幕。风力发电站利用风力发电机,将风能转换为电能,进一步通过并网发电实现风能的高效利用。与传统的火力发电厂相比,风力发电站利用可再生的风能资源,无污染地产生电能,不仅可以为社会发展提供能源,而且避免了自然环境的破坏,实现了真正意义上的可持续发展。

另外,风能资源的发电利用具有以下优势,因而最具发展前景。(1)世界风能资源储备丰富。按80m高度处6.9m/s的风速计算,全球风能可利用资源量为72万亿千瓦时。预计到2020年,世界电力总的需求为26万亿千瓦时,到时即使只成功利用了三分之一的风能资源,即可满足世界电力需求。(2)风是地球上的一种自然现象。风能是太阳能的一种转换形式,只要有太阳和大气的存在,就会有风,它取之不尽,用之不竭。(3)风能分布广泛。这对于交通不便、远离主干电网的岛屿及边远地区的利用尤为重要。(4)风能没有污染。风能在转换过程中,只降低气流的速度,不会给大气造成任何污染,因此具有显著的环保效益。(5)风电场建设周期短、占地少、见效快、造价低、可实现无人值守。风电机组的设计寿命为20~25年,运行及维护的费用低(通常相当于机组总成本的3%~5%)。1.1.1 全球风电发展现状

1998年以来,全球风电装机容量增长迅速。全球年度风电安装容量如图1.1所示,可以看出:1998—2009年全球风电年度装机容量呈现快速发展态势,2009年以来受全球金融危机的影响,全球风电年度装机容量的增长速度发生波动,其中2013年度的新增装机容量则下降至2009年以来的最低点,但总体仍然呈现增长态势。2014年,全球年度新增装机容量为52.52GW,刷新了历史记录,较2013年的35GW同比增长47%,而较1998年的2GW同比增长了23倍。而从图1.2所示的全球风电累计安装容量的发展可以看出:2014年年底全球累计装机容量为371.34GW,较2013年的318.53 GW同比增长16.6%,而较1998年的9.67GW同比增长了37倍。图1.1 全球年度风电安装容量(1998—2014年)(单位:MW)图1.2 全球累计风电安装容量(1997—2014年)(单位:MW)

2014年,中国的年新增装机达到了创纪录的23GW,累计装机容量达到了114GW。在中国的引领下,亚洲的新增风电装机容量连续多年超过欧洲和北美洲。到2014年年底,亚洲的累积风电装机容量也首次超过了欧洲,位居世界第一。这说明全球风电重心已经由欧洲转移到了亚洲。表1.1为全球风电装机在各大洲的分布。表1.1 全球风电装机在各大洲分布

从全球各国风电发展来看:2014年,中国的风电发展处于遥遥领先的地位,德国排在第二,美国紧随其后。2014年,印度新增装机容量达到2315MW,这一不错的表现让印度位列亚洲第二,迎来了风电发展的新一轮高潮。欧洲风电装机容量在2014年实现了小幅增长,新增装机容量达到12820 MW,稍逊于2012年创造的历史最高装机纪录。德国稳居欧洲首位,其在2014年的新增装机容量达到5279 MW,超越了之前的历史纪录。英国紧随其后,新增装机容量达到1736 MW,位居欧洲第二。法国则以1042MW的装机容量,位列欧洲第四。瑞典装机容量达到1050 MW,首次超过了1000 MW。装机容量300MW的摩洛哥Tarfaya风电场是非洲最大的风电场,其在2014年正式并网并投入运营。南非风电起步稳健,2014年实现了560MW的新增装机容量,使得非洲总装机容量达到934MW。巴西继续引领拉丁美洲,新增装机容量达到2472 MW,促使拉丁美洲的总装机容量达到3749 MW,其中智利506 MW、乌拉圭405 MW。经历了2013年的低谷后,美国风电也开始回暖,2014年新增装机达到4854 MW。加拿大171MW的装机容量创造了本国的历史纪录,墨西哥也有不俗的表现,装机容量达522 MW。受2014年国家政府政策变化的影响,澳大利亚的风电发展在过去一年受到限制,但仍有567MW的装机容量。图1.3、图1.4所示分别为2014年全球新增和累计装机容量排名前十的国家及所占比例。图1.3 2014年全球新增装机容量排名前十的国家及所占比例图1.4 2014年全球累计装机容量排名前十的国家及所占比例

相比于陆上风电的发展,全球海上风电近年来也正处于大力发展中,主要集中在欧洲地区。2014年全球新增海上风电装机1720MW,2014年年底全球累积安装海上风电机组8759MW,占全球风电累积装机容量的2.3%。欧洲海上风力发电新增装机容量1500MW,其中86.2%为西门子风电机组。2013年7月4日,世界上最大的海上风电场,伦敦矩阵风电场正式投入运营。该项目由丹麦Dong能源公司和德国意昂能源集团等企业投资15亿英镑,安装了175台西门子风轮直径120m的3.6MW海上风电机组,总功率超过63万千瓦。此外,德国巴尔德海上1号风电场也于2013年8月26日投入运营,总功率达40万千瓦。而日本截至2013年累计有49.6MW的海上风电装机容量,其中漂浮式海上风电有4MW。1.1.2 中国风电发展概述

自2004年以来,中国风电产业发展势头良好,从图1.5所示的中国风电新增及累积风电装机容量发展数据可以看出:2014年,新增装机容量为23.2GW,较上一年相比增加了44.2%,新增风电装机量刷新了历史记录。到2014年年底全国累计的装机容量达到了114.6GW,同比增长25.4%。图1.5 2004—2014年中国新增及累积风电装机容量(MW)

2014年,中国海上风电新增装机61台,容量达到229.3MW,同比增长487.9%,其中,潮间带装机容量为130MW,占海上风电新增装机总量的56.69%。截至2014年年底,中国已建成的海上风电项目装机容量共计657.88MW。图1.6所示为2009—2014年中国新增及累积海上风电装机情况。图1.6 2009—2014年中国新增及累积海上风电装机容量(MW)

截至2014年年底,我国潮间带累计风电装机容量达到434.48MW,占海上装机容量的65.6%,近海风电装机容量占34.4%,其中规模化项目为东海大桥海上项目(102MW)及其二期项目,龙源如东海上(潮间带)示范风电场,还有江苏如东扩建项目,其余主要为各风电机组制造商安装的实验样机。

截至2014年年底,海上风电机组供应商共11家,其中累计装机容量达到100MW 以上的机组制造商有华锐风电、上海电气、远景能源、金风科技,这四家企业海上风电机组装机量占海上风电装机总量的86.9%。在所有吊装的海上风电机组中,累计装机容量最多的是3MW 机组,占总装机容量的27%,其次是4MW 机组,装机容量占20%,2.5MW和3.6MW机组装机量分别占到16%和15%。目前单机容量最大的是6MW 机组,分别由联合动力和明阳风电供应。

2014年,我国新增装机的风电机组平均功率达到1768kW,与2013年的1720kW相比,增长2.81%;累计装机的风电机组平均功率为1503kW,同比增长3.8%。

2014年,我国累计风电装机中,1.5MW的风电机组仍占主导地位,占总装机容量的61%;2MW的风电机组市场份额上升至22%,2~3MW机组占到4%,3MW 及以上的风电机组所占比例不断升高,达到2%。另外,小于1.5MW的机组占到10%。

至2014年年底,中国风电机组已出口937台,累积容量达1762MW,出口国家扩展到28个,其中向美国出口的风电机组最多,累积达357MW,占出口总量的20%。其次是向巴拿马和埃塞俄比亚出口。在风电机制造商中,金风科技出口量最大,其次是华锐风电和三一重能。1.2 风力发电系统概述1.2.1 风力发电基本原理

风力发电的基本原理如图1.7所示,当风以一定角度和速度吹过风轮叶片时,作用在叶片上的气动力使得风轮获得旋转力矩,以带动风轮主轴旋转,从而实现风能到机械能的转化。图1.7 风力发电原理示意图

从风力机基础理论得知,风力机从大自然中获得的风能转化成的机械功率为

式中,Pm表示机械功率,Cp表示风能利用系数,ρ表示空气密度(单位为kg/m3),v1表示当前的风速(单位为m/s)。A表示桨叶扫过的面积(单位为m2)。

1919年,德国物理学家贝兹研究并提出了风能转换成动能的极限理论,即贝兹理论。在理想情况下,经过风能转换而成动能的极限比值是16/27,约等于59%,该极限比值用风能利用系数Cp进行描述,且CP<0.59。实际上,考虑风轮机设计、运行与风况的非理想情况,实际风轮机的风能利用系数Cp<0.5。

一般而言,风轮旋转速度较低,而发电机速度较高,为此风轮主轴需要通过增速齿轮箱的增速来驱动发电机旋转发电。若采用低速发电机时,也可以由风轮机直接驱动发电机发电,从而省去了增速齿轮箱。对于并网型风电机组而言,发电机输出可以直接并网,也可以通过变流器并网。直接并网的风电机组由于发电机速度不能调节,因而属于恒频风力发电机组;而通过变流器并网的风电机组由于利用变流器进行发电机调速,因而属于变速恒频风力发电机组。在恒频风力发电机组中,由于发电机速度不能调节,因而无法进行最大风能的捕获控制,所以风能利用率相对较低,一般应用于中、小型风力发电系统。而在变速恒频发电机组中,由于发电机速度可随风速的变化而进行调节,因而能进行最大风能的捕获控制,是目前高效能大型风力发电的主流机型。1.2.2 风力发电机的分类1.2.2.1 按风力机旋转主轴的方向分类

按风力机旋转主轴的方向分类,可分为水平轴式风力发电机和垂直轴式风力发电机,如图1.8所示。水平轴风力发电机的叶片围绕一个水平轴旋转,风向与旋转平台垂直。垂直轴风力发电机的旋转轴与地面垂直,与叶片平行。

水平轴风力机组结构简单且成本低于垂直轴风力机组,目前用于商业化发电的风力发电机组大都是水平轴风力发电机组。

垂直轴风力机组具有叶片转动空间小、无须调向装置、抗风能力强、启动风速小等优点。其主要问题是高风速下的保护,并存在一定的安全隐患。图1.8 水平轴风力发电机(左)垂直轴风力发电机(右)1.2.2.2 按照桨叶数量分类

按照桨叶数量分类,可分为单叶片﹑双叶片﹑三叶片和多叶片型风力机,如图1.9所示。

三叶片风电机因具有平衡性强、噪声低、气动性能好以及美观和谐等优点,已成为主流的风力机类型。图1.9 不同叶片数的风力机1.2.2.3 按塔架的不同分类

按塔架的不同分类,可分为塔筒式风力机和桁架式风力机,如图1.10所示。图1.10 塔筒式风力机(左)和桁架式风力机(右)

塔筒式结构刚性好、易攀登。相比桁架式结构,它的连接螺栓少、便于安装与维护。现在国内外大多数风力发电机都采用这种结构。

桁架式结构类似于电力塔。这种结构风阻小、结构稳固、但是安装复杂。每年都需要对螺栓加固,工作量大。我国南方海岛适合桁架式结构的风力机。1.2.2.4 按照风机接受风的方向分类

按照风机接受风的方向分类,可分为上风向型风力机和下风向型风力机。

上风向风机的风轮迎着风向旋转,必须有调向装置来保持风轮迎风。目前多数风机都为上风向型。

下风向风机多用于小型风机,去除了调向装置,能够自动对准风向。但由于一部分空气通过塔架后再吹向风轮,这样,塔架就干扰了流过叶片的气流,形成所谓塔影效应,使性能降低。1.2.2.5 按桨叶是否可调节分类

按桨叶是否可调节分类,可分为定桨距(失速型)风力机和变桨距风力机。

定桨距(失速型)机组的桨叶与轮毂的连接是固定的,桨叶的迎风角度不随风速的变化而改变。当风速大于额定功率时,通过叶片的失速特性,维持功率恒定。这种风机的结构简单、性能可靠,主要用于小型风力机。

变桨距机组叶片绕叶片中心轴旋转,叶片攻角可在一定范围内(一般0~90°)调节变化,使输出功率不超过容许值。变桨距机组结构复杂、性能却相对优越,适合大型风力机设计。1.2.2.6 按机械传动形式分类

按机械传动形式分类,可分为有齿轮箱的风力机和无齿轮箱直驱型风力机。

有齿轮箱的风力发电机,其发电机转速较高,因此发电机体积相对较小,但齿轮箱的联入增加了传动系统的故障率。

无齿轮箱直驱型发电机,省去了传统的齿轮箱,因而具有结构简单、可靠性高等优点,但低速发电机体积大、重量重,并且一般采用永磁同步发电机设计,成本相对较高。1.2.2.7 按风轮的转速是否恒定分类

按风轮的转速是否恒定分类,可分为恒速风力发电机组和变速风力发电机组。

恒速型风力发电机组可直接并网,成本低、便于维护、设计简单。但气动效率低,会给电网造成影响。

变速风力发电机组气动效率高、电能质量符合公共电网要求,目前的主流是大容量风力机型。但由于需要采用变流器进行调速控制,因此电控系统复杂、成本高,维护工作量大。1.2.2.8 按不同发电机及其控制与传动系统分类

按不同发电机及其控制与传动系统分类,可分为双馈型风力发电系统、无刷双馈型风力发电系统、笼型异步风力发电系统和永磁同步和电励磁同步直驱型风力发电系统等几种。目前,主流的风力发电系统依然是双馈型风力发电系统和永磁直驱型风力发电系统。1.2.3 风力发电机的组成

风力机主要有风轮、传动系统、偏航系统、液压系统、控制与安全系统、机舱、塔架等组成,风力机结构如图1.11所示。图1.11 风力机结构示意图1.2.3.1 风轮

风轮是指将风能转化为机械能的风力机部件,常见的风轮一般由叶片和轮毂组成。风力机风轮如图1.12所示。图1.12 风力机的风轮

在风力发电机中,相比于单叶片和2叶片,3叶片叶轮能够提供最佳的气动效率。一定风速的气流在叶片上产生升力,使风轮转动以驱动发电机发电。(1)叶片。

叶片是风轮的关键部件,其结构如图1.13所示。对叶片而言,关键在于具有高效气动性能的叶形设计和叶片材料的选择。目前,大型风轮机叶片多为玻璃纤维增强复合材料,基体材料为聚酯树脂或环氧树脂。图1.13 叶片(2)轮毂。

轮毂连接叶片和主轴,是风轮的枢纽。动能从叶片通过轮毂传到传动系统,最后传到发电机,以驱动发电机旋转发电。轮毂能控制叶片桨距,对于一般的3叶片风力机,轮毂为三角形或三通形,如图1.14所示。图1.14 轮毂

在选择、设计轮毂时,首先应该保证轮毂的强度,轮毂大多使用高强度球墨铸铁。为了尽可能地提高轮毂寿命、降低成本,在可能的条件下,将叶片固定在轮毂上,这样无俯仰转动。

轮毂有刚性轮毂和铰链式轮毂(柔性轮毂或翘翘板式轮毂)。刚性轮毂安装维护简单、成本较低,所以目前的3叶片风轮多采用刚性轮毂。1.2.3.2 传动系统

传动系统将叶轮产生的机械能传递给发电机。在非直驱型风力机中,风力机的传动系统一般包括低速轴、高速轴、齿轮箱、联轴器和一个能使风力机在紧急情况下停止运行的刹车机构等,如图1.15所示。图1.15 传动系统

在非直驱型风力机中,齿轮箱主要实现增速和转矩的匹配。大型机组中多用行星齿轮设计,其结构如图1.16所示。1.2.3.3 偏航系统

风力发电系统中,当风轮叶片旋转平面与气流方向垂直(叶片叶轮法线方向与风向一致)时,风力机从流动的空气中获得的能量最大,因而此刻风力机的输出功率最大。偏航系统是调整风力机的风轮叶片旋转平面与空气流动方向相对位置的机构。1.5WM风机的偏航系统包括偏航电机、偏航减速器、机舱位置传感器、偏航刹车闸、偏航轴承、偏航加脂器、润滑器,如图1.17所示。图1.16 齿轮箱图1.17 偏航系统

偏航控制系统主要功能如下。(1)自动对风。自动对风是风轮机正常运行时实现自动跟踪风向以发挥风轮机的最大效能。(2)人工偏航。人工偏航是指在自动偏航失败、人工解缆或者是在需要维修时,通过人工指令来进行的风力发电机偏航措施。(3)自动解缆。自动解缆是指当机舱向同一方向累计偏转一定圈数时,总控停机以使偏航系统调节机舱向反方向旋转相同的圈数,实现电缆解绕。当总控无法自启动时,一般需要进行人工解缆操作。(4)90°侧风。90°侧风是指机组失速保护时偏离风向。当有特大强风发生时,风力机会停机,释放叶尖阻尼板,桨距调到最大的同时,偏航机构调节机舱使风力机背风90°,其免受损坏。1.2.3.4 液压系统

液压系统是一种动力系统,组成包括动力元件、控制元件、执行元件、辅助元件和液压油等。为风电机组提供了偏航刹车系统制动和转子刹车系统制动,以及维修期间的风轮制动,如图1.18所示。图1.18 液压系统1.2.3.5 机舱

风力机的机舱由底盘和机舱罩组成,机舱内有传动系统、液压与制动系统、偏航系统、控制系统及发动机,如图1.19所示。图1.19 机舱1.2.3.6 发电机

发电机担负了整个风力发电系统最重要的能量转换功能,对于直驱风电机组而言,发电机在塔架上还起到支撑连接机舱和轮毂的作用。风电机组中常用的发电机主要包括双馈发电机、电励磁同步发电机、永磁同步发电机、异步发电机等,如图1.20所示。图1.20 风力发电机组1.2.3.7 风电变流器

风电变流器是变速恒频风电机组的核心部件之一,风电变流器由电力电子主电路和变流控制及保护单元组成。风电变流器能在一定的功率和转速范围内根据风速的大小改变发电机的转速,从而维持最佳叶尖速比,使风机实现了最佳风能捕获,同时实现发电功率的并网控制以及对电网无功的支持和高、低电压穿越控制。

根据风电机组的不同类型,风电变流器主要包括双馈型风电变流器和全功率型风电变流器,风电变流器机柜外观如图1.21所示。图1.21 风电变流器机柜1.2.3.8 塔架

风机塔架是指风力发电机组的支撑结构,是风力发电的塔杆,既要起到支撑发电机的作用,又需要吸收机组的震动,包括内饰配件和塔架两个部分。塔架一般为采用钢板卷制、焊接等形式组成的柱体或者锥体结构,内部附有机械内件和电器内件等辅助设备,为巡视、检修提供方便。风机塔架包括塔体、爬梯、电缆、电缆梯、平台等结构,主要作用就是承载风力发电机的机械部件,承受风对风轮以及塔架的作用力,能够承受风轮引起的震动载荷。

塔架将风电机组升高到了一定的高度,因为风速随着高度的增加而增加,同时湍流减少。理论上来说,塔架越高获得的风能越多。但是由于成本约束,塔架的高度一般为叶轮直径的1~1.5倍,如图1.22所示。图1.22 风机塔架1.2.3.9 保护系统

风力机的保护系统主要包括防雷击保护、超速保护、机组震动保护、发电机过热保护、过压及短路保护等。1.2.3.10 控制系统

风机控制系统贯穿到风电机组的每个部分,相当于风电系统的核心,因此其性能好坏直接关系到风力发电机的工作状态、发电量的多少以及设备的安全。对于MW级风电机组而言,控制系统配备微处理器或可编程控制器(PLC)以控制各子系统的调节、运行、检测、显示、记录等,对出现的系统异常情况自行判断并能采取相应的保护措施,而且还能根据记录的数据生成各种图表,反映机组的各项性能指标。其功能主要可概括为:(1)根据风速状况,自动实现风电机组的启动、变流器的并网运行、转矩或功率跟踪、自动停机等一系列的时序判断,并协调控制风力机、发电机、变流器各关键部件的运行;(2)利用各类传感器自动检测风力机系统的运行参数及运行状态;(3)根据实时检测的风况条件,控制变流器实现最大功率点跟踪控制;(4)当风速变向时,控制偏航系统动作;(5)当风速超过额定风速时,控制变桨系统实现功率调节等;(6)实现各关键部件的故障保护和转速限速及桨叶刹车功能;(7)实现远程通信功能。通过局域网连接到互联网,实现风电机组的远程启停控制,以及机组运行数据及故障记录的远程查询等。1.2.4 风电机组的功率控制

风电机组的功率控制主要实现额定风速下风力机的最大功率捕获以及额定风速以上的限功率和限速控制。主要包括最大功率点跟踪控制以及变桨矩控制,分别介绍如下。1.2.4.1 风力机的最大功率跟踪控制

为了提高风能利用效率,实现每个风速点风力机的最大功率捕获,需要进行风力机的最大功率跟踪(MPPT)控制。一般而言,风力机的MPPT控制策略可分为功率闭环控制(PSF)、转矩闭环控制(TSF)以及爬山法控制(HCS)等。

其中,HCS是通过发电机转速扰动并根据其输出功率的变化来相应调整发电机的转速增量,从而搜索出风力机的最大功率点。HCS方案无须风速检测,也避免了对风力机空气动力特性的实验测量,实现方案较为简单,但由于风力机输出瞬时功率受风轮机惯性的影响,因此HCS方案一般应用于惯性较小的小功率风力发电系统。而对于兆瓦级容量的风电机组,由于系统各部件具有较大的惯性常数,HCS方案难以实现准确的最大功率点搜索。

对于大型风电机组而言,一般可采用功率闭环控制(PSF)和转矩闭环控制(TSF)来实现风力机的MPPT控制。PSF方案通过快速跟踪风机总控系统下发的功率指令来实现MPPT控制。考虑到发电机功率P与其转矩T的关系P=TΩ,因此实际的风电机组总控常以转矩指令下发风电变流器,通过转矩跟踪控制来实现风力机的最大功率点控制,即TSF方案。

而风机总控系统的功率或转矩指令则是通过相应的算法获得的。实际上,当风电机组装机完成之后,风力机的叶片设计常数Cf、叶片半径R等本身固有的特性也基本固定,风能利用系数CP主要受桨距角β和叶尖速比λ的影响。当风况和风力机基本参数已知的情况下,可以根据检测的风况和风力机转速条件建立风力机模型,如图1.23所示。可见,根据风力机的CP、n、v和ρ等参数即可计算出发电机实时响应风力机的功率或转矩给定指令。图1.23 风力机模型

为了实现风力机最大风能的捕获控制。需要研究风力机的最佳功率系数CP_max。风力机的CP与λ之间的曲线簇如图1.24所示。对于一台风力机而言,在桨距角β和空气密度ρ一定时,总有一个最佳叶尖速比λopt(一个特定的转速n),对应着最佳功率系数CP_max。换言之,对于一个特定的风况(风速v和空气密度ρ一定),风力机只有在一个特定的转速n运行时,才可能获得最高的风能转换效率。图1.24 典型风力机Cp特性

图1.25给出了典型风力机输出功率P与v、ρ、n的关系曲线,对应最佳叶尖速比λopt的功率曲线Popt为最大功率点曲线,其Popt可表示为

显然,在同一个风况条件下,不同发电机转速对应风力机不同的输出功率,要想实现最大功率Popt曲线的跟踪,理论上必须在风况变化时及时调整转速n,以保持最佳叶尖速比。图1.25 风力机功率P与v、ρ、n的关系曲线(β=0°)

根据图1.25,风力机的最大功率跟踪过程可分析如下。

当电机运行在额定转速以下时,为实现最大功率输出,风力机的桨距角β会保持0°不变,此时λ便成为影响Cp的唯一因数。假设当前的风况为风速v4、空气密度ρ1,风力机稳定运行在Popt曲线的A点上,此刻总控发出的功率给定为Pa*,而发电机输入功率为Pa,风力机输出功率和发电机的输入机械功率相平衡,风力机稳定运行在转速n1上。当风速由v4变为v3,而空气密度由ρ1变为ρ2时,由于系统惯性和转速调节过程的滞后,此刻发电机转速仍为n1保持不变,而风力机的输出功率则由A点突变至B点,总控发出的功率给定从Pa*阶跃至Pb*,由于此时发电机的输入功率大于其输出功率,从而导致发电机转速上升。在转速增加的过程中,风力机沿其功率曲线BC段运行,而发电机则沿其功率曲线AC段运行。当风力机的功率曲线与发电机的功率曲线相交于此风况下的最佳功率曲线上的C点时,功率再一次平衡,发电机稳定运行在n2。显然,在风速为v3、空气密度为ρ2的风况下,n2为风力机最大功率点对应的发电机最佳转速。同理,也可分析当风速由v3变为v4、空气密度由ρ2变为ρ1的逆过程中的风力机及发电机的功率运行轨迹。

以上讨论的是额定风速下的最大风能捕获实现方式,此刻机组桨距角β恒定为0。实际系统中,当风速超过额定值时,风机总控实现最佳风能捕获的控制方式同样可如图1.25所示。假设n3为发电机的额定转速,对应此刻的最大功率捕获的给定值Pd*(其值不一定为额定功率),当风速进一步增大时,为保持发电机运行在额定转速处,风力机总控根据风力机模型调节功率输出,其运行点将会循着DE曲线快速移动,虽然不是按最佳叶尖速比模式运行,Cp会变小,但风力机捕获功率及发电机的输出功率会增大,并直至运行到额定功率给定值Pe*,对应的风力机运行在E点。当风速再进一步增大时,总控的功率指令达到饱和,桨距控制系统便开始调节,桨距角β随之增大以进一步减小Cp,从而控制风力机以额定转速n3稳定运行,实现恒功率控制。实际系统中,桨距角β调节的误差会使风力机的运行速度在n3和极限转速n4间波动,对应的运行轨迹如图1.25中的EF曲线段。

以上分析表明:在不同的风况条件下,实现最大功率跟踪时的发电机最佳转速均有所不同。一般而言风电变流器具有较快的功率或转矩跟踪响应,因此风况检测的准确性将直接影响最大功率跟踪控制的准确性。

目前,大多数风电机组均由位于机舱顶部的风速仪和风向标来为控制系统提供风速信号,但由于风力机处于三维时变的风场环境中,风速在整个风力机旋转平面上分布不同,而且受湍流、塔架、风剪差、地表粗糙度等因素的影响,因此基于风速仪测量得到的风速调节转速和功率是不精确的。实际上,风速仪测量的风速也只是风速仪所在位置点的风速,这与整个风力机旋转平面的有效风速有很大差别,因此整个风力机的有效风速不能通过直接测量获取,只有根据风速仪和风向标实时获取的参数,结合风电场的风速模型,对实时采集的风速信号进行在线分析以及风况预测,从而获得相应的风速和空气密度信号,再根据风力机模型实现转矩或功率的指令值计算。1.2.4.2 变桨系统的功率调节及控制

为了在任意风速状况下控制风力机的转速及发电功率,兆瓦级变速恒频风电机组需采用变桨机构来调节功率,以满足系统各个风速状况下的最佳风能捕获。

变桨功率调节一般利用功率反馈系统和变桨距执行机构使风力机叶片的桨距角随风轮变化而发生变化。当风轮转速超过额定转速时,在规定的时间内,借助于液压或电动控制的变桨执行机构的作用,使桨距角向迎风面积减小的方向转动角度,通过减小攻角(叶片攻角一般在0°~90°内变化)来降低风力机捕获的风能功率,从而达到维持风机转速恒定的目的。

变桨调节的叶片一般叶宽小、叶片轻,机头质量比定桨距机组小,在低空气密度时仍可以达到额定功率,在额定风速或电机转速之上时,输出功率可保持相对稳定。变桨距调节的优点是能适应不同风况下的功率调节,提高系统年发电量,尤其是在阵风时,塔筒、叶片等受到的冲击较之定桨距机组要小得多。其主要缺点是需要有一套变桨距调节执行机构,增加了故障发生的概率,而且处理变距机构叶片轴承故障难度大,同时要求风力机的变桨距系统对阵风的响应速度足够快,以减轻由于风的波动引起的功率波动。

典型的变桨控制系统一般采用PI调节器控制功率,如图1.26所示。图中,τ为控制器伺服机构时间常数,kv、kp、ki为调节器参数。当风速达到或超过额定风速时,变桨系统将根据发电机的输出功率进行控制。功率参考值为额定功率Pref。当功率超过额定功率时,桨距角给定值β*增大,调节桨距角向迎风面积减小的方向转动一个角度,反之桨距角β*给定值减小。由于变桨距系统响应速度受到限制,单纯使用功率信号进行控制的效果并不理想,因此在桨距角的控制系统中引入了风速信号的前馈控制,以加快功率控制的响应速度。图1.26 典型变桨距PI控制系统框图

由于风力发电系统是一个多变量、非线性、强耦合以及时变的复杂系统,显然PI控制存在一定的局限性,而结合人工智能算法可以进一步改进和优化变桨距控制系统的控制性能。1.3 并网型风电机组的主要结构类型

当前已投入市场运行的并网型风电机组的结构类型主要从能否调速、发电机类型、有无齿轮箱等方面进行分类。其主要类型如图1.27所示。图1.27 风电机组发电机类型和主要并网拓扑结构1.3.1 定速型风电机组

图1.27中A型和B型为定速型并网风电机组,是大型风电发展初期的主要装机类型。定速型风电机组的主要特点是结构简单、可靠性高。其中,A型采用笼型异步发电机设计,并通过软启动器抑制并网时的电流冲击;B型采用了绕线式异步发电机设计,并通过安装在发

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