水电机组一次调频限幅与自动发电控制协调规范探讨

徐广文,黄青松,姚泽,陈磊,蒋芊

(广东电网公司电力科学研究院,广东广州510080)

摘要:以广东电网一次调频运行管理规定为例,探讨了水电机组一次调频限幅及与自动发电控制(a uto matic gener ation co ntro l,A G C)协调规范。针对在一次调频过程中可能发生抬机的原因,指出无需限制轴流式机组的一次调频限幅,建议设定水电机组一次调频的调节范围,以避免抬机、水力振动和超出力对机组稳定运行的不利影响;列举了2种电厂常用的A G C与调速器的配合方式,指出一次调频与A G C配合的矛盾及其原因,并介绍了一次调频与A G C相互协调的实例。

关键词:水电机组;一次调频;限幅;自动发电控制

中图分类号:T V734 4;T M312文献标志码:B文章编号:1007 290X(2011)04 0046 03

Discussion on Limiting of Primary Frequency in Hydropower Units and

Coordination Norm for AGC

X U G uang w en,H U AN G Q ing song,Y A O Z e,CHEN L ei,JIA NG Q ian

(Ele ctric Po wer R esear ch Institute o f G uangdong Pow er G rid C or p ,G uangzho u,G uang do ng510080,C hina)

Abstract:T his ar ticle takes administr ative pro v isions f or o per atio n o f primar y fr equency in G uangdong P ow er G r id Cor por atio n a s an exam ple and discusses limiting of pr imar y fr equency in hydr opo wer units and co o rdina tio n no rm f or aut oma tic g enera tio n co ntr ol(AG C) A iming a t r easons fo r po tentia l tur bine lifting in the pro cess o f pr imar y fr equency,the ar ticle indica tes that there is no need to re str ict limit ing of pr ima ry f re quency of a xial flow t ype units,it sug gests to set a rang e o f adjustme nt f or primar y f reque ncy in av oida nce of unfa vo rable impact o f turbine lif ting,hydr aulic v ibr ation and excess o utput o n stable oper ation o f units The art icle lists tw o co njunct ive modes betw een A G C and spe ed r eg ulato rs in comm on use and it pr esents the co ntr adiction and rea sons f o r the co njunc tio n;besides,it intr oduce s ex amples of mut ual coo rdination betwe en pr im ar y fr equency and AG C.

Key words:h ydro pow er units;pr imar y fr equency;limiting;A GC

一次调频是发电机组的基础功能之一,是保障电网安全、稳定、优质运行的重要技术手段,水电厂一次调频功能的投入对保持电网频率稳定、确保供电质量有着至关重要的作用[1]。广东电网对入网机组的一次调频提出了明确的技术性能要求,指导其一次调频运行管理工作,但其中关于水电机组一次调频限幅及与自动发电控制(auto m atic g ener a tio n co ntro l,AG C)协调规定不足,阻碍了水电机组一次调频性能的提升,有必要进行进一步探讨并使其完善。1 限幅及与AG C协调规范

广东电网对水电机组一次调频技术性能的要求包括技术参数规范、动态品质规范、限幅及与AGC协调规范,其中,限幅及与AGC协调规范的具体内容为[2]:

a)一次调频负荷变化幅度不加以限制(轴流转桨式机组负荷变化幅度可根据机组特性适当限制);

b)对于投入AGC功能的机组,在电网频率超出(50 0 05)Hz时,应能暂时闭锁不利于频率恢复的AGC指令,直到机组一次调频作用结束或暂停时间超过45s。

第24卷第4期广东电力V ol 24N o 4 2011年4月GUANGDONG ELEC TRIC POWER A pr 2011

收稿日期:2010 10 25

2 一次调频限幅

一次调频限幅有2层含义:一是调节幅度限制;二是调节区域限制。规范中只对调节幅度提出了要求。

与火电机组不同,水电机组没有对蒸汽参数的限制,一次调频的负荷调节幅度也可不加限制[3-4]。限制轴流式机组的一次调频负荷变化幅度是为了避免一次调频过程中发生抬机,而抬机主要是由甩负荷时尾水管内的反水锤和水轮机进入水泵工况后向上的轴向水推力造成的[5]。因此,只要设定好参与一次调频的轴流式机组的导叶动作下限,即可防止抬机。

俄罗斯萨扬舒申斯克水电站事故再次敲响了水力振动危害的警钟[6]。部分负荷时,混流式机组会进入水力振动区,转轮后偏心涡带将引发机组振动、大轴摆动、出力不稳、损坏尾水管等危害,影响机组的安全运行及稳定性。另外,机组满负荷运行时,可能会因一次调频动作而超出力运行,对一些机组是非常不利的。

为避免抬机、水力振动和超出力对机组的破坏,非常有必要对一次调频调节区域(即负荷上、下限)进行限制。

3 一次调频与AGC协调

一次调频即调速器根据系统的频率偏差自动调整机组负荷,稳定系统的频率出力,其特点是响应速度快,但永态调差系数不为零,无法实现系统频率的无差调节;而二次调频是当发现系统频率超过规定的偏差时,有调频任务的电站采用人工或自动方式控制调速器(开度或功率给定),使频率恢复额定值[7]。2种调频本身没有矛盾,是调速器同时具备的2个功能。

电厂AGC是完成二次调频,同时具备优化负荷分配的自动控制装置,其与调速器有2种常用的配合方式,分别如图1、图2所示。

采用图1电厂AGC与调速器配合的方式时,一次调频会与AGC产生矛盾,引起机组功率振荡[8],如图3所示。

在一次调频动作过程中,若监控系统捕捉到的机组功率与功率给定的差值超过设定的功率死区,

监控系统的功率控制闭环就会反向调节开度给定,

―机组频率;f c―频率给定;Y c―开度给定;Y g―导叶开度。

图1 电厂AGC指令为开度给定的控制框图

P c―功率给定;P g―机组功率。

图2 电厂AGC指令为功率给定的控制框图

图3 一次调频与电厂AGC矛盾示意图

从而与一次调频产生矛盾,需要采取一定的措施使两者协调工作[9]。

图2电厂AGC与调速器配合的方式可避免一次调频与AG C的矛盾,因为该方式下电厂AG C 不进行功率闭环调节,功率闭环调节任务由处于功率调节模式的调节系统完成,机组出力等于功率给

第4期徐广文,等:水电机组一次调频限幅与自动发电控制协调规范探讨

定和一次调频负荷调节量之和。

某抽水蓄能电站AGC 系统采用图2所示的控制方式。图4和图5为该电站某机组一次调频与AGC

协同试验的示波图。

图4 AGC 功率给定为210MW,机组频率由50 00H z

升到50 15Hz

时的示波图

图5 机组频率50 15Hz,功率给定由210MW

下降到180M W 时的示波图

试验过程为:首先,模拟机组频率超过一次调频死区,此时机组一次调频动作,减小机组出力,直至和频率偏差相应的功率响应目标(如图4所示)。然后,保持模拟机组频率不变,让一次调频一直动作,模拟调度AGC 动作,减小机组负荷给定,此时机组出力会跟随AG C 的负荷给定减小,直至达到要求值(如图5所示)。该试验可证明:若AGC 采用图2的控制方式,则机组的一次调频与电厂AGC 能够相互协调,机组负荷由两者共同决定;同时能保证机组一次调频与调度AGC 的无缝衔接,在一次调频动作后仍能够参与电网的二次调频和优化调度。

4 建议

通过一次调频限幅及与AGC 协调的分析,可知广东电网水电机组一次调频规定中的相关内容存

在不足,不利于水电机组的一次调频管理及测试工作,有必要从以下几方面加以完善:

a)一次调频负荷变化幅度不加以限制。

b)为避免机组抬机、超出力或进入水力振动区,必要时可对一次调频调节范围进行限制。c)对于投入AGC 功能的机组,一次调频应能够与AGC 协调工作。当上位机AGC 程序为功率闭环时,应采取必要的措施来保证一次调频动作时能够闭锁不利于频率恢复的AGC 指令,直至机组一次调频动作结束。

5 结束语

本文通过探讨广东电网有关水电机组一次调频

限幅及与AGC 协调规范,指出其存在的问题,并提出完善建议,认为:

a)限制轴流式机组的一次调频负荷变化幅度,使轴流式机组的一次调频能力无法得到充分发挥,也不能从根本上防止抬机,应通过设定好参与一次调频时导叶的动作下限,避免产生过大的反水锤和向上的轴向水推力。

b)参与一次调频的水电机组有频繁进出振动区和超出力的可能,为避免超出力和水力振动对机组安全稳定运行的影响,需要对一次调频调节范围

进行限制。

c)进行功率闭环控制的电厂AGC 系统,若采用继电器来控制调速器的开度给定,可能会与一次调频产生矛盾,应采取恰当措施来保证一次调频动作期间两者能够相互配合。

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48广东电力第24卷

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作者简介:曾燕飞(1961 ),女,湖南邵阳人。副教授,工学硕士,主要从事电气自动化教学及应用研究工作。

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作者简介:徐广文(1980 ),男,江苏盐城人。工程师,工学硕士,从事水电机组机网协调测试及研究工作。

第4期曾燕飞:电力系统短期负荷预测模型设计

关于一次调频的说明

关于一次调频(PFR)的技术说明北京中水科水电科技开发有限公司中国水利水电科学研究院自动化所 2011年10月

关于一次调频(PFR)的技术说明 1一次调频基本问题的回顾控制电力系统频率的措施有：一次调频、二次调频，高频切机、低频减载、低频自启动等，其中高频切机、低频减载、低频自启动属于电力系统频率异常时的控制措施。电力系统的一次调频(primary frequency regulation，PFR)指利用系统固有的负荷频率特性，以及发电机组调节系统的作用，来阻止系统频率偏离标准的调节方式。电力系统的一次调频包括电力系统负荷对频率的一次调节和发电机组的一次调频，对电力系统控制而言，频率的一次调节主要指由发电机组实现的一次调频。电力系统的二次调频主要指根据系统频率的变化情况，通过改变发电机组调差特性曲线的位置来改变机组有功功率，弥补由于电力系统一次调频存在的频率偏差，将系统频率稳定在允许的范围内，实现频率的无差调节。目前，电力系统的二次调频一般是通过AGC(Automatic Generation Control，自动发电控制)或调度指令实现的，系统负荷的增减基本上主要由调频机组或调频电厂承担。高频切机指在频率升高到一定程度时，停下部分机组。低频减载(under frequency load shedding，UFLS)指在频率降低到一定程度时，按事故限电序位表切除部分负荷。我国电力系统的低频减载有两类：一类快速动作或带短延时动作，按频率分为若干级，其作用是为了防止频率严重下降，通常称为基本级；另一类带较长延时(10~30 s)动作，但动作频率较高，其作用是为了防止在基本级动作后频率仍停留在某一较低值而不能恢复，通常称恢复级或特殊级。低频自启动指在频率降低到一定程度时，开出备用机组增加有功功率。低频自启动机组一般为水轮发电机组，在频率降低时，以自同步方式快速并入电网带负荷，或者将处于调相状态的水轮发电机组迅速转入发电状态带负荷，作为恢复系统频率的措施。

双馈式风力发电机剖析

双馈式风力发电机【摘要】随着地球能源的日益紧缺，环境污染的日益加重，风能作为可再生绿色能源越来越被人们重视，风力发电技术成为世界各国研究的重点。变速恒频发电技术是一种新型风力发电技术，其主要优点在于风轮以变速运行。通过调节发电机转子电流的大小、频率和相位，从而实现转速的调节。而其中双馈发电机构成的风力发电系统已经成为目前国际上风力发电的必然趋势。关键词：风能风力发电变速恒频双馈式发电机一、风力发电风能作为一种清洁的可再生能源，越来越受到世界各国的重视。风力发电：把风的动能转变成机械动能，再把机械能转化为电力动能，这就是风力发电。风力发电在芬兰、丹麦等国家很流行；中国也在西部地区大力提倡。我国的风力资源极为丰富，绝大多数地区的平均风速都在每秒3米以上，特别是东北、西北、西南高原和沿海岛屿，平均风速更大；有的地方，一年三分之一以上的时间都是大风天。在这些地区，发展风力发电是很有前途的。风力发电正在世界上形成一股热潮，因为风力发电不需要使用燃料，也不会产生辐射或空气污染。风力发电的原理：是利用风力带动风车叶片旋转，再透过增速机将旋转的速度提升，来促使发电机发电。依据目前的风车技术，大约是每秒三米的微风速度（微风的程度），便可以开始发电。风力发电机因风量不稳定，故其输出的是13~25V变化的交流电，须经充电器整流，再对蓄电瓶充电，使风力发电机产生的电能变成化学能。然后用有保护电路的逆变电源，把电瓶里的化学能转变成交流220V市电，才能保证稳定使用。风力发电所需要的装置，称作风力发电机组。这种风力发电机组，大体上可分风轮(包括尾舵)、发电机和铁塔三部分。风轮是把风的动能转变为机械能的重要部件，它由两只(或更多只)螺旋桨形的叶轮组成。当风吹向浆叶时，桨叶上产生气动力驱动风轮转动。桨叶的材料要求强度高、重量轻，目前多用玻璃钢或其它复合材料(如碳纤维)来制造。（现在还有一些垂直风轮，s型旋转叶片等，其作用也与常规螺旋桨型叶片相同）

双馈风力发电模拟实验机组

双馈风力发电模拟实验机组双馈风电机组（又称：双馈风力发电机模拟试验台），是风力发电行业广泛应用的模拟实验机组，该机组具有模拟变速恒频风力机组并网发电的功能及特性，是风电行业科学研究、教学实验的理想产品。双馈风电机组分为拖动单元、控制单元、发电单元、测量单元。本机组使用原动电机为拖动单元，电动机通过联轴器拖动双馈发电机。用户可根据设计的实验目的由控制单元调节电动机转速，达到宽范围模拟大自然风速变化引起的发电机发电状况之变化。用户通过开放式测量单元，可以根据自己的实验需求给定发电机转矩，通过控制双馈发电机的功率输出，达到变速恒频风力机组的并网发电等过程各参数的实验研究。通过机组故障模拟，达到对机组常见故障的认识和处理方法。拖动单元的原动机选用异步电动机（也可选用永磁同步电动机、交流同步电动机、直流电动机）：模拟机组因风速变化而引起的转速变化。发电单元选用双馈发电机（也可选用永磁同步发电机、直流发电机、交流异步发电机，交流同步发电机）：双馈发电机变速恒频发电。控制单元选用变频器控制拖动电机转速，用以模拟风速的变化，同时可以方便的通过计算机控制变频器实现电机的转速调节模拟风机出力。测量单元选用光电编码器采集发电机的转子位置和实时转速，光电编码器安装于发电机后端输出轴上（两台电机联轴间也可安装扭矩传感器，用于测量轴功率和转速）；选用电压、电流、频率等测量传感元件及检测显示表面板、按键，开关模块等，对电量信号进行采集、分析、处理。机组实现变速恒频风力机组发电状态的模拟，包括转速、转矩、发电量及有功、无功调节。拖动单元：模拟机组因风速变化而引起的转速变化。机组模拟实验内容 1、风力发电机接线形式实验 2、空载运转实验 3、风速模拟实验 4、转距模拟实验

自动发电控制(AGC)

河北国华定洲发电厂一期工程 #2机组自动发电控制（AGC）试验措施措施编号: 定电＃2机组－RK13 措施编写: 霍刚措施审核: 措施批准：河北省电力建设调整试验所二○○四年四月十六日

目录 1 系统概述 2 编制依据 3 调试目的 4调试应具备的条件 5调试步骤 6质量检查标准 7 调试组织分工 8 安全注意事项 9 工作危险源分析及安全措施

1 系统概述河北国华定洲发电厂一期工程（2×600MW）＃2机组为600MW燃煤机组，机组采用炉、机、电集中控制方式。控制系统采用了SEIMENS公司的TELEPERM XP分散控制系统。设计功能包括协调控制系统，即模拟量控制系统，设计包括AGC功能。按照与省调通局达成的协议，#2机组DCS与省调的接口信号一共有5个，如表1所示：表1. #2机组DCS与省调的接口信号一览 2编制依据 2.1《河北国华定洲发电厂一期工程（2×600MW机组）调试大纲》 2.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程及相关规程》96版 2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 2.4《电力建设施工及验收技术规范》96版 2.5《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 2.6《电业工作安全规程》 2.7河北省电力勘测设计院定洲电厂工程设计图纸和资料 2.8设备制造厂供货资料及有关设计图纸、说明书 3 试验目的 3.1验证DCS与省调信号的传输正确性。

3.2验证在AGC方式下，协调控制系统及各子自动控制系统响应负荷扰动的能力。 4 调试应具备的条件机组经过带负荷调试，已具备了满负荷、安全运行的能力，协调系统的各种控制功能经过通过变负荷试验，各模拟量控制系统投入自动运行，调节品质达到《火电工程调整试运质量检验及评定标准》的要求。进行试验之前，要满足以下条件： 4.1 机炉协调控制系统稳定投入自动运行方式，并且模拟量负荷变动试验已经作完并证明了协调控制系统有良好的动态和静态调节品质。各子系统投入自动方式，它们包括：燃烧调节系统、送风调节系统（含氧量校正回路）、炉膛负压调节系统、给水调节系统、汽温调节系统、高加水位调节系统、低加水位调节系统、除氧器水位调节系统。 4.2 中调同协调控制系统之间的信号传输正确无误。 4.3 与中调联系好并确定了试验时间。 5 试验步骤 5.1远动信号的传输 5.1.1 在工程师站上将发给省调的机组有功功率信号20MKA01CE901信号强制，按照0—800MW的量程每20MW输入一个量，观察省调相应数值的变化。 5.1.2 由省调将遥调功率信号20ADS10CS101信号强制，按照400—660MW的量程每20MW输入一个量，观察DCS相应数值的变化。 5.1.3 在操作员站上将AGC功能投入，观察省调是否收到了AGC投入信号。 5.1.4 在工程师站上将发给省调的机组有功功率信号20ADS10CS103信号强制，按照0—800MW的量程每20MW输入一个量，观察省调相应数值的变化。 5.1.5 在工程师站上将发给省调的机组有功功率信号20ADS10CS104信号强制，按照0—800MW的量程每20MW输入一个量，观察省调相应数值的变化。 5.2准备以下参数的实时趋势及历史趋势 5.2.1 机组实际功率 5.2.2 机组负荷指令 5.2.3 主蒸汽压力

双馈风电机组与永磁直驱机组对比

双馈风电机组与永磁直驱机组对比发表时间：2019-03-14T16:13:57.780Z 来源：《建筑模拟》2018年第34期作者：李兵[导读] 清洁能源在电力系统中的大规模利用，使得风电机组在电网中的占比日益扩大，其运行特性极大地影响电力系统的运行稳定性.本文分析了双馈变速与直驱同步风电机组的结构特点。李兵辽宁大唐国际新能源有限公司辽宁沈阳 110000 摘要：清洁能源在电力系统中的大规模利用，使得风电机组在电网中的占比日益扩大，其运行特性极大地影响电力系统的运行稳定性.本文分析了双馈变速与直驱同步风电机组的结构特点。关键词：电力系统；风力机组；永磁直驱机风力发电机组主要包括变频器、控制器、齿轮箱，发电机、主轴承、叶片等部件，在这些部件中发电机目前国产化程度最高，它的价格约占机组的10%左右。发电机主要包括两种机型：永磁同步发电机和异步发电机。永磁同步发电机低速运行时，不需要庞大的齿轮箱，但机组体积和重量都很大，1.5MW的用词直驱发电机机舱会达到5米，整个重量达80吨。同时，永磁直驱发电机的单价较贵，技术复杂，制造困难，但是这种机型的优点是少了个齿轮箱，也就少了个故障点。异步发电机是由风机拖动齿轮箱，在带动异步发电机运行，因为叶片速度很低，齿轮箱可以变速100倍，以让风机在额定转速下运行，目前流行的是双馈异步发电机，主要有1.25MW\1.5MW\2MW三种机型，异步发电机组的机组单价低，技术成熟，国产化高。一、双馈风力发电系统双馈风力发电机组的控制核心是通过变流器对双馈发电机转子电流（频率、幅值、相位）的控制，以达到与风电机组机械部分运行特性匹配、提高风能的利用效率及改善供电质量的目的。 1、双馈变速恒频型风力发电机组的风轮叶片桨距角可以调节，同时发电机可以变速，并输出恒频恒压电能； 2、在低于额定风速时，他通过改变转速和叶片桨距角使风力发电机组在最佳叶尖速比下运行，输出最大的功率； 3、在高风速时通过改变叶片桨距角使风力发电机组功率输出稳定在额定功率。双馈风力发电系统主要由叶片、增速齿轮箱、双馈发电机、双向变流器和控制器组成。双馈式风力发电机组将风轮吸收的机械能通过增速机构传递到发电机，发电机将机械能转化为电能，通过发电机定子、转子传送给电网。发电机定子绕组直接和电网连接，转子绕组和变频器相连。变频器控制电机在亚同步和超同步转速下都保持发电状态。在超同步发电时，通过定转子两个通道同时向电网馈送能量，双馈式风力发电机在亚同步和超同步转速下都可发电。故称双馈技术主要特点发电机采用绕线式异步电机，定子直接与电网相连，转子侧通过变流器与电网相连。当双馈发电机的负载和转速变化时，通过调节馈入转子绕组的电流，不仅能保持定子输出的电压和频率不变，而且还能调节双馈发电机的功率因数。 1发电机转子侧变流器功率仅需要25%～30%的风机额定功率，大大降低了变流器的造价； 2发电机体积小、运输安装方便、成本低； 3可承受电压波动范围：额定电压±10%； 4网侧及直流侧滤波电感、电容功率相应缩小，电磁干扰也大大降低； 5可方便地实现无功功率控制。主要缺点 1需要采用双向变频器，变速恒频控制回路多，控制技术复杂，维护成本高 2发电机需安装集电环和刷架系统，且须定期维护、检修或更换随着风电机组单机容量的增大，双馈型风电系统中齿轮箱的高速传动部件故障问题日益突出，于是没有齿轮箱而将主轴与低速多极同步发电机直接连接的直驱式布局应运而生；从中长期来看，直驱型和半直驱型传动系统将逐步在大型风电机组中占有更大比例，另外，在传动系统中采用集成化设计和紧凑型结构是未来大型风电机组的发展趋势。在大功率变流技术和高性能永磁材料日益发展完善的背景下，大型风电机组越来越多地采用pmsg（无功控制和低电压穿越能力），pmsg不从电网吸收无功功率，无需励磁绕组和直流电源，也不需要滑环碳刷，结构简单且技术可靠性高，对电网运行影响小。Pmsg与全功率变流器结合可以显著改善电能质量，减轻对低压电网的冲击，保障风电并网后的电网可靠性和安全性，与双馈型机组相比，全功率变流器更容易实现低电压穿越等功能，更容易满足电网对风电并网日益严格的要求。二、直接驱动型风力发电系统典型的永磁直驱型变速恒频风力发电系统，包括永磁同步发电机（pmsg）和全功率背靠背双pwm变流器，无齿轮箱。Pmsg通过全功率变流器直接与电网连接，通常极对数较多，低转速，大转矩，径向尺寸较大，轴向尺寸较小，呈圆环状；由于省去了齿轮箱，从而简化了传动链，提高了系统效率，降低了机械噪声，减小了维修量，提高了机组的寿命和运行可靠性；发电机通过变流器与电网隔离，因此其应对电网故障的能力更强，但是变流器容量较大，损耗较大，变流器的成本较高。

双馈异步风力发电机(西莫讲堂)

主讲人：aser 关键词：双馈异步风力发电机协助讨论： Edwin_Sun lidb856 pat baizengchen g zslzsl xfq7111 wayne 会议摘要： 1. 引言：风力发电机组主要包括变频器，控制器，齿轮箱（视机型而定），发电机，主轴承，叶片等等部件，在这些部件中发电机目前国产化程度最高，它的价格约占机组的10%左右。发电机主要包括2种机型：永磁同步发电机和异步发电机。永磁同步发电机低速运行时，不需要庞大的齿轮箱，但是机组体积和重量都很大，1.5MW的永磁直驱发电机机舱

会达到5米，整个重量达80吨。同时，永磁直驱发电机的单价较贵，技术复杂，制造困难，但是这种机型的优点是少了个齿轮箱，也就少了个故障点。异步发电机是由风机拖动齿轮箱，再带动异步发电机运行，因为叶片速度很低，齿轮箱可以变速100倍，以让风机在1500RPM下运行，目前流行的是双馈异步发电机，主要有1.25MW，1.5MW，2MW三种机型，异步发电机的机组单价低，1KW大概需6000元左右，而且技术成熟，国产化高。 2.双馈异步发电机的原理：所谓双馈，可以理解为定子、转子同时可以发出电能，发电机原理理论上说只要有动力带动电动机，在电动机的定子侧就能直接发出电能。现代变速双馈风力发电机的工作原理就是通过叶轮将风能转变为机械转矩（即风轮转动惯量），通过主轴传动链，经过齿轮箱增速

到异步发电机的转速后，通过励磁变流器励磁而将发电机的定子电能并入电网。如果超过发电机同步转速，转子也处于发电状态，通过变流器向电网馈电。双馈发电机正是由叶片通过齿轮箱变速，带动电机高速旋转，同时转子接变频器，通过变频器PWM控制以达到定子侧输出相对完美正弦波，同时在额定转速下，转子侧也能同时发出电流，以达到最大利用风能效果。通俗的讲，就是要变频器控制转子电流，反馈到定子上面，保证定子发出相对完美的正弦无谐波电能，同时在额定转速下，转子也能发出功率出来。有个大致感觉是 1.5MW发电机的定子发电量大概1200KW，转子大约300KW，转子侧发出的功率要在30%以下，总之越少越好这样可以让变频器功率小点。 3. 双馈异步发电机的设计难点：结构设计难点：因机舱封闭体积，

水电厂机组一次调频_试验大纲(修订稿)

水力发电厂机组一次调频性能试验大纲（修订稿）清江高坝洲水电厂 2007年5月

1、试验目的及依据为保证电网及发电机组安全运行，充分发挥发电机组一次调频能力，使并网运行机组随时适应电网负荷和频率的变化，提高电能质量及电网频率的控制水平。依照《华中电网发电机组一次调频运行管理规定（试行）》和《四川电网发电机组一次调频运行管理规定（试行）》（以下简称为《规定》）的要求，并根据《DL/T496-2001水轮机电液调节系统及装置调整试验导则》等相关标准，通过对水电厂机组进行一次调频试验以检验机组一次调频功能，在确保机组安全稳定运行的情况下，测试并确定一组一次调频运行参数以满足一次调频性能要求。根据试验的情况及时投入机组的一次调频功能,对尚不能达到一次调频性能要求的机组调速器提出相关参数调整和技术改造建议，并重新组织试验。 2、技术指标在《规定》中所要求的一次调频试验机组应该达到的、需要通过现场试验进行验证的技术指标如下： 1）机组一次调频的频率死区控制在±0.05Hz以内； 2）机组的永态转差率不大于4％； 3）最大调整负荷限幅：为确保一次调频投入后机组的安全运行，暂定一次调频的最大调整负荷限制幅度为机组额定负荷的±10％； 4）机组调速器转速死区小于0.04％; 5）响应行为 (1)额定水头在50米及以上的水电机组，其一次调频负荷响应滞后时间应小于4s；额定水头在50米以下的水电机组，其一次调频负荷响应滞后时间应小于8s；

(2)当电网频率变化超过机组一次调频死区时，机组一次调频的负荷调整幅度应在15s内达到一次调频的最大负荷调整幅度的90％； (3)在电网频率变化超过机组一次调频死区时开始的45秒内，机组实际出力与机组响应目标偏差的平均值应在机组额定有功出力的±5%以内。 3、试验机组及调速器参数 1）一次调频试验的机组参数水轮机型号：发电机型号：额定功率：额定转速：额定水头：投用负荷范围（避开振动区）：制造厂家：投运时间： 2）调速器系统参数电气柜型号：机械柜型号：负载PID参数：制造厂家：投运时间： 4、试验准备及试验条件 1）试验准备（1）现场试验的组织

自动发电控制使用手册

第一章简介水电厂自动发电控制（AGC）是指按预定条件和要求，以迅速、经济的方式自动控制水电厂有功功率来满足需要的技术。它是在水轮发电机组自动控制的基础上，实现全电厂自动化一种方式。根据水库上游来水量或电力系统的要求，考虑电厂及机组的运行限制条件，在保证电厂安全运行的前提下，以经济运行为原则，确定电厂机组运行台数、运行机组的组合和机组间的负荷分配。在完成这些功能时，要避免由于电力系统负荷短时波动而导致机组的频繁起、停。水电厂自动电压控制（A VC）是指按预定条件和要求自动控制水电厂母线电压或全电厂无功功率的技术。在保证机组安全运行的条件下，为系统提供可充分利用的无功功率，减少电厂的功率损耗。采用AGC/A VC可以满足电力系统对安全发电的要求和机组安全运行的要求，同时根据实际需要满足运行人员的一些特殊要求，并且对全厂有功、系统频率、母线电压的变化及一些非常情况作出迅速反应，直接执行或提示，使机组运行在优化工况，并对机组启停做出合理安排。

第二章AGC、A VC原理 2.1 AGC原理 2.1.1 AGC的依据自动发电控制的依据一般有：①上游来水量，它适用于无调节水库的径流电厂，使电厂最大限度地利用上游来水量，以不弃水或少弃水为原则，尽量保持电厂在较高水头运行。②给定的发电负荷曲线或实时给定的电厂总有功功率。这是在电力系统统一调度下，电厂参加电力系统的有功功率和频率的调节，完成上级调度下达的计划性或随机性的发电任务。③维护电力系统频率在一定水平下运行。根据电力系统的频率瞬时偏差或频率念头的积分值，确定电厂的总出力，直接参加电力的调频任务。④综合因素。诸如按给定功率和电力系统频率偏差，按电力系统对功率的要求和下游用水量的需要等。 2.1.2 AGC设置的全厂有功功率 P AGC＝P ACT＋K f△f-P AGC AGC分配的有功P AGC可以根据系统频率偏差来设定（调频方式）也可以按照有功设定曲线值/有功给定值来设定（功率控制方式） P AGC＝P SET＋P AGC 其中， P ACT：全厂实发总有功 P SET：全厂有功设定值 K f：系统调频系数（可分为第一调频厂系数，第二调频厂系数和紧急调频系数）△f：频率偏差 P AGC：不参加AGC机组的实发有功之和 2.1.3 AGC负荷分配原则 ①与容量成比例原则这是较为简单的一种负荷分配原则，在水轮机组的某些特性曲线不全或不够精确的前提下，采用该原则比较合理。 P i＝P AGC （i=1,2…,n） n ∑Pimax i=1 n：n台参加AGC的机组

双馈风力发电机组

双馈风力发电机组一前言风力发电作为清洁、丰富、可再生能源,日益受到全世界广泛重视,特别就是在近年得到了迅猛发展。当风流过风力机叶片,带动风力机转动时,风能转化为机械能,风力机又拖动发电机转子旋转,发电机向电网供电,机械能转化为电能。采用双馈绕线型异步发电机的变速恒频风力发电系统与传统的恒速恒频风力发电系统相比具有显著优势:风能利用系数高,不但能吸收由风速突变所产生的能量波动且避免主轴及传动机构承受过大的扭矩与应力,还可以自由调整有功与无功功率,改善系统的功率因数,可实现对频率与电压的方便调节等。目前,双馈风力发电技术就是应用最为广泛的风力发电技术之一。二双馈绕线型异步风力发电系统的组成变速恒频VSCF(Variable Speed Constant Frequency)双馈绕线型异步风力发电系统主要由风力机、增速齿轮箱、双馈绕线型异步发电机DFIG(Doubly-fed Induction Generator)、双向变频器与控制单元等组成。双馈发电机定子绕组接工频电网,转子绕组接“交—交”、“交—直—交”或“矩阵式”双向变频器,该变频器可实现对转子绕组的频率、相位、幅值与相序等调节控制。控制系统采用正弦波脉宽调制技术SPWM(Sinusoidal Pulse Width Modulation)与绝缘栅双极晶体管控制技术IGBT(Insulated Gate Bipolar Transistor),可四象限运行,变速运行范围一般在同步转速的±35 %左右。三实现变速恒频的两种基本方式实现变速恒频的基本方式一般有两种:一种就是采用传统直流电励磁或永磁同步发电机(以及笼型异步发电机等),另一种就是采用交流励磁的同步化双馈绕线型异步发电机。当系统采用传统直流电励磁或永磁同步发电机(以及笼型异步发电机等)时,变频器设置在发电机定子侧。随着转速不断变化,发电机发出变频交流电,经整流与逆变,最终转换成恒频电源再并网发电,永磁直驱同步发电机系统结构如图1(永磁半直驱同步发电机系统须在风力机与发电机之间增加增速齿轮箱):

风力发电机组主控制系统

密级：公司秘密东方汽轮机有限公司 DONGFANG TURBINE Co., Ltd. 2.0MW108C型风力发电机组主控制系统说明书编号KF20-001000DSM 版本号 A 2014年7 月

编制 <**设计签字**> <**设计签字日期**> 校对 <**校对签字**> <**校对签字日期**> 审核 <**审核签字**> <**审核签字日期**> 会签 <**标准化签字**> <**标准化签字日期**> <**会二签字**> <**会二签字日期**> <**会三签字**> <**会三签字日期**> <**会四签字**> <**会四签字日期**> <**会五签字**> <**会五签字日期**> <**会六签字**> <**会六签字日期**> <**会七签字**> <**会七签字日期**> <**会八签字**> <**会八签字日期**> <**会九签字**> <**会九签字日期**> 审定 <**审批签字**> <**审批签字日期**> 批准 <**批准签字**> <**批准签字日期**> 编号

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目录序号章节名称页数备注 1 0-1 概述 1 2 0-2 系统简介 1 3 0-3 系统硬件11 4 0-4 系统功能 5 5 0-5 主控制系统软件说明12 6 0-6 故障及其处理说明64

0-1概述风能是一种清洁环保的可再生能源，取之不尽，用之不竭。随着地球生态保护和人类生存发展的需要，风能的开发利用越来越受到重视。风力发电机就是利用风能产生电能，水平轴3叶片风力发电机是目前最成熟的机型，它主要是由叶片、轮毂、齿轮箱、发电机、机舱、变频器、偏航装置、刹车装置、控制系统、塔架等组成。风力发电机的控制技术和伺服传动技术是其核心和关键技术，这与一般工业控制方式不同。风力发电机组控制系统是一个综合性的控制系统，主要由机舱主控系统、变桨系统、变频控制系统三部分组成，通过现场总线以及以太网连接在一起，各个模块都有独立的控制单元，可独立完成与自身相关的功能（图0-1-1）。目的是保证机组的安全可靠运行、获取最大风能和向电网提供优质的电能。图0-1-1

电力系统自动发电控制的控制策略

电力系统自动发电控制的控制策略确定电力系统自动发电控制（AGC）控制策略，是指在特定的电力系统中，如何选择本书第三章、第二节所论述的AGC控制方式。自动发电控制（AGC）控制策略的优劣，对电力系统自动发电控制工作的开展、AGC控制的效率和效益有着重要的影响。一.确定电力系统自动发电控制策略的原则确定电力系统自动发电控制（AGC）控制策略的原则是：必须符合电力系统本身的客观规律。必须在电力系统允许的AGC控制模式中选择控制策略，否则，或不能有效地实现发电功率与负荷的平衡，达到控制电力系统频率的目的；或者会破坏电力系统的稳定运行。必须与电力系统的调度管理体制相匹配。 AGC控制策略必须符合现行的电力系统调度管理体制，或者现行的电力系统调度管理体制与选定的AGC控制策略存在不一致的地方应是可以调整的，否则该控制策略是无法顺利推行的。必须具备实施该控制策略的基本的技术条件。发电厂、相应的控制中心、通信系统的技术条件能满足实施该控制策略的AGC控制、和控制性能评价的要求。选择符合以上三个原则、经济上最优（即成本、或费用最低）的控制策略。

经济上需要考虑的主要因素是实施该控制策略的建设投资，和运行成本或费用；而实施该控制策略所需的AGC调节容量和调节速率的总和是决定上述经济因素的主要条件。二.电力系统自动发电控制策略的基本模式（一）.集中的频率控制模式在一个独立的互联（交流互联）电力系统中，由一个控制中心直接控制系统内全部发电机组、或主要的发电机组，实现发电输出功率与负荷的平衡，其AGC控制方式应是集中的定频率（FFC）控制。目前，只是在一些较小的独立电力系统中（如我国独立的省电力系统）采用这种控制策略。（二）.分层的频率控制模式在一个独立的互联（交流互联）电力系统中，有一个控制中心负责整个电力系统频率控制的协调；但系统内的发电机组由数个分控制中心控制，各分控制中心所控制的地区之间联络线的潮流是允许自由流动的（无联络线交换计划）。在这种情况下，AGC控制方式应是分层的定频率（FFC）控制，即由控制中心根据电力系统频率的变化，采用分层的AGC控制方法，向各分控制中心发出调节发电输出功率的指令，而由分控制中心执行对发电机组的控制。分层AGC控制的具体方法有：1.通过法：控制中心在本身的EMS中计算出对所有参与AGC调节的发电机组的控制指令，并将其中对分控制中心控制下的机组的指令，发送给各分控

水电机组一次调频考核实例分析

水电机组一次调频考核实例分析发表时间：2016-03-22T11:24:22.763Z 来源：《基层建设》2015年25期供稿作者：莫帅帅1 王东新2 [导读] 华能澜沧江水电股份有限公司景洪水电厂机组一次调频功能是指当外界负荷发生变化时，机组调速系统根据频率偏差迅速做出响应。莫帅帅1 王东新2 华能澜沧江水电股份有限公司景洪水电厂云南景洪 666100 摘要：本文从南网电网某水电厂机组一次调频并网运行考核实际案例出发，结合一次调频并网运行考核标准和算法规范，介绍了一次调频考核分析和申诉的一般做法，总结产生一次调频考核的常规原因并提出应对措施。关键词：水电机组；一次调频；并网运行考核；申诉引言机组一次调频功能是指当外界负荷发生变化时，机组调速系统根据频率偏差迅速做出响应，自动控制机组的有功功率，是保持电网功率平衡和频率稳定的重要技术手段。2010年南方区域开始开展并网运行考核与辅助服务补偿管理，南方电监局于2011年修订出台了《南方区域发电厂并网运行管理实施细则（修订版）》、《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（修订版）》（以下简称“两个细则”），明确了一次调频技术要求和考核标准。本文针对某水电机组一次调频考核案例，结合“两个细则”一次调频考核标准对机组一次调频动作过程进行分析，提出了一次调频考核分析和申诉的办法。 1一次调频有关考核标准 1.1“两个细则”一次调频考核标准一次调频考核算法以并网发电机组为考核对象，分别对机组一次调频投运率和动作正确率进行评价。一次调频动作方向必须与电网频率需求方向一致，并且达到理论值的一定比例；一次调频的评价需要区别考虑不同类型机组的固有性能，在计算机组实际动作积分电量时需要设置合理的死区，同时自动免考因满负荷运行等原因造成的调节能力不足。 1.2自动发电控制（AGC）和一次调频配合要求《中国南方电网自动发电控制（AGC）技术规范（试行）》规定的电厂一次调频和AGC的协调关系要求如下：机组在执行AGC设定值时应该不受一次调频功能的影响，出力变化应该是二者叠加的效果，如果调速机构不能同时执行一次调频功能和AGC负荷调节功能时，应该以AGC负荷调节优先。现在很多水电厂的调速机构不能实现一次调频和二次调频的共同叠加，所以在二者的配合上，应该满足以下条件：1）机组在执行AGC调节任务时不应该受到一次调频功能的干扰；2）一次调频在AGC调节间断时期应该正常响应；3）一次调频在动作过程中如果有新的AGC调节命令，应该立即执行AGC调节命令；4）机组的一次调频动作引起的全厂总功率的偏差应该不能被监控系统重新调整回去。 2 并网机组一次调频动作不合格 2.1情况介绍根据电网反馈情况，2014年9月30日18：08：07系统故障导致有功大幅缺失，因本次一次调频动作未满足南网“两个细则”一次调频单次评价标准，故南网电网“1+5”电厂辅助服务考核技术系统未进行评价。系统故障发生后，电网分析全网并网机组一次调频动作情况，告知电厂电厂期间#2、#3两台并网机组一次调频动作情况不佳，要求核实。 2.2过程分析根据查阅监控系统，系统故障期间#2、#3两台并网运行机组动作情况基本一致，电厂以#2机组分析过程如下： 1、查阅#2机组一次调频动作情况和负荷变化曲线。由图1可见，本次系统故障导致了机组一次调频连续动作，经反复调整后系统频率才区域稳定。电网主要针对9月30日18：08：22至18：17：38这次动作时间较长的一次调频进行核查。因本次一次调频动作不满足“电网频率过动作死区前15秒都在死区内”要求，南网电网“1+5”电厂辅助服务考核技术系统未进行评价。由图2可见，18：08：06.965首次一次调频动作后机组立即响应，2号机组单机有功调节增量10MW左右，一次调频动作正常，18：08：07.361一次调频复归。18：08：08.173至18：08：16.212第二次一次调频动作，18：08：22.629至18：17：38.735第三次动作，并网机组功率变化不明显。 2、综合分析可见，电厂机组一次调频功能正常，机组一次调频动作期间，有明显的负荷变化和积分电量出现。根据监控厂家提供的AGC与一次调频配合逻辑说明，在首次一次调频动作结束后，监控系统上位机AGC将对下位机机组PLC重新赋值，下位机PLC在收到赋值后，直至设定值与实发值偏差小于死区（电厂设定为5MW）并保持40s后才确认本次调节结束。因此，在首次一次调频动作结束，监控系统下位机PLC未完成调节时再次出现一次调频动作，监控系统会认为上一次调节未完成，在出现任何设定值与实发值偏差超出死区（5MW）时监控将立即干预负荷调节（即使是本负荷调节由一次调频造成的），会造成第二次以及后续的机组一次调频动作不明显。 3、针对本次监控系统干预机组一次调频调节的现象，电厂协同监控厂家进行以下功能完善：1）厂级AGC应只有在有人工设定新值情况下才进行负荷分配，即本次负荷分配后，AGC不再动作，只有当下一次人工设新置才进行下一次负荷分配；2）一次调频动作过程中，动作机组AGC分配值、PID设定值不跟踪机组有功实发值，保持一次调频动作前AGC分配值及PID设定值不变，一次调频复归后，AGC不进行重新分配。

大型风力发电机组控制系统的安全保护功能(新编版)

( 安全管理 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改大型风力发电机组控制系统的安全保护功能(新编版) Safety management is an important part of production management. Safety and production are in the implementation process

大型风力发电机组控制系统的安全保护功能(新编版) 1制动功能制动系统是风力发电机组安全保障的重要环节，在硬件上主要由叶尖气动刹车和盘式高速刹车构成，由液压系统来支持工作。制动功能的设计一般按照失效保护的原则进行，即失电时处于制动保护状态。在风力发电机组发生故障或由于其他原因需要停机时，控制器根据机组发生的故障种类判断，分别发出控制指令进行正常停机、安全停机以及紧急停机等处理，叶尖气动刹车和盘式高速刹车先后投入使用，达到保护机组安全运行的目的。 2独立安全链系统的安全链是独立于计算机系统的硬件保护措施，即使控制系统发生异常，也不会影响安全链的正常动作。安全链采用反逻辑

设计，将可能对风力发电机造成致命伤害的超常故障串联成一个回路，当安全链动作后，将引起紧急停机，执行机构失电，机组瞬间脱网，从而最大限度地保证机组的安全。发生下列故障时将触发安全链：叶轮过速、看门狗、扭缆、24V电源失电、振动和紧急停机按钮动作。 3防雷保护多数风机都安装在山谷的风口处或海岛的山顶上，易受雷击，安装在多雷雨区的风力发电机组受雷击的可能性更大，其控制系统最容易因雷电感应造成过电压损害，因此在600kW风力发电机组控制系统的设计中专门做了防雷处理。使用避雷器吸收雷电波时，各相避雷器的吸收差异容易被忽视，雷电的侵入波一般是同时加在各相上的，如果各相的吸收特性差异较大，在相间形成的突波会经过电源变压器对控制系统产生危害。因此，为了保障各相间平衡，我们在一级防雷的设计中使用了3个吸收容量相同的避雷器，二、三级防雷的处理方法与此类同。控制系统的主要防雷击保护：①主电路三相690V输入端（即供给偏航电机、液压泵等执行机构的前段）

现代控制理论在电力系统及其自动化中的应用

现代控制理论在电力系统自动化中的应用摘要：本文综述了近年来模糊逻辑控制、神经网络控制、线性最优控制、自适应控制在电力系统稳定，自动发电控制，静止无功补偿及串联补偿控制，燃气轮机控制等方面应用研究的主要成果与方法，并提出若干需要解决的问题。关键词：电力系统模糊控制神经网络最优控制自适应控制 1 前言电力系统能否安全稳定运行关系到国计民生，因此电力系统稳定性控制技术的选择变得尤为重要。电力系统是一个越来越大，越来越复杂的动态网络，它具有很强的非线性、时变性且参数不确切可知，并含有大量未建模动态部分。电力系统地域分布广泛，大部分原件具有延迟、磁滞、饱和等等复杂的物理特性，对这样的系统实现有效的控制是极为困难的，国内外因电压不稳导致的停电事故时有发生。这些都使电力系统的稳定性控制问题变得越来越复杂，也正是因为问题的复杂性而使得现代控制理论得以在这一领域充分发挥其巨大的优势。随着越来越先进的电力电子器件的出现和计算机技术的发展，先进的现代控制方法在电力系统领域的应用变的越来越广泛。本文主要介绍了模糊逻辑控制、神经网络控制、最优控制和自适应控制在电力系统中的应用，并提出相关问题的相应解决方法。 2 电力系统的模糊逻辑控制电力系统的模糊逻辑控制就是利用模糊经验知识来解决电力系统中的一类模型问题，弥补了数值方法的不足。从Zaden L.A.1965年发表了Fuzzy Sets[1]一文以来，模糊控制理论作为一门崭新的学科发展非常迅速，应用非常广泛。目前国内外对电力系统模糊控制的研究成果越来越多，这显示了模糊理论在解决电力系统问题上的潜力。模糊逻辑控制是从行为上模拟人的模糊推理和决策过程的一种实用的控制方法，它适于解决因过程本身不确定性、不精确性以及噪声而带来的困难。模糊控制常用来描述专家系统，专家系统作为一种人工智能方法，其在电力系统中得到应用，弥补了数值方法的诸多不足。专家系统利用专家知识进行推理，由于系统参数的不确定性，专家知识经常采用模糊描述。模糊逻辑控制器（FLC）属于知识库系统，它由专家管理控制系统和专家直接控制系统所构成。专家管理控制系统使用模糊逻辑在主循环中调整控制器，例如调整电压控制器的参数。 ?、f?和任意连续非线性函数可以由一系列模糊变量、数值和规则来模拟，这里P

双馈风力发电机工作原理

双馈异步风力发电机工作原理我们通常所讲的双馈异步发电机实质上是一种绕线式转子电机，由于其定、转子都能向电网馈电，故简称双馈电机。双馈电机虽然属于异步机的范畴，但是由于其有独立的励磁绕组，可以像同步电机一样施加励磁，调节功率因数，所以又称为交流励磁电机，也有称为异步化同步电机。同步电机由于是直流励磁，其可调量只有一个电流的幅值，所以同步电机一般只能对无功功率进行调节。交流励磁电机的可调量有三个：一是可调节励磁电流幅值；二是可改变励磁频率；三是可改变相位。这说明交流励磁电机比同步电机多了两个可调量，通过改变励磁频率，可改变电机的转速，达到调速的目的。这样，在负荷突变时，可通过快速控制励磁频率来改变电机转速，充分利用转子的动能，释放或者吸收负荷，对电网扰动远比常规电机小。改变转子励磁的相位时，由转子电流产生的转子磁场在气隙空间的位置上有一个位移，这就改变了发电机电势与电网电压相量的相对位置，也就改变了电机的功率角。这说明电机的功率角也可以进行调节。所以交流励磁不仅可以调节无功功率，也可以调节有功功率。双馈电机的定转子绕组均为对称绕组，电机的极对数为 p,根据旋转磁场理论，当定子对称三相绕组施以对称三相电压，有对称三相电流流过时，会在电机的气隙中形成一个旋转的磁场，这个旋转磁场的转速 n1称为同步转速，它与电网频率 f1 及电机的极对数 p的关系如下：

P f n 1 160= 同样在转子三相对称绕组上通入频率为f 2 的三相对称电流，所产生的旋转磁场相对于转子本身的旋转速度为： P f n 2260= 由上式可知，改变频率 f 2，即可改变 n 2,而且若改变通入转子三相电流的相序，还可以改变此转子旋转磁场的转向。因此，若设n 1 为对应于电网频率为50Hz 时双馈发电机的同步转速，而n 为电机转子本身的旋转速度，则只要维持n ±n2=n1=常数，则双馈电机定子绕组的感应电势，如同在同步发电机时一样，其频率将始终维持为f 1 不变。 n ±n2=n1=常数双馈电机的转差率 11n n n S -= ，则双馈电机转子三相绕组内通入的电流频率应为： 11 11122606060sf n n n Pn n n P Pn f =-=-==）（根据上式表明：在异步电机转子以变化的转速转动时，只要在转子的三相对称绕组中通入转差频率（即f 1S ）的电流，则在双馈电机的定子绕组中就能产生50Hz 的恒频电势。所以根据上述原理，只要控制好转子电流的频率就可以实现变速恒频发电了。根据双馈电机转子转速的变化，双馈发电机可有以下三种运行状态：（1）亚同步运行状态。在此种状态下n

风力发电机组控制系统

风力发电机组控制系统功能研究风力发电机组控制系统简介风力发电机组由多个部分组成，而控制系统贯穿到每个部分，其相当于风电系统的神经。因此控制系统的质量直接关系到风力发电机组的工作状态、发电量的多少以及设备的安全性。自热风速的大小和方向是随机变化的，风力发电机组的并网和退出电网、输入功率的限制、风轮的主动对封以及运行过程中故障的检测和保护必须能够自动控制。同时，风力资源丰富的地区通常都是边远地区或是海上，分散布置的风力发电机组通常要求能够无人值班运行和远程控制，这就对风力发电机组的控制系统的自动化程度和可靠性提出了很高的要求。与一般的工业控制过程不同，风力发电机组的控制系统是综合性控制系统。他不仅要监视电网、风况和机组运行参，对机组进行控制。而且还要根据风速和风向的变化，对机组进行优化控制，以提高机组的运行效率。控制系统的组成风力发电机由多个部分组成，而控制系统贯穿到每个部分，相当于风电系统的神经。因此控制系统的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。目前风力发电亟待研究解决的的两个问题：发电效率和发电质量都和风电控制系统密切相关。对此国内外学者进行了大量的研究，取得了一定进展，随着现代控制技术和电力电子技术的发展，为风电控制系统的研究提供了技术基础。风力发电控制系统的基本目标分为三个层次：这就是保证风力发电机组安全可靠运行，获取最大能量，提供良好的电力质量。控制系统组成主要包括各种传感器、变距系统、运行主控制器、功率输出单元、无功补偿单元、并网控制单元、安全保护单元、通讯接口电路、监控单元。具体控制内容有：信号的数据采集、处理，变桨控制、转速控制、自动最

柴油发电机组自动并机并网系统方案

东莞团诚自动化设备有限公司柴油发电机组自动并机并网系统方案发电机充电器、发电机控制器、发电机调压板（电压调节器）、数字AVR、电子调速器等发电机配件厂家柴油发电机组自动并机并网系统方案一、环境条件与系统参数 1.极限最高温度：70摄氏度IEC60068-2-1 2.极限最低温度：-25摄氏度IEC60068-2-2 3.相对湿度：25摄氏度时≤95% 4.海拔高度：2000米内 5.抗震能力：地震烈度8度 6.输入电压：40VAC-600V AC 7.输入电流：<5A 8.最大输入电流： 4倍额定电流长期20倍额定电流10秒 9.编程继电器：8A250V 10.工作电源：8-36VDC25W 11.测量精确度：1.0IEC60688 12.防护等级：面板IP52整体IP20IEC/EN60529 二、功能描述 1．并机系统概述并机系统用于柴油发电机组的自动化并联和并网运行，

配合主控柜可实现无人值守运行方式，满足自动启动、自动并联和并网输出的功能，总共4台10KV1800KW发电机组独立运行或者并联于气机母排运行。主控制柜可延伸监测和控制范围，包括自动加油系统工作状态、液位、故障信号、进排风系统、远置冷却系统、断路器状态、断路器告警，具有第3方通信接口，提供Modbus通信协议或者TCP/IP通信，远距离传输采用光纤通信模组。本方案为独立电站设计，无电网电压情况下，可根据主发电机运行情况、电力参数等外部因素来调整发电机组的运行状态，当紧急情况或需要发电机组运行时并机系统自动投入运行，可实现系统内任意1台或者多台发电机组并网使用，主控柜实现并联系统集中监测和运行逻辑处理，共同完成自动投入，自动负载均分，自动撤出，支持加载斜坡和卸载斜坡功能,和自动冷却停止的控制，系统时间和定时器时间可根据使用情况和项目要求随意设定。如原理图所示，发电机组运行于独立的母排，通过两端的母联开关与1号、2号气机母排连接，当所有气机都停止运行后，发电机组做孤岛运行，独立为母排供电；当任意一台气机投入运行，并网系统自动判断并网运行，母排上的10KV 发电机组，可同时或者部分并联于母排上运行，共同分担母线的负荷；目前提供4台机组，预留1台发电机组接口，包括并机柜控制回路、主控柜连接回路、高压开关柜控制及母