AG8旗舰厅通风降温系统
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猪舍负压抽风设备造型选型_电站锅炉风机现场试验规程 大型风电场
5.4 按预定试验方案进行风机试验。
5.5 整理测量和记录数据，填入试验结果汇总表。
5.6 根据试验的目的，写出试验报告。
6 流量测定
测量截面处流量由该处的面积、介质流速(动压)、密度来确定。
6.1 测量方法的选择
测量截面处的流量可用两种方法测定：一是测量该截面内各测点处的速度(动压)，再计
算出平均速度。二是测量由孔板、文丘里管、喷嘴、机翼形测速装置等差压装置产生的压力
差。由于采用差压装置受到自身阻力和要求管道有一定直线长度的限制，电站锅炉风机一般
采用速度场法。
6.2 速度场法测定流量
6.2.1 一般建议
6.2.1.1 采用速度场法测量流量时，流量在整个测量过程中应保持恒定。为此，应采取必要
的措施，以保持下列物理量值尽可能稳定：
a.管道的阻力；
b.风机转速；
c.系统内流体的压力和温度。
6.2.1.2 选用高精度的测量仪表。
6.2.1.3 考虑到管壁影响以及中心区域的不规则性，应在截面上选取足够数量的测试点。
6.2.1.4 考虑到气流中存在着不规则的脉动，为能从测量结果中推导出具有代表性的时间平
均值，每个测点至少应重复两次读数，且其时间间隔应避开周期脉动的影响。
6.2.2 测量截面位置的选择和要求
流量测量截面应选择在不存在涡流、流线接近平行且垂直于该截面的直管段上。应排除
由弯头、急剧扩张或收缩段、障碍物或风机自身所引起的流动干扰。
采用动压管测定流量测量截面应符合下列条件。
6.2.2.1 流过测量截面的气流速度分布必须均匀。当有75%以上的动压测定值大于1/10 最大
测定值时，可认为分布均匀性符合要求。见附录C 的C1，C2，C3。
6.2.2.2 气流流动方向必须垂直于测量截面。若气流方向与测量截面法线的夹角在15°之内，
就可看成是涡流或其他物质搅动的结果，允许作为测量截面。
6.2.2.3 定为测量截面的管道截面形状必须是规则的，以便合理分布测试点和精确计算面积。
6.2.2.4 为使测量截面与风机之间管路泄漏最少，测量截面的位置应尽可能靠近风机，但必
须满足下列条件：
a.测量截面位于风机进口侧时(风机上游的气流条件通常更适合于布置测量截面)，其距
风机进口的距离不得小于1/2De，如图1 所示。
b.测量截面位于风机出口侧时，其距风机出口应有足够的距离，以便使气流扩散成为较
均匀的速度分布并让动压转换成静压。所需直管段的长度L 取决于管内气流速度v,屋顶风机排风设备。表2 给
出了气流速度与所需直管段长度的对应数值。
表2
1前言 随着煤碳、石油等能源的逐渐枯竭，人类越来越重视可再生能源的利用。而风力发电是可再生能源中最廉价、最有希望的能源，并且是一种不污染环境的“绿色能源”。目前国外数百千瓦级的大型风电机组已经商品化，兆瓦级的风力发电机组也即将商品化。全世界风电装机总容量已超过1000万千瓦，单位千瓦造价为1000美元，发电成本为5美分/千瓦时，已经具有与火力发电相竞争的能力。 我国的风能资源丰富，理论储量为16亿kW，实际可利用2.5亿kW，有巨大的发展潜力。1995年初，国家计委、科委、经贸委联合发表了《中国新能源和可再生能源发展纲要（1996～2010）》。1996年3月，国家计委又制定了以国产化带动产业化的风电发展计划，即有名的“乘风计划”，为我国风力发电技术国产化指明了方向，创造了条件。同时，我国也是利用风能资源进行风力发电、风力提水较早的国家，到1996年底，我国小型风力发电机组保有量达15万台，年生产能力为3万台，均居世界首位。 2风力发电机组的类型 2.1恒速恒频与变速恒频 在风力发电中，当风力发电机组与电网并网时，要求风电的频率与电网的频率保持一致，即保持频率恒定。恒速恒频即在风力发电过程中，保持风车的转速（也即发电机的转速）不变，从而得到恒频的电能。在风力发电过程中让风车的转速随风速而变化，而通过其它控制方式来得到恒频电能的方法称为变速恒频。 2.2两种类型机组的性能比较 由于风能与风速的三次方成正比，当风速在一定范围变化时，如果允许风车做变速运动，则能达到更好利用风能的目的。风车将风能转换成机械能的效率可用输出功率系数CP来表示，CP在某一确定的风轮周速比λ（桨叶尖速度与风速之比）下达到最大值。恒速恒频机组的风车转速保持不变，而风速又经常在变化，显然CP不可能保持在最佳值。变速恒频机组的特点是风车和发电机的转速可在很大范围内变化而不影响输出电能的频率。由于风车的转速可变，可以通过适当的控制，使风车的周速比处于或接近最佳值，从而最大限度地利用风能发电。 2.3恒速恒频机组的特点 目前，在风力发电系统中采用最多的异步发电机属于恒速恒频发电机组。为了适应大小风速的要求，一般采用两台不同容量、不同极数的异步发电机，风速低时用小容量发电机发电，风速高时则用大容量发电机发电，同时一般通过变桨距系统改变桨叶的攻角以调整输出功率。但这也只能使异步发电机在两个风速下具有较佳的输出系数，无法有效地利用不同风速时的风能。 2.4变速恒频系统的实现 可用于风力发电的变速恒频系统有多种:如交一直一交变频系统，交流励磁发电机系统，无刷双馈电机系统，开关磁阻发电机系统，磁场调制发电机系统，同步异步变速恒频发电机系统等。这种变速恒频系统有的是通过改造发电机本身结构而实现变速恒频的;有的则是发电机与电力电子装置、微机控制系统相结合而实现变速恒频的。它们各有其特点，适用场合也不一样。为了充分利用不同风速时的风能，应该对各种变速恒频技术做深入的研究，尽快开发出实用的，适合于风力发电的变速恒频技术。 3恒速恒频风电机组的控制 3.1风电机组的软启动并网 在风电机组启动时，控制系统对风速的变化情况进行不间断的检测，当10分钟平均风速大于起动风速时，控制风电机组作好切入电网的一切准备工作:松开机械刹车，收回叶尖阻尼板，风轮处于迎风方向。控制系统不间断地检测各传感器信号是否正常，如液压系统压力是否正常，风向是否偏离，电网参数是否正常等。如10分钟平均风速仍大于起动风速，则检测风轮是否已开始转动，并开启晶闸管限流软起动装置快速起动风轮机，并对起动电流进行控制，使其不超过最大限定值。异步风力发电机在起动时，由于其转速很小，切入电网时其转差率很大，因而会产生相当于发电机额定电流的5～7倍的冲击电流，这个电流不仅对电网造成很大的冲击，也会影响风电机组的寿命。因此在风电机组并网过程中采取限流软起动技术，以控制起动电流。当发电机达到同步转速时电流骤然下降，控制器发出指令，将晶闸管旁路。晶闸管旁路后，限流软起动控制器自动复位，等待下一次起动信号。这个起动过程约40S左右，若超过这个时间，被认为是起动失败，发电机将被切出电网，控制器根据检测信号，确定机组是否重新起动。 异步风电机组也可在起动时转速低于同步速时不并网，等接近或达到同步速时再切入电网，则可避免冲击电流，也可省掉晶闸管限流软启动器。 3.2大小发电机的切换控制 在风电机组运行过程中，因风速的变化而引起发电机的输出功率发生变化时，控制系统应能根据发电机输出功率的变化对大小发电机进行自动切换，从而提高风电机组的效率。具体控制方法为: （1）小发电机向大发电机的切换 在小发电机并网发电期间，控制系统对其输出功率进行检测，若1秒钟内瞬时功率超过小发电机额定功率的20%，或2分钟内的平均功率大于某一定值时，则实现小发电机向大发电机的切换。切换过程为:首先切除补偿电容，然后小发电机脱网，等风轮自由转动到一定速度后，再实现大发电机的软并网;若在切换过程中风速突然变小，使风轮转速反而降低的情况下，应再将小发电机软并网，重新实现小发电机并网运行。 （2）大发电机向小发电机的切换 检测大发电机的输出功率，若2分钟内平均功率小于某一设定值（此值应小于小发电机的额定功率）时，或50S瞬时功率小于另一更小的设定值时，立即切换到小发电机运行。切换过程为:切除大发电机的补偿电容器，脱网，然后小发电机软并网，计时20S，测量小发电机的转速，若20S后未达到小发电机的同步转速，则停机，控制系统复位，重新起动。若20S内转速已达到小发电机旁路转速则旁路晶闸管软起动装置，再根据系统无功功率情况投入补偿电容器。 3.3变桨距控制方式及其改进 风力发电机并网以后，控制系统根据风速的变化，通过桨距调节机构，改变桨叶攻角以调整输出电功率，更有效地利用风能。在额定风速以下时，此时叶片攻角在零度附近，可认为等同于定桨距风力发电机，发电机的输出功率随风速的变化而变化。当风速达到额定风速以上时，变桨距机构发挥作用，调整叶片的攻角，保证发电机的输出功率在允许的范围内。但是，由于自然界的风力变幻莫测。风速总是处在不断地变化之中，而风能与风速之间成三次方的关系，风速的较小变化都将造成风能的较大变化，导致风力发电机的输出功率处于不断变化的状态。对于变桨距风力发电机，当风速高于额定风速后，变桨距机构为了限制发电机输出功率，将调节桨距，以调节输出功率。如果风速变化幅度大，频率高，将导致变桨距机构频繁大幅度动作，使变桨距机构容易损坏;同时，变桨距机构控制的叶片桨距为大惯量系统，存在较大的滞后时间，桨距调节的滞后也将造成发电机输出功率的较大波动，对电网造成一定的不良影响。 为了减小变桨距调节方式对电网的不良影响，可采用一种新的功率辅助调节方式-RCC（RotorCurrentControl转子电流控制）方式来配合变桨距机构，共同完成发电机输出功率的调节。RCC控制必须使用在线绕式异步发电机上，通过电力电子装置，控制发电机的转子电流，使普通异步发电机成为可变滑差发电机。RCC控制是一种快速电气控制方式，用于克服风速的快速变化。采用了RCC控制的变桨距风力发电机，变桨距机构主要用于风速缓慢上升或下降的情况,屋顶风机，通过调整叶片攻角，调节输出功率；RCC控制单元则应用于风速变化较快的情况，当风速突然发生变化时，RCC单元调节发电机的滑差，使发电机的转速可在一定范围内变化，同时保持转子电流不变，发电机的输出功率也就保持不变。 3.4无功补偿控制 由于异步发电机要从电网吸收无功功率，使风电机组的功率因数降低。并网运行的风力发电机组一般要求其功率因数达到0.99以上，所以必须用电容器组进行无功补偿。由于风速变化的随机性，在达到额定功率前，发电机的输出功率大小是随机变化的，因此对补偿电容的投入与切除需要进行控制。在控制系统中设有四组容量不同的补偿电容，计算机根据输出无功功率的变化，控制补偿电容器分段投入或切除。保证在半功率点的功率因数达到0.99以上。 3.5偏航与自动解缆控制 偏航控制系统有三个主要功能:（1）正常运行时自动对风。当机舱偏离风向一定角度时，控制系统发出向左或向右调向的指令，机舱开始对风，直到达到允许的误差范围内，自动对风停止。（2）绕缆时自动解缆。当机舱向同一方向累计偏转2.3圈后，若此时风速小于风电机组启动风速且无功率输出，则停机，控制系统使机舱反方向旋转2.3圈解绕;若此时机组有功率输出，则暂不自动解绕;若机舱继续向同一方向偏转累计达3圈时，则控制停机，解绕;若因故障自动解绕未成功，在扭缆达4圈时，扭缆机械开关将动作，此时报告扭缆故障，自动停机，等待人工解缆操作。（3）失速保护时偏离风向。当有特大强风发生时，停机，释放叶尖阻尼板，桨距调到最大，偏航90o背风，以保护风轮免受损坏。 3.6停车控制 停机过程分为正常停机和紧急停机。 （1）正常停机 当控制器发出正常停机指令后，风电机组将按下列程序停机:①切除补偿电容器;②释放叶尖阻尼板;③发电机脱网;④测量发电机转速下降到设定值后，投入机械刹车;⑤若出现刹车故障则收桨，机舱偏航900背风。 （2）紧急故障停机 当出现紧急停机故障时，执行如下停机操作:首先切除补偿电容器，叶尖阻尼板动作，延时0.3秒后卡钳闸动作。检测瞬时功率为负或发电机转速小于同步速时，发电机解列（脱网），若制动时间超过20S，转速仍未降到某设定值，则收桨，机舱偏航900背风。停机如果是由于外部原因，例如风速过小或过大，或因电网故障，风电机组停机后将自动处于待机状态;如果是由于机组内部故障，控制器需要得到已修复指令，才能进入待机状态。 4变速恒频发电机组的控制 4.1同步发电机交一直一交系统的控制 这种类型的风电机组采用同步发电机，发电机发出的电能的频率、电压、电功率都是随着风速的变化而变化的，这样有利于最大限度地利用风能资源，而恒频恒压并网的任务则由交一直一交系统完成。 （1）风轮机的控制 风轮机的起动、控制、保护功能基本上与恒速恒频机组相似，所不同的是这类机组一般采用定桨距风轮，因此省去了变桨距控制机构。 （2）发电机的控制 发电机的输出功率由励磁来控制。当输出功率小于额定功率时，以固定励磁运行;当输出功率超过额定功率时，则通过调整励磁来调整发电机的输出功率在允许的安全范围内运行。励磁的调整是由控制器调整励磁系统晶闸管的导通角来实现的。 （3）交-直-交变频系统的控制 这里的变频器的概念与普通变频器的概念是不一样的。普通变频器是将电压和频率固定的市电（220/380V，50Hz），变成频率和电压都可变的电源，以适应各种用电器的需要，如果用于变频调速系统，则电压和频率根据负载的要求不断地改变。相反，这里的变频器则是将风力发电机发出的电压和频率都在不断改变的电能，变成频率和电压都稳定（220/380V，50Hz）的电能，以便与电网的电压及频率相匹配，而使风电机组能并网运行。 所谓的“交-直-交”变频，是变频方式的一种，是将一种频率和电压的交流电整流成直流电，再通过微机控制电力电子器件，将直流电再逆变成某种频率和电压的交流电的变频方式。 风力发电机发出的三相交流电，经二极管三相全桥整流成直流电后，再由六只绝缘栅双极型电力晶体管（IGBT），在控制和驱动电路的控制下，逆变成三相交流电并入电网。逆变器的控制一般采用SPWM-VVVF方式，即正弦波脉宽调制式变压变频方式。采用交-直-交系统的变频装置的容量较大，一般要选发电机额定功率的120%以上。 4.2双馈发电机的控制 目前的风电机组多采用恒速恒频系统，发电机多采用同步电机或异步感应电机。在风电机组向恒频电网送电时，不需要调速，因为电网频率将强迫控制风轮的转速。在这种情况下，风力机在不同风速下维持或近似维持同一转速。效率下降，被迫降低出力，甚至停机，这显然是不可取的。与之不同的是，无论处于亚同步速或超同步速的双馈发电机都可以在不同的风速下运行，其转速可随风速变化做相应的调整，使风力机的运行始终处于最佳状态，机组效率提高。同时，定子输出功率的电压和频率却可以维持不变，既可以调节电网的功率因数，又可以提高系统的稳定性。 （1）双馈电机的工作特性 双馈电机的结构类似于绕线式感应电机，定子绕组也由具有固定频率的对称三相电源激励，所不同的是转子绕组具有可调节频率的三相电源激励，一般采用交-交变频器或交-直-交变频器供以低频电流 。 当双馈电机定子对称三相绕组由频率为f1（f1=P.n1/60）的三相电源供电时，由于电机转子的转速n＝（l-s）n1（s为转差率，n1为气隙中基波旋转磁场的同步速率）。为了实现稳定的机电能量转换，定子磁场与转子磁场应保持相对静止，即应满足:ωR＝ω1-ω2，其中:ωR是转子旋转角频率;ω1是定子电流形成的旋转磁场的角频率;ω2是转子电流形成的旋转磁场的角频率。由此可得转子供电频率f2＝S.f1，此时定转子旋转磁场均以同步速n1旋转，两者保持相对静止。 与同步电机相比，双馈电机励磁可调量有三个:一是与同步电机一样，可以调节励磁电流的幅值;二是可以改变励磁电流的频率；三是可以改变励磁电流的相位。通过改变励磁频率，可调节转速。这样在负荷突然变化时，迅速改变电机的转速，充分利用转子的动能，释放和吸收负荷，对电网的扰动远比常规电机小。另外，通过调节转子励磁电流的幅值和相位，可达到调节有功功率和无功功率的目的。而同步电机的可调量只有一个，即励磁电流的幅值，所以调节同步电机的励磁一般只能对无功功率进行补偿。与之不同的是双馈电机的励磁除了可以调节电流幅值外，亦可以调节其相位，当转子电流的相位改变时，由转子电流产生的转子磁场在气隙空间的位置就产生一个位移，改变了双馈电机电势与电网电压向量的相对位置，也就改变了电机的功率角。所以双馈电机不仅可调节无功功率，也可调节有功功率。一般来说，当电机吸收电网的无功功率时，往往功率角变大，使电机的稳定性下降。而双馈电机却可通过调节励磁电流的相位，减小机组的功率角，使机组运行的稳定性提高，从而可多吸收无功功率，克服由于晚间负荷下降,车间负压通风降温设计，电网电压过高的困难。与之相比，异步发电机却因需从电网吸收无功的励磁电流，与电网并列运行后，造成电网的功率因数变坏。所以双馈电机较同步电机和异步电机都有着更加优越的运行性能。 （2）风力发电中双馈电机的控制 在风力发电中，由于风速变幻莫测，使对其的利用存在一定的困难。所以改善风力发电技术，提高风力发电机组的效率，最充分地利用风能资源，有着十分重要的意义。任何一个风力发电机组都包括作为原动机的风力机和将机械能转变为电能的发电机。其中，作为原动机的风力机，其效率在很大程度上决定了整个风力发电机组的效率，而风力机的效率又在很大程度上取决于其负荷是否处于最佳状态。不管一个风力机是如何精细地设计和施工建造，若它处于过载或久载的状态下，都会损失其效率。从风力机的气动曲线可以看出，存在一个最佳周速比λ，对应一个最佳的效率。所以风力发电机的最佳控制是维持最佳周速比λ。另外，由于要考虑电网对有功功率和无功功率的要求，所以风力机最佳工况时的转速应由其气动曲线及电网的功率指令综合得出。也就是说，风力发电机的转速随风速及负荷的变化应及时作出相应的调整，依靠转子动能的变化，吸收或释放功率，减少对电网的扰动。通过变频器控制器对逆变电路中功率器件的控制。可以改变双馈发电机转子励磁电流的幅值、频率及相位角，达到调节其转速、有功功率和无功功率的目的，既提高了机组的效率，又对电网起到稳频、稳压的作用。 整个控制系统可分为三个单元:转速调整单元、有功功率调整单元、电压调整单元（无功功率调整）。它们分别接受风速和转速、有功功率、无功功率指令，并产生一个综合信号，送给励磁控制装置，改变励磁电流的幅值、频率与相位角，以满足系统的要求。由于双馈电机既可调节有功功率，又可调节无功功率，有风时，机组并网发电;无风时，也可作抑制电网频率和电压波动的补偿装置。 （3）双馈风力发电机组应用前景广阔 综上所述，将双馈电机应用于风力发电中，可以解决风力机转速不可调、机组效率低等问题。另外，由于双馈电机对无功功率、有功功率均可调，对电网可起到稳压、稳频的作用，提高发电质量。与同步机交一直一交系统相比，还有变频装置容量小（一般为发电机额定容量的10～20%）、重量轻的优点，更适合于风力发电机组使用，同时也降低了造价。 将双馈电机应用于风力发电的设想，不仅在理论上成立，在技术上也是可行的。与现有的风力发电技术相比，无论从经济性，还是可靠性来看，都具有无可替代的优势，具有很强的竞争力，有利于风电机组国产化的进程，其发展前景十分广阔。 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