English
ДонНТУ   Портал магистров

Содержание

Введение

Производство электроэнергии — процесс, обусловленный параллельной работой отдельных генераторов, а также электростанций в составе электроэнергетической системы (ЭЭС). Синхронизация – алгоритм действий по включению синхронных генераторов на параллельную работу, является неотъемлемой частью процесса производства электроэнергии. Синхронизация может выполняться либо вручную персоналом, либо с использованием автоматических устройств. Однако данная операция является крайне ответственной, так как неправильное включение генераторов сопровождается последствиями: большие уравнительные токи, обесточивание шин электростанции, повреждение коммутационной аппаратуры или самого синхронного генератора. На данный момент синхронизация может осуществляться двумя традиционными способами: точной синхронизации (ТС) и самосинхронизации (СС). У обоих способов существуют свои недостатки. Для метода точной синхронизации это длительность выполнения операции в силу необходимости соблюдения определенных требований: равенство амплитуд электродвижущих сил (ЭДС), частот вращения, совпадение фаз ЭДС генератора и системы в момент включения выключателя, для метода самосинхронизации – большие величины уравнительных токов в момент включения и снижение напряжения на шинах электростанции. Актуальным вопросом является разработка специальных устройств, которые будут осуществлять процесс синхронизации полностью автоматически, имея скорость реакции, недоступную человеку. При этом устройство должно иметь возможность использовать не только два традиционных способа, но и некоторый промежуточный метод, устраняющий их недостатки и учитывающий режим работы оборудования. Создание такой системы синхронизации позволит решить проблему возможных последствий от включения синхронного генератора в сеть, тяжесть которых обусловлена как влиянием человеческого фактора, так и выбранным способом включения. Таким образом, синхронизация должна происходить с минимальными последствиями для электрической станции и не нарушать устойчивости ЭЭС. Цель данного исследования — разработка автоматического цифрового устройства синхронизации с возможностью включения генераторов различными методами как в нормальном, так и в аварийном режиме работы. Такое устройство будет создавать оптимальные условия для включения агрегата, исключая погрешность, вносимую неидеальной реакцией персонала, что минимизирует возможные последствия как для генератора, так и для электростанции в целом.

1. Индивидуальное задание

1.1 Синхронизация и методы её осуществления. Описание модели

Современная электроэнергетика характеризуется активным использованием установок распределенной генерации, развитием концепции активных потребителей и управлением на базе интеллектуальных подходов [1-2]. Активные потребители могут быть разделены на промышленные и бытовые. В качестве первых выступают крупные промышленные предприятия, имеющие собственные источники генерации. К бытовым можно отнести системы «умный дом», «умный город» с интеллектуальными технологиями управления, учитывающими особенности их функционирования и запросы пользователей. Такие технологии могут быть построены на основе нечеткой логики [3]. Включение генератора турбогенераторной установки на параллельную работу с промышленной сетью может сопровождаться толчками уравнительного тока и активной мощности, а также качаниями. Чтобы снизить интенсивность этих нежелательных процессов, генератор необходимо предварительно синхронизировать. Синхронизация – алгоритм действий по включению синхронных генераторов на параллельную работу, является неотъемлемой частью процесса производства электроэнергии. Синхронизация может выполняться либо вручную персоналом, либо с использованием автоматических устройств. Однако данная операция является крайне ответственной, так как неправильное включение генераторов сопровождается последствиями: большие уравнительные токи, обесточивание шин электростанции, повреждение коммутационной аппаратуры или самого синхронного генератора. На данный момент синхронизация может осуществляться двумя традиционными способами: точной синхронизации и самосинхронизации. У обоих способов существуют свои недостатки. Для метода точной синхронизации это длительность выполнения операции в силу необходимости соблюдения определенных требований: равенство амплитуд электродвижущих сил (ЭДС), частот вращения, совпадение фаз ЭДС генератора и системы в момент включения выключателя; для метода самосинхронизации – большие величины уравнительных токов в момент включения и снижение напряжения на шинах электростанции. Для упрощения исследования различных вариантов синхронизации разрабатывают модель процесса включения исследуемого генератора электростанции на параллельную работу с системой в среде MATLAB с использованием пакетов имитационного моделирования Simulink и Sim Power Systems или без них. Основная задача модели – графическая визуализация всех возможных вариантов синхронизации в виде зависимостей. Использование модели заключается в варьировании начальных условий, предшествующих включению генераторного выключателя. Дифференциальное уравнение, описывающее динамику процесса изменения мощности и момента на валу паровой турбины без промежуточного отбора пара, имеет следующий вид:

где PТ — мощность турбины; ? — открытие регулирующего органа; TТ — постоянная времени турбины, определяемая запаздыванием в преобразовании энергии пара в механическую энергию (в среднем TТ составляет 0,2 с). Схема модели турбины, выполненная с использованием блоков Simulink, представлена на рисунке 1. На вход ARS поступает сигнал с автоматического регулятора частоты вращения (АРЧВ), характеризующий открытие регулирующего клапана турбины. Второй блок модели обеспечивает ограничение механической мощности турбины в диапазоне от 0 до 1,1 о.е.

Рисунок 1 – Схема модели паровой турбины без промежуточного отбора пара: s - комплексная переменная

Система возбуждения генератора ТГУ моделируется апериодическим звеном первого порядка с коэффициентом ke, постоянной времени Te и блоком ограничения напряжения. Кроме этого в модели учитывается усилитель с коэффициентом усиления ka и постоянной времени Ta. Структурная схема модели системы возбуждения представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 – Структурная схема модели системы возбуждения: UARE - сигнал, поступающий от АРВ; Vf - сигнал, поступающий на обмотку возбуждения генератора

Для стабилизации напряжения на выводах генератора ТГУ, демпфирования колебаний ротора, повышения устойчивости и устранения самораскачивания применяются АРВ сильного действия. В настоящее время разработаны и успешно эксплуатируются микропроцессорные АРВ. Структурные схемы и описание используемых моделей АРВ и АРЧВ представлены в работах [4-6]. Для моделирования несимметрии и искажения формы кривой напряжения использовалась модель стандартного трехфазного источника питания, установленного на шинах 110 кВ. Моделировались 3-я и 5-я гармоники питающего напряжения. Показатели качества электроэнергии (ПКЭ) в сети 110 и 10 кВ в виде коэффициентов несимметрии и гармонических составляющих, полученные в результате моделирования источника искажений, представлены на рисунке 3.

Рисунок 3 – Осциллограммы питающего напряжения на шинах 110 кВ

1.2 Моделирование процесса самосинхронизации генератора ТГУ с сетью

При самосинхронизации генератора его ротор разгоняется турбиной до частоты вращения, близкой к синхронной, и без возбуждения включается в сеть. Затем на обмотку ротора подается напряжение, и возникающие в генераторе электрические моменты обеспечивают втягивание генератора в синхронизм. При последующем открытии регулирующего клапана турбины генератор начинает выдавать в сеть нагрузочный ток. При моделировании процессов синхронизации использовался классический АРЧВ, представляющий собой пропорционально-интегрально-дифференциальный (ПИД) регулятор, а также автопрогностический АРЧВ, подробное описание которого представлено в работе [7]. Настройка АРВ и АРЧВ выбиралась, исходя из практических соображений Результаты моделирования процесса самосинхронизации генератора с сетью представлены на рисунке 4 в виде сравнений осциллограмм механической мощности на валу турбины с классическим и автопрогностическим АРЧВ. При моделировании загрузка генератора ТГУ составила 46 %. Осциллограммы токов генератора ТГУ представлены на рисунке 5, где видно, что в момент подключения генератора возникает толчок тока (амплитуда тока генератора достигает в момент включения шестикратного значения рабочего тока). По результатам моделирования можно отметить снижение инерционности объекта при использовании автопрогностического АРЧВ (время переходного процесса для механической мощности на валу турбины снижается в 3,33 раза), однако при этом несколько увеличивается величина перерегулирования.

Рисунок 4 – Изменение механической мощности на валу турбины ТГУ: 1 - с использованием типового АРЧВ (время переходного процесса 20 с); 2 - с использованием автопрогностического АРЧВ (время переходного процесса 6 с)

Рисунок 5 – Осциллограммы мгновенных значений фазных токов генератора ТГУ

1.3 Моделирование процесса точной синхронизации ТГУ с сетью

При точной синхронизации ротор генератора разгоняется турбиной и возбуждается. Перед включением генератора в сеть необходимо выполнить следующие условия: напряжение генератора подгоняется к напряжению сети; – частота генератора выравнивается с частотой сети; частота генератора выравнивается с частотой сети; выбирается момент времени, когда угол между векторами напряжения генератора и сети равен нулю Указанные условия проще выполнять автоматически, для чего была разработана модель автосинхронизатора, управляющего регуляторами и выключателем генератора. Схема модели АС представлена на рис. 6.

Рисунок 6 – Схема модели АС синхронного генератора в MATLAB
(анимация: 5 кадров, 6 циклов повторения, 146 килобайт)

На входы 1 и 2 АС подается частота сети и генератора соответственно, на входы 3 и 4 — действующее значение напряжения сети и генератора. На входы 5 и 6 подается фаза напряжения сети и генератора. Затем определяются модули разностей частот, напряжений, фаз и проверяются следующие условия: разность частот не должна превышать 0,01 Гц; разность напряжений не должна превышать 5% от номинального напряжения; фазовый угол между векторами напряжений генератора и сети не должен превышать 0,1 эл. град. При выполнении всех условий на выходе логического элемента «и» формируется сигнал (логическая единица), разрешающий включение ТГУ на параллельную работу с промышленной сетью (выход 1 breaker, рис. 6). Фиксация положения выключателя генератора «включен» выполняется при наличии тока, протекающего от генератора. В процессе синхронизации АС воздействует на АРЧВ (выход 2 ARRS на рис. 6) и АРВ (выход 3 ARE) через пропорциональные коэффициенты Ku и Kf сигналов рассогласования угла сдвига фаз и значений напряжений генератора и сети. Данное воздействие изменяет соответствующие уставки по частоте и напряжению регуляторов генератора. Моделирование выполнялось при тех же условиях, что и при самосинхронизации. Результаты моделирования представлены на рисунках 7–10 в виде осциллограмм частоты, токов и мощностей в СЭС. При моделировании загрузка генератора ТГУ осуществлялась плавно, после включения на параллельную работу с промышленной сетью, и в итоге составила 70 %.

Рисунок 7 – Осциллограмма изменения частоты напряжения на шинах ТГУ

Метод точной синхронизации позволяет избежать уравнительных токов и толчков мощности при включении синхронного генератора ТГУ на параллельную работу с промышленной сетью, что видно по приведенным на рис. 9 и рис. 10 осциллограммам токов и мощностей. Необходимо отметить, что при точной синхронизации генератора с сетью значительно снижается отклонение частоты от номинального значения (рис. 8). Загрузка генератора ТГУ до 70 % позволила в 7 раз снизить переток активной мощности от электроэнергетической системы (ЭЭС) по вводу 110 кВ за счет дополнительной мощности, поступающей от турбогенератора через ввод 10 кВ.

Рисунок 8 – Изменение частоты вращения ротора генератора ТГУ при точной синхронизации с сетью

Рисунок 9 – Осциллограммы действующих (а) и мгновенных (б) значений фазных токов генератора ТГУ

При включении генератора ТГУ на параллельную работу с промышленной сетью и его загрузке до 70 % наблюдается заметное улучшение ПКЭ.

Рисунок 10 – Осциллограммы активной и реактивной мощностей на вводе 110 кВ

Результаты компьютерного моделирования позволяют сделать следующие выводы:

  1. Применение автопрогностического АРЧВ обеспечивает значительное улучшение демпферных свойств и снижение инерционности турбогенераторной установки, подключаемой к СЭС промышленного предприятия.
  2. Автопрогностический АРЧВ синхронного генератора ТГУ может быть рекомендован для повышения эффективности системы регулирования частоты вращения ротора и управления регулирующими клапанами паровой турбины в процессе самосинхронизации генератора с сетью.
  3. Метод точной синхронизации с использованием автосинхронизатора позволяет избежать уравнительных токов и толчков мощности при включении синхронного генератора ТГУ на параллельную работу с промышленной сетью.
  4. При включении ТГУ на параллельную работу с промышленной сетью наблюдается существенное улучшение ПКЭ:
    • коэффициент несимметрии по обратной последовательности на шинах 110 кВ снижается на 7 %; аналогичный показатель для шин 10 кВ равен 20 %;
    • суммарные коэффициенты гармоник на шинах 110 кВ уменьшаются на 9…12 %, а на шинах 10 кВ — на 20 %.

Список источников

  1. Y.I. Morzhin, Y.G. Shakaryan, Y.N. Kucherov, N.I. Voropai, S.N. Vasiliev, S.N. Yadykin Smart Grid Concept for Unified National Electrical Network of Russia. Preprints of proceedings of IEEE PES Innovative Smart Grid Technologies Europe 2011, Manchester Dec. 5-7 2011. Manchester, GB: IEEE // The University of Manchester, 2011. Panel session 5 D. Р. 1-5.
  2. И.О. Волкова, М.В. Губко, Е.А. Сальникова Активный потребитель: задача оптимизации потребления электроэнергии и собственной генерации // Проблемы управления. 2013. № 6. С. 53-61.
  3. Н.А. Седова, В.А. Седов Управление умным домом с использованием нечеткой логики // Энергетика, Информатика, Инновации-2016: сб. тр. междунар. науч.-технической конф. Смоленск, 2016. Т. 1. С. 336-339.
  4. Ю.Н. Булатов, А.В. Крюков, Ч.З. Хынг Автоматические регуляторы для установок распределенной генерации // Системы Методы Технологии. 2014. № 3 (23). С. 108-116.
  5. Ю.Н. Булатов, А.В. Крюков, Чан Зюй Хынг. Применение сетевых кластеров (microgrid) в системах электроснабжения железных дорог. Братск: БрГУ, 2016. 178 с.
  6. Ю.Н. Булатов, А.В. Крюков Интеллектуальная настройка регуляторов установок распределенной генерации // Информационные и математические технологии в науке и управлении. 2017. № 3 (7). С. 122-135.
  7. Yu.N. Bulatov, A.V. Kryukov, Nguen Van Huan. Distributed generator rotor speed automatic prognostic controller // Scientific Bulletin of NSTU. 2017. № 1 (66). P. 15-25..