Лукутин Б.В. и др. Возобновляемая энергетика в децентрализованном электроснабжении

Подождите немного. Документ загружается.

151

Достоинством данного способа является полное исключение элек-

тромеханических устройств из системы стабилизации частоты враще-

ния гидродвигателя. Замена их статическим регулятором весьма выгод-

на и с точки зрения улучшения характеристик микроГЭС, и с точки

зрения чисто экономической. Так, по данным [10,12], стоимость регуля-

тора автобалласта может составлять лишь 20% от механического регу-

лятора

гидротурбины.

Системы с автобалластным регулированием имеют высокое быст-

родействие, что положительно сказывается на качестве выходного на-

пряжения. За счет стабилизации частоты вращения гидроагрегата, в рас-

сматриваем типе энергоустановок, могут применяться общепромыш-

ленные генераторы без большого запаса механической прочности, а в

качестве гидродвигателя

– насос в турбинном режиме. Кроме того, ав-

тобалластный способ стабилизации хорошо сочетается с регулировани-

Рис. 31. Варианты построения систем стабилизации

W – энергия потока воды; ГТ – гидротурбина; Г – генератор;

Н – полезная нагрузка; АБН – автобалластная нагрузка; ППС

– привод

постоянной скорости; МВИ

– машинно-вентильный источник.

constfU =

нн

cons

=Ω

ГТ

constfUP =

ннн

cons

=Ω

ГТ

б)

АБН

в)

constfU =

нн

=Ω

ГТ

cons

=Ω

ППС

г)

constfU =

нн

=Ω

ГТ

МВИ

152

ем выходных параметров асинхронного генератора с емкостным само-

возбуждением, что позволяет применять в автономных микроГЭС как

синхронные, так и асинхронные машины [10,13,14].

Одним из способов стабилизации частоты вращения электриче-

ского генератора, входящего в состав энергоустановки с нерегулируе-

мым двигателем, является применение приводов постоянной скорости

(ППС), которые обеспечивают постоянство частоты вращения выходно-

го вала при изменяющейся в определенных пределах частоте вращения

приводной турбины. Схема такой установки показана на рис. 31, в. ППС

применительно к микроГЭС является аккумулятором механической

энергии, которая запасается в виде воды, поднятой в резервуар. В гид-

роэнергоустановках подобные системы могут применяться при малых

кинетических энергиях потока, когда для создания необходимого напо

ра вода поднимается в бак, расположенный на определенной высоте от-

носительно турбины.

Машино-вентильные источники электропитания позволяют стаби-

лизировать частоту генерируемого переменного тока при изменяющей-

ся в широком диапазоне частоте вращения привода (системы типа пе-

ременная скорость – постоянная частота, ПС – ПЧ). Достоинствами та-

ких устройств являются высокое качество выходного напряжения

и не-

зависимость электрических параметров генератора от режима работы

турбины. Недостатки подобных систем заключаются в их сложности, а

значит, более высокой стоимости. Кроме того, нерегулируемая турбина

определяет повышенные требования к механической мощности генера-

тора. Для пропеллерных турбин угонное число оборотов в 2,5 раза пре-

вышает частоту вращения при номинальном режиме. В то

же время для

общепромышленных электрических машин допускается превышение

номинальной частоты вращения не более чем на 30%. Поэтому возника-

ет необходимость либо использовать специальные электрические ма-

шины, способные работать в широком диапазоне изменения частоты

вращения, либо ограничивать частоту вращения гидротурбины. Схема

установки, содержащей машинно-вентильный источник электропитания

(МВИ), показана на рис. 31, г

Таким образом, способ построения и стабилизации выходных

электрических параметров микроГЭС зависит от напора воды, характе-

ристик двигателя и от структуры и состава нагрузок.

В результате обзора существующих конструкций микроГЭС мож-

но сделать вывод, что наиболее перспективным вариантом автономной

станции является установка, содержащая машинно-вентильный источ-

ник электропитания. Среди различных машинно

-вентильных систем

153

существенными преимуществами обладают системы стабилизации ав-

тобалластного типа.

Опыт разработки и эксплуатации микроГЭС доказал, что наиболее

перспективным вариантом построения станций является бесплотинная

конструкция с автобалластной системой стабилизации напряжения.

Именно по этому принципу выполнено большинство автономных сис-

тем электроснабжения, которые успешно эксплуатируются во многих

странах мира: США, Японии, Китае, Дании, Швеции и

т.д. Также, сле-

дует отметить, что микроГЭС автобалластного типа могут выполняться

в различных модификациях, например [15,16,17,18,19,20].

В настоящее время основные усилия разработчиков микроГЭС на-

правлены на совершенствование систем стабилизации выходного на-

пряжения энергоустановки, что позволяет использовать максимально

простое и дешевое гидротехническое оборудование. В результате стои-

мость микроГЭС снижается при одновременном

повышении её надеж-

ности.

4.2. Режимы работы микроГЭС с автобалластной

стабилизацией напряжения

Энергоустановки, рабочие режимы которых регулируются с по-

мощью управления мощностью их электрических нагрузок, могут быть

разделены на две группы. К первой группе относятся системы стабили-

зации частоты вращения гидроагрегата за счет создания тормозного

момента на валу дополнительной электрической машины. Стабилизация

другого параметра микроГЭС

– величины выходного напряжения осу-

ществляется известными методами регулирования напряжения генера-

торов. В качестве дополнительной электрической машины, создающей

управляющее механическое воздействие на гидротурбину, могут при-

меняться различные типы машин.

Например, в [9] используется дополнительный синхронный гене-

ратор, расположенный на одном валу с гидроагрегатом. Основной гене-

ратор работает на полезную нагрузку, а дополнительный

на балластную

нагрузку, равную по мощности полезной. Обмотка возбуждения допол-

нительного генератора подключена к регулятору, который при измене-

нии величины полезной нагрузки изменяет величину тока возбуждения

синхронного генератора таким образом, чтобы суммарный момент со-

противления двух генераторов оставался на уровне, обеспечивающем

постоянство частоты вращения энергоустановки (рис. 32).

154

Достоинствами таких схем являются простота, небольшая мощ-

ность цепей управления, высокое быстродействие, отсутствие влияния

регулирующих элементов на цепь нагрузки.

К недостаткам следует отнести использование двух электриче-

ских машин соизмеримой мощности, что значительно ухудшает массо-

габаритные показатели источника электропитания. Для стабилизации

напряжения на полезной нагрузке необходим дополнительный регуля-

тор напряжения основного генератора

. Несимметрия нагрузки источни-

ка не компенсируется системой стабилизации, что вызывает дополни-

тельные потери электроэнергии и ухудшение её качества.

Отмеченные недостатки ограничивают применение в микроГЭС

автобалластных систем, предназначенных только для регулирования

тормозного момента гидроагрегата. Гораздо эффективнее управлять

электрической мощностью генератора микроГЭС, регулируя его на-

грузку.

Можно предложить несколько способов регулирования электри-

ческой нагрузки станции. Простейший из них заключается в отключе-

нии части нагрузок при уменьшении энергии, подводимой к гидродви-

гателю [17]. Более совершенный тип регулятора предусматривает на-

личие ряда дозированных нагрузок, которые могут подключаться или

отключаться в определенных сочетаниях с помощью тиристорного

коммутатора [16,18,20,21].

Структурная схема микроГЭС с тиристорным коммутатором дис-

кретных балластных нагрузок

показана на рис. 33. При изменении вели-

чины полезной нагрузки

Н система управления СУ выдает управляю-

щий сигнал на определенные тиристорные ключи

–K

, которые ком-

Рис. 32. Структурная схема микроГЭС автобалластного типа, построенная

на базе двух генераторов

СГ – синхронный генератор; ОВ

– обмотка возбуждения СГ;

РБН – регулятор балластной нагрузки

ГТ

БН

РБН

СГ

ОВ

155

мутируют одну или несколько ступеней балластной нагрузки БН

–

БН

. В результате происходит изменение величины тормозного момента

генератора, компенсирующее отклонение момента турбины, и частота

вращения стабилизируется. Кроме того, регулируется ток якорной об-

мотки генератора, что положительно сказывается на стабильности его

напряжения.

Коммутация вентилей коммутатора обычно осуществляется естест-

венным образом, поэтому для ряда схемных решений тиристорных

ключей характерно отсутствие искажений формы

напряжения генерато-

ра. В этом заключается важнейшее достоинство автобалластных систем

стабилизации с тиристорными коммутаторами.

Регулирование мощности балласта гидроагрегата может осущест-

вляться по току, напряжению, частоте и другим параметрам

[8,21,22,23,24]. В общем случае, когда изменяется не только полезная

нагрузка станции, но и

энергия рабочего потока

воды, необходим час-

тотно-регулируемый ав-

тобалласт,

действую-

щий, прежде всего, на

частоту вращения гидро-

агрегата. Коррекцию

выходного напряжения

целесообразно осущест-

влять по цепи возбужде-

ния генератора. Несо-

мненные преимущества

в этом случае имеют

синхронные машины.

Специальные гене-

раторы для микроГЭС в

нашей стране не выпускаются, поэтому приходится использовать

имеющиеся машины, например синхронные генераторы, предназначен-

ные для передвижных

и стационарных электроустановок серии ЕСС.

Для рассматриваемого диапазона мощностей подходят типы генерато-

ров ЕСС5-61-4У2, ЕСС5-62-4У2, ЕСС5-81-6У2, ЕСС5-83-6У2 на мощ-

ности, соответственно 8, 12, 20, 30 кВт. Генераторы имеют систему фа-

зового компаундирования возбуждения, обеспечивающую автоматиче-

ское поддержание напряжения в пределах ± 5% от средне регулируемо-

го значения при любых нагрузках в диапазоне

изменения коэффициента

Рис. 33. Структурная схема микроГЭС с

дискретным балластом

ГТ

БН

СУ

156

мощности от 0,8 до 1. Частота выходного напряжения в соответствии с

паспортными данными серии может изменяться от 49,2 до 50,7 Гц.

Одним из наиболее перспективных схемных решений регуляторов

балластной нагрузки микроГЭС является цифровой регулятор частоты

(ЦРЧ). Цифровой способ измерения, широко применяемый в современ-

ной схемотехнике, характеризуется высокой точностью и хорошо соче-

тается со ступенчатым

автобалластом, коммутируемым тиристорными

ключами.

Структурная схема микроГЭС с цифровым регулятором частоты

показана на рис. 34, где гидротурбина ГТ приводит во вращение син-

хронный генератор СГ, к обмотке статора которого подключена полез-

ная нагрузка

на

, Z

нв

, Z

нс

и набор балластных сопротивлений R

б1

– R

бN

включенных через биполярные тиристорные ячейки, управляемые циф-

ровым регулятором частоты ЦРЧ. В общем случае ЦРЧ может управ-

лять

N балластными сопротивлениями дозированной величины. Число

ступеней балластной нагрузки определяет погрешность регулирования

результирующей эквивалентной нагрузки станции в установившихся

режимах. Под эквивалентной нагрузкой СГ

понимается суммарная на-

грузка на зажимах электрической машины, определяемая как парал-

лельное соединение полезной и балластной нагрузок [23].

ГТ

Рис. 34. Структурная схема микроГЭС с цифровым регулятором частоты

на

нв

нс

б1

бN

ЦРЧ

СГ

157

С точки зрения уменьшения погрешности регулирования эквива-

лентной нагрузки, необходимо увеличивать количество ступеней балла-

ста

N. Однако это приводит к усложнению схемы регулятора, ухудше-

нию ее массо-габаритных и стоимостных показателей. Оптимальным

вариантом ЦРЧ можно считать регулятор, в котором мощности балла-

стных нагрузок выбираются в отношении: 1,2,4,... 2

N. В этом случае

можно существенно сократить количество дозированных балластных

сопротивлений и обеспечить равномерную погрешность регулирования

эквивалентной нагрузки во всем диапазоне. Например, если принять

мощность одной ступени балласта

Р, равной 5% максимальной мощ-

ности установки

Р, то при одинаковых балластных сопротивлениях их

потребуется

N =20. При использовании приведенной выше рекоменда-

ции количество балластных резисторов и соответственно ключей регу-

лятора можно сократить до

N=4 при той же погрешности регулирования

балласта.

Величину эквивалентной нагрузки СГ микроГЭС в относительных

единицах несложно подсчитать по формуле:

(

)

()

−+

−

где

– полезная нагрузка СГ; п = 0 ÷ (2N – 1) – десятичное число, со-

ответствующее двоичному коду, записанному в выходных каскадах

ЦРЧ. Двоичный код ЦРЧ соответствует частоте генерируемого напря-

жения и получается в результате подсчета импульсов опорной частоты

за период напряжения станции.

Структурная схема ЦРЧ показана на рис. 35 и состоит из следую-

щих блоков. Генератор опорной частоты (ГОЧ) содержит высокочас-

тотный

кварцевый генератор и счетчики, формирующие последователь-

ности управляющих импульсов. Датчик частоты генератора (ДЧГ) пре-

образует синусоидальное напряжение генератора в последовательность

коротких импульсов с периодом повторения, равным периоду генери-

руемого напряжения. Измеритель частоты генератора (ИЧГ) на основе

сравнения частоты генератора с опорной производит измерение частоты

напряжения микроГЭС. Счетно-логическое устройство (СЛУ) обраба

тывает по определенному алгоритму двоичный код, соответствующий

измеренной частоте, и через усилитель мощности (УМ) управляет рабо-

той тиристорных ключей балластной нагрузки.

Алгоритм работы и принципы построения СЛУ могут быть раз-

личны: на основе регистра, оперативного запоминающего устройства,

158

реверсивного счетчика и др. Экспериментальные исследования позво-

лили выявить преимущества ЦРЧ с использованием реверсивного счет-

чика, обеспечивающего последовательное изменение величины балла-

стной нагрузки на

Р за каждый цикл работы. При таком регулирова-

нии удается избежать резких бросков тока и обеспечить устойчивый

режим работы микроГЭС практически с любым типом генератора и

турбины.

Принцип действия ЦРЧ на базе реверсивного счетчика заключает-

ся в следующем. Подсчитывается количество импульсов ГОЧ за период

напряжения генератора микроГЭС. Если двоичный

код, зафиксирован-

ный на счетчике ИЧГ, соответствует частоте генератора в пределах 49

–

51 Гц, то комбинация включенных балластных сопротивлений не изме-

няется, т.е. зона 50 ± 1 Гц является зоной нечувствительности ЦРЧ. Ес-

ли частота генератора вышла за пределы зоны нечувствительности, то

реверсивный счетчик СЛУ переводится в режим вычитания

– когда час-

тота снизилась до 49 Гц и в режим прямого счета

– когда частота увели-

чилась до 51 Гц. При этом балластная нагрузка в соответствии с двоич-

ным кодом счетчика ступенчато увеличивается на

Р за каждый период

напряжения микроГЭС до тех пор, пока частота выходного напряжения

не войдет в заданные пределы. Таким образом, время задержки, соот-

ветствующее полному изменению балластной нагрузки от 0 до

Р, опре-

деляется как:

= Т

из

(2N – 1),

где Т

из

– время измерения или счета импульсов.

Например, для ЦРЧ, в котором счет импульсов происходит за ка-

ждый период напряжения для

N = 3; 4; 5, время задержки Т

будет рав-

но 0,14; 0,3; 0,62 с соответственно. Следовательно, увеличение числа

ступеней балластной нагрузки и периода измерений импульсов приво-

дят к увеличению времени задержки ЦРЧ, а соответственно и длитель-

ности переходных процессов в микроГЭС.

ГОЧ

ИЧГ СЛУ

ДЧГ

УМ

к тиристорным

ключам

Рис. 35. Структурная схема ЦРЧ

159

В данном случае динамические характеристики микроГЭС всту-

пают в противоречие со статическими. Статическая погрешность стаби-

лизации частоты зависит также от жесткости механической характери-

стики гидротурбины и точности стабилизации напряжения генератора в

установившихся режимах, т.е. системы регулирования напряжения СГ.

Следовательно, при построении автоматизированной микроГЭС с

цифровым регулятором частоты возникают вопросы выбора

минималь-

ной ступени дискретизации балластной нагрузки

Р, обеспечивающей

заданную погрешность стабилизации для определенного типа генерато-

ра со своей системой регулирования возбуждения и конкретной гидро-

турбины, характеризуемой жесткостью механической характеристики

Решить эту достаточно сложную задачу можно методами матема-

тического моделирования на ЭВМ.

В качестве исходных уравнений исследования принимаются сле-

дующие:

()

[]

()

[]

()

10/1

ггг

⎪

⎭

⎪

⎬

⎫

++=

−÷=−+

−

ω=

ЭВtf

tfn

ээ

где

гг

– вектора-матрицы напряжений, токов и потокосцепле-

ний генератора;

э н

, – матрицы нагрузки;

XRXR

ээ гг

,,, – матри-

цы активных и индуктивных сопротивлений эквивалентной нагрузки и

генератора;

– тормозной момент генератора и вращающий

момент турбины;

J – момент инерции вращающихся частей электроус-

тановки;

, – коэффициенты усиления; ЭВ – энергия водотока.

Математическая модель микроГЭС позволяет установить взаимо-

связь между параметрами ЦРЧ и показателями микроГЭС и получить

160

рекомендации к выбору параметров регулятора, обеспечивающих тре-

буемые характеристики автономной электроустановки.

В качестве основных параметров ЦРЧ можно выделить: число

ступеней балластной нагрузки

N, зону нечувствительности регулятора

и время задержки Т

На рис. 36 представлены расчетные зависимости погрешности

стабилизации частоты вращения СГ типа ЕСС со стандартной системой

компаундирования возбуждения от коэффициента саморегулирования

гидротурбины для различных значений

N. Из рис. 36 видно, что значи-

тельное повышение точности стабилизации частоты

ω происходит при

изменении числа ступеней балластной нагрузки до значения

N=5. Даль-

нейшее увеличение

N существенного эффекта не дает, однако требует

усложнения схемы ЦРЧ и увеличения количества дозированных балла-

стных сопротивлений.

По рис. 36 должны выбираться такие параметры ЦРЧ как количе-

ство ступеней балластных со-

противлений

N и зона нечув-

ствительности

. Величины

N и D

выбираются по извест-

ному коэффициенту саморегу-

лирования гидротурбины е

требуемой точности стабили-

зации частоты вращения. Ве-

личина зоны нечувствительно-

сти ЦРЧ должна выбираться

большей, чем максимальная

погрешность стабилизации

частоты вращения при задан-

ном

и выбранной величине

N. В противном случае воз-

можны динамически неустойчивые режимы микроГЭС, когда при по-

стоянной величине полезной нагрузки станции часть балластных сопро-

тивлений будет периодически подключаться и отключаться.

Влияние рассматриваемого ЦРЧ на переходный процесс микро-

ГЭС проявляется в основном через время задержки

, определяющее

время изменения величины балластной нагрузки, включенной в цепь

якоря генератора. Обычно, для рассматриваемого диапазона мощностей

инерционная постоянная вращающихся частей энергоустановки больше

времени задержки ЦРЧ и в переходных режимах изменение балластной

ωΔ

-3 -2 -1

о.е.

Рис. 36. Зависимость погрешности

стабилизации частоты вращения микроГЭС

от коэффициента саморегулирования

гидротурбины

N=3

N=4

N=5