CC BY
93УДК 621.311.1:621.316.1
АНАЛИЗ СИСТЕМ РЕГУЛИРОВАНИЯ МОЩНЫХ ВЕТРОЭЛЕКТРОУСТАНОВОК ПОДКЛЮЧАЕМЫХ В ОБЩУЮ ЭНЕРГОСИСТЕМУ
Бекиров Э. А, Сокут Л. Д., Муровская А. С.
Академия строительства и архитектуры (структурное подразделение) ФГАОУ ВО «КФУ им. В.И. Вернадского», 295493 РК г. Симферополь, у. Киевская, 181 E-mail: bekirov@inbox., rucokut36@,mail.com.murovskav@mail.ru
Аннотация. В работе проанализированы основы и перспективы развития систем регулирования параметров мощных ветроэлектроустановок входящих в состав ветроэлектрическх станций, подключенных в общую энергосистему. Рассмотрено направление развития систем управления ветроэлектроустановками с учетом роста их мощности и применения различных типов электрогенераторов.
Ключевые слова: ветровая электростанция, общая электросеть, ветроэлектроустановка, ветротурбина, установка лопасти, электрический генератор
ВВЕДЕНИЕ
Возобновляемые источники энергии (ВИЭ) с использованием, в первую очередь, ветровых (ВЭС) и солнечных (СЭС) электростанций набирают все большую популярность в мире. Уже к 2040 году некоторые страны готовы полностью перейти на потребление альтернативной энергии. По информации International Renewable Energy Agency (IRENA), альтернативная энергетика побила очередной рекорд: в 2016 году, в этом сегменте, был введен в строй 161 ГВт новых мощностей. Согласно прогнозу агентства, к 2025 году средняя стоимость производства электроэнергии ВЭС и СЭС может снизиться до 59% в случае реализации благоприятных для отрасли сценариев [1, 2].
ВЭС, наряду с СЭС, сооружаются в более чем в 100 станах мира, а их мощность ежегодно возрастает значительными темпами. Мощность ВЭС с 2007 по 2016 гг. увеличилась в пять раз - до 466 ГВт.
В составе ВЭС используются ветроэлектроустановки (ВЭУ), конструкции которых включают в себя многочисленные новейшие достижения в большом перечне инженерных наук: аэродинамике, механике, электротехнике, машиностроении, химии, электронике, системах управления и коммуникации, метрологии.
КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВЕТРОЭЛЕКТРИЧЕСКИХ УСТАНОВОК
ВЭУ (Wind electrical plant) представляет комплекс взаимосвязанного оборудования и сооружений, предназначенный для преобразования энергии ветра в электрическую с помощью системы генерирования электроэнергии (Generator system), состоящей из электромашинного генератора и комплекса устройств (преобразователь, трансформатор, аккумулятор, аппаратура регулирования и т.д.) для подключения к потребителю со стандартными параметрами электроэнергии [3].
Большинство ВЭУ представляют собой горизонтально-осевые ветровые установки, содержащие ветротурбину (ВТ) с лопастями аэродинамического профиля, создающими вращающий момент. Лопасти характеризуются длиной и углом установки лопасти в (Pitch angle of the blade) - углом между хордой профиля лопасти и плоскостью или поверхностью вращения ВТ [3].
ВЭУ содержат две системы регулирования ВТ - систему ориентации по направлению ветра и систему регулирования мощности. Система ориентации представляет комплекс устройств горизонтально-осевой конструкции,
предназначенный для установки оси вращения ВТ в соответствии с направлением ветра в определенных пределахв каждый момент времени Система регулирования мощности ВТ - комплекс устройств, обеспечивающий регулирование в
требуемых пределах мощности, частоты вращения и момента ВТ при изменении скорости ветра в рабочем диапазоне [3].
Для регулирования мощности ВТ используются два способа регулирования: рйоЬ -регулирование и stall - регулирование. Для рйоЬ -регулирования применяются механизмы поворота лопастей ВТ. Основной частью этого устройства является система изменения угла установки лопастей ВТ. При stall - регулировании используется неподвижно закрепленная лопасть, аэродинамические свойства которой обеспечивают стабилизацию мощности при скоростяхветра выше номинальных [4].
ВТ мощных ВЭУ содержит обычно три лопасти и характеризуется диаметром окружности, описываемый наиболее удаленными от оси вращения ВТ лопастями длиной L и ометаемой площадью А с диаметром D, равным 2 L.
Важнейшими характеристиками ВТ являются аэродинамические характеристики -
безразмерныезависимости момента вращения вала турбины МВт, развиваемой мощности ВТ РВТ, коэффициента использования энергии ветра СР и других от частоты вращения вала ВТ ПВТ и от скорости ветра V (от быстроходности ВТ).
Быстроходность ВТ - (High-speed running factor) равняется отношению окружной скорости конца лопасти Vn к скорости ветра V [3,4].
z =
VQ lq. ВТ
V
V
(1)
Коэффициента использования энергии ветра СР равен отношению мощности ВТ РВТ к мощности набегающего ветрового потока Р0.
Ср =
р
вт
Рп
(2)
Теоретически максимальное значение коэффициента мощности СР определяется законом Бетца и равно 16/27 = 0,59 [4]. На практике ВТ в лучшем случае СР достигают значения 0,5. Значение коэффициента СР зависит от скорости ветра V, скорости вращения ПВТ и угла установки лопастей в и других параметров ВТ.
Величины 2, СР, в связаны между собой существенно нелинейной зависимостью, для которой отсутствует единое аналитическое выражение, что затрудняет создание и функционирование системы регулирования мощности ВТ. Для характеристики этой
зависимости на рис. 1 приведены графики изменения СР от величины 2 при различных значениях в [4, 5].
сР
...... j—> • я' .
/ ч "ТЧ " \ ч ч
\ ч\ \ \
N \ \ 4
\
1 \ I i м л 4 4 t 14 12 14 1« Ч
Рис. 1. Зависимость коэффициента мощности СР от параметра быстроходности 2 и угла установки лопасти в
Как видно из рис. 1, в пределах углов установки до 50 величина СР сохраняется постоянной (примерно 0,31), независимо от значений 2 и в. Поскольку начальный угол установки лопастей ВТ в не превышает 20 - 30, это значение СР = 0,31 обычно использется для расчета момента ВТ при скорости ветра ниже номинальной до скорости, соответствующей началу регулирования мощности.
При регулировании угла в нелинейно изменяются коэффициент тяговой силы лопасти Св и коэффициент подъемной силы С (рис. 2) [4-6]. Причем область практического использования регулирования угла в ограничена значениями в примерно в 160 При дальнейшем увеличении в нарушается аэродинамическая устойчивость ВТ.
Система генерирования электроэнергии ВЭУ с электрогенератором (ЭГ) любого типа характеризуется несколькими значениями скорости ветра [3]: минимальная скорость ветра, при которой ВТ начинает вращение без нагрузки; минимальная рабочая скорость ветра, при которой обеспечивается вращение ВТ с номинальной частотой ПВТ при нулевой производительности (холостой ход ЭГ); расчетная скорость ветра, при которой ВТ развивает номинальную мощность РВТ; максимальная рабочая скорость ветра, при которой расчетная прочность ВТ позволяет производить электроэнергию без повреждений.
При разработке систем регулирования ВЭУ скорость ветра V представляет собой независимую переменную, а параметры 2, СР, Св, Сь в являются регулируемыми параметрами.
= К
<г-
=
£ Г
- *
О
—
=: Б:
= о
г
о ЗЯ
3 £
С; =
"1 Е-= —
и
3 к
Рис. 2. Коэффициент силы тяги С^ коэффициент подъемной силы Сс, и отношение силы тяги к подъемной силе (ЬЮ), для различных значений угла атаки а, составляющего часть угла в
Для характеристики изменения скорости ветра V используются стандартно принятые значения [3, 4]: среднегодовая скорость ветра за год в конкретной местности, определяемая для заданной высоты над уровнем земной поверхности; повторяемость скоростей ветра в часах или процентах за год в конкретной местности, на определенной высоте Н относительно земной поверхности; распределение скоростей за определенный период времени,
аппроксимирующая статистические данные наблюдений; распределение скоростей ветра по Вейбуллу, наиболее часто используемая в ветроэнергетике; частота колебаний (порывов) и величины максимальной скорости ветра, находящиеся в определенной зависимости от средней скорости ветра.
ХАРАКТЕРИСТИКА ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕКТРОГЕНЕРАТОРА В СОСТАВЕ ВЕТРОЭЛЕКТРОУС ТАНОВКИ
При сооружении ВЭС для работы в стандартных трехфазных электросетях переменного тока (ЭС) с частотой 50 Гц, основное развитие получили ВЭУ с трехфазными ЭГ переменного тока [7 - 10].
Синхронные ЭГ редко используют в составе ВЭУ, поскольку в них частота переменного тока га = жестко связана с частотой вращения вала ЭГ, так называемой синхронной частотой О0 [8]:
О о =
2п-/
(3)
/ — частота переменного тока, Гц.
Для ВЭУ, по сравнению с турбогенераторами традиционных электростанций, трудно обеспечить точную стабилизацию частоты вращения ВТ - 0ВТ при случайном характере колебаний скорости ветра в той мере, чтобы обеспечивать стандартную частоту тока I- с необходимым допуском.
Применение синхронного ЭГ работающего с переменной частотой тока приводит к использованию полупроводниковые
преобразователя (ПП) для получения электроэнергии стандартной частоты и напряжения, выполненного на полную мощность ЭГ.
В настоящее время на большинстве ВЭУ применяются трехфазные асинхронные генераторы, поскольку они менее чувствительны к стабильности частоты вращения ЭГ 0ЭГ в пределах допустимых величин скольжения 8 [8].
Частота вращения асинхронного ЭГ - ОЭГ определяется соотношением (4)
Оэг = Оо [1 - (- 8)] = Оо (1 + 8), (4)
где: скольжение 8 равно:
5 =-
о □ эг )
□ л
(5)
где: р — число пар полюсов (конструктивный параметр ЭГ),
Скольжение 8 в генераторном режиме асинхронной машины является отрицательной величиной, так как генераторный режим возможен при частоте вращения вала ЭГ 0ЭГ > О0.
Конструкция трехфазных асинхронных ЭГ имеет несколько исполнений (рис. 3)
Рис. 3. Обозначение на схеме различных конструктивных исполнений трехфазных асинхронных генераторов: а) трехфазный генератор с короткозамкнутым ротором; б) трехфазный генератор с короткозамкнутым ротором и с устройством 1 для переключения числа пар полюсов обмотки статора; в) трехфазный генератор с фазным ротором, в цепи обмотки ротора которого включен ПП тока в составе: выпрямитель (В), инвертор (И), согласующий ТР
При применении в составе ВЭУ трехфазных асинхронных ЭГ с короткозамкнутым ротором (рис. 3,а) величина скольжения не регулируется. Номинальное скольжение 8НОМ составляет от (0,008) до (-0,01). Критическое значение скольжения 8 кр, при котором происходит отключение ЭГ от сети, не превышает (-0,015).
В отдельных случаях в ВЭУ используется ЭГ с переключением числа пар полюсов обмотки статора (рис. 3,б). Изменение числа пар полюсов р приводит к изменению синхронной частоты вращения согласно (3), что расширяет диапазон рабочих скоростей ветра.
В составе ВЭУ мощностью свыше 1 МВт в настоящее время используются трехфазные асинхронные ЭГ с фазным ротором - рис. 3,в, (асинхронные «генераторы двойного питания» по терминологии в европейских странах) [7—11]. За счет регулирования мощности ЭГ в цепи ротора с помощью ПП величина 8КР увеличивается (по модулю), что значительно расширяет диапазон работы ЭГ при изменении скорости ветра. При этом по цепи ротора ЭГ может сниматься до 100% мощности. Как видно из рис. 3,в, обмотка статора ЭГ подключается непосредственно к сети, а обмотка ротора соединяется с сетью через ПП и согласующий ТР. ПП содержит управляемый либо неуправляемый выпрямитель (В) и трехфазный инвертор (И), работающий на частоте сети. В составе ПП используются различные фильтры для получения заданных параметров напряжения и тока.
В таком ЭГ мощность генератора расщепляется на два потока - электромагнитная мощность РСТ, снимаемая в сеть с зажимов статорной обмотки, и мощность скольжения Р3, передаваемая в сеть с обмотки ротора через ПП. Величина мощности РСГ не зависит от частоты вращения вала ЭГ - ^ЭГ в пределах допустимых
значений скольжения. Величина мощности Р8 зависит от ^ЭГ, что позволяет регулировать за счет управления ПП величину скольжения 8 и, следовательно, частоту вращения ^ЭГ в широком диапазоне. ВТ при этом работает без регулирования угла в ВТ. Более широкий допустимый диапазон изменения скорости вращения вала ВТ при изменении скорости ветра, значительно снижает область регулирования углов р.
В отдельных случаях в составе ВЭУ применяются асинхронизированные ЭГ, индукторные ЭГ, а также ЭГ постоянного тока при малой мощности [8 — 10].
КИНЕМАТИЧЕСКАЯ СХЕМА ВЭУ И ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ
Кинематическая схема ВЭУ приведена на рис. 4. Поскольку ВТ является тихоходной турбиной с частотой вращения в пределах от 10 до 80 об/мин., а ЭГ, как правило, имеют значительно большую частоту вращения вала, в пределах от 750 до 3000 об/мин., между валами ВТ и ЭГ включается повышающий редуктор с передаточным отношением 1, максимальные значения которого превышают 100 [7].
ВТ, ЭГ, редуктор и аппаратура преобразования тока, управления и защиты размещаются в едином корпусе - гондоле, установленной на башне ВЭУ на высоте Н над поверхностью земли.
Срок службы ВЭУ составляет обычно не менее 15 — 20 лет, а их стоимость колеблется от 1200 до 2000 долларов США за 1 кВт проектной мощности.
Основные тенденции в развитии ВЭУ определяется соотношением (6) [7]:
рэл = 1 cppav ъпвтпр!эг,
(6)
где: СР - аэродинамический
коэффициент, р - плотность воздуха, А - площадь круга, ометаемого лопастями ВТ при вращении, V -скорость ветра, цВТ- КПД ВТ, цР - КПД редуктора, Пэг - КПД ЭГ.
Из приведенной формулы (6) следует, что для увеличения РВЭУ имеется несколько возможностей.
1. Увеличения площади А, равной:
А = пЬ2 = пБ2/4,
(7)
где: ротора ВТ.
Ь - длина лопасти ВТ, Б - диаметр
Реализация этой возможности привела к росту длины лопасти Ь за 30 лет от 3 м до 120 м.
2. Увеличение рабочей скорости ветра V, как в результате правильного выбора района сооружения ВЭС, так и за счет увеличения высоты Н башни ВЭУ, поскольку величина V растет с высотой башни согласно (8):
(н Л
Vн = Vo
н
(8)
где: УН - скорость ветра на высоте Н оси ротора ВТ; У0 - среднесуточная скорость ветра на высоте Н0 метеостанции; к - коэффициент Хеллмана, зависящий от характеристики поверхности ВЭС.
Значительно расширен диапазон рабочих скоростей ветра. Начальная скорость ВЭУ снизилась от 5 м/с до 2,5 - 3 м/с. Максимальная скорость возросла от 15 м/с до 25 м/с.
В настоящее время практически все выпускаемые ВЭУ имеют ВТ с тремя лопастями с горизонтальной осью вращения, но отличаются схемными решениями системы преобразования и генерирования электрической энергии. Параметры некоторых мощных ВЭУ приведены в табл.1 [7].
к
Чл £2вт Чред £2Эг 1эг
Рис. 4. Кинематическая схема ВЭУ: ВТ - ветротурбина, РВТ - выходная мощность ВТ, а - угол поворота лопастей ВТ к направлению скорости ветра, ЭГ - электрогенератор, РВЭУ - выходная электрическая мощность ВЭУ, иЛ - номинальное линейное напряжение ЭГ, йВТ- частота вращения вала ВТ, р/с;МВТ- момент на валу ВТ, Нм; ОЭГ- частота вращения вала ЭГ, р/с; МЭГ- момент на валу электрогенератора, Нм; цА - аэродинамический КПД ВТ; цРЕд- КПД редуктора; цЭГ -
КПД ЭГ
Таблица 1. Параметры некоторых мощных ветроэлектроустановок
Тип ВЭУ УЕ8ТА8 66/1,75МЖ ЕЫЕСОК Е-661/18,70 УЕ8ТА8 ^0-3,0 АЫ ВОЫШ 2,3 УШ82 МЕО Мюоп ММ 92/2750
Страна Дания Германия Дания Германия Германия
Номинальная мощность, МВт 1,75 1,80 3,0 2,30 2,75
Номинальная скорость ветра, м/с 15,0 12,0 15,0 15,0 14,0
Стартовая скорость ветра, м/с 4,0 2,5 4,0 3,0 4,0
Скорость отключения м/с 25,0 28 - 34 25,0 25,0 25,0
Высота башни, м 60 - 78 65 - 114 65 - 105 80 - 100 80 - 104
Диаметр ротора, м 66,0 70,0 90,0 82,4 92,0
Регулирование мощности рйоИ рйоИ ак^у- з1а11 рйоИ рйоИ
Поворот лопасти Поворот лопасти Поворот лопасти Лопасть неподвижна Поворот лопасти Поворот лопасти
Тип ЭГ Асинхронный с фазным ротором Синхронный Асинхронный с переключением полюсов 3/2 Асинхронный с фазным ротором Асинхронный с фазным ротором
ХАРАКТЕРИСТИКИ РЕГУЛИРОВАНИЯ
ВЭУ
Все ВЭУ имеют однотипную характеристику регулирования выходной электрической мощности РВЭУ от скорости ветра V- рис. 5.
-
0
1 ■
§ 0.5
.Е
§ а .6
т
з
£ О (
о
1'нон умап
Ско ростъ ветра,
Рис. 5. Однотипная характеристика регулирования мощности ВЭУ при изменении скорости ветра в относительных единицах Рвэу/Рвэу ном = ¡(V). VнАЧ -начальная скорость ветра, при которой включается ЭГ ВЭУ; VНОМ - расчетная скорость ветра, при которой ЭГ ВЭУ вырабатывает номинальную мощность РВЭУ ном; VМАКС - максимально допустимая скорость ветра, при которой производится выработка электроэнергии
Характеристика регулирования ВЭУ (рис. 5) состоит из двух различных участков. Первый участок переменной мощности ВЭУ от начальной УНАЧ до номинальной УНОМ скоростей ветра, при постоянном угле р. При относительно небольшой величине У <УНОМ величина СР на этом участке мало меняется (рис. 2), момент на валу ВТ растет практически пропорционально росту мощности, а частота вращения ВТ ^ Вт возрастает монотонно, значительно медленнее, чем растет момент ВТ. Участок представляет естественную
характеристику ВТ без регулирования угла установки лопастей р. На первом участке работает только система ориентации ВТ по направлению ветра.
Объектом регулирования в системе ориентации является поворотная гондола ВТ с большой постоянной времени - десятки секунд. Регулируемым параметром служит угол у между осью ВТ и направлением скорости ветра - рис. 4. В системе ориентации применяется
пропорциональный или пропорционально-интегральный регулятор. Исполнительными элементами служат электрические двигатели, обычно до 4. Поворот ВТ происходит в специальных скользящих кольцевых устройствах Датчиком регулируемого параметра является объединенный датчик скорости и направления ветра в составе ВТ.
Второй участок - участок регулирования мощности ВЭУ в диапазоне скоростей ветра от номинальной УНОМ до максимальной рабочей УМАКС - за счет системы регулирования мощности ВЭУ при использовании, как аэродинамических характеристик ВТ, так и характеристик ЭГ.
Изменение аэро динам ических хар актерис тик ВТ в случае системы «рйсЬ-регулирования» производится за счет автоматического регулирования угла р и сводится к изменению величины СР согласно (2) с изменением угла в [4].
Усредненная регулировочная характеристика СР = ДР) системы «рйсЬ - регулирования», полученная графически с использованием зависимостей на рис.1, представлена на рис. 6.
Рис. 6. Усредненная регулировочная характеристика СР = Г(Р) системы «рйсИ - регулирования»
Объектом регулирования являются лопасти ВТ с постоянной времени объекта до 10 секунд. Регулируемым параметром является угол установки Р и соответственно угол атаки а., составляющий часть угла р. В связи с нелинейным характером зависимости СР от Р, в системе применяется пропорционально - интегральный регулятор с небольшими коэффициентами
усиления и значительными постоянными интегрирования, иногда переменными в процессе регулирования [5]. Исполнительным элементом служит весьма сложный механизм («РйсЬ -регулятор» с электро- или гидроприводом). Поворот всех трех лопастей производится синхронно.
Датчиком регулируемого параметром служит функциональный преобразователь (ФП), формирующий заданное значения угла рЗАДпри измеренной скорости ветра. В ФП вычисляется отношение скоростей V! и УНом, что пропорционально увеличению мощности ВЭУ Р1 по отношению к РЮУ НОМ при измеренной скорости ветра V, и определяется необходимая величина Ср1
СРi = '
с
v3
рному ном v3
(9)
где: СР НОМ - исходное расчетное значение при в = 0 в номинальном режиме ВЭУ.
Заданное значение в зад устанавливается по регулировочной характеристике СР = ^ (в).
Как видно из рис. 2 максимальные значения угла в ограничены величиной примерно 160, что
соответствует снижению СР до 0,13. При таком ограничении для значений УМАКС = 25 м/с, величина УюМ составляет, с учетом нелинейных зависимостей 2, СР, в, от 14 до 16 м/с.
Повторение скоростей ветра в диапазоне 14 -16 м/с при среднегодовых скоростях ветра, характерных для большинства территорий, составляют набольшую долю от общего числа часов реализации скоростей ветра - табл. 2.
Выбор больших значений УюМ (табл. 2) приводит к неэффективному использованию установленной мощности ЭГ практически в большинстве часов повторения скоростей ветра. Вместе с малой величиной коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) ВЭУ в целом из-за случайного характера параметров ветра, такой выбор снижает показатели регулирования мощности за счет характеристик ВТ.
Кроме того, имеющийся опыт эксплуатации ВЭС [11], показывает низкую надежность механизмов в системе «рйсЬ - регулирования», на которую приходится до 70 % отказов оборудования ВЭУ. В современных мощных ВЭУ предпочтение отдается регулированию ЭГ - табл.1.
Таблица 2. Значения среднегодовых скоростей ветра и соответствующие значения скорости ветра от 14 до
25 м/с
Скорость ветра, V, м/с Среднегодовая скорость ветра, м/с
5 6 7 8 9 10 11
Количество часов и % в году для среднегодовых значений скоростей ветра из общего числа часов 8760 в диапазоне от 1 до 25 м/с
14 25/0,28% 98/1,12% 205/2,34% 311/3,55% 392/4,47% 444/5,07% 470/5,36%
15 11/0,12% 57/0,65% 141/1,60% 237/2,70% 321/3,66% 386/4,40% 421/4,80%
16 5/0,006% 32/0,35% 93/1,06% 175/2,0% 257/2,93% 324/3,70% 371/4,23%
17-25 3/0,03% 33/0,37% 146/1,67% 375/4,28% 712/8,12% 1005/11,47% 1512/17,26%
ХАРАКТЕРИСТИКИ РЕГУЛИРОВАНИЯ
ТРЕХФАЗНОГО АСИНХРОННОГО ГЕНЕРАТОРА С ФАЗНЫМ РОТОРОМ
На рис. 7 приведена подробная схема включения статорных и роторных обмоток трехфазного асинхронного ЭГ с фазным ротором и ПП в цепи роторной обмотки.
Обычно диапазон регулирования скольжения 8 составляет от 0 (холостой ход при включении ЭГ) до (- 1,0), а рабочая частота вращения ЭГ при этом изменяется от до 2 [8].
Рис. 7. Схема включения статорных и роторных обмоток трехфазного асинхронного генератора с фазным ротором и полупроводниковым преобразователем в цепи роторной обмотки
Такое расширение диапазона рабочей частоты вращения ЭГ значительно облегчает задачу регулирования частоты вращения ВТ при изменении скорости ветра, поскольку в диапазоне частоты вращения ЭГ, соответствующим значениям от О0 до 2 О0 ВЭУ работает без регулирования угла установки лопастей р за счет изменения характеристик ЭГ.
Например, в ВЭУ типа вашега (Испания) изменение частоты вращения ЭГ составляет от 1000 до 2000 об/мин. за счет регулирования ЭГ [7].
В составе ПП (рис. 7) применяются полностью управляемые полупроводниковые элементы -ЮБТ-модули. В зависимости от выбранного алгоритма управления используются две схемы:
- неуправляемый выпрямитель в цепи роторной обмотки ЭГ, инвертор, работающий на частоте сети с переменным углом регулирования Р, и согласующий ТР (ТР2, рис.11);
- управляемый выпрямитель в цепи роторной обмотки с переменным углом регулирования а, инвертор, работающий на частоте сети с практически постоянным углом регулирования Р, и согласующий ТР (ТР2, рис.7);
Для выпрямителя в схеме рис.9 соотношение между средним значением выходного напряжения постоянного тока иБ и действующим значением входного фазного напряжения роторной обмотки и2Фа, равно [12]:
Пв = 2,34 игф^а - АП(1В) - АП1С
, (10)
Для инвертора соотношение между средним значением входного напряжения постоянного тока ив и действующим значением выходного фазного напряжения и1Ф согласующего ТР равно:
ив = 2,34и1Грф • Сазр + АЦг(1и) + Аиювт, (11)
где: а - угол включения ЮБТ-модулей УВ; Р - угол включения ЮБТ-модулей И; у - угол коммутации ЮБТ-модулей; 1В - среднее значение постоянного тока; Диювг - падение напряжения на ЮБТ-модулях за счет процесса коммутации тока 1В.
При коммутации тока значения угла у сравнительно невелики из-за малой индуктивности цепи коммутации, поэтому для предварительных расчетов можно принимать величины Д и у (1В) = 0,
Диу(!и) = 0 . Величина ДиЮБТ для схемы ПП
составляет при номинальном токе 3... 4 В, поэтому величиной ДиЮБТ при средней реализуемой мощности можно пренебречь, приняв ДиюБТ = 0. Для учета потерь напряжения при работе УВ и И при последовательном преобразовании рода тока общую потерю напряжения по (10) и (11) можно принять равной 10%.
Учитывая изменение в достаточно широком диапазоне величины напряжения и2Ф31 в одной фазе роторной обмотки ЭГ, целесообразно использовать алгоритм регулирования угла а УВ с целью поддержания неизменной величины
выпрямленного напряжения иВ на выходе УВ при различных значениях ^ и Им®.
В этом случае при постоянной величине напряжения иВ величина Р угла регулирования режима работы и меняется незначительно, что предпочтительно с точки зрения высших гармоник составе выходного напряжения инвертора.
Увеличение угла а регулирования режима работы выпрямителя ведет к росту пульсаций напряжения иВ, для снижения которых применяется дроссель ДР (рис.7).
Значения а=0 будут соответствовать минимальному значению и2Ф81 при начальном значении скольжения ^ НАЧ, [8, 13].
Для оптимального выбора величины напряжения и2Ф0 роторной обмотки ЭГ, либо при использовании стандартных ЭГ, общая потеря напряжения при использовании ПП в цепи
ротора ЭГ компенсируется использованием согласующего ТР (ТР2 на рис.11). Выходное напряжение иФТР2 ТР2 принимается равным
стандартному напряжению сети аналогично напряжению ТР1 в цепи статорной обмотки ЭГ.
ХАРАКТЕРИСТИКИ СИСТЕМ РЕГУЛИРОВАНИЯ МОЩНЫХ ВЕТРОЭЛЕКТРОУС ТАНОВОК
На рис. 8 приведена блок-схема с обозначением датчиков и регуляторов в системах автоматического регулирования (САР) ВЭУ.
Рис. 8. Блок-схема использования датчиков и регуляторов в системах автоматического регулирования ВЭУ
В составе ВЭУ во всех случаяхрегулирования применяются датчики скорости и направления ветра V, входящие в состав гондолы или размещенные отдельно. Также присутствуют датчики частоты вращения вала ВТ и частоты вращения вала ЭГ ^ЭГ.
Датчики электрических параметров ЭГ зависят от типа ЭГ. При использовании синхронного ЭГ применяются датчики напряжения, силы тока и мощности статорной обмотки и обмотки возбуждения. Для асинхронного короткозамкнутого ЭГ необходимы датчики напряжения, силы тока и мощности статорной обмотки, а также датчик реактивной мощности или датчик Со 8 ф. В случае применения асинхронного ЭГ с фазным ротором датчики напряжения, силы тока и мощности статорной обмотки дополняются датчиками параметров роторной обмотки и величины скольжения.
Наличие тех или иных регуляторов режима работы ВЭУ зависит от состава оборудования и принятой системы регулирования мощности при изменении скорости ветра.
Наиболее часто в САР ВЭУ реализуются регуляторы типа [13]:
- пропорциональный У (1) = К 1 X (1);
- пропорционально-интегральный
£
у (X) = к1x (X) + к21/т11X (X)ж;
-пр опорционально -инте грально -дифференциальный
у (х) = К х (X)+к 21/ т
i
11X (X )Ж
+к т
^х(Х)
л
Широко распространены программные методы регулирования выходных величин У(1) по
временной программе, оптимизационные и самонастраивающиеся системы. Отображение всех регулируемых величин производится на экране монитора центрального компьютера.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Электронный ресурс: http://www.ruscable.ru/article/PerspektivY razvitiva mirovoj elektroenergetiki 1/ Перспективы развития мировой электроэнергетики до 2035 года.
2. Электронный ресурс. // http://www.ewa.org/051215 Grid report.pdf./Мировой опыт интеграции ветропарков значительной мощности в энергосистему.
3. ГОСТ Р 51237-98. Нетрадиционная энергетика - ветроэнергетика. Утвержден и введен в действие постановлением Госстандарта России от 25 декабря 1998 г. N 460 ст. - М.: Изд. стандартов, 1999. - 14 с.
4. Твайдел Дж., Уайлер А. Возобновляемые источники энергии.- М.: Энергоатомиздат, 1990.
5. Ескендир Ж.Б. Управление поворотом лопастей ветрогенератора переменной скорости с целью ограничения мощности и уменьшения динамических нагрузок // Современные научные исследования и инновации. 2013.- № 3 [Электронный ресурс]. URL: http ://web .snauka.ru/issues /2013/03/23161.
6. Дудников В.С. Поворот лопастей как элемент системы стабилизации частоты вращения ветроколес с горизонтальной осью вращения. / В.С. Дудников // Материалы четвертой международной конференции "Наука и образование 2001". Том 13, Технические науки. - Днепропетровск: Наука и образование, 2001. - С. 26-27.
7. Безруких П.П. Ветроэнергетика (справочное и методическое пособие). - М.: «Энергия», 2010. - 320 с.
8. Вольдек А.И. Электрические машины. Учебник для студентов высш. техн. учебн. заведений. - 3-е изд., перераб. - Л.: Энергия, 1978. - 832 с., ил.
9. Акулиничев Н.М., Сокут Л.Д. Типы электрических генераторов и схемные решения ветроэлектроустановок // «Экологическая, промышленная и энергетическая безопасность -2017»: материалы научно -практической конференции с международным участием, Севастополь 11-17 сентября 2017 г. / Севастополь: СевГУ, 2017 - 300 с., С. 40 - 47.
10. Неисчерпаемая энергия. КнЛ.Ветроэлектрогенераторы / В.С. Кривцов, А.М. Олейников, А.И. Яковлев.- Учебник-Харьков: Нац. аэрокосм. ун-т «Харьк. авиац. ин-т, Севастополь: Севаст. нац.техн.ун-т, 2003.- 400 с.
11.Бекиров Э.А., Даниленко А.И. Оценка показателей надежности эксплуатации ветроэлектрического оборудования промышленной ветровой электростанции // Материалы Третьего международного форума «Возобновляемая энергетика: пути повышения энергетической и экономической эффективности»/ - 17-19 ноября, Крым, г. Ялта, 2015. - С. 69-80.
12. Гельман М.В. Преобразовательная техника: учебное пособие / М.В. Гельман, М.М. Дудкин, К.А. Преображенский / Челябинск: Издательский центр: ЮУрГУ, 2009. - 425 с.
13. Иващенко Н.Н. Автоматическое регулирование. Теория и элементы системы. М.: «Машиностроение», 1973, 606 с.
REFERENCES
1. Electronic resource: http://www.ruscable.ru/article/Perspektivy_razvitiya_ mirovoj_elektroenergetiki_1 / world electric power industry development Prospects till 2035.
2. Electronic resource. // http://www.ewa.org/051215 Grid report.pdf./World experience of integration ofwind parks of considerable capacity into the power system.
3. GOST R 51237-98. Non-traditional energy-wind power. Approved and put into effect by the res olution of Go s s tandart of Rus sia from December 25, 1998 N 460 St. - M.: Izd. standards, 1999. - 14 p.
4. Tidel George., Wyler A. Renewable energy.-Moscow: Energoatomizdat, 1990.
5. Eskendir J. B. control of the rotation of the blades of the wind turbine variable speed to limit power and reduce dynamic loads // Modern scientific researches and innovations. 2013.- №3 [Electronic resource]. URL: http ://web. snauka.ru/is sues/2013/03/23161.
6. Dudnikov S. V. the rotation of the blades as part of the system of stabilisation of frequency of rotation of the propeller with a horizontal axis of rotation. / V. S. Dudnikov / / Proceedings of the fourth international conference " Science and education 2001". Volume 13, Technical Sciences. - Dnepropetrovsk: Science and education, 2001. - S. 26-27.
7. Bezrukikh p. P. Wind energy (reference and technical manual). - Moscow: "Energy", 2010. - 320 p.
8. Waldek A. I. of the Electric machine. A textbook for students in higher. tech. educational. institutions'. 3rd ed., pererab - - L.: Energy, 1978. -832 p., ill.
9. A] N.M. Sokut L. D. Types of electrical generators and circuits metroelektrotrans // "Environmental, industrial and energy security 2017": materials of scientific-practical conference with international participation, Sevastopol 11-17 September 2017 / Sebastopol: Sevgi, 2017 - 300 S. S. 40 - 47.
10. Inexhaustible energy. kN.1.Wind Power / Vs Krivtsov, Am Oleynikov, O. Yakovlev.- Textbook.-Kharkiv: National. aerospace. UN-t " Kharkov.
aviation. in-t, Sevastopol: Sevast. national.tech.UN-t, 2003.- 400 p.
11.Bekirov E. A., Danilenko A. I. estimation of indicators of reliability of operation of wind power equipment of industrial wind power plant / / Proceedings of the Third international forum "Renewable energy: ways to increase energy and economic efficiency" / - November 17-19, Crimea, Yalta, 2015. - P. 69-80.
12. Gelman M. V. Converter engineering: textbook / M. V. Gelman, M. Dudkin, K. A. Preobrazhensky / Chelyabinsk: Publishing center of Ural state University, 2009. - 425 p.
13. Ivashchenko N. H. Automatic adjustment. Theory and elements of the system. M.: "mechanical engineering", 1973, 606 p.
ANALYSIS OF SYSTEMS OF REGULATION OF POWERFUL WIND POWER PLANTS INSTALLATIONS CONNECTED TO A GENERAL ENERGY SYSTEM
Bekirov E.A, Sokut L.D., Murovskaya AS.
Summary In work the bases and prospects of development of systems ofregulation ofparametres ofpowerfUl wind power plants entering into structure ofthe wind-electric stations connected in the general power system are analyzed. The direction of development of control sy stems for wind power plants taking into account the growth of their power and application of various types of electric generators is considered
Keywords : wind power station, common electrical network, wind power plant, wind turbine, blade installation, electric generator.
