CC BY
19
более 50 Омм:... для защиты от вредного влияния переменного тока».
Этот пункт — весьма спорный, так как находится в некотором противоречии с рядом нормативных документов, например с DIN 57150/VDE 01550 (пункт4.4.2.5), в котором утверждается неприменимость гальванических анодов для защиты от коррозии, вызываемой постоянными блуждающими токами от рельсового транспорта.
В статье проведен краткий анализ и классификация методов защиты от коррозии, вызываемой переменными блуждающими токами на П М С, расположенных в грунте. Кроме того, критически рассмотрены критерии эффективности антикоррозионных мероприятий при защите от переменных блуждающих токов, которые приведены в ГОСТ 9.602-2005. Произведена классификация
и рассмотрение методов защиты от коррозии постоянными блуждающими токами. На основании этого можно сделать следующие выводы:
ГОСТ 9.602—2005 использует только часть из существующего арсенала методов защиты от коррозии переменными блуждающими токами;
выполнение критериев эффективности защиты от коррозии переменными блуждающими токами, рассмотренными в ГОСТ 9.602-2005, в реальности не гарантирует эффективность защиты;
ГОСТ 9.602—2005 не стимулирует повышение технико-экономической эффективности собственно антикоррозионных мероприятий, в том числе и мероприятий по защите от коррозии переменными блуждающими токами, что подтверждается отсутствием в нем соответствующего пункта, который существовал в более ранних изданиях данного нормативного документа.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Baeckmann, W. Messtechnik beim kathodischen Korrosionsschutz [Tckct] / W. von Baeckmann und 7,— Expert Verlag, Germani.— 1992,— S. 9.
2. Bette, U. Taschenbuch fur den kathodischen Korrosionsschutz |Tckct| / U. Bette, W. Vesper.— Essen: Vulkan-Verl"., 2005,- S. 188.
3. Buchler, M. Die Auswirkung des kathodischen Schutzniveaus [Tckct] / M. Buchler, C.-H. Voute, H.-G. Schoneich // 3R lnternazional.— 2008. N° 6,—
S. 344-349.
4. Bette, U. Ergebnisse von Eaboruntersuchungen zur Wechselstromkorrosion [Текст] / U. Bette, C. Dornemann // 3R lnternazional.— 2008,— N° 11. S. 641— 645.
5. ГОСТ 9.602-2005. Единая система защиты от коррозии и старения; Сооружения подземные; Общие требования к защите от коррозии [Текст].— М.: Стандартинформ, 2006.
УДК 681.518
Т.У. Еникеев, В.Н. Ефанов
КООРДИНИРУЮЩЕЕ УПРАВЛЕНИЕ РАБОТОЙ ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК В СОСТАВЕ ЛОКАЛЬНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ
Проблема широкого использования локальных энергетических систем (ЛЭС) приобрела в последнее время особую актуальность в силу объективных причин, главная из которых — рост рисков нарушения бесперебойности и достаточности энергообеспечения в связи с объявленной реформой энергетики и техническим состояни-
ем ее основных фондов. На фоне начавшегося экономического роста потребители электроэнергии вполне естественно озаботились задачей минимизации этих рисков из соображений сохранения устойчивости производства. Их волнует будущее изменение тарифов, а также надежность и устойчивость электроснабжения.
Другой важный стимул развития ЛЭС — наличие огромных не охваченных электрическими сетями и удаленных от крупных электростанций территорий (2/3 территории России, 20 миллионов человек, 40 тысяч поселков). По оценкам экспертов, ЛЭС дают около 10 % генерации в стране сегодня и более 20 % — в перспективе (до 50 000 МВт по установленной мощности).
Особая роль отводится ЛЭС на базе возобновляемых источников энергии, в частности — использующих энергию ветра. Энергия ветра — одна из самых значительных по экономическому потенциалу, который сегодня можно освоить уже имеющимися установками. Для России это составляет около 260 млрд кВт-ч/год, т. е. 30 % от производства электроэнергии всеми электростанциями. Основываясь на ускоренном темпе роста ветроэнергетики в последнее десятилетие, Всемирная ветроэнергетическая ассоциация (\VWEA) прогнозирует дальнейшее возрастание роли энергии ветра в мировой энергетике: к концу 2020 года в мире будет не менее 1 900 000 МВт установленных ветроэнергетических мощностей.
В статье рассматривается задача оперативного управления режимами работы ЛЭС на базе ветроэнергетических установок (ВЭУ), которое имеет цель обеспечить бесперебойное и надежное энергоснабжение.
Следуя общепринятой терминологии под локальной энергетической системой мы будем понимать совокупность электростанций мощностью до 30 М Вт с агрегатами единичной мощностью до 10 МВт, которые соединены между собой электрическими сетями, охватывающими территорию конкретного потребителя, группы потребителей, населенного пункта, района, административно-территориальной единицы, и связаны общими режимами непрерывных производственных процессов получения, преобразования, передачи и распределения электрической энергии, что позволяет осуществлять централизованное управление такой системой.
Объединение отдельных объектов электроэнергетики в локальную энергосистему обеспечивает целый ряд преимуществ:
существенное снижение стоимости электроэнергии, поскольку суммарные затраты на выработку электроэнергии в системе значительно ниже по сравнению с индивидуальным электроснабжением каждого потребителя в силу эффекта перераспределения нагрузки между различны-
ми электростанциями и уменьшения суммарной максимальной нагрузки, что позволяет снизить необходимый общий резерв мощности;
повышение надежности электроснабжения и снижение потерь электроэнергии благодаря максимальному приближению энергоисточников к потребителю и вследствие резервирования энергоснабжения;
возможность предотвращения аварийных режимов за счет реконфигурации электрической схемы и изменения состава включенных в работу элементов;
высокая устойчивость к различного рода возмущениям в смежных зонах благодаря их независимости друг от друга.
Вместе с тем построение электроэнергетических систем требует решения целого ряда научных и технических проблем, среди которых приоритетное место занимает задача оперативного (в реальном масштабе времени) автоматического управления режимами энергосистемы. Дело в том, что в силу сравнительно малой энергоемкости локальных энергосистем на режимы их функционирования существенно влияют изменения потребляемой мощности. Ктомуже отличительным свойством ВЭУ является нестабильность выходной мощности, связанная с непостоянством характеристик ветра как энергоносителя. В связи с этим ВЭУ используются совместно с другими источниками энергии (дизель-генератор, газотурбинная установка, солнечные модули, микро-ГЭС ит. п.), которые компенсируют дефицит электроэнергии в безветренную погоду. Таким образом, ЛЭС на базе ВЭУ содержит разнородные генерирующие элементы — собственно ВЭУ (или группа ВЭУ) и балансировочный узел. В этих условиях для надежного энергоснабжения потребителей необходимо обеспечить оперативное управление режимами работы ЛЭС за счет гибкого перераспределения активной и реактивной мощности в зависимости от конкретной складывающейся ситуации — изменения нагрузки или параметров ветра и соответствующего изменения выходных мощностей ВЭУ.
Цели оперативного управления достигаются за счет коррекции параметров текущего режима при отклонении реальных условий производства, распределения и потребления электроэнергии от расчетных. Подобная коррекция требует решать две взаимосвязанные задачи:
автоматическое регулирование частоты и активной мощности;
автоматическое регулирование напряжения и реактивной мощности.
Решение этих задач возлагается на систему автом атического управле ния параметрам и Л Э С, которая реализуется на двух уровнях (рис. 1). На нижнем уровне происходит автоматическое регулирование частоты (АРЧ) и напряжения (АРН) [1]. Для этого используются первичные регуляторы ВЭУ, объединенные в многосвязные системы первичного регулирования частоты и напряжения (МСПРЧН). Нормированная частота напряжения в сети поддерживается за счет изменения мощности ВЭУ и балансировочного узла, следовательно, при ее регулировании производится перераспределение нагрузки между этими энергоустановками. Первичное регулирование частоты осуществляется регулятором частоты вращения роторов ВЭУ и электрогенератора балансировочного узла, что соответствует саморегулированию мощности в зависимости
от частоты сети. Однако, хотя саморегулирование обеспечивает баланс активной мощности в системе, частота сети в процессе регулирования может отклониться от номинальной. В этом случае осуществляется вторичное регулирование частоты. Регулирование напряжения в сети направлено на то, чтобы отклонения напряжения у потребителей были ограничены допустимыми пределами, при которых обеспечивается надежная работа электроприборов. Первичное регулирование напряжения достигается воздействием на якорные обмотки или обмотки возбуждения электрогенераторов.
На верхнем уровне происходит так называемое групповое регулирование активной и реактивной мощности (ГРАМ и ГРРМ), цель которого — согласовать режим работы отдельных ВЭУ для обеспечения требуемого качества генерируемой энергии [2].
Программы управления для ГРАМ и ГРРМ формируются в системе оперативного управления (СОУ) и реализуются в системе координи-
Электрическая сеть
Л',
К
Рис. 1. Функциональная схема системы оперативного управления ЛЭС
на базе ВЭУ
рующего управления активной и реактивной мощностью (СКУАРМ). В свою очередь СКУ-АРМ формирует уставки по частоте и напряжению, gk| и gk2. Эти уставки задают законы управления частотой и напряжением (у^., и ук2) на выходе каждой энергетической установки, перераспределяя нагрузку таким образом, чтобы обеспечить частоту сети на заданном уровне, а также перераспределяя реактивную мощность между элементами энергосистемы исходя из условия минимизации потерь активной мощности в сети.
В связи с наличием балансировочного узла состав управляющих воздействий будет различаться: для балансировочного узла — это расход топлива и напряжение на обмотке возбуждения турбогенератора, С^ и ¿7в0; для ВЭУ — угол установки лопастей и напряжение в системе возбуждения, Рд. и 1/вк. Параметры сети определяются комплексными активными и реактивными нагрузками N |.....Nr
Математическая модель нижнего уровня управления может быть представлена в виде двух групп уравнений. Первая группа уравнений описывает процессы в узлах электрической сети, к каждому из которых подключается определенная совокупность ветрогенераторов и нагрузка:
Лгш =Ат9т + ВН1Лп, + Он,Лф,; (1) Др, = СН1ДШ,
у,
где = [Д5;- Д/й- ] — вектор отклонений величин скольжения ротора генератора и тока обмотки возбуждения; Ди>,-=[Др,- — вектор отклонений управляющих воздействий — угла установки лопастей ВЭУ и напряжения на
обмотке возбуждения; Дф,-=[Д5л Д5,-]Г —вектор отклонения абсолютных углов, определяющих положение ротора генератора и вектора напряжения в узле относительно некоторой оси, вращающейся синхронно с угловой скоростью
юс; Др,- = [[ Д и^ — вектор отклонений частоты и величины индуцируемой в якорной обмотке ЭДС; ЛПг В/1г СПг От — конструктивные характеристики узлов сети.
Сюда же относятся уравнения, описывающие системы первичного регулирования частоты и напряжения:
MPi =Av,; AWj = TjApi +GjAvi.
Д
состояния /-го регулятора; Л у,- = Л^,. - Лр,- — вектор рассогласований задающих воздействий и управляемых переменных; 7}, С, — конструктивные характеристики /-го регулятора.
Вторая группа уравнений устанавливает взаимосвязь между электроэнергетическими параметрами отдельных узлов в соответствии с топологией линий электропередачи:
ЛФ/ 2 Z Р»ЛР/ ^ 2 Ё L; AP;-
(3)
J 2 1
Матрицы , Ь,- описывают связи между узлами внутри электрической сети, отображая взаимное влияние узлов, а также влияние линий передачи.
Объединяя (1) и (2), с учетом (3) получаем систему уравнений для нижнего уровня управления ЛЭС:
y(t) = Cx(t),
(4)
где х{1) = [[т,..ДНп,&р{,..Дрп] — обобщенный вектор переменных состояния нижнего уровня управления; Аи В| — матрицы, соответствующие непрерывной модели нижнего уровня управления.
А,=
АЯ-ВЯССя+D^FC^
В/Д
-С
я
В, =
B//G I
C^LC^O],
Ап = block diag{A/y/}; В/у = block diag{B/y/}; С/у= block diag {C/y/}; D/y = block diag {D/y/}; T/y= block diag {T/y/}; G¡f= block diag {G/y/}—
блочно-диагональные матрицы; F = fF;;l ,
L 'J Jnxn
L = [L,-] — блочные матрицы.
Решение задачи координирующего управления в полном объеме представляется возможным только в рамках цифровой системы, способной в реальном масштабе времени обрабатывать большие массивы информации. Для этого необ-
ходимо перейти от непрерывной модели нижнего уровня управления в форме (4) к его цифровой форме записи:
у(к) = Сх(к), (5)
где А2 и В2 — числовые матрицы цифровой модели, однозначно соответствующие (для выбранного времени дискретизации Т0 ) матрицам А| и В | непрерывной модели; С —числовая матрица наблюдения, одинаковая для обеих моделей [3].
На систему координирующего управления, которая выполняет функции группового регулирования активной и реактивной мощностью, возлагается задача согласования электромеханических процессов во всех частях энергосистемы исходя из требования обеспечения расчетного режима ее работы при одновременном поддержании в заданных пределах требуемых значений основных параметров. Считаем, что расчетный режим задается вектором переменных у*(к). Условия согласования отдельных подсистем Л ЭС предусматривают, что вектор переменных состояния энергосистемы принадлежит к области, удовлетворяющей следующему соотношению:
Сх*(£) = У *(*)• <6)
Случай, когда х(к)ех*(к), означает, что в системе протекают согласованные процессы, обеспечивающие требуемые значения обобщенных координат. Если же х(к) <£х*(к), то в силу (6) глобальная цель не достигается, и в системе протекают несогласованные процессы, требующие их координации. Расстояние в дискретном пространстве между фактическими х(к) и желаемыми х*(к ) значениями переменных состояния определяется минимальной длиной вектора рассогласования
р(к) = х\к)-х(к). (7)
Из выражений (6) и (7) следует, что для вектора рассогласования р(к) справедлива система уравнений
р(£) = Сг(сСг)"'(/(£)-Сх(£)), (9)
имеющее наименьшую длину среди всех векторов р(&), приносящих минимум величине
Координирующее управление g(k) будем искать исходя из условия минимизации ожидаемого расстояния между желаемыми и текущими состояниями энергосистемы, т. е. р(£ +1) = х*(к, + 1) --х(к +1) ^ 0 • Подставляя выражение х(к +1) из (2) в формулу (7), для р(& + 1) получаем
р(£ + 1) = сг(ссг)~'х
х (у\к +1) - СА2х(А:) - СВ2£(*)) = 0,
то есть
Ср(*) = Сх*(*)-Сх(*),
Срк) = у\к)-Сх{к).
(8)
Так как матрица С не квадратная, то для системы (8) может быть найдено нормальное псевдорешение
или
сг(ссг)~ СВ2£(к) =
■■ Ст (ССт (.у*(к +1) - СА2х(А:)).
Отсюда находим
£(*) = -(св2)г(св2(св2)Т X
х ^СА2х(&)-.у*(к + 1)). (10)
В системе (5), замкнутой координирующим управлением (10), достигается полное согласование динамических процессов для всех генерирующих и потребляющих элементов ЛЭС. Это выражается в обеспечении движения вектора обобщенных выходных координат у(0 системы по желаемой траектории у*^), формируемой временной последовательностью расчетных значений [4]. В самом деле, подставляя (10) в систему (5), получаем
у(к + 1) = Сх( к + 1) = С[А2х( к) + В2£( Л)] =
= СА2Х(А:) + СВ2Х -(СВ2) (сВ2(СВ2))-1(СА2х(Л))-/(Л+1)
Поскольку СВ2 (СВ2 у (СВ2 (СВ2 у ) = I , где I — единичная матрица, то
у(к + 1) = СА2х(к) - СА2х(к) + у*{к + Х) = = У *(*+1),
т. е. в результате применения координирующего управления выходная координата системы соответствует желаемой.
Эффективность предложенной процедуры координированного управления продемонстрируем на примере кольцевой ЛЭС, включающей шесть нагрузочных узлов и три генераторных; ее схема замещения представлена на рис. 2.
Здесь — величины нагрузок: 5И, = 0,5 М ВА, S„2= 0,4 MBA, 5II3= 0,4 MBA, SH4= 0,3 MBA, ^,5= 0,25 MBA, 5II6 = 0,4 MBA. Суммарная нагрузка составляет 2,25 M ВА. — параметры ли-
Таблица 1
Результаты моделирования работы ЛЭС без применения координирующего управления
Мощность балансировочного узла 5, Мощность ветроустановки 1 Мощность ветроустановки 2 V Суммарная генерируемая мощность, МВА Суммарные потери мощности в системе, МВА Отклонение баланса мощности в системе, МВА
0,43 0,7 1,2 2,33 0,08 0
0,4838 0,688 1,188684 2,36052 0,0792 0,03128
0,5154 0,676 1,177368 2,36874 0,0785 0,04027
0,5279 0,664 1,166052 2,35797 0,0777 0,03026
0,5405 0,652 1,154736 2,3472 0,0769 0,02025
0,573 0,64 1,14342 2,35643 0,0762 0,03024
0,6055 0,628 1,132104 2,36565 0,0754 0,04023
0,6292 0,616 1,120788 2,36598 0,0747 0,041321
0,6506 0,604 1,109472 2,36411 0,0739 0,040211
0,6752 0,592 1,098156 2,36533 0,0731 0,042201
0,6857 0,58 1,08684 2,35256 0,0724 0,030191
0,7133 0,568 1,075524 2,35679 0,0716 0,035181
0,7329 0,556 1,064208 2,35311 0,0708 0,032271
Таблица 2
Результаты моделирования работы ЛЭС с применением координирующего управления
Мощность балансировочного узла St Мощность ветроустановки 1 V °юу] Мощность ветроустановки 2 Суммарная генерируемая мощность, МВА Суммарные потери мощности в системе, МВА Отклонение баланса мощности в системе, МВА
0,43 0,7 1,2 2,33 0,08 0
0,453 0,688 1,189 2,33 0,0792 0,000763
0,475 0,676 1,177 2,328 0,0785 -0,00047
Рис. 2. Схема замещения кольцевой линии электропередачи
ний электропередачи, соответствующие линиям 6 кВ длиной от 1 до 5 км; Sr — мощность дизель-генератора (балансировочныйузел), чья максимальная мощность 4 МВА; 5ВЭУ1 и 5Вэу2 — ветроэнергетические установки максимальной мощностью 1,5 МВА каждая.
Окончание табл. 2
Мощность балансировочного узла 5, Мощность ветроустановки 1 Мощность ветроустановки 2 V июу2 Суммарная генерируемая мощность, МВА Суммарные потери мощности в системе, МВА Отклонение баланса мощности в системе, МВА
0,498 0,664 1,166 2,328 0,0777 0,000289
0,52 0,652 1,155 2,327 0,0769 0
0,543 0,64 1,143 2,326 0,0762 -0,00018
0,565 0,628 1,132 2,325 0,0754 -0,00042
0,588 0,616 1,121 2,325 0,0747 0,000341
0,61 0,604 1,109 2,323 0,0739 -0,0009
0,633 0,592 1,098 2,323 0,0731 -0,00013
0,656 0,58 1,087 2,323 0,0724 0,00063
0,678 0,568 1,076 2,322 0,0716 0,000393
0,701 0,556 1,064 2,321 0,0708 0,000156
0,723 0,544 1,053 2,32 0,0701 0
Результаты моделирования для режимов работы ЛЭС без координирующего управления и с координирующим управлением приведены соответственно в табл. 1 и 2. В качестве количественного параметра оценки качества регулирования использована величина небаланса полной
мощности, желаемое значение которого равно нулю [5]. Исследования показали, что система с координированным управлением позволяет обеспечить наилучшие характеристики баланса мощности и соответственно наилучшие электрические параметры в составе системы.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Холмский, В.Г. Расчет и оптимизация режимов электрических сетей [Текст] / В.Г. Холмс-кий,— М.: Высшая школа, 1975.
2. Беркович, М.А. Основы автоматики энергосистем [Текст] / М.А. Беркович, Н.А. Комаров, В.А. Семенов,— М.: Энергоатомиздат, 1981.
3. Бойчук, Л.М. Синтез координирующих
систем автоматического управления [Текст] / Л.М. Бойчук,— М.: Энергоатомиздат, 1991.
4. Васильев В.И. Многоуровневое управление динамическими объектами |Текст| / В.И. Васильев, Ю.М. Гусев, В.Н. Ефанов,— М.: Наука, 1987.
5. Идельчик, В.И. Электрические системы и сети / В.И. Идельчик,— М.: Энергоатомиздат, 1989.
УДК621.31 3.333
А.Н. Беляев, А.А. Смирнов, C.B. Смоловик
ИССЛЕДОВАНИЕ ПУСКОВЫХ РЕЖИМОВ АСИНХРОННЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ РАБОТЫ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ С ГАЗОПОРШНЕВЫМИ АГРЕГАТАМИ СОИЗМЕРИМОЙ МОЩНОСТИ
В статье рассматриваются вопросы, связанные с прямыми и плавными пусками асинхронных двигателей (4300 кВт) в автономной электроэнергетической системе (ЭЭС), которая содержит газопоршневые агрегаты и генераторы, соизме-
римые с двигателями по мощности, и осуществляет электроснабжение нефтеперекачивающей станции (НПС).
В системах, где мощности отдельных нагрузок соизмеримы с мощностью генераторов,
