CC BY
86
ЭНЕРГЕТИКА И ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
DOI: 10.18721 /JEST.240302 УДК 621.31
А. Рамадан, В.В. Елистратов
Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого,
Санкт-Петербург, Россия
МОДЕЛИРОВАНИЕ И УПРАВЛЕНИЕ СЕТЕВОЙ ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ УСТАНОВКОЙ С АСИНХРОННЫМ ГЕНЕРАТОРОМ ДВОЙНОГО ПИТАНИЯ
Ветроэнергетические установки (ВЭУ) с асинхронным генератором двойного питания (АГДП) широко применяются в современной энергетической промышленности. АГДП — это асинхронный генератор с фазным ротором (АГФР), в котором в цепь ротора могут быть внедрены внешние устройства для того, чтобы обеспечить режим работы с переменной частотой вращения. Для анализа и исследования принципов и режимов работы сетевой ВЭУ с АГДП проведено компьютерное моделирование в среде MATLAB. Разработаны модели (подсистемы) всех электроэнергетических элементов ВЭУ с помощью готовых и созданных подсистем в среде MATLAB. Рассмотрены основные режимы работы сетевой ВЭУ с АГДП при изменении скорости ветра (сверхсинхронные и подсинхрон-ные режимы работы). Реализованы: ориентированное управление по вектору напряжения статора генератора для контроля силового преобразователя, подключённого к генератору; управление положением лопастей ветроколеса; синхронизация АГДП с сетью и ориентированное управление по вектору напряжения сети для контроля силового преобразователя, подключённого к сети. Результаты исследований показали, что рассмотренная ВЭУ с АГДП позволяет регулировать частоту вращения от 0,67 до 1,15 о.е. при изменении скольжения с подсинхронного режима (+0,33) до сверхсинхронного режима (—0,15). Таким образом, можно эффективно преобразовывать энергию ветра.
Ключевые слова: ВЭУ, асинхронный генератор двойного питания, режим работы, MATLAB, подсистема, модель, скорость ветра, управление, сверхсинхронной, подсинхронный.
Ссылка при цитировании:
А. Рамадан, В.В. Елистратов. Моделирование и управление сетевой ветроэнергетической установкой с асинхронным генератором двойного питания // Научно-технические ведомости СПбПУ. Естественные и инженерные науки. 2018. Т. 24. № 3. С. 22-37. DOI: 10.18721/JEST.240302.
A. Ramadan, V.V. Elistratov
Peter the Great St. Petersburg polytechnic university, St. Petersburg, Russia
MODELING AND CONTROL OF A GRID-CONNECTED WIND ENERGY CONVERSION SYSTEM WITH DOUBLY FED INDUCTION GENERATOR
The wind turbine with a doubly fed induction generator (DFIG) is widely used in the modern wind energy industry. DFIG is an asynchronous generator with a wounded rotor, in which the rotor circuit can be controlled by external devices to achieve variable speed operation. The study focused on simulation of a grid-
connected wind turbine with DFIG in MATLAB for analyzing and studying the principles and operation modes. Models (subsystems) of all electric power elements of a wind energy conversion system with DFIG were developed using ready and newly created subsystems in MATLAB. The main operating modes (super-synchronous and sub-synchronous modes) of a grid-connected wind turbine with DFIG were described when the wind speed changes. The stator voltage-oriented control (SVOC) was used to control the rotor-side converter, and voltage oriented control (VOC) was used to control the grid-side converter. In addition, pitch angle control and DFIG synchronization to the grid were implemented in the modeling. The results of the study showed that the given wind turbine with DFIG allows adjusting the rotational speed of the generator from (0.67 pu) to (1,15 pu) when the slip changes from the sub-synchronous mode (+0,33) to the super-synchronous mode (—0,15). Thus, wind energy is converted effectively.
Keywords: wind turbine, doubly fed induction generator, operation mode, MATLAB, subsystem, model, wind speed, control, supersynchronous, subsynchronous.
Citation:
A. Ramadan, V.V Elistratov, Modeling and control of a grid-connected wind energy conversion system with doubly fed induction generator, St. Petersburg polytechnic university journal of engineering science and technology, 24(03)(2018) 22-37, DOI: 10.18721/JEST.240302.
Введение
Последнее десятилетие мировая совокупная установленная мощность ветроэлектрических станций (ВЭС), или по европейской терминологии ветропарков, неуклонно растет [1]. В 2017 году глобальная установленная мощность ВЭУ составляла 514 ГВт, около 4 % всей электрической энергии в этом году было произведено на ВЭС [2]. Согласно прогнозу [2] глобальная установленная мощность ВЭС в 2019 году составит около 666 ГВт.
ВЭУ с АГДП широко применяется в современной энергетической промышленности. АГДП — это АГФР, в котором в цепь ротора генератора могут быть включены внешние устройства для того, чтобы добиться режима работы с переменной частотой вращения. Статор генератора соединен с сетью через трансформатор, а соединение ротора с сетью сделано через силовые преобразователи, гармонические фильтры и трансформатор. Номинальная мощность АГДП обычно находится в диапазоне от нескольких сотен киловатт до нескольких мегаватт. Статор генератора передает электроэнергию от ветроколеса (ВК) в сеть и, следовательно, поток электроэнергии является однонаправленным. Однако поток мощности в цепи ротора генератора является
двунаправленным в зависимости от условий эксплуатации (режима работы) [3]. Энергия может быть передана от ротора к сети либо обратно через силовой преобразователь со стороны генератора (СПг) и силовой преобразователь со стороны сети (СПс). Поэтому максимальная мощность ротора составляет приблизительно 30 % от номинальной мощности статора. Номинальная мощность СП значительно меньше по сравнению с ВЭУ с полномасштабным СП (полное преобразование мощности). При работе с переменной частотой вращения ВЭУ с АГДП может произвести больше энергии из ветра, чем ВЭУ с постоянной частотой вращения при скорости ветра ниже номинальной [4]. Стоимость СП и гармонических фильтров у АГДП ниже, чем у ВЭУ с полномасштабным СП. Потери мощности в преобразователях ВЭУ с АГДП также ниже, чем у ВЭУ с полномасштабным СП, что приводит к повышению общей эффективности преобразования ветровой энергии. Также такая система может обеспечивать требуемую реактивную мощность без устройства ее компенсации. Благодаря этим характеристикам ВЭУ с АГДП является одним из предпочитаемых вариантов на рынке мегаваттных ВЭУ [5]. Таким образом, имитационное моделирование сетевой ВЭУ с АГДП и исследование их режимов рабо-
ты при изменении скорости ветра представляет собой актуальную задачу.
В зависимости от угловой частоты вращения (скорости) ротора генератора есть два режима работы ВЭУ с АГДП [6]: 1) сверхсинхронный режим работы, в котором генератор работает на скорости выше синхронной юс; 2) подсинхрон-ный режим работы, в котором генератор работает на скорости ниже синхронной. Скольжение отрицательно в сверхсинхронном режиме работы и положительно в подсинхронном. На рис. 1 показан поток мощности в системе ВЭУ с АГДП [7]. В зависимости от режима работы (сверхсинхронный или подсинхронный) цепь ротора генератора может получать мощность от сети или передавать в неё. В режиме сверхсинхронной работы механическая мощность ВК (Двк) поступает в электрическую сеть через обе цепи — статор и ротор генератора. Мощность ротора генератора (Др) доставляется в сеть через силовые преобразователи цепи ротора генератора, а мощность
статора генератора (Дс) передается в сеть непосредственно. При пренебрежении потерями в генераторе и преобразователях мощность, подаваемая в сеть (Дсеть), равняется механической мощности ВК (Двк), как показано на рис. 1, а.
В режиме работы с подсинхронной скоростью (рис. 1, б) ротор генератора получает мощность из сети. Механическая мощность ВК (Двк) и мощность ротора генератора (Др) доставляются в сеть через цепь статора генератора. Хотя мощность статора генератора (Дс) в этом случае равняется сумме Двк и Др, но она не будет превышать номинальное значение, так как в режиме под-синхронной скорости механическая мощность ВК (Двк) ниже, чем в режиме сверхсинхронной скорости. Как и в предыдущем случае, при пренебрежении потерями общая мощность, подаваемая в сеть (Дсеть), равняется механической мощности ВК (Двк). И можно сказать, что Дс в режиме сверхсинхронной скорости больше, чем Дс в режиме подсинхронной скорости.
а) сверхсинхронный режим работы
б) подсинхронный режим работы
Рис. 1. Потоки мощности в системе ВЭУ с АГДП Fig. 1. The power flow in wind turbine system with DFIG
Целью данной работы является исследование режимов ВЭУ (сверхсинхронный и подсинхрон-ный) и оценка возможностей управления системой ВЭУ с АГДП в условиях переменной скорости ветра при оптимальной отдаче мощности в сеть. Поскольку в литературе отсутствуют пригодные для этого расчетные модели, то стояла задача создания полной симуляционной модели ВЭУ с АГДП, включающей все элементы установки сетевой ВЭУ с асинхронным генератором двойного питания (АГДП). В качестве наиболее подходящей системы моделирования можно выбрать среду MATLAB Simulink, содержащую ряд пригодных для решения данной задачи готовых блоков, а также располагающую возможностями создания, если потребуется, собственных блоков пользователя.
Исходные данные и методика разработки модели сетевой ВЭУ с АГДП в среде MATLAB
Программное обеспечение MATLAB представляет собой интерактивную среду программирования и язык программирования высокого уровня, разработанный компанией The MathWorks, позволяющие использовать блоки базовых математических функций для создания всех перечисленных систем. MATLAB представляет собой пакет прикладных программ для решения задач технических вычислений [8]. С помощью MATLAB Simulink можно из базовых функциональных блоков собрать модель сетевой ВЭУ с АГДП. Созданная модель сетевой ВЭУ с АГДП в MATLAB Simulink предназначена для исследования режимов работы при изменении скорости ветра. В нашей работе для описания вращающихся масс (ВК, редуктор, генератор) используется упрощенная одномассовая динамическая модель. Уравнение (1) описывает одно-массовую модель в относительных единицах [7]:
2J
dra,
эк dt
-= Мэмг - Мм
(1)
где Мм г — механический момент на валу ротора генератора, о.е. (Мм г < 0 в генераторном режиме работы); Мэм г — электромагнитный момент генератора, о.е; шм г — механическая угловая
частота вращения ротора генератора, о.е; Jэк — эквивалентная постоянная инерции вращающихся масс (ВК, редуктор, генератор); в рассматриваемом случае Jэк = 3 сек.
В расчетах приняты следующие допущения: угловая частота вращения ВК равна частоте генератора Им г в относительных единицах (юВК о.е = юм г о.е); следовательно, нет необходимости рассматривать передаточное число коробки передач (редуктора);
при пренебрежении механическими потерями механический момент ВК (Мвк) равен Мм г в относительных единицах. Поэтому в устойчивом состоянии можно принять Мэм г = Мвк.
Общая модель сетевой ВЭУ с АГДП в МЛТЬЛВ 81шиЦпк показана на рис. 2. Она состоит из нескольких готовых блоков (подсистем) из библиотеки МЛТЬЛВ 81шиИпк и дополнительно созданных подсистем. Готовые блоки (подсистемы): 1. Асинхронный генератор двойного питания (АГДП); это АГФР мощностью 1,5 МВт при напряжении 690 В. Его параметры, взятые из [7], следующие:
Номинальная мощность
генератора N нам....................... 1,5 МВт = 1 о.е.
Номинальное линейное напряжение статора
генератора ..............................................................690 В
Номинальное фазное напряжение статора генератора ...... 398,4 В = 1 о.е.
Номинальная частота............. 50 Гц = 1 о.е.
Номинальная скорость
вращения ротора генератора . 1750 об/мин = 1,15 о.е. Синхронная скорость вращения ........................................... 1500 об/мин = 1 о.е.
Номинальное скольжение..........—0,15
Количество пар полюсов ..............2
Сопротивление обмоток
статора Rc.................................2,65 мОм = 0,0084 о.е.
Сопротивление обмоток
ротора Rp.................................. 2,63 мОм = 0,0083 о.е.
Индуктивность рассеяния
обмоток статора Lk ................. 0,1687 мГн = 0,167 о.е.
Индуктивность рассеяния
обмоток ротора Lp .................. 0,1337 мГн = 0,1323 о.е.
Взаимная индуктивность
обмоток статора и ротора Lm .. 5,4749 мГн = 5,419 о.е.
Рис. 2. Общая модель системы сетевой ВЭУ с АГДП в MATLAB Simulink Fig. 2. The whole model of a grid-connected wind turbine with DFIG in MATLAB Simulink
Параметры статора генератора на блоке обозначаются прописными буквами (A, B, C), а параметры ротора генератора обозначаются строчными буквами (a, b, с). Генератор имеет входной параметр — механический момент на валу ротора генератора Мм г (о.е), определённый из блока ВК, и выходные параметры: фазные токи ротора генератора — 1рabc, о.е., фазные токи статора генератора — 1сabc, о.е., Юм г, о.е., Мэм г, о.е., механический угол ротора генератора 9р, рад.
2. Трансформатор 2,5 МВА напряжением 6,3 кВ/690 В для подключения генератора к сети.
3. Электрическая сеть мощностью 100 МВА при напряжении 6,3 кВ.
. 4. Трансформатор 500 кВА напряжением 690 В/250 В, используемый для согласования напряжения статора генератора с напряжением ротора генератора.
5. Выключатель для синхронизации АГДП с сетью, добавленный для подключения статора генератора к сети после достижения синхронизации.
6. Резисторы с сопротивлениями 100 Ом; через них перед подключением статора генератора к сети осуществляется синхронизация индуцированного напряжения статора с напряжением сети.
7. Ветроколесо ВК. Механический момент ВК — Мвк, Нм — определяется по формуле [9]
1
N
М = —вк
pFu3Cp (Z, Р) К изс (Z, р)
œ
ВК
ВК
œ
, (2)
ВК
где Дж — механическая мощность ветроколеса, Вт; р — плотность воздуха, которая в среднем равна 1,2 кг/м3; ¥ — ометаемая площадь ветроколеса, м2 , равная пЛ2; Я — длина лопасти, м; и — скорость ветра (осредненная по ометаемой площади ветроколеса), м/с; Ср — коэффициент использования энергии ветра ветроколесом, зависящий от угла атаки в и быстроходности ЯюВ
ветроколеса Z = -
ВК
u
(обычно 2 < Z < 13);
ювк — угловая частота вращения ветроколеса, рад/с; Кр — постоянная величина, равная -2 р¥.
0,4
0,3
0,2
0,1
0
Cp max ß = 0
/ / ß = 5°
/ ß = 10°
j/i ß = 20° ß = 15° \
✓ >Zmax ч A
0 2 4 6 8
Рис. 3. Коэффициент мощности Fig. 3. Power coefficient С in
Cp(Z, ß) в блоке ВК определяется по формуле [10]
Cp (z,ß)=c
^ =
Л
Л -С5
Л
- C3ß- c4
1
+c6 z , (3)
1
0,035 '
2 + 0,08р в3 +1 с = 0,5176, C2 = 116, cз = 0,4, C4 = 5, C5 = 21 и C6 = 0,0068. Коэффициент Ср(Д Р) рассчитывается по уравнению (3) при различных значениях в (рис. 3). Для принятого ветроколеса Cp тах = 0,48 при Zmax = 8,1 и в = 0о.
Входными параметрами для блока ВК являются скорость ветра u, м/с, угловая частота вращения ветроколеса Ювк = юм.г, о.е., угол атаки в, град, а на выходе — механический момент ВК Мвк = Мм г (о.е.).
В диалоговом окне блока ВК указываются последовательно следующие параметры:
номинальная механическая мощность ВК ном (в нашем случае ном = 1,5 МВт = 1 о.е.); номинальная мощность генератора N ном (в нашем случае N ном = 1,5 МВт = 1 о.е.);
среднее значение скорости ветра, преобладающей в данном регионе, — ^р (в нашем случае ^р = ином = 13 м/с);
максимальная мощность ВК при ир, о.е., (< 1) (в нашем случае К^ = ЖВКНоМ = 1 о.е.);
10 12 14 16 18 2 Ср при применении формулы (3) the application of formula (3)
ювк — угловая частота вращения ветроколеса, при котором достигается максимальная мощность ВК при Ucp (в нашем случае Km = ювк = Юм.г ном = 1,15 о.е.);
угол атаки р в градусах, используемый для определения характеристик ВК; р должен быть больше или равен нулю (в нашем случае р = 0°).
Характеристики ВК, использующего в модели сетевой ВЭУ с АГДП в MATLAB Simulink при р = 0° показаны на рис. 4. ВК при скорости ветра 13 м/с вырабатывает номинальную механическую мощность, равную 1,5 МВт.
8. Силовые преобразователи — СПс и СПг. Обычно блок СПс или СПг состоит из шести силовых ключей, соединенных по схеме трехфазного моста. Тип силовых ключей и конфигурация СП выбраны в диалоговом окне блока. В нашем случае используется тип преобразователя напряжения с функцией переключения. Это значит, что силовые ключи заменяются двумя источниками напряжения: одним на стороне переменного тока и вторым на стороне постоянного тока. Подобный мост использует такие же импульсы включения, как для других мостов с силовыми электронными ключами [11]. Импульсы включения, подаваемые на вход блоков СПс и СПг, принимаются от их подсистем управления.
9. Конденсатор между СПс и СПг: В нашем случае, емкость конденсатора равна 20 мФ.
с
p
Рис. 4. Характеристики ВК при р = 0° Fig. 4. Characteristics of wind wheel at р = 0°
10. Гармонические фильтры. Как хорошо известно, работа силовых преобразователей связана с генерацией высших гармоник. Для решения проблем, вызванных гармониками, в практических системах ВЭУ используются различные типы гармонических фильтров. ЬС-фильтр часто используется с СПг для уменьшения гармонического искажения тока и напряжения генератора, что приводит к уменьшению гармонических потерь в магнитном сердечнике обмотки генератора [7]. В нашем случае емкость конденсатора в ЬС-фильтре равна 0,1 мФ, а индуктивность — 0,2 мГн.
Созданные блоки (подсистемы):
1. Подсистема управления положением лопастей (углом Р). Реализует управление углом поворота лопасти для достижения номинального значения выработки при увеличении скорости ветра выше номинальной [9]. Входными параметрами являются Юм г (о.е) и номинальная механическая угловая частота вращения ротора генератора юм г ном = (1 — 5)юм г, о.е. В нашем случае 5 = —0,15; тогда шм г ном = 0,15 о.е. Выходным параметром является угол поворота лопасти р. Подсистема состоит из пропорционального регулятора (ПР) с ограничением уровня изменения
положения лопастей. Блок становится активным и Р начинает увеличиваться, когда мощность генератора начинает превышать номинальную мощность и, значит, юм г > юм г ном. Перед тем как начать работу АГДП, можно установить постоянный угол Р = 0°. Принято Pmax = 20°, а максимальная скорость изменения угла атаки составляет 4°/сек. Подсистема аэродинамического регулирования лопастей показана на рис. 5.
2. Подсистема управления силовым преобразователем генератора. В ветроэнергетических системах с АГДП статор генератора непосредственно подключен к сети, и его напряжение и частота могут считаться постоянными в нормальных условиях эксплуатации. Поэтому для АГДП удобно использовать ориентированное управление по вектору напряжения статора (stator voltage oriented control SVOC) [7]. Управление, ориентированное по вектору напряжения статора, осуществляется путем совмещения оси d синхронной системы отсчета с вектором напряжения статора (рис. 6). Соответственно амплитуды проекций напряжения статора на оси d и q определяются так:
Uqc = 0, Udc = Uc.
(4)
Юм г ном (о.е.)
Рис. 5. Подсистема аэродинамического регулирования лопастей Fig. 5. Subsystem of aerodynamic control for the blades
ось q
ось d
Юс
ротор
Рис. 6. Пространственно-векторная диаграмма АГДП Fig. 6. Spatial vector diagram of DFIG
Угол между вектором напряжения статора и ротором — угол скольжения, определяемый по формуле
Эск = вс - 0р, (5)
где 0с — угол вектора напряжения статора; 0р — угол положения ротор.
АГДП описывается системой уравнений в координатах d-q следующим образом [12]:
Uqc = Rciqc +
dWq, dt
-+Ю v dc ;
Udc = Rcidc + dVdc -®cV
dt
cTqc'
Vqc ={Lm + Llc ) iqc + Lmiqp = Lciqc + Lmiq
vdc = (Lm + Llc ) idc + Lmidp = = Lcidc + Lmidp;
Мэмг =Vdciqc Vqcidc ;
Qс = Uqc^dc Udc^qc '
qp
(6)
(7)
(8) (9)
(10) (11)
где Uqc, Udc, V ^ Vdc, Vдс — проекДии напряжения, тока и потокосцепления обмоток статора на оси d и q; Lc — собственная индуктивность обмоток статора; Qc — реактивная мощность статора; Юс — угловая синхронная часто -та вращения.
При ^ = 0, пренебрегая сопротивлением обмотки статора Яс = 0, которое обычно очень мало для большого АГДП [7], получаем = 0. Таким образом, из уравнения (9) следует, что
: Тт + Т1с : : (Ш
1йр- т 1йс~ т . (12)
И из уравнений (7), (10), (12) получаем
L
Мэмг = -Vqcd =--TUdi
L
dc Ыр'
(13)
Из приведенного уравнения следует, что электромагнитный момент генератора является функцией тока ротора и проекции напряжения статора на оси d.
При использовании опорного базисного электромагнитного момента генератора (Мэмг) опорный ток ротора на оси d определяется следующим образом:
d L U
Г
эм г
(14)
dc
Опорный электромагнитный момент генератора (Мэмг) определяется с помощью отслеживания максимальной точки мощности (МРРТ). На рис. 4 показана линия движения МРРТ, которая учитывает пропорциональ-
ность мощности ВЭУ третьей степени частоты вращения ветроколеса [13]:
(15)
Квк ~ ®ВК.
Тогда
.,2
ВК.
(16)
В нашем случае Мэм г = Мвк в устойчивом состоянии и Юм г = Ювк. Поэтому можно принять, что Мэмг ~ ю^г. Таким образом, опорный электромагнитный момент генератора Мэ*мг, о.е, можно определить так [7]:
МЭмг = Аюм г - в - СюМг, (17)
где А определяется параметрами, указанными в диалоговом окне ВК (в рассматриваемом случае А = 0,7), а В и С — коэффициенты потери (В = С = 0,01).
Из уравнения (11) следует, что
Ос
и.
dc
а из уравнений (18), (8), (7)
_п -_ + L i
Udc~ тт +LmiqP'
U
(18)
(19)
dc
Таким образом, опорная проекция тока ротора на ось q определяется так:
lqP l
dc +_Le Qe
Lm Udc
(20)
Уравнения (20), (14) показывают, что при заданном напряжении статора электромагнитный момент Мэм г, активная мощность N и реактивная мощность Qc статора управляются составляющими тока ротора по осям d, q. Таким образом, в ориентированном управлении по вектору напряжения статора параметры Мэм г, Nc и Qc регулируются силовым преобразователем генератора.
Для заданной реактивной мощности статора Qc = 0 ip рассчитывается с помощью уравнения (20); i*p и idp сравниваются с фактическими значениями, а погрешности учитываются в ПИ-регуляторах. Выходы ПИ-регуляторов (Uqp,Udp) служат опорной информацией для проекции напряжения ротора на оси d, q, которые преобразованы в опорные напряжения трех фаз ротора — (U*p, и*р ,UPp ).
Последние формируются с помощью широт-но-импульсной модуляции (ШИМ) и создают импульсы для СПг.
Подсистема управления силовым преобразователем генератора с использованием ориентированного управления по вектору напряжения статора показана на рис. 7. Входными параметрами являются /р. abc, о.е, Юм г, о.е, Цшина А, В и 0р, рад, выходными — импульсы для СПг.
Рис. 7. Подсистема управления силовым преобразователем генератора Fig. 7. Subsystem of generator power converter control
Рис. 8. Подсистема синхронизации АГДП с сетью Fig. 8. The subsystem of DFIG synchronization to the grid
3. Подсистема синхронизации АГДП с сетью. Для синхронизации добавлен выключатель, подключающий статор генератора к сети. Перед подключением статора к сети осуществляется синхронизация индуцированного напряжения статора с напряжением сети. Индуцированное напряжение через резисторы 100 Ом, подключенные к статору, представляется напряжением статора. Выключатель включается когда напряжение в сети и индуцированное напряжение статора будут близки по амплитуде, частоте и фазе. Принято, что разность напряжений должна быть не более 10 В, разность частот — не более 3 Гц; при малой разности фаз рассматриваемых напряжений выдается разрешение на включение выключателя [14]. Видно (рис. 12), что выключатель замыкается в момент t = 6 сек. Подсистема синхронизации АГДП с сетью показана на рис. 8. Входными параметрами являются напряжение статора и напряжение сети фазы А, выходным — стартовый сигнал выключателя.
4. Подсистема управления силовым преобразователем сети. Силовой преобразователь сети ориентированно управляется по вектору напряжения сети (voltage oriented control VOC) [15]. Управление СПс осуществляется путем поддер-
жания постоянного напряжения на конденсаторе при изменении количества вырабатываемой мощности. Схема подсистемы управления СПс изображена на рис. 9. Фактическое напряжение на конденсаторе ик сравнивается с опорной информацией о постоянном напряжении
Ц* _ 400 В. Погрешность, получаемая в результате сравнения, поступает в ПИД-регулятор напряжения. Выход ПИД-регулятора напряжения служит опорной составляющей для тока сети по оси d (/сеть ), согласованной с пространственным вектором напряжения сети, а опорная составляющая тока сети на ось q равняется нулю (1сеть д). Угол пространственного вектора напряжения сети, а также /с*еть d и /с*еть д преобразуются в опорное трехфазное значение тока сети /сеть. которое сравнивается с фактическим значением тока сети /сеть; получаемая погрешность поступает в трехфазный регулятор тока, выход которого формируется с помощью ШИМ; создаются импульсы для СПс. Входными параметрами подсистемы управления СПс являются:
Цеть, В; ик, В; иВ; /сеть, А; выходными параметрами — импульсы для СПс.
Рис. 9. Подсистема управления силовым преобразователем сети Fig. 9. Subsystem of grid power Converter control
Результаты моделирования и их обсуждение
В начале моделирования переключатель выключается, скорость ветра равна 11,6 м/с (скорость ветра, при которой генератор вращается с синхронной скоростью), ВК вращается и обеспечивает механический момент. Силовой преобразователь в цепи ротора активизируется. Напряжение постоянного тока регулируется с помощью СПс и фиксируется на значении 400 В. СПг обеспечивает ток возбуждения АГДП. В статоре генератора возбуждается трехфазное сбалансированное напряжение, которое использовано для синхронизации с сетью. Опорный механический момент АГДП равняется нулю, и тогда мощность, произведенная или полученная сетью, также равняется нулю.
Во время ускорения вращения ротора генератора, оба напряжения и частота статора регулируются путём СПг. Синхронизация достигается в случае, когда напряжение статора, частота и углы сдвига фаз совпадают с такими же параметрами, что и у сети. При достижении условий синхронизации переключатель включается (при t = 6 сек) и АГДП соединяется с сетью. Как только АГДП подключен к сети, опорный механический мо-
мент увеличивается от нуля до значения, генерируемого алгоритмом МРРТ в соответствии с выбранной скоростью ветра. Можно отметить следующие пункты при моделировании режимов работы ВЭУ:
1. При скорости ветра 11,6 м/с (рис. 10) и в соответствии с алгоритмом МРРТ угловая частота вращения генератора достигает синхронной частоты при t = 18 сек (юм г = = Юс = 1 о.е.) (рис. 11). Таким образом, мощность ротора генератора (Щ = 0) и мощность статора генератора в этом случае равняются общей мощности, подаваемой в сеть (N0 = Щсеть = 1 МВт) (рис. 12). Такой режим представляет собой синхронный режим работы АГДП.
2. При номинальной скорости ветра 13 м/с (рис. 10) и в соответствии с алгоритмом МРРТ угловая частота вращения генератора равняется номинальной при t = 30 сек (юм г = Юм г ном = 1,15 о.е.) (рис. 11). Таким образом, мощность ротора генератора N = 200 кВт (отрицательное значение на рисунке означает, что мощность подается в сеть) и мощность, подаваемая в сеть, в этом случае равняется сумме мощности статора и ротора генератора (Щсеть = N0 + N = 1,5 МВт) (см. рис. 12). Такой режим — сверхсинхронный режим работы АГДП.
Рис. 10. Скорость ветра Fig. 10. Wind speed
Угловая частота
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Г.сек
Рис. 11. Угловая частота вращения генератора Fig. 11. The angular rotation speed of the generator
wMr - «С
r — ши r H0H toM r — toc
Мощности, 105 Вт
-10
-15
i 1 Сверхсинтфгл|ь.тй p ^Подсинхронньп^
Переключатель' включается S 1 1 режим 1 l I i n-режим-
___L___________ vzz____________
'Vp 1
1 1 1 J
1 / i Ц 1 1
\ /~\
i i i i i Л / / 1 \ / i V/
5 10 15 20 25 30 35 40 45 t, сек
Рис. 12. Мощность статора, ротора генератора и сети Fig. 12. Stator, rotor and grid powers
Мощность статора, ротора генератора и сети при изменении скорости ветра и угловой частоты вращения генератора
Stator, rotor and grid powers when changing the wind speed and the angular rotation speed of the generator
Скорость ветра (м/с) Угловая частота вращения генератора Юм г, о.е. Скольжение s Мощность статора генератора Nc Мощность ротора генератора Np Мощность сети Nсеть
кВт о.е. кВт о.е. кВт о.е.
13 1,15 -0,15 1300 0,87 200 0,13 1500 1
11,6 1 0 1000 0,67 0 0 1000 0,67
10,2 0,9 0,1 824 0,55 -84 -0,056 740 0,49
9 0,8 0,2 630 0,42 -130 -0,086 500 0,33
7,4 0.67 0,33 435 0,289 -155 -0,103 280 0,186
Угол атаки, град
15 10
-1-1-1-i- ' 7Г '
/V
/ \
1 Л 1 1 1 1 / 1 1 \ 1
10 15 20 25 Рис. 13. Угол атаки Fig. 13. Pitch angle
30
35
40
45 £, сек
3. При скорости ветра 9 м/с (см. рис. 10) и в соответствии с алгоритмом МРРТ угловая частота вращения генератора меньше, чем синхронная при t =50 сек (юм г = 0,8 о.е. < юс) (см. рис. 11). Таким образом, мощность ротора генератора N = 130 кВт (положительное значение на рисунке означает, что мощность принимается от сети), и мощность, подаваемая в сеть, в этом случае равняется разности мощности статора генератора и мощности ротора (Асеть = = N - Ар = 0,5 МВт) (см. рис. 12). Такой режим — подсинхронный режим работы АГДП.
4. Потоки мощности, представленные в таблице, показывают, что мощности ротора и статора изменяются при изменении скольжения от подсинхронного режима работы до сверхсинхронного. В процессе изменения скорости ветра угловая частота вращения генератора должна изменяться, чтобы отслеживать максимальные точки мощности (МРРТ). Таким образом, скольжение 5 соотнесено со ско-
ростью ветра. В рассмотренном случае скольжение, равное —0,15, происходит при номинальной скорости ветра (13 м/с). В процессе падения скорости ветра скольжение должно увеличиться; в нашем случае оно имеет максимальное значение, равное 0,33. Таким образом, рассмотренная ВЭУ с АГДП позволяет регулировать частоту вращения шм г от 0,67 до 1,15 о.е. и эффективно преобразовывать энергию ветра.
5. При скорости ветра выше номинального значения (18 м/с) в момент t = 32 сек (см. рис. 10) происходит резкое увеличение мощности сверх номинального значения. Однако за счет включения системы управления положением лопастей (углом в) происходит регулирование угла атаки в диапазоне от 0 до 19 градусов (рис. 13).
6. Во всех случаях и режимах работы реактивная мощность сети равняется почти нулю (рис. 14), напряжение постоянного тока управляется с помощью СПс и фиксируется на значении 400 В (рис. 15).
Рис. 14. Активная и реактивная мощности сети Fig. 14. Active and reactive grid power
Рис. 15. Напряжение постоянного тока Fig. 15. DC link voltage
Заключение
В работе исследованы принципы и режимы работы сетевой ВЭУ с асинхронным генератором двойного питания. Проведено имитационное моделирование сетевой ВЭУ с АГДП в среде МАТЬАБ 81шиЦпк и исследованы сверхсинхронный и подсинхронный режимы ее работы при изменении скорости ветра. Для этого были разработаны модели (подсистемы) всех элементов системы с помощью готовых и дополнительно созданных подсистем. Использовано ориентированное управление по вектору на-
пряжения статора для управления силовым преобразователем генератора и ориентированное управление по вектору напряжения сети для управления силовым преобразователем сети. Компьютерное моделирование позволяет исследовать стационарные и динамические характеристики сетевой ВЭУ с АГДП. Результаты исследований показали, что при изменении скольжения от подсинхронного режима (+0,33) до сверхсинхронного режима (—0,15) рассмотренная ВЭУ с АГДП позволяет регулировать частоту вращения шм г от 0,67 до 1,15 о.е. и эффективно преобразовывать энергию ветра.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Елистратов В.В. Современное состояние и тренды развития ВИЭ в мире // Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология». 2017. № 01-03(213-215). С. 84-100.
2. International Renewable Energy Agency (IRENA) [Электронный ресурс] // URL: http://www.irena.org/DocumentDownloads/Publicatio ns/IRENA_Renewable_Energy_Statistics_2017.pdf (дата обращения: 01.02.2018).
3. Rekioua D. Wind Power Electric Systems: Modeling, Simulation and Control. Springer-Verlag London. 2014. 202 p.
4. Елистратов В.В. Возобновляемая энергетика. 3-е изд., доп. СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2016. 424 с.
5. Beainy A., Maatouk C., Moubayed N., Kaddah F.
Comparison of different types of generator for wind energy conversion system topologies // 3rd International Conference on Renewable Energies for Developing Countries (REDEC), Zouk Mosbeh. 2016. P. 1-6.
6. Котов А. А., Неустроев Н.И. Применение генератора двойного питания для ветроэнергетических установок малой, средней и большой мощности // Вестник ЮУрГУ. Серия «Энергетика». 2017. Т. 17. № 4. С. 80-89.
7. Wu B., Lang Y., Zargari N., Kouro S. Power Conversion and Control of Wind Energy Systems. Wiley-IEEE Press, 2011. 480 p.
8. Рамадан А., Денисов Р.С. Моделирование автономных энергокомплексов на основе ВИЭ для изолированных потребителей в среде MATLAB Simulink // Вестник аграрной науки Дона. 2017. Т. 3. № 39. С. 11-20.
9. Рамадан А., Елистратов В.В. Компьютерное моделирование сетевой ветроэнергетической установки с асинхронным генератором // Электричество. 2017. № 12. С. 4-11.
10. Bakouri A., Abbou A., Mahmoudi H., Elyaalaoui K. Direct torque control of a doubly fed induction generator of wind turbine for maximum power extraction // International Renewable and Sustainable Energy Conference (IRSEC). Ouarzazate, 2014. P. 334-339.
11. Singh M., Muljadi E., Jonkman J., Gevorgian V., Girsang I., Dhupia J. Simulation for wind turbine gen-erator-With FAST and MATLAB/simulink modules // National Renewable Energy Laboratory (NREL). 2014. 137 p.
12. Ben Amar A., Belkacem S., Mahni T. Direct torque control of a doubly fed induction generator // International Journal of Energetica (IJECA), ALGERA. 2017. Vol. 2. № 1. P. 11-14.
13. Yateendra M., Mishra S., Fangxing L., Zhao Y.D., Ramesh C.B. Small-Signal Stability Analysis of a DFIG-Based Wind Power System Under Different Modes of Operation // IEEE Transactions on energy conversion. 2009. Vol. 24, № 4. P. 972-982.
14. Sadara W., Neammanee B. Implementation of a Three Phase Grid Synchronization for Doubly-fed Induction Generators in Wind Energy System // International Conference on Electrical Engineering/Electronics Computer Telecommunications and Information Technology (ECTI-CON). 2010. P. 1016-1020.
15. Fletcher J., Yang J. Introduction to doubly-fed induction generator for wind power applications // In: Paths to Sustainable Energy. USA. NY. New York:InTech. 2010. P. 259-278.
СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ
РАМАДАН Амер — аспирант Санкт-Петербургского политехнического университета Петра Великого
E-mail: eng_amer@live.com
ЕЛИСТРАТОВ Виктор Васильевич — доктор технических наук профессор Санкт-Петербургского политехнического университета Петра Великого E-mail: elistratov@cef.spbstu.ru
Дата поступления статьи в редакцию: 22.05.2018
REFERENCES
[1] Elistratov V.V. Sovremennoye sostoyaniye i zhurnal «Alternativnaya energetika i ekologiya». 2017. trendy razvitiya VIE v mire. Mezhdunarodnyy nauchnyy № 01-03(213-215). S. 84—100. (rus.)
[2] International Renewable Energy Agency (IRENA) [Elektronnyy resurs]. URL: http://www.irena. org/DocumentDownloads/Publications/IRENA_Renewabl e_Energy_Statistics_2017.pdf (data obrashcheniya: 01.02.2018).
[3] Rekioua D. Wind Power Electric Systems: Modeling, Simulation and Control. Springer-Verlag. London. 2014. 202 p.
[4] Elistratov V.V. Vozobnovlyayemaya energetika. 3-ye izd., dop. SPb.: Izd-vo Politekhn. un-ta, 2016. 424 s. (rus.)
[5] Beainy A., Maatouk C., Moubayed N., Kaddah
F. Comparison of different types of generator for wind energy conversion system topologies. 3rd International Conference on Renewable Energies for Developing Countries (REDEC), Zouk Mosbeh. 2016. P. 1-6.
[6] Kotov A.A., Neustroyev N.I. Primeneniye generatora dvoynogo pitaniya dlya vetroenergeticheskikh ustanovok maloy, sredney i bolshoy moshchnosti. Vestnik YuUrGU. Seriya «Energetika». 2017. T. 17. № 4. S. 80-89. (rus.)
[7] Wu B., Lang Y., Zargari N., Kouro S. Power Conversion and Control of Wind Energy Systems. Wiley-IEEE Press. 2011. 480 p.
[8] Ramadan A., Denisov R.S. Modelirovaniye avtonomnykh energokompleksov na osnove VIE dlya izolirovannykh potrebiteley v srede MATLAB Simulink. Vestnik agrarnoy nauki Dona. 2017. T. 3. № 39. S. 11— 20. (rus.)
[9] Ramadan A., Yelistratov V.V. Kompyuternoye modelirovaniye setevoy vetroenergeticheskoy ustanovki
s asinkhronnym generatorom. Elektrichestvo. 2017. № 12. S. 4-11. (rus.)
[10]Bakouri A., Abbou A., Mahmoudi H., Elyaalaoui
K. Direct torque control of a doubly fed induction generator of wind turbine for maximum power extraction. International Renewable and Sustainable Energy Conference (IRSEC), Ouarzazate, 2014. P. 334-339.
[11] Singh M., Muljadi E., Jonkman J., Gevorgian V., Girsang I., Dhupia J. Simulation for wind turbine generator—With FAST and MATLAB/simulink modules. National Renewable Energy Laboratory (NREL). 2014. 137 p.
[12] Ben Amar A., Belkacem S., Mahni T. Direct torque control of a doubly fed induction generator. International Journal of Energetica (IJECA), ALGERA. 2017. Vol. 2. № 1. P. 11—14.
[13] Yateendra M., Mishra S., Fangxing L., Zhao Y.D., Ramesh C.B. Small-Signal Stability Analysis of a DFIG-Based Wind Power System Under Different Modes of Operation. IEEE Transactions on energy conversion. 2009. Vol. 24, № 4. P. 972—982.
[14] Sadara W., Neammanee B. Implementation of a Three Phase Grid Synchronization for Doubly-fed Induction Generators in Wind Energy System. International Conference on Electrical Engineering/Electronics Computer Telecommunications and Information Technology (ECTI-CON). 2010. P. 1016—1020.
[15] Fletcher J., Yang J. Introduction to doubly-fed induction generator for wind power applications. In: Paths to Sustainable Energy. USA. NY. New York: InTech. 2010. P. 259—278.
THE AUTHORS
RAMADAN Amer — Peter the Great St. Petersburg polytechnic university E-mail: eng_amer@live.com
ELISTRATOV Viktor V. — Peter the Great St. Petersburg polytechnic university E-mail: elistratov@cef.spbstu.ru
Received: 22.05.2018
© Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого, 2018
