О моделировании гидрогенератора с турбиной в Matlab/Simulink

Курир Валерий Иосипович

УДК 621.311.21 ББК 31.57

В.И. КУРИР

О МОДЕЛИРОВАНИИ ГИДРОГЕНЕРАТОРА С ТУРБИНОЙ В MATLAB/SIMULINK

Ключевые слова: гидрогенератор с турбиной, система автоматического управления скорости вращения турбины и система возбуждения генератора, моделирование рабочего режима гидроагрегата в MATLAB/SIMULINK.

Приведён обзор работ, посвященных численному анализу рабочего режима гидроагрегата ГЭС в MATLAB/SIMULINK. Показана эволюция моделей гидроагрегата для реализации их в MATLAB/SIMULINK. В статье эволюция представлена четырьмя разделами:!) классические модели; 2) оптимальное робастное управление турбиной и генератором; 3) адаптивное управление турбиной и генератором; 4) совместное адаптивное управление с привлечением нейросетевых методов и нечёткой логики. Наличие в MATLAB ряда специальных пакетов позволило исследователям оценить эффективность всех типов оптимального, адаптивного и цифрового управления турбиной и генератором, а также смоделировать любой тип аварии на ГЭС и энергосети, произвести анализ их последствий. На базе MATLAB/SIMULINK неоднократно смоделирована операция введения стабилизирующих звеньев и систем в контур управления всего гидроагрегата и энергетической системы. Эволюция пакета MATLAB, появление библиотеки OPC TOOLBOX MATLAB/SIMULINK создают условия подключения пакета к системе управления ГЭС. Основной вывод работы - пакет MATLAB/SIMULINK следует включить в ПО АСУТП ГЭС.

Необходимым условием для нормальной работы генератора с энергосетью является обеспечение устойчивости процессов производства, передачи, распределения электроэнергии. Работы над созданием достоверной модели функционирования генератора с сетью, позволяющей численно воссоздать особенности работы реального генератора с сетью, ведутся уже несколько десятилетий. Ввиду сложности моделей энергетических систем для их численного анализа принято использовать специализированные пакеты MATLAB, EUROSTAG, RTDS, MUSTANG и др. Они позволяют промоделировать устойчивые, неустойчивые режимы работы энергосистемы, численно описать предаварийное, аварийное состояние системы.

Ранее всех для решения данной задачи был привлечён пакет MATLAB [11-14]. Модели турбины, гидрогенератора, трансформаторов, потребителей электроэнергии в MATLAB представлены стандартными блоками, позволяющими провести их установку на электронном поле файла и сборку схемы энергосистемы с последующим решением собранной модели энергосистемы.

Дальнейшее уточнение указанных моделей проведено в работах [27, 28]. В [27] проведено введение в классическую модель ГЭС элемента уравнительной башни (между водохранилищем ГЭС и трубопроводом). В [28] характер течения в трубопроводе принят нестационарным, волновым. В [3] проведено моделирование в MATLAB гидротурбин с регуляторами частоты вращения и активной мощности. В [18] на линии вблизи к одной из нагрузок энергосети смоделировано КЗ и оценено влияние КЗ на энергосеть и процесс управления

турбиной и генератором. В [20] проведено сравнение работы ПИ- и ПИД-регуляторов в системе управления турбиной. В [6] предпринята попытка смоделировать аварию на СШ ГЭС. Модель гидроагрегата дополнена моделью системы возбуждения генератора и моделью электрической нагрузки. Модель регулятора скорости вращения турбины в пакете MATLAB подобрана аналогичной регулятору, применявшемуся на СШ ГЭС, а в модели турбины воспроизведены такие значения КПД турбины и колебания напора, которые предшествовали аварии.

В работах [8, 15, 16] получены параметры оптимального регулятора турбины с помощью методики аналитического конструирования оптимальных регуляторов. В модели создаваемой оптимальной системы управления турбиной [16] заранее введены дополнительные условия устойчивости работы системы управления. В [21] приведено построение робастного оптимального регулятора турбины, в котором использованы результаты исследований по нелинейной теории оптимального регулятора. В работе [1] параметры оптимального регулятора турбины определяются на основе принципа максимума.

В [4, 9, 10, 25] проведено определение параметров ПИД-регуляторов турбины с применением методов генетической оптимизации. В [17] приведён обзор работ, посвящённых рассматриваемой в статье тематике.

В работе [19] приведён алгоритм для нахождения параметров регулятора турбины, основанный на методе адаптивного робастного управления со сдвигом полюсов передаточной функции контура регулирования турбиной и генератором в зону устойчивости. В работе [23] построена система управления турбиной на базе теории управления динамическими объектами Model Predictive Control (MPC). При построении ПИ-регулятора турбины автор использует метод GPC - адаптивный метод с самонастройкой. Показано преимущество адаптивного регулятора в управлении турбиной по сравнению с классическим. В [26] представлена гибридная инструментальная среда для реализации адаптивного управления мощностью гидротурбин. Она состоит из нелинейной дискретной модели турбины и генератора в среде MATLAB, программируемого логического контроллера PLC-controller и оборудования для сбора данных. Динамическое поведение гидротурбины исследуется для всего диапазона изменения мощности. Обсуждаются результаты моделирования, полученные от адаптивных и традиционных ПИ-контроллеров. Они показывают преимущества предлагаемой адаптивной системы управления над классической.

В [2] рассматриваются проблемы современных систем управления электрогидравлическими преобразователями, использующихся для открытия направляющего аппарата гидроагрегатов с поворотно-лопастной турбиной Ка-плана. Предложена адаптивная система управления и диагностики для повышения качества работы системы открытия направляющего аппарата. Приведена самообучающаяся модель электрогидравлического преобразователя и алгоритм обучения. В [5] предложено управлять активной мощностью турбины Каплана и частотой электрического тока на шинах генератора с помощью

ПИ-регуляторов открытия направляющего аппарата и разворота лопастей рабочего колеса турбины. Параметры регуляторов оценивают в процессе управления с помощью принципа максимума с использованием нелинейной модели в пространстве состояний. Параметры модели определяют методом наименьших квадратов.

Также проведены работы по применению нечёткой логики и искусственных нейросетей для управления сетью Микро-ГЭС (Мини-ГЭС) [29, 33], работающих в автоматическом режиме. В состав систем управления с применением искусственных нейросетей входят, как правило, два элемента: Neuroidentifier и Adaptive Neurocontroller. При управлении с помощью нечёткой логики регулятор управления назван Fuzzy Logic Controller. Авторы [33] утверждают (по данным результатов расчётов), что симбиоз обеих систем управления удачен.

Авторами [20, 22] смоделирована операция введения стабилизирующих звеньев PSS в контур управления всего гидроагрегата и энергетической системы. Стабилизирующий элемент в [20] PSS Stabilizer подключён к выводам угловой частоты вращения турбины, активной мощности турбины, а также к обмотке возбуждения генератора. В схему введены также стабилизаторы энергосети Multi-Band Power System Stabilizer и Generic Power System Stabilizer. В [22] подключение звеньев PSS установлено на обмотке возбуждения генератора и на линии генератор - сеть. В обоих вариантах подтверждено значимое, демпфирующее действие стабилизирующих элементов на работу генератора и энергосети.

В [30-32] представлены результаты совместного применения цифровых и классических регуляторов скорости вращения турбины. Введение цифрового регулятора скорости вращения турбины не избавляет систему управления турбиной от новой проверки на устойчивость её работы. Совместная работа классических и цифровых регуляторов делает управление гидротурбиной, по мнению авторов, более гибким.

В [24] описано подключение PLC-контроллеров в систему управления гидроагрегатом, а также встраивание в систему управления ГЭС SCADA SYSTEM (АСУТП) программного обеспечения пакета MATLAB/SIMULINK.

Приведём в качестве примера расчёт модели генератора с турбиной, работающего на энергосеть (рис. 1, 2). Генератор выдаёт электроэнергию в сеть (13.8 кВ, 210 МВт). С помощью трансформатора напряжение сети повышается до 230 кВ. Через 10 с производится отключение одной из нагрузок. Наблюдаем рост величины тока в сети [7].

Преимущества пакета MATLAB над аналогичными пакетами заключается в следующем:

1. Пакет MATLAB позволяет проводить численный анализ моделей в пакетном режиме, используя скрипты - программы, написанные на языке MATLAB.

2. Пакет MATLAB позволяет проводить численное решение системы дифференциальных и алгебраических уравнений, не привлекая стандартные модели пакета MATLAB/SIMULINK.

<Stabi voltage vq (pu>> <Stator voltage vd (pu)> <Rot>r speed »in (pu}>

< Rotor speed deviation -3w (рь;>

m-»

| 075

-HI

a-

Excitation

13.Be3V ipu

-23.67deg.

Three-phase Transformer 210 ША 13.S kV/ 230 kV

Г1

Va Volts > pu

Three-Phase Bieeker

Рис. 1. Модель гидрогенератора, работающего на активную нагрузку

Рис. 2. Изменение величины тока в шинах гидрогенератора в связи с отключением части нагрузки потребителей

3. Пакет CONTROL SYSTEM TOOLBOX позволяет моделировать и проектировать системы автоматического управления как для непрерывных сигналов управления, так и для дискретных.

4. Пакет NONLINEAR CONTROL DESIGN BLOCKSET реализует метод динамической оптимизации параметров для исследуемых систем. Пакет автоматически настраивает параметры моделируемых систем, основываясь на определённых пользователем ограничениях на их временные характеристики.

5. Пакет MATLAB широко использует аппарат матричных вычислений, наиболее удобный при определении вектора собственных частот (eigenvector) энергетических (электрических) систем.

6. Библиотека OPC TOOLBOX MATLAB SIMULINK предоставляет набор интерфейсов для работы с OPC-серверами. Это позволяет подключить к MATLAB внешние аппаратные средства, обмениваться с ними данными, строить распределенные системы управления, расширять возможности средств проектирования систем управления, подключаться к АСУТП ГЭС.

Выводы. Пакет MATLAB/SIMULINK следует включить в ПО АСУТП ГЭС как обязательный его элемент по двум причинам:

1. Для проведения численного анализа и поиска оптимального режима работы САУ гидроагрегата и её подсистем, исследования зон устойчивости работы САУ, как инструмент предварительного анализа работы САУ при возможной модификации её элементов и подсистем со временем.

2. Для прогнозирования предаварийных ситуаций, возникающих на ГЭС и в энергетической сети, а также для координации действий энергетиков по устранению их последствий.

Литература

1. Башнин О.И. Управление мощностью гидравлической турбины // Гидротехника. XXI век. 2015. Т. 24, № 4. С. 32-41.

2. Браганец С.А. Разработка математической модели сервомотора направляющего гидроагрегата с поворотно-лопастной турбиной // Промышленные ФСУ и контроллеры. 2012. № 10. С. 10-13.

3. Булатов Ю.Н., Игнатьев И.В. Моделирование гидротурбин, автоматических регуляторов частоты и активной мощности в среде MATLAB // Системы. Методы. Технологии. 2009. № 4. С. 67-70.

4. Булатов Ю.Н. Моделирование автоматических регуляторов возбуждения генераторов электрических станций в среде MATLAB // Математическое моделирование, численные методы и комплексы программ: межвуз. тем. сб. тр. / СПбГАСУ. СПб., 2008. Вып. 14. С. 18-24.

5. Гольцов А.С., Гольцов С.А., Клименко А.В., Силаев А.А. Управление активной мощностью гидроагрегата ГЭС с поворотно-лопастной турбиной // Приборы и системы. Управление, контроль, диагностика. 2008. № 11. С. 1-4.

6. Леонов Г.А., Андриевский Б.Р., Кузнецов Н.В., Юлдашев М.В., Юлдашев Р.В. Математическое моделирование переходных процессов гидроагрегата Саяно-Шушенской ГЭС // Дифференциальные уравнения и процессы управления. 2018. № 4. С. 80-105.

7. Черных И.В. Моделирование электротехнических устройств в MATLAB.SimPower-Systems и Simulink. М.: ДМК Пресс, 2012. 288 с.

8. Arnautovic D.B., Skataric D.M. Suboptimal Design of Hydro turbine Governors. IEEE Transactions on Energy Conversion, 1991, vol. 6, no. 3, pp. 438-444.

9. Chu Zhang, Tian Peng, Chaoshun Li, Wenlong Fu, Xin Xia, Xiaoming Xue. Multiobjective Optimization of Fractioned - Order PID-Controller for Pumped Turbine Governing System Using an Improved NSGA-III Algorithm under Multiworking Conditions. Complexity, 2019, vol. 2019, Article ID 5826873, 18 p.

10. Chuanwen Jiang, Yuchao Ma, and Cengmin Wang. PID controller parameters optimization of hydro-turbine governing systems using deterministic - chaotic - mutation evolutionary programming (DCMEP). Energy Conversion and Management, 2006, vol. 47, no. 9-10, pp. 1222-1230.

11. IEEE committee report, Dynamics models for steam and hydro turbines in power system studies. IEEE Transactions on Power Systems, 1973, vol. 7, no. 6, pp. 1904-1915.

12. IEEE Working Group on Prime Mover and Energy Supply Models for System Dynamic Performance Studies, Hydraulic Turbine and Turbine Control Models for Dynamic Studies. IEEE Transactions on Power Systems, 1992, vol. 7, no. 1, pp. 167-179.

13. IEEE 421.5-1992 Recommended practice for excitation system models for power system stability studies. IEEE Power Engineering Society, New York, USA, 1992, 56 p.

14. IEEE 421.5-2005 Recommended practice for excitation system models for power system stability studies. IEEE Power Engineering Society, New York, USA, 2006, 95 p.

15. Jin Jiang. Design of an Optimal Robust Governor for Hydraulic Turbine Generating Units. IEEE Transactions on Energy Conversion, 1995, vol. 10, no. 1, pp. 188-194.

16. Kishor N., Saini R.L., Singh S.P. Optimal Pole Shift Control in Application to a Hydro Power Plant. Journal of Electrical Engineering, 2005, vol. 56, no. 11-12, pp. 290-297.

17. Kishor N., Saini R.P., Singh S.P. A review on hydropower plant models and control. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2007, vol. 11, pp. 776-796.

18. Lone R.A., Ganie Z.A. Modeling and Fault Analysis of Canal Type Small Hydro Power Plant. International Journal of Computational Engineering Research, 2013, vol. 3, no. 6, pp. 60-67.

19. Malik O.P., Zeng Y. Design of a Robust Adaptive Controller for a Water Turbine Governing System. IEEE Transactions on Energy Conversion, 1995, vol. 10, no. 2, pp. 354-359.

20. Margonis P. Modelling and Optimization of a Hydroelectric Power Plant for a National Grid Power System Supple. Master Thesis, Technical University of Greece, March 2017, 178 p.

21. Mei Sheng Wei, Gui Xiao Yang, Shen Chen, Lu Qiang. Dynamic Extending Nonlinear H™ Control and its application to hydraulic turbine governor. Science in China Series E: Technological Sciences, 2007, vol. 50, no. 5, pp. 618-635.

22. Morab A.N., Jinde S.P., Narra J., Kokane O. Comparative Study of Synchronous Machine Model 1.0 and Model 1.1 in Transient Stability Studies with and without PSS. International Journal of Engineering Research & Tecnology, 2015, vol. 4, no. 5, pp. 300-306.

23. Munoz-Hernandez G.A. Application of Model Based predictive Control to a Pumped Storage Hydroelectric Plant. Doctor Thesis, University of Wales, 2005, 139 p.

24. Nasstrom J. State of the Art Development Platform for Hydropower Turbine Governors. Master Thesis, University of Umea, Sweden, 2017, 56 p.

25. Razmjooy N., Khalilpour M. Optimum Control of Hydro Turbine Connected to the Equivalent Network for Damping Frequency Oscillation Using Invasive Weed Optimization (IWO) Algorithm. International Research Journal of Applied and Basic Sciences, 2015, vol. 9, no. 7, pp. 1204-1211.

26. Ruzhekov G., Slavov Ts., Puleva T. Modeling and Implementation of Hydro Turbine Power Adaptive Control based on gain scheduling technique. Proc. of 16th Int. Conf. on Intelligent System Applications to Power Systems, 25 - 28 Sept. 2011 Greece, Hersonissos, pp. 229-234.

27. Sharma J.D., Kumar A. Development and Implementation of Non - Linear Hydro Turbine Model with Elastic Effect and Surge Tank. International Journal of Electrical and Electronics Research, 2019, vol. 2, no. 4, pp. 234-243.

28. Souza O.H. Jr., Barbieri N., Santos A.H.M. Study of hydraulic transients in hydropower plants through simulation of nonlinear model of penstock and hydraulic turbine model. IEEE Transactions on Power Systems, 1999, vol. 14, no. 4, pp. 1269-1273.

29. Theophilus E.C., Eneh I.I. Improving the Stability of Hydro Power Generator Using Neuro-Fuzzy Techniques. International Journal of Advancements in Research & Technology, 2016, vol. 5, no. 6, pp. 113-124.

30. Tripathy S.C. Digital Governor for Use Computer Control of Generating Unit. Energy Conversion and Management, 1998, vol. 39, no. 10, pp. 973-983.

31. Vinatoru M. Monitoring and Control of Hydro Power Plant. Proc. of IFAC Workshop ICPS'07 July 09-11, 2007, Cluj-Napoca, Romania, pp. 44-55.

32. Zhaohui Li, Luqing Ye, Shouping Wei, Malik O.P., Hope G.S., Hancock G.C. Fault Tolerance Aspects of Highly Reliable Microprocessor-based Water Turbine Governor. IEEE Transactions on Energy Conversion, 1992, vol. 7, no. 1, pp. 1-7.

33. Zhihuai Xiao, SuiliMeng, Na Lu, Malik O.P. One-Step-Ahead Predictive Control for Hydroturbine Governor. Mathematical Problems in Engineering, 2015, vol. 2015, Article ID 382954, 10 p.

КУРИР ВАЛЕРИЙ ИОСИПОВИЧ - кандидат технических наук, старший преподаватель кафедры электрооборудования, Казанский национальный исследовательский технический университет КНИТУ - КАИ имени А.Н Туполева, Россия, Казань (kurir_valerian@mail.ru).

V. KURIR

ON MODELING HYDROGENERATOR WITH TURBINE IN MATLAB/SIMULINK Key words: hydrogenerator with turbine, automatic control systems for rotation speed of turbine and generator excitation system, simulation of operating mode for hydraulic unit using MATLAB/SIMULINK.

The author gives an overview of the works devoted to the numerical analysis of hydraulic unit operating mode for hydropower plant (HPP) in MATLAB/SMULINK. The article shows the evolution of hydraulic unit models for their implementation in MATLAB/SIMULINK. The evolution is presented in four sections: 1) classical models; 2) optimal robust turbine and generator control; 3) adaptive turbine and generator control; 4) joint adaptive control involving neural network methods and fuzzy logic. The presence of a number of special packages in MATLAB allowed researchers to evaluate the effectiveness of all types in optimal, adaptive and digital turbine and generator control, as well as to simulate any type of accident at the hydropower plant and power grid, to analyze their consequences. On the basis of MATLAB/SIMULINK, the operation to introduce stabilizing links and systems into the control loop of the whole hydraulic unit and power system is repeatedly modeled. The evolution of the MATLAB package, the appearance of the OPC TOOLBOX MATLAB/SIMULINK library create conditions for connecting the package to the HPP control system. The author comes to conclusion that MATLAB/SIMULINK package should be included into APCS of HPP.

References

1. Bashnin O.I. Upravleniye moshchnost'yu gidravlicheskoy turbiny [Hydraulic turbine power control]. Gidrotekhnika. XXIvek [Hydrotechnical. XXI Century], 2015, vol. 24, no. 4, pp. 32-41.

2. Braganets S.A. Razrabotka matematicheskoy modeli servomotora napravlyayushchego gidroagregata s povorotno-lopastnoy turbinoy [Development of a mathematical model of a servomotor of a hydraulic unit with a rotary vane turbine. Promyshlennyye FSU i kontrollery [Industrial FSU and controllers], 2012, no. 10, pp. 10-13.

3. Bulatov Yu.N., Ignat'yev I.V. Modelirovaniye gidroturbin, avtomaticheskikh regulyatorov chastoty i aktivnoy moshchnosti v srede MATLAB [Modeling of hydro turbines, automatic frequency controllers and active power in the MATLAB environment]. Sistemy. Metody. Tekhnologii [Systems. Methods. Technology], 2009, no. 4, pp. 67-70.

4. Bulatov Yu. N. Modelirovaniye avtomaticheskikh regulyatorov vozbuzhdeniya generatorov elektricheskikh stantsiy v srede MATLAB [Simulation of automatic excitation regulators of power station generators in MATLAB environment]. Matematicheskoye modelirovaniye, chislennyye metody i kompleksy programm: mezhvuz. temat. sbornik tr. Vyp. 14 [Mathematical modeling, numerical methods and program complexes: Interuniversity Thematic Collection of papers, issue 14]. St. Petersburg, 2008, pp. 18-24.

5. Gol'tsov A.S., Gol'tsov S.A., Klimenko A.V., Silayev A.A. Upravleniye aktivnoy moshchnost'yu gidroagregata GES s povorotno-lopastnoy turbinoy [Control of the active power of a hydroelectric unit of a hydroelectric station with a rotary vane turbine]. Pribory i sistemy. Upravleniye, kontrol', diagnostika [Instruments and systems. Management, monitoring, diagnostics], 2008, no. 11, pp. 1-4.

6. Leonov G.A., Andriyevskiy B.R., Kuznetsov N.V., Yuldashev M.V., Yuldashev R.V. Mate-maticheskoye modelirovaniye perekhodnykh protsessov gidroagregata Sayano-Shushenskoy GES [Mathematical modeling of transients of the hydraulic unit of the Sayano-Shushenskaya HPP]. Differentsial'nyye uravneniya iprotsessy upravleniya [Differential Equations and Control Processes], 2018, no. 4, pp. 80-105.

7. Chernykh I.V. Modelirovaniye elektrotekhnicheskikh ustroystv v MATLAB.SimPowerSy-stems i Simulink [Modeling of electrical devices in MATLAB.SimPowerSystems and Simulink]. Moscow, DMK Press Publ., 2012, 288 p.