CC BY
41Статья поступила в редакцию 18.05.11. Ред. рег. № 1000 The article has entered in publishing office 18.05.11. Ed. reg. No. 1000
УДК 621.22.018.1.004.15
ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МАЛЫХ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ПУТЕМ ПРИМЕНЕНИЯ ПЕРЕМЕННОЙ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ ГИДРОАГРЕГАТОВ
П. Ф. Васько
Институт возобновляемой энергетики НАНУ 02094 Украина, Киев, ул. Красногвардейская, д. 20А Тел./факс +38-044-537-26-57, e-mail: renewable@ukr.net
Заключение совета рецензентов: 08.06.11 Заключение совета экспертов: 18.06.11 Принято к публикации: 23.06.11
Разработаны основные положения расчета коэффициента полезного действия гидротурбины для произвольных значений расходов воды и частоты вращения с использованием сплайн-аппроксимации квазистационарных гидромеханических характеристик. Предложены структуры построения автоматизированных систем управления малыми ГЭС.
Ключевые слова: энергетическая эффективность, малые гидроэлектростанции, переменная частота, вращение гидроагрегатов.
INCREASING POWER EFFICIENCY OF SMALL HYDRO-POWER PLANT BY IMPLEMENTING VARIABLE ROTATION FREQUENCY OF HYDRAULIC UNITS
P.F. Vasko
Institute of Renewable Energy, National Ukrainian Academy of Science 20А Krasnogvardejska, 02094, Kyev-94, Ukraine Phone/fax: +38-044-537-26-57, e-mail: renewable@ukr.net
Referred: 08.06.11 Expertise: 18.06.11 Accepted: 23.06.11
The main positions of calculation of efficiency of the water-wheel for any values of the consumptions of a water and rotation frequency with use of spline-approximation quasistationary hydromechanical characteristics are developed. Structures to build automated control systems for small hydro-power plant (HPP) have been suggested.
Keywords: energy efficiency, small hydro power stations, variable frequency, rotation of hydraulic units.
Гидроэнергетический потенциал малых рек Украины
На территории Украины находится около 63 тысяч малых рек и водотоков общей длиной 135 тысяч километров [1]. Закон Украины от 20.02.2003 г. № 555-1У «Об альтернативных источниках энергии» предоставляет новые возможности для вовлечения в топливно-энергетический баланс страны гидроэнергетического потенциала малых рек, для которых характерны следующие преимущества по сравнению с другими возобновляемыми источниками [2, 3]:
- большие имеющиеся объемы реконструкции и строительства малых ГЭС;
- значительный срок службы и высокая надежность эксплуатации;
- низкие амортизационные расходы;
- возможность полной автоматизации процесса эксплуатации;
- высокий коэффициент использования установленной мощности;
- высокая маневренность и коэффициент готовности;
- значительная предсказуемость и обеспеченность режимов работы;
- минимальное воздействие на окружающую среду;
- высокая устойчивость к стихийным явлениям (ураганам, сильным морозам, снегопадам);
- минимальное воздействие на ландшафт и незначительное отчуждение земельных участков;
- дополнительные возможности для ведения рыбного хозяйства, орошения, водоснабжения, защиты территорий от паводков.
В Украине, по состоянию на 2008 г., находится в эксплуатации 82 малые гидроэлектростанции (МГЭС) мощностью около 100 МВт, которые производят ежегодно 300-390 млн кВтч электроэнергии в зависимости от водности сезона. В то же время около 31 МВт мощностей малых гидроэлектростанций, которые ранее эксплуатировались, непригодны для дальнейшего использования. Для части из них уже истек срок «консервации», они находятся в состоянии разукомплектации и
требуют реконструкции, остальные станции заброшены и требуют восстановления. За последние годы реконструированы и введены в эксплуатацию 12 малых ГЭС [4], кроме этого, сооружены 11 микроГЭС.
Потенциальные возможности малой гидроэнергетики в Украине на ближайшую перспективу оцениваются, согласно проекту Энергетической стратегии на период до 2030 г., следующим составляющим и показателями [5-7]:
- реконструкция и восстановление малых ГЭС общей мощностью 135 МВт с годовым объемом производства электроэнергии 440 млн кВтч;
- строительство новых малых ГЭС на реке Тиса и ее притоках общей мощностью 400 МВт (1410 млн кВтч/год);
- строительство новых малых ГЭС на р. Днестр и ее притоках общей мощностью 560 МВт (1780 млн кВтч/год);
- строительство новых децентрализованных малых ГЭС на малых водотоках: общая мощность - 45 МВт, годовой объем выработки электроэнергии -120 млн кВтч;
Общие прогнозные величины развития малой гидроэнергетики на конец 2030 г. составляют 1140 МВт мощности с годовым объемом производства электроэнергии 3750 млн кВтч/год.
Развитие малой гидроэнергетики будет способствовать децентрализации общей энергетической системы, чем снимет ряд проблем в энергоснабжении отдаленных потребителей в труднодоступных районах сельской местности, при этом решается весь комплекс проблем в экономической, экологической и социальной сферах жизнедеятельности и хозяйствования. Малые ГЭС могут стать существенной составляющей энергообеспечения для западных регионов Украины.
Украинские предприятия имеют необходимый производственный потенциал и опыт для выпуска оборудования малой гидроэнергетики. Комплектные поставки гидроэлектрических агрегатов, систем управления, гидромеханического оборудования могут выполнять по кооперации такие отечественные организации, как «Турбоатом» (гидротурбины, гид-роэлектроагрегаты), Полтавский турбомеханический завод (подъемно-механическое оборудование гидросооружений), Новокаховский опытно-экспериментальный ремонтно-механический завод (шлюзовое оборудование), Неженский ремонтно-механический завод (шлюзовое оборудование), Сумское машиностроительное объединение (мультипликаторы), «Электротяжмаш» (относительно мощные гидрогенераторы), «Южэлектромаш» (генераторы), «Элек-тронмаш» (системы управления), «Хартрон» (системы управления). Так как процесс создания отечественного оборудования для малой гидроэнергетики находится на начальной стадии, то актуальной и важной задачей является разработка и внедрение способа повышения энергоэффективности электро-
механического преобразования гидроэнергетических ресурсов, сущность которого заключается в применении переменной частоты вращения гидроэлектрических агрегатов [8]. Отечественные предприятия могут обеспечить серийное производство нового современного гидроэнергетического оборудования для малых ГЭС в Украине, а также удовлетворить растущий спрос мирового рынка этой продукции.
Опыт применения технологии переменной частоты вращения в гидроэнергетике
Определение возможностей применения переменной частоты вращения гидротурбин стало актуальным вопросом в конце прошлого века. Этому способствовало создание широкого спектра полупроводниковых преобразователей электрической энергии и их применение в различных электромеханических приводах. Классические схемы Крамера и Шербиуса для каскадного соединения асинхронных машин с фазной обмоткой ротора [9] получили новые функциональные свойства и высокие энергетические показатели. Процесс трансформации данных схем до современного представления электромеханического преобразователя энергии как электрической машины двойного питания (ЕМПЖ) обобщены и изложены в [10, 11].
Энергетическая эффективность переменной частоты вращения гидроагрегатов достигается благодаря повышению коэффициента полезного действия гидромашины при переменных нагрузках, напорах и расходах воды. В 1961 г. на Иовской ГЭС Коленерго были введены в эксплуатацию два первых ЕМПЖ мощностью 50 МВА. Они представляли собой один из конструктивных вариантов генератора с двухфазной обмоткой ротора, а именно асинхронизированный синхронный генератор (АСГ) [12]. Однако их основное назначение заключалось в то время в регулировании режимов работы электросистемы, а не в повышении эффективности использования гидроэнергетических ресурсов. Поэтому диапазон изменения частоты вращения составлял ±1% номинального значения, что не имело существенного влияния на энергетическую эффективность гидротурбин при колебаниях нагрузки системы, напоров и расходов воды.
Наибольших практических результатов в использовании переменной частоты вращения гидроагрегатов ГАЭС достигнуто японскими фирмами Toshiba и Hitachi, которые разработали и изготовили ЕМПЖ мощностью 360 и 400 МВА соответственно [13, 14]. Регулирование частоты вращения реализовано в рамках ±10% и обусловило увеличение КПД гидроагрегата на 6-10% в зависимости от режима работы. Достигнутые положительные практические результаты побуждают другие энергокомпании вносить коррективы в планы реконструкции гидроэлектрических агрегатов, предпочитая режим работы с переменной частотой вращения [15]. Среди отечественных исследований данной технологии большой объем научно-исследовательских работ выполнен С.Ф. Артюхом [16, 17].
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 8 (100) 2011
© Scientific Technical Centre «TATA», 2011
Предпосылки применения технологии переменной
частоты вращения в малой гидроэнергетике
Эксплуатация малых ГЭС характеризуется значительными изменениями объемов расходов воды в течение года. Так как гидроагрегаты станций работают со стабильной частотой вращения, то при этих условиях функционирование турбин с расходами воды меньше номинальных значений приводит к уменьшению эффективности процесса преобразования гидроэнергетических ресурсов малых рек в электроэнергию. Традиционное решение по повышению энергетической эффективности заключается в увеличении количества агрегатов в составе станции и поддержке номинального объема расходов воды через отдельную турбину путем исключения из работы части агрегатов. При этом повышение энергетической эффективности МГЭС сопровождается увеличением капитальных вложений, эксплуатационных расходов и срока возврата инвестиционного капитала. Необходимое количество агрегатов в составе станции определяется в результате оптимизации экономических показателей ее функционирования в течение срока службы.
На современном этапе развития гидроэнергетики появилась новая возможность повышения энергетической и экономической эффективности МГЭС при переменных расходах воды в результате применения технологии переменной частоты вращения гидроагрегатов [18]. Разработан ряд схемных решений электрических генераторов с большим значением коэффициента полезного действия (КПД), которые могут
продуцировать электрический ток стабильной частоты с переменных оборотах роторов [19]. Значительный интерес представляет также использование дискретного изменения частоты вращения, что может быть эффективно реализовано путем применения асинхронных генераторов с переменным количеством полюсов. Поэтому сейчас актуальным вопросом является определение энергетической эффективности гидротурбин МГЭС при произвольных значениях расходов воды и частоты вращения.
Гидромеханические характеристики турбины при переменной частоте вращения
Свойства турбин в различных режимах работы при произвольных значениях расходов воды и частоты вращения определяются их гидромеханическими характеристиками, которые представляют собой совокупность квазистационарных функциональных зависимостей [20]:
Q = fe (D, a, <p,H, ю); M = fM (D, a, <,H, ю),
(1)
где Q - расход воды через турбину; Б - диаметр турбины; а, ф - угол поворота лопастей турбины и направляющего аппарата соответственно; Н - величина напора воды на турбине; ю, М - угловая скорость вращения и момент на валу турбины; fQ, /М - соответствующие функциональные зависимости.
Рис. 1. Единичные универсальные характеристики Fig. 1. Single universal characteristics
Уравнения (1) имеют пять независимых переменных. Для радиально-осевых и пропеллерных турбин, конструкции которых не содержат поворотных лопастей на роторе, количество независимых переменных равно четырем. Поэтому представление характеристик выполняется путем замены части независимых переменных на постоянные величины. Расчет функциональных зависимостей нужной конкретной конструкции осуществляется по результатам экспериментальных исследований физической модели турбины на специальных стендах. Наибольшее распространение получило представление результатов модельных испытаний, приведенных к значению диаметра 1 м и напора воды величиной также 1 м. Это так называемые единичные универсальные характеристики [20], изображения которых показано на рис. 1, где обозначено: п) и Q - приведенные значения оборотов и
расхода воды. Они определены и построены для частот вращения в диапазоне 65-130% номинального значения. Проведение исследований режимов работы гидротурбины при существенных изменениях расходов воды требует наличия таких характеристик для больших диапазонов изменения частоты вращения. Кроме того, единичные универсальные характеристики не могут быть использованы непосредственно при моделировании переходных режимов работы, так как их форма представления не удовлетворяет условию однозначности параметров от оборотов. Поэтому для исследования режимов переменной частоты вращения необходимо проводить модельные испытания в полном диапазоне изменения ю и получать необходимые функциональные зависимости f0, fM [21]. При условии исследования конкретной конструкции существует возможность упростить выражения (1) путем опреде-ления всех величин в частях соответствующих номинальных значений. В дальнейшем изложении примем следующее обозначение относительных параметров [22]:
ю/ю = ß; 0/0 = q; M/M = m; H/H = h;
/ ном I ? ^ / £^ном i > / ном > / ном >
ala =a; m/m =v; n/n = £, (2)
ном ном ном
где величины с символом «ном» обозначают номинальные значения, а без символа - соответствующие произвольные значения.
Примеры представления относительных гидромеханических характеристик турбины в полном диапазоне изменения частоты вращения приведены на рис. 2.
В дальнейшем изложении материалов исследования режимов работы гидротурбин с переменной частотой вращения будут применяться универсальные приведенные или модельные характеристики для определения абсолютных значений параметров конкретной конструкции и относительные характеристики для разработки законов управления. Функциональные зависимости гидромеханических характеристик нелинейные относительно параметров управления (угла поворота лопастей и скорости вращения), однако благодаря однозначности в полном
диапазоне изменения частоты вращения они могут быть успешно аппроксимированы непрерывными поверхностями с использованием сплайн-функций двух переменных [23].
—I-1-1-1-
].5 -
1.0 -
о н*
5 о -™
о
- 0.5-......
- 1.0-......
0 0-5 1.0 J.P Частота, o.e.
1.2
0.6
Щ
6 -
3 О В
г-
-0.6
-1.2
Рис. 2. Примеры представления относительных гидромеханических характеристик турбины в полном диапазоне изменения частоты вращения
Fig. 2. Examples of representation of the relative characteristics of hydroturbine in the full range of speed
Рассмотрим основные положения аппроксимации гидромеханических характеристик кубическими сплайнами двух переменных на примере моментной характеристики, полученной по результатам экспериментальных исследований физической модели
- 1 1 -i:
10
0.Я
/ ¿z
O.j '■/
04//
- .rJJ- 0.2р/ -0.1/ ......
-i-
0.2 0.Ö 1.0 1.4 1. Частом, o.e.
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 8 (100) 2011
© Scientific Technical Centre «TATA», 2011
турбины. Формализуем механическую характеристику турбины [21] следующим образом:
К (шт))фт = К(f (z))Фл (D/D)3 (Н/Нм)(1/л),
ф л =ф л,. = const; (3)
шт = z(DM /D)(Н/Нм)0,5 (1/Л)0,5, z = 2ппм;
фт=Vi (фл); фл =^2 К); а =^з (ам) ,
где Мт, шт, D, Н, а, фт - аппроксимированные значения момента, угловой скорости вращения, диаметр, напор, открытие и угол поворота лопастей направляющего аппарата турбины с заданными конструктивными параметрами; Мр, z, пм, DH, Ям, ам, фл -момент, угловая скорость и частота вращения, диаметр, напор, открытие и угол поворота лопастей направляющих аппаратов физической модели турбины; П - гидравлический КПД.
Величина открытия направляющего аппарата турбины может характеризоваться как размером промежутка между лопастями, так и их углом поворота [20] в зависимости от формы представления результатов экспериментальных исследований или назначения гидроустановки. Конкретный выбор одного из этих параметров не имеет принципиального значения при разработке математической модели, так как с формальной точки зрения представляет собой тривиальную замену аргумента функции.
Моментные характеристики физической модели турбины представляют собой набор нелинейных зависимостей величины момента от частоты вращения при фиксированной величине открытия направляющего аппарата. Они отражают свойства физической модели в квазистационарных режимах работы при разных значениях частоты вращения и служат основными исходными данными для проведения расчетных исследований нестационарных процессов [21].
Моментные характеристики физической модели турбины являются нелинейными функциями от пм и фл (рис. 3).
При разработке законов управления и системы автоматического управления режимами работы турбины в значительном диапазоне изменения частоты вращения возникает необходимость в линеаризации и аппроксимации нелинейной функции f (3), что побуждает к замене совокупности характеристик при фиксированных значениях фл на гладкую поверхность:
МР = f (Z, Фл ) •
(4)
сплайн-функций, которые адаптированы к реализации с помощью средств вычислительной техники. Теоретические основы сплайнов изложены в [23-25], а практические аспекты применения - в [26].
125 _ ... 175 п , об/мин
Рис. 3. Моментные характеристики физической модели турбины
Fig. 3. The torque characteristics of a physical model of the turbine
ПРеДставим Мр (f (z))Ф
в диапазонах изменении
Аг = г,-+1 - г, и Дфл = флИ - фл в трехмерной декартовой системе координат гладкой поверхностью
[Мр = f (z, фл)], j
Q¿,j = [z„ zm\^j, флг+i], как показано на рис. 4.
t+1 над прямоугольной областью
'j,j+i
Зависимость (4) предоставляет возможность для математического описания турбины как объекта управления в полном диапазоне изменения рабочих параметров и режимов с учетом произвольных нелинейных свойств. На сегодня такая математическая модель может быть разработана на основе методов
Рис. 4. Значения Мр (f (z)) Fig. 4. Values of M^(f (z))
Для определения Mр = f2 (z, фл) в полном диапазоне значений z и фл поделим оси z и фл на отрезки и построим прямоугольную сетку. Разбивку осей осуществим таким образом, чтобы в каждом узле сетки
были известны значения Мр. Тогда представление совокупности зависимостей Мр (/1 (2))ф как поверхности М р = /2 (2, фл) в полном диапазоне изменений 2 и фл может быть реализовано путем применения одного из видов интерполяционных сплайнов двух переменных: параболического, кубического, других [25]. С учетом разработанных в [26] положений практической реализации кубических сплайнов осуществим аппроксимацию следующим образом.
Построим кубический сплайн двух переменных для крутящего момента ротора физической модели турбины на заданной области его существования ^ при известных значениях момента М р, в каждом узле сетки:
О = [го, 2лт][фло, флм], (5)
го<•. .< 2, <•. .< 2л, фло <• • < фл,- <• • •< флМ,
, = 0, •.., Л, - = 0, •.., М.
Введем обозначения кубического сплайна двух переменных для крутящего момента ротора физической модели турбины в виде функции
MS (z, фл ) = S3 3 (Mр, z, фл),
(6)
774 \ 177 \ dM р (z-', ф л/) (дМ р ^ M р (z, фл/ ) = (M р),.; ---=—
dz
dz
(8)
dM S (z,, ф л.) ( дМ
дфл
дфл
д2Mр (z ,, фл/.) = ( д2М
dz дфл
dz дф л
iL _Э1
dz2 дф;
■Mр (z, фл)
на линиях ф л = ф л! , ф л = ф ли. -1 д3 д3 —•
dz3 дфл
Mр (z, фл)
в областях [2о, 22][фл0, фл2]; [2о, 22][флМ-2, флМ];
2Л][фл0, фл2]; [2Л^ 2Л][флМ-2, флМ].
Совместное решение систем уравнений (7), (8), (9) позволяет определить значение первых производных в каждом узле прямоугольной сетки и математически описать функцию крутящего момента ротора физической модели турбины от частоты вращения и открытия направляющего аппарата в виде непрерывной гладкой поверхности. При этом значение функции на каждом из прямоугольников области ^ (5) может быть определено, согласно основным положениям теории сплайнов [23], следующим образом:
-s / \ - -
Mр (z, фл ) = q(M)Fq(w),
(10)
которую для каждого с прямоугольной сетки О,, - = = [2,, 2,+1 ][фл,, фл,+1] запишем следующим образом [23]:
Мр (2, фл )= £ <р (2 - 2, -фл, ) , (7)
а,р= 0
где - коэффициенты сплайна.
Введем следующие требования интерполяции для каждого из заданных узлов прямоугольной сетки:
и требования гладкости функции и краевые условия,
-X / ч
согласно которым производные функции Мр (2, фл)
должны быть непрерывными к следующим порядкам включительно:
Э3 д2 —х, .
-Мр (2, фл) на линиях 2 = 21, 2 = 2Л-1; (9)
где Р - матрица значений функций и ее первых двух производных в узлах; ^(м), - векторы расчет-
ных коэффициентов.
Подробные алгоритмы расчета производных в узлах и векторов коэффициентов в условиях (8), (9) разработаны и приведены в работе публикации [27].
Таким образом, применение сплайна (10) предоставляет возможность для однозначного определения величин в полном диапазоне изменения без ограничений и допущений. Аналогичный вывод касается других гидромеханических и энергетических характеристик. Примеры аппроксимации выходных характеристик гидротурбин (рис. 2, 3) сплайнами в полном диапазоне изменения частоты вращения и представление их в виде непрерывной поверхности приведены на рис. 5.
1000
Ни,
dz3 дф л
---1000
150
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 8 (100) 2011
© Scientific Technical Centre «TATA», 2011
р
a
Ч о.
о
с. vtOÍ b
m 12
скую модель турбины как объекта управления следующим образом:
Рт(ют, фт) = Мт(ют, фт)ют; (11)
Мт(Ют, фт) = Мр (, фл) (Д/^м)3(Я/Ям)(1/л);
—х / \ - -Мр (, фл ) = ц(и)Ря(мО;
Ют = г(Дм/^)(Я/Ям)0'5(1/л)0'5;
г = 2ППм, фт = (фл), 10 < ^ < 2Ы, фл0 < фл < флМ,
где Рт - механическая мощность ротора турбины.
Математическая модель турбины (11) позволяет получить зависимости мощности и крутящего момента для произвольных диапазонов изменения частоты вращения и открытий направляющих аппарата. Рассмотрим применение разработанной математической модели для определения регулировочных характеристик на примере физической модели турбины. В качестве исходной информации использовались массивы экспериментальных данных
Мр =(/1 (пм ))ф , которые приведены на рис. 3. В
полном объеме они представлены с помощью кубического сплайна двух переменных на рис. 5, а и характеризуют режимы генерирования (Мр > 0) и торможения (Мр < 0) турбины при переменной частоте вращения. Для примера рассмотрим только режим генерирования, для которого сплайн мощности физической модели турбины представляет поверхность Рр(фл, пм), показанную на рис. 6.
Рис. 5. Примеры аппроксимации выходных характеристик гидротурбин
Fig. 5. Examples of approximation of the output characteristics of hydraulic turbines
Математическая модель гидротурбины как объекта управления с переменной частотой вращения
—х I \
Построение сплайна момента Мр (г, фл) в произвольных диапазонах изменения частоты вращения ротора и открытия направляющего аппарата позволяет сформулировать на основе (3), (10) математиче-
Рис.6. Пример режима генерирования Fig. 6. Mode generation example
Процесс регулирования нагрузочного режима при переменной частоте вращения состоит в ограничении мощности турбины на заданном уровне Р1 путем изменения открытия направляющего аппарата. Регулировочная характеристика при ограничении мощности на уровне Р1 представляет собой линию пересечения поверхности Рр(фл, пм) и плоскости управле-
c
ния Р^фл, пм) и находится в результате решения системы уравнений:
\Рр = f3 (ф л , Пм )
[Р = / (фл , Пм )■
(12)
Область изменения регулировочных характеристик при изменении мощности от Р1 до Р2 ограничивается решением (12) и аналогичной системой уравнений:
Рр = f3 (ф л , Пм ) Р2 = f (фл , Пм )'
(13)
Определение области изменения регулировочных характеристик может быть осуществлено также графическим методом путем проектирования части поверхности Рр = /з(фл, пм), ограниченной плоскостями Рр = Р1 и Рр = Р2, на плоскость декартовых координат [флхпм]. Такая проекция приведена на рис. 7. Полные диапазоны изменения регулировочных характеристик представляют собой проекции сплайн мощности на плоскости декартовых координат [Ррхпм],
[РрХфл], [флХПм].
20
15
10
град
-Pp= P2 A
*
V
Pf> = Pi
25
50
75
100
11 м, об*ни
Рис. 7. Области изменения регулировочных характеристик Fig. 7. Areas of change in the characteristics of the adjustment
В случае применения относительных единиц (2) для заданных размеров конструкции по устойчивому напору запись уравнения для мощности трансформируется к виду
p = / (ß, а) = m (ß, a)ß; p = Р/Рно
(14)
определять координаты поверхности управления (момента, расхода, мощности) в полном диапазоне изменения частоты вращения и открытия направляющего аппарата, что обусловливает их успешное применение при проведении расчетных исследований нестационарных процессов и разработке законов управления различными режимами работы.
Энергетическая эффективность процесса преобразования гидроэнергетических ресурсов при переменной частоте вращения гидроагрегатов
Энергетическая эффективность процесса преобразования гидроэнергетического потенциала водного потока турбиной характеризуется ее коэффициентом полезного действия (КПД). Относительное значение КПД турбины при переменной частоте вращения и переменных расходах определяется по устойчивому напору следующим образом:
S(ß, а) =
p = /p(ß, а) = m(ß, a)ß hq(ß, а)
(15)
Результаты расчетов энергетической эффективности турбины по относительным характеристикам (рис. 5, Ь, с) в турбинном режиме работы представлены на рис. 8 в виде поверхности, построенной с помощью кубического сплайна двух переменных.
Применение сплайна двух переменных предоставляет возможность для однозначного определения величин мощности в эксплуатационных режимах работы без любых ограничений и допущений.
Таким образом, разработанные алгоритмы аппроксимации гидромеханических и энергетических характеристик турбины на основе кубического сплайна двух переменных позволяют однозначно
Рис. 8. Результаты расчетов энергетической эффективности турбины по относительным характеристикам (рис. 5 b, c)
в турбинном режиме работы Fig. 8. The results of calculations of energy efficiency performance relative to the turbine (Fig. 5, b, c) in the turbine operation
Они свидетельствуют, что функциональная зависимость турбины ^(Р, а) представляет собой сложную поверхность с несколькими экстремумами. Наибольшая эффективность процесса преобразования гидроэнергетического потенциала турбиной при переменной частоте вращения соответствует глобальным максимальным значениям, определение кото-
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 8 (100) 2011
© Scientific Technical Centre «TATA», 2011
рых может быть реализовано путем применения методов оптимизации для ^(Р, а) [28-30]. В данной работе определение ^тзх(Р, а) базировалось на следующем необходимом условии экстремума: полный дифференциал в точке максимума тождественно равен нулю, что равнозначно системе уравнений
-^(Р, а) = 0; АгЦр, а) = 0. (16)
а р а а
1.0
о.э 0.8 0.7
0.6
0 9
I .О
О,О
о,a
о, 7
¿Г, о е.
О LO 20 ЗО 41) 50 ЬО 70 Угол попорота лопастей, град b
70 SO 50 40 30 20 10 о
0.6
0.7
0.8
Частота, о.е c
0.9
1.0
и глобальных максимумов методом перебора [31] на основе решения первого уравнения в (16) для ряда дискретных значений а:
d £(Р, а) = 0, а = а, = const, 0 < а, < 1,2. (17)
dp
Процесс решения (17) характеризуется устойчивостью и эффективностью по произвольной дискретизации аргументов а и р. Вид функциональной зависимости ^тах(Р, а) для данного примера и его проекции на соответствующие координатные плоскости представляют собой оптимальные соотношения параметров управления (рис. 9, Ъ, с).
Отдельный интерес представляет режим работы турбины до произвольного изменения расхода воды, обусловленного только гидрологией, а не углом поворота лопастей. В данном случае энергетическая эффективность процесса преобразования гидроэнергетического потенциала водного потока может быть определена по аналогии с (15) следующим образом:
£(Р, а) =
m(q, Р)Р
hq
(18)
Сплайн относительного значения коэффициента полезного действия гидротурбины Р), характеризующий энергетическую эффективность турбины для произвольных значений расходов воды и частоты вращения, показан на рис. 10.
Рис. 9. Оптимальные соотношения параметров управления Fig. 9. Optimal ratio of the control parameters
Рис. 10. Характеристики энергетической эффективности турбины для произвольных значений расходов воды и частоты вращения Fig. 10. Characteristics of the energy efficiency of the turbine for arbitrary values of water consumption and speed
a
Так как каждое отдельное уравнение в (16) представляет собой необходимое условие экстремума по постоянной величине а или в соответственно, то для получения ^тах(Р, а) был разработан информационно-статистический алгоритм определения локальных
Там же отражен графический способ получения функциональной зависимости энергетической эффективности турбины для дискретного изменения частоты вращения и произвольных расходов воды, который заключается в определении линии пересе-
чения поверхности в) с плоскостью, параллельной координатам [^хд]. Совокупность полученных зависимостей £(д)р для ряда фиксированных значений в = 1,0; 0,75; 0,5, что соответствует дискретному изменению частоты вращения асинхронных генераторов с номинальными синхронными оборотами 1000 об/мин и полюсосменной якорной обмоткой, приведена на рис. 11. Полученные результаты свидетельствуют, что для данной турбины может быть достигнуто значительное повышение эффективности преобразования гидроэнергетического потенциала при расходе воды менее 40% номинального значения в результате перехода на пониженную частоту вращения 750 об/мин. Результаты проведенных аналогичных расчетных исследований для другого типа турбины приведены на рис. 12. В этом случае также существует целесообразность перехода на пониженную частоту вращения 500 об/мин при расходах воды менее 85% номинального значения.
1,4
1.2 1.0 0,8 0.6 0.4
0,2
p=C?5 N1.0 ..........L . \.......
! W
s J
\
i
0,2 0.4 0.6 Расход o.e.
0.8
1,0
Рис. 11. Графический способ получения функциональной
зависимости энергетической эффективности турбины Fig. 11. Graphical method of obtaining the functional dependence of the energy efficiency of the turbine
Рис. 12. Результаты проведенных аналогичных расчетных исследований для другого типа турбины Fig. 12.The results of similar studies for the settlement of another type turbine
Автоматизация режимов работы малых ГЭС с переменной частотой вращения гидроагрегатов
Условия эксплуатации электрооборудования малых ГЭС являются достаточно сложными, ведь от него требуется функционирование в широком диапазоне изменения мощности и частоты вращения при частых включениях и остановках, в режиме генерирования реактивной электроэнергии. Обеспечение высокой надежности и эффективности работы малой ГЭС требует осуществления контроля и оперативной диагностики генераторов, трансформаторных подстанций, электроприводов гидромеханического оборудования, уровней водохранилища. Как пример, только минимальный объем измерения и контроля параметров гидрогенератора автоматизированной малой ГЭС должен включать [32]: температуру узлов генератора (обмоток статора, подшипников, масла, окружающей среды), вибрацию ротора, состояние электрической изоляции обмотки статора, электрические параметры генерируемой энергии.
Рассмотрение и анализ вариантов построения систем для осуществления указанных выше функций на базе новейших средств АСУ ТП и вычислительной техники показали высокую эффективность применения разнесенных территориально и разделенных по функциональному назначению информационно-измерительных модулей, т.е. распределенных модульных средств сбора данных и управления. Применение этих средств позволяет:
- значительно уменьшить затраты на кабельные коммуникации для сенсоров;
- применить принцип модульности, что позволяет делать отдельные элементы и узлы системы относительно автономными и независимыми;
- повысить живучесть системы, легко заменять элементы, дублировать критические узлы;
- вводить в строй не всю систему сразу, а поэтапно;
- снизить расходы на модернизацию системы, быстрое расширение и наращивание возможностей;
- быстро интегрировать только что созданные системы в общую информационную сеть.
Построение распределенной системы позволяет также реализовать двухуровневый принцип диагностирования и контроля оборудования малых ГЭС. В нижний уровень системы входят локальные информационно-измерительные подсистемы и модули с элементами прямого цифрового управления, которые выполняют:
- измерение, сбор и предварительную обработку полученной информации;
- контроль за предельно допустимыми значениями и вставками измеряемых параметров, формирование предупреждений и аварийных отключений;
- обмен данными с панелями индикации и сигнализации и со средствами высокого уровня.
Высокий уровень системы базируется на высокопроизводительном процессоре (в подавляющем числе случаев на основе персонального компьютера -
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 8 (100) 2011
© Scientific Technical Centre «TATA», 2011
ПК) с соответствующими средствами обмена данными с низким уровнем и специализированным матобеспечением для мониторинга, формирования баз данных, анализа и идентификации возможных дефектов.
Примером структуры распределенной системы на рис. 13 приведена функциональная схема подсистемы тепло- и виброконтроля гидрогенератора. Она выполнена с использованием функциональных модулей серии И-7000 компании ISP DAS [33].
Рис. 13. Функциональная схема подсистемы тепло- и виброконтроля гидрогенератора Fig. 13. Functional diagram of a subsystem of heat and vibration monitoring of hydrogenerator
Базовые модули системных контроллеров построены на 16-разрядных ПК-совместимых мини-компьютерах серии 188. Они работают под управлением встроенной операционной системы MiniOS7, что позволяет разрабатывать прикладное программное обеспечение на ПК, пользуясь широко распространенными языками программирования, такими как С, BASIC и др. Обмен между системными контроллерами и модулями ввода-вывода, собственно между процессорными модулями различных подсистем и с ПК, осуществляется по последовательному интерфейсу RS-485. В качестве линий связи применяются витые пары проводников. Расстояние обмена между наиболее удаленными резидентами (без дополнительных усилительно-согласующих устройств) может достигать 1 км. Для реализации связи на большее расстояние в состав серии входят модули радиообмена с дальностью до 6 км [34].
Контроллером подсистемы служит процессорный модуль типа И-7188Х. Он соединяется витой парой проводников с модулями ввода-вывода и с местной панелью управления (МПК) через последовательный порт COM2, который формирует сигналы обмена
данными по протоколу RS485. Через расширенный коммуникационный порт COM1 контроллер осуществляет обмен данными с процессором центрального пульта управления (ГПК) ГЭС по шинам системного интерфейса (СИ). Этот порт используется также для загрузки программы функционирования контроллера.
Модуль I-7033 осуществляет ввод аналогового сигнала с трех термосенсоров РТ1-РТ3 типа ТР100, применяемых для измерения температуры обмотки статора, масла и т. д. Модуль I-7044 имеет 8 гальванически изолированных дискретных входов DI1 -DI8 типа «сухой контакт». Через этот модуль в подсистему вводятся дискретные сигналы СК1 - СК8, например, от контактов термореле подшипников ротора, силовых контакторов или других реле. Модуль I-7016 выполняет возбуждения и нормализацию выходных уровней сигналов, преобразование в цифровой код и введение дискретизованных значений аналоговых сигналов от двух тензодатчиков TS1 и TS2 для контроля уровня вибрации гидрогенератора. Модуль I-7065 осуществляет управление реле RC1 -RC4 с мощными контактами, что позволяет контроллеру реализовать прямое цифровое управление ис-
полнительными устройствами (ВПР) гидроэлектрического агрегата, например, аварийное выключение, включение предупредительной сигнализации и т. д.
Аналогичная подсистема может быть реализована на модулях серии И-8000 [35], которые отличаются лишь конструктивным исполнением и монтируются в один общий крейт контроллера, а также с использованием модулей других серий, в частности ADAM 4000, ADAM 5000 [36], NUDAM 6000 [37]. Конструктивно все модули выполнены в однотипных корпусах, устанавливаемых на стандартную DIN-рейку. Электрический монтаж осуществляется путем закручивания соединительных линий в винтовые разъединители модулей без пайки.
Основные потребности во времени и трудозатраты на создание подсистемы необходимы для разработки и наладки прикладного программного обеспечения. Однако и в этой сфере на сегодня наблюдается значительный прогресс. Система MiniOS7, которая является операционной системой контроллеров серий I-7000 и I-8000, позволяет монтировать себя в среду прикладных пакетов реализации программ функционирования. Чрезвычайно эффективным стало введение в контроллеры программного пакета ISaGRAF, который позволяет эффективно и быстро создавать приложения на 5 проблемно-ориентированных языках. Особое преимущество этого пакета заключается в наличии средств для обмена по стандартному коммуникативному протоколу ModBus. Характерными чертами протокола являются унификация и прозрачность обмена данными с различными устройствами без учета особенностей их функционирования и управления. Все перечисленное, а также наличие эффективных средств оперативного налаживания в реальном масштабе времени позволяет разрабатывать программное обеспечение инженерным персоналом. Именно поэтому модули с протоколом ModBus стали очень популярными, что привело к появлению на рынке средств АСУ ТП широкой номенклатуры устройств различного функционального назначения, в частности, украинского производства [38], а также из России [39].
Применение распределенных модулей и подсистем с протоколом ModBus может создавать высокоэффективные в функциональном и экономическом отношении системы контроля и диагностики оборудования автоматизированных малых ГЭС.
Существенному уменьшению эксплуатационных затрат способствует полная автоматизация режимов работы малых ГЭС. Основные функции автоматической системы управления (АСУ) заключаются в следующем:
- обеспечение режимов работы ГЭС на автономных потребителей с нормированным качеством генерируемой электроэнергии даже в случаях резких спадов и роста нагрузки;
- обеспечение режимов работы ГЭС с промышленной электрической сетью (синхронизация, генерирование, отключения);
- реализация закона управления частотой вращения при изменении параметров водотока;
- пуск и остановка гидроагрегатов по сигналам оператора (службы эксплуатации, владельца);
- контроль параметров и состояния оборудования;
- прием и передача информации на расстояние.
Построение АСУ микрогидроэлектростанций, для
которых характерно существенно меньшее количество выполняемых функций, может быть эффективно осуществлено на базе интегрированных программируемых логических контроллеров (ПЛК), в состав которых входят средства реализации диалога «человек - машина», иначе - НМ1 интерфейса. Для примера приведем автоматическую систему управления высокоэффективным гидроагрегатом микроГЭС с переменной частотой вращения. МикроГЭС утилизирует энергию водотока технического водоснабжения и используется как элемент энергосберегающих мероприятий на предприятии. Станция предназначена для параллельной работы с промышленной электросетью. В качестве генератора используется асинхронная машина с короткозамкнутым ротором и по-люсосменной якорной обмоткой, которая предоставляет возможность реализации дискретного изменения частоты вращения. Компенсация реактивной энергии генератора осуществляется конденсаторными батареями. Для нагрузки генератора при отключении от электросети служит балластное сопротивление. Функциональная схема АСУ на базе НМ1 ПЛК серии М91 [40] приведена на рис. 14, где обозначено: УВО - сенсор расхода воды; ГТ - гидротурбина; Ген - генератор; К - коммутатор электросети; СО - сенсор оборотов гидроагрегата; СТ - сенсор температуры статора генератора; КомПол - коммутатор числа полюсов генератора; ВП - измерительный преобразователь; Ком1 - коммутатор балластного сопротивления; Ком2 - коммутатор конденсаторных батарей; С11 и С12 - счетные дискретные входы; Ап1 - аналоговые входы; БО и Б1 - цифровые выходы и входы соответственно; БалОп - балластное сопротивление; КБат - конденсаторные батареи.
Размеры контроллера составляют 96x96x64 мм. Для связи с оператором он имеет 16-разрядный дисплей и клавиатуру ввода с 15-ю клавишами. Клавиатура обеспечивает настройку системы и изменение значений внутренних переменных. Сообщения на дисплее можно свободно программировать, обеспечивая вывод системной информации и аварийных сообщений. Контроллер М90/91 имеет цифровые и аналоговые входы и выходы, а также счетчики и дискретные выходы. К контроллеру можно подключить до 8 внешних дополнительных модулей ввода-вывода (всего до 64 сигналов). В дополнение к основным функциям ПЛК М90/М91 содержит таймер управления, ПИД-регулирования, часы реального времени, быстродействующие счетчики, привязку и сбор данных. В системе логики М90/М91 предусмотрены функции и аппаратные средства реализа-
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 8 (100) 2011
© Scientific Technical Centre «TATA», 2011
ции обмена данными и связи - два последовательных порта RS232/485 и CAN. Обмен данными с интеллектуальными датчиками может осуществляться по протоколам ModBus и CAN. Для удаленной связи предусмотрены GSM/SMS, GSM-data модемы. Серия M90/91 имеет 16 различных модификаций, различающихся составом устройств ввода-вывода. Корпус M90/91 рассчитан на панельный монтаж в соответствии с нормами DIN. Информация об электрических параметрах генерируемой электроэнергии поступает от измерительного преобразователя (ВП). С точки зрения эффективности управления агрегатом и реа-
лизации функции индикации параметров электроэнергии наиболее целесообразным является применение уже упоминавшегося многофункционального преобразователя типа АЭТ [39] и др. [41]. Возможно также применение измерителей активной и реактивной мощности трехфазной сети с нормализованными аналоговыми токовыми выходами типа Е859. В таком случае следует применять НМ ПЛК типа М91-2-Т2С с двумя соответствующими аналоговыми входами, а для измерения температуры применить интеллектуальный датчик с цифровым выходом.
CBB
CI1
ГТ
CO
CI2
I-1
□ □ □ □ □
□ □ □ □ □ □ □ □ □ □
M91-2-T2C
Ген
CT
КомПол
—л
AnI
DIO
ПЛК
ВП
DIO DIO DO
Í
Ком1 Ком2
Ч Ч
БалОп КБат
• A
■ B
■ C
K
Рис. 14. Функциональная схема АСУ на базе HMI ПЛК серии М91 [43] Fig. 14. Functional diagram of the ACS based on HMI PLC M91 [43]
Компенсация реактивной мощности асинхронного генератора осуществляется путем программной коммутации двух (трех) батарей косинусных конденсаторов КБат через коммутатор Ком2. Управление этими узлами проводится с соответствующих цифровых выходов DO HMI ПЛК, а сигналы обратной связи заводятся на дискретные входы DI.
Достижение высокого коэффициента полезного действия гидроагрегата в широком диапазоне изменения расхода воды обеспечивается программным установлением оптимальной скорости вращения гидротурбины путем изменения числа полюсов генератора через кодоуправляемый коммутатор КомПол.
Программирование HMI ПЛК серии М90/91 выполняется с персонального компьютера. Для этого разработана графическая речь U90 Ladder, которая свободно распространяется от производителя без необходимости приобретения лицензии.
Автоматический мониторинг параметров электроэнергии малых ГЭС
В процессе внедрения инновационной технологии переменной частоты вращения на объектах ма-
лой гидроэнергетики возникает необходимость в проведении автоматического мониторинга того или иного электрического параметра, в определенных точках электрической схемы в течение относительно длительного промежутка времени с фиксацией результатов на носители данных для дальнейшей обработки и анализа. Современный рынок цифровых измерительных приборов характеризуется большим многообразием микропроцессорных муль-тиметров параметров электроэнергии. Несмотря на незначительную численность служб эксплуатации малых ГЭС, целесообразно использовать приборы, программное обеспечение которых реализует экспорт параметров измерения в базе данных Access и Excel стандартных лицензионных пакетов Windows и Microsoft Office.
Сотрудниками Института возобновляемой энергетики НАН Украины и службы эксплуатации ЭТУ «Водэнергоремналадка» (г.Симферополь) разработана конструкция мобильного измерительного блока с использованием мультиметров типа DMK62, DMK40 [41] и необходимых устройств коммутации, защиты и информационных портов RS-485 с протоколом ModBus RTU и RS-232. Мультиметры опре-
деляют 251 параметр электроэнергии (фазные и линейные напряжения; активную, реактивную и полную мощности; активную, реактивную и полную энергии; коэффициент мощности; максимальные, минимальные и средние значения измеренных параметров; гармоничный состав токов и напряжений). Опытная партия измерительных блоков была изготовлена на предприятии «Элетон» (г. Киев) и находится в промышленной эксплуатации на объектах ЭТУ «Водэнергоремналадка». Конструкция измерительного блока и его монтаж на щитовых панелях вводов асинхронных генераторов показана на рис. 15. Один из вариантов визуализации результатов измерения на экране монитора ПК показан на рис. 16.
Измерительный блок с мультиметром БМК40 характеризуется наличием функции цифрового регистратора, который предоставляет возможность накапливать в приборе результаты измерения, которые затем записываются в ПК-ноутбук и приобщаются к базе данных. Эта функция предоставляет возможности проведения мониторинга без прокладки линий связи. Максимальное количество одновременно измеряемых параметров составляет 32 единицы с периодичностью измерения от 1 секунды до 24 часов.
■nW i
Л
b
Рис. 15. Конструкция измерительного блока и его монтаж на щитовых панелях вводов асинхронных генераторов Fig. 15. Design of measuring unit and its installation on the shield pad of asynchronous generators
Рис. 16. Один из вариантов визуализации результатов измерения на экране монитора ПК Fig. 16. One version of visualization of measurement results on-screen PC
Для измерительных блоков разработаны руководства по эксплуатации программного обеспечения, включающие описания вставок последовательного интерфейса передачи данных для выполнения опе-
раций программирования приборов как с местной панели, так и дистанционно с ПК на пункте управления ГЭС; функций и команд регистрации данных; создания архива данных с возможностью реализа-
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 8 (100) 2011
© Scientific Technical Centre «TATA», 2011
ции периодических выборок результатов измерения по желанию пользователя; хранения информации на ПК в форматах MS-Access, ASCII text, MS-Excel; вывода графиков по данным архива; спектров быстрого преобразования Фурье для сигналов токов и напряжений; осциллограмм токов и напряжений; пакета данных по выбросам нелинейных искажений (гармоник).
Компенсация реактивной мощности малых ГЭС с дискретным изменением частоты вращения гидроагрегатов с асинхронными генераторами
Проведенные расчетные исследования режимов работы гидротурбин с переменной частотой вращения показали эффективность применения в составе гидроэлектрических агрегатов асинхронных генераторов с полюсосменной обмоткой. Особенность функционирования таких генераторов заключается в потреблении реактивной мощности [9], которую согласно требованиям технических условий на подключение малой ГЭС к электросети необходимо компенсировать. Было выяснено, что процесс компенсации целесообразно разделить на две составляющие. Первая составляющая заключается в грубой компенсации каждого генератора путем применения двухступенчатой коммутации конденсаторных батарей на его клеммах, как показано на рис. 16. Вторая составляющая заключается в окончательной компенсации всей станции на шинах трансформаторной подстанции.
Специалистами Института возобновляемой энергетики НАН Украины и ЭТУ «Водэнергорем-наладка» (г. Симферополь) разработано схемотехническое решение компенсатора реактивной мощности малой ГЭС с асинхронными генераторами. Управление процессом компенсации может осуществляться как по входу на трансформаторной подстанции 35/10 кВ, так и на шинах 0,4 кВ в зависимости от места включения измерительной части системы управления. Компенсатор подключается на шины 0,4 кВ и функционирует в автоматическом режиме под управлением микропроцессорной системы на основе специализированного контроллера DCRJ-12 [41], который может управлять коммутацией 9 конденсаторных батарей. Компенсатор оснащен интерфейсом обмена данными RS-485, что позволяет программировать режимы работы и получать информацию о параметрах электроэнергии на пункте управления ГЭС.
Опытная партия компенсаторов была изготовлена на предприятии «Элетон» (г. Киев) и находится в промышленной эксплуатации на объектах ЭТУ «Водэнергоремналадка». В процессе эксплуатации компенсаторы показали высокую надежность и эффективность. Удалось достичь практически нулевого перетока реактивной мощности на шинах 35 кВ трансформаторной подстанции. Созданные компенсаторы характеризуются следующими эксплуатаци-
онными свойствами: малым сроком окупаемости в результате полной автоматизации и низкой стоимости реализации (около 2 лет), самодиагностикой ресурса конденсаторных батарей и коммутационного оборудования, возможностью дистанционного управления и программирования параметров режимов работы, автоматическим созданием баз данных параметров работы.
Конструкция автоматических компенсаторов опытной партии и один из вариантов визуализации параметров работы на экране монитора ПК на пункте управления показаны на рис. 17 и рис. 18 соответственно.
Рис. 17. Конструкция автоматических компенсаторов опытной партии Fig. 17. Design of the automatic compensators
Рис. 18. Один из вариантов визуализации параметров работы на экране монитора ПК на пункте управления Fig. 18. Experimental batch of one of the following imaging parameters of the on-screen computer at the control point
Выводы
1. В Украине существует техническая база малой гидроэнергетики, которая нуждается в реконструкции и восстановлении как самих зданий МГЭС, так и оборудования. Сохранилось около 150 малых ГЭС. Более 75% общей мощности МГЭС приходится на действующие станции, она составляет 107 МВт при среднегодовой выработке 0,325 ТВтч/год. Значительная часть этих станций размещена на небольших реках Центральной и Западной Украины. Общие потенциальные возможности развития малой гидроэнергетики в Украине на конец 2030 составляют 1140 МВт мощности с годовым объемом производства электроэнергии 3,75 ТВт-ч/год. С экологической точки зрения внедрение малых ГЭС не нарушает ход биологических и гидрохимических процессов гидроресурсов и фактически не влияет на естественный режим водотока и состояние берегов, способствует уменьшению эрозии почв.
2. Учитывая общемировые тенденции перехода к устойчивому экологически чистому энергообеспечению, развитие МГЭС относится к перспективному направлению использования возобновляемых источников энергии, что требует нового подхода к проектированию станций и современного оборудования. Внедрение новых технологий и материалов повышает эффективность малой гидроэнергетики. Способ
повышения энергоэффективности преобразования гидроэнергетических ресурсов при переменной частоте вращения гидроэлектрических агрегатов относится к новейшим технологиям в области электромеханического преобразования энергии.
3. Разработана методика и определен оптимальный комбинаторный закон управления частотой вращения и поворотом лопастей турбины (направляющего аппарата), что обеспечивает наибольшую энергетическую эффективность процесса преобразования гидроэнергетического потенциала переменных расходов воды через турбину. Закон представляет собой функциональную зависимость между частотой вращения и углом поворота турбины при переменных расходах воды для достижения максимально возможного значения коэффициента полезного действия.
4. Обоснована возможность повышения энергетической эффективности турбины при переменных расходах воды путем дискретного изменения частоты вращения при стабильных значениях угла поворота лопастей турбины (направляющего аппарата) в результате использования асинхронных генераторов с переменным количеством полюсов. При изменении расхода воды в диапазоне 10-80% номинального значения в результате уменьшения частоты вращения возможно повышение коэффициента полезного действия до 20% по сравнению с типовыми решениями.
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 8 (100) 2011
© Scientific Technical Centre «TATA», 2011
5. Предложено применение распределенных (разнесенных территориально и разделенных по функциональному назначению) модульных средств сбора данных и управления с протоколом ModBus для создания высокоэффективных в функциональном и экономическом отношении системы контроля и диагностики оборудования автоматизированных малых ГЭС на основе интегрированных программируемых логических ДМ/-контроллеров с реализацией диалога «человек - машина».
Список литературы
1. Яцик А.В., Бишовець Л.Б., Богатов £.О. Малi рiчки Украши. Довщник. Кшв: Урожай, 1991.
2. Васько П.Ф. Сучасний стан, потенцшш можливосп та передумови подальшого розвитку мало! гiдроенергетики в Украш // Вщновлювана енергетика. 2006. № 1. С. 60-65.
3. Кириленко О.В., Денисюк С.П., Вiхорев Ю.О., Кохно Е.С. Мала пдроенергетика та особливосп li розвитку в УкраМ // Гiдроенергетика Укра!ни. 2004. № 3. С. 28-31.
4. НЫторович О.В. Мал1 ГЕС. Досвiд вщбудови // Пдроенергетика Укра!ни. 2004. № 4. С. 24-29.
5. Шидловський А.К., Поташник С.1., Осадчук В.О. Проблеми i перспективи розвитку пдроенерге-тики в Укра1ш // Пдроенергетика Украши. 2003. С. 15-20.
6. Стратепя розвитку пдроенергетики в енергетичнiй стратеги Укра!ни до 2030 року // Пдроенергетика Украши. 2004. № 3. С. 9-16.
7. Парламентские слушания. Проблемы и перспективы развития гидроэнергетики в Украине // Гидроэнергетика Украины. 2005. № 3. С. 23-24.
8. Васько П.Ф., Виговський В.1. Електроме-хашчне перетворення енергп за змшно! частоти обертання гiдроагрегатiв ПЕС та ПАЕС // Пдроенергетика Укра!ни. 2004. № 2. С. 44-49.
9. Костенко М.П., Пиотровский Л.М. Электрические машины. В 2-х ч. Ч. 2. Машины переменного тока. Л: Энергия, 1973.
10. Kelber C.R., Schumacher W. Adjustable Speed Constant Frequency Energy Generation with Doubly-Feed Induction Machines // Proceedings of European Conference "Variable Speed in Small Hydro". Grenoble. 2000. P. 31-37.
11. Kelber C.R., Schumacher W. Control of Doubly-Feed Induction Machines as an Adjustable Speed Motor/Generator // Proceedings of European Conference "Variable Speed in Small Hydro". Grenoble. 2000. P. 63-66.
12. Мамиконянц Л.П., Шакарян Ю.Г. Асихрони-зированные синхронные генераторы // Электричество. 1994. № 3.
13. Japan Energy Overview 2001// Japan E.A., Japanese MK of WEC. Tokyo, 2001.
14. Kita E., Bando A., Kuwabara T. 400MW adjustable-speed pumped-storage hydraulic power plant // Hitachi reviev. 1995. Vol. 44, No. 1. P. 55-62.
15. Schaafer D.,Simond J. Adjustable speed asynchronous machine in hydropower plants and its advantages for the electric grid stability // CIGRE session. 1998. G.11, Rotation machines. 11/37-01. P. 1-7.
16. Артюх С.Ф. Анализ целесообразности работы агрегатов электростанций в режиме переменной частоты вращения // Энергохозяйство за рубежом. 1988. № 3. С. 30-33.
17. Артюх С.Ф. Керування технолопчними про-цесами агрегапв пдроелектростанцш, працюючих iз змшними напорами / Автореф. дис. на здоб. наук.ст. д.т.н. Харшв, 1994.
18. Виговський В.1. Постшков В.1. Споаб електромехашчного перетворення енергп пдроенер-гетичних ресурав за змшно! частоти обертання пдроагрегапв. // Вщновлювана енергетика. 2005. № 1. С. 60-65.
19. Галшовський О.М., Дубчак £.М. Цюрила М.О., Ленська £.О. Дослщження моделей трифазно-однофазних i трифазно-трифазних збуднишв безкон-тактних машин подвшного живлення // Пдроенергетика Укра1ни. 2006. № 4. С. 36-44.
20. Смирнов И.Н. Гидравлические турбины и насосы. М.: Высшая школа, 1969.
21. Гидромеханические переходные процессы в гидроэнергетических установках / Под ред. Г.И. Кривченко. М.: Энергия, 1975.
22. Аршеневский Н.Н. Обратимые гидромашины для гидроаккумулирующих электростанций. М.: Энергия, 1977.
23. Завьялов Ю.С., Квасов Б.И., Мирошниченко В.Л. Методы сплайн-функций. М.: Наука, 1980.
24. Альберг Дж., Нильсон Э., Уолш Дж. Теория сплайнов и ее применения. М.: Мир, 1972.
25. Корнейчук Н.П. Сплайны в теории приближения. М.: Наука, 1984.
26. Бор К. Практическое руководство по сплайнам. М.: Радио и связь, 1985.
27. Васько П.Ф., Васько В.П., Бриль А.О. Мате-матична модель радiально-осьовоl пдротурбши як об'екту керування за змшно! частоти обертання // Вщновлювана енергетика. 2005. № 2. С. 66-73.
28. Банди Б. Методы оптимизации. Вводный курс / Пер. с анг. М.: Радио и связь, 1988.
29. Васильев Ф.П. Численные методы решения экстремальных задач. М.: Наука, 1980.
30. Химельблау Д. Прикладное нелинейное программирование. М.: Мир, 1975.
31. Стронгин Р.Г. Численные методы в многоэст-ремальных задачах (информационно-статистические алгоритмы). М.: Наука, 1978.
32. Данилевич Я.Б., Калинина Г.И. Система технической диагностики и контроля гидрогенераторов малых ГЭС // Электричество. 1999. № 2. С. 49-52.
33. I-7000. DIO Manual Rev: B1.3, Sep., 2000.
34. Wireless Radio Modem User's Manual. Rev: B1.2, Nov., 2001.
35. 1-8000. Series User's Manual. Ver 2.0. Sep., 2003, Copyright by ICP DAS CO., LTD.
36. hhh // www.adwantec.com.
37. hhh // www.adlink.com.
38. ХОЛИТ. Прайс-каталог. Киев, 2005.
39. Преобразователь измерительный многофункциональный АЕТ. Руководство по эксплуатации 49501860.2.005.РЭ.
40. M90/91 Micro OPLC. User Guide. Unitronics, 2005.
41. hhh // www. Lovato Electric.com.
42. HAIS - HXS and HTFS Open Loop ASIC based Current ransducers from 5 to 800 ARMS nominal with reference access. Made to measure. - LEM Components, Publication CH 24108 E/US (11.04 • 9/6 • CDH) - 20 p.
43. hhh // www.taehwatrans.tw.com.
44. hhh // www.velleman.com.
45. Васько П.Ф., Васько В.П., Фшенко А.О. Енер-гетична ефективнють пдротурбши за довшьних зна-чень витрат води та частоти обертання // Вщновлювана енергетика. 2007. № 1. С. 58-63.
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 8 (100) 2011
© Scientific Technical Centre «TATA», 2011
