Исследование работы прогностических регуляторов установки распределенной генерации в системе электроснабжения с мощным накопителем электроэнергии

Цитирование: Булатов, Ю. Н. Исследование работы прогностических регуляторов установки распределенной генерации в системе электроснабжения с мощным накопителем электроэнергии / Ю. Н. Булатов, А. В. Крюков, К. В. Суслов // Журн. Сиб. федер. ун-та. Техника и технологии, 2021, 14(4). С. 448–458. DOI: 10.17516/1999-494X-0325

В режиме параллельной работы установок РГ и электроэнергетической системы (ЭЭС) большой мощности повышается надежность электроснабжения и эффективность стабилизации напряжения и частоты при различных возмущениях. В то же время такой режим приводит к увеличению токов короткого замыкания, усложнению устройств релейной защиты и задач управления режимами. В аварийных ситуациях целесообразно использовать островной (изолированный) режим, когда установки РГ выделяются в кластеры для питания части ответственных потребителей [5, 6]. С целью повышения надежности функционирования СЭС необходимо решить ряд задач, в число которых входит оптимальное управление установками РГ при переходе в изолированный режим работы [7]; при этом необходимо учитывать типы используемых установок РГ и их генераторов, ограничения по максимальной мощности потребителей, характер нагрузки, а также влияние на генерирующие установки резкого повышения или понижения нагрузки.

Установки РГ, работающие на основе синхронных турбо- и гидрогенераторов, позволяют получить достаточную мощность для питания промышленных потребителей. Повысить устойчивость работы генераторов позволяют автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) и скорости (АРС) вращения ротора. Задачи построения и настройки регуляторов установок РГ, работающих в СЭС при различных режимах, могут быть решены с использованием накопителей электроэнергии [8] и интеллектуальных технологий управления [9, 10].

Проведенные исследования показывают, что эффективным способом управления синхронными генераторами является использование нечетких регуляторов [11, 12] и прогностических алгоритмов [13, 14], позволяющих создавать адаптивные системы. Однако для практического применения таких систем требуются трудоемкие исследования на сложных моделях с учетом большого числа возможных режимов работы для определения их влияния на параметры регулирования и показатели качества процесса управления.

Целью данной работы является исследование поведения предлагаемых прогностических АРВ и АРС при переходе СЭС с мощной асинхронной нагрузкой в островной (изолированный) режим. Исследования проводили для СЭС промышленного предприятия с турбогенераторной установкой (ТГУ) и накопителем электроэнергии (НЭ) большой мощности. Моделирование выполняли в системе MATLAB с использованием пакетов Simulink и SimPowerSystems. Ниже представлено описание используемой модели СЭС с установкой РГ и НЭ, а также результатов моделирования.

Описание используемой модели СЭС с установкой РГ и НЭ

Схема исследуемой СЭС промышленного предприятия, показанная на рис. 1, имела связь с ЭЭС через два трансформатора (Т-1 и Т-2) 110/10 кВ мощностью по 6300 кВ·А каждый. Основными потребителями электроэнергии в рассматриваемой СЭС являются асинхронные двигатели (АД): два высоковольтных АД мощностью по 670 кВт каждый, а также большое количество низковольтных АД, учитываемых в модели в виде эквивалентных блоков мощностью 930 и 1485 кВт соответственно, с трансформаторами и кабельными линиями, получающими питание от разных секций шин (рис. 1). В состав СЭС входит ТГУ мощностью 3125 кВ×А и НЭ большой мощности. Схема имитационной модели СЭС в MATLAB представлена на рис. 2.

Рис. 1. Схема исследуемой СЭС промышленного предприятия: КЛ – кабельная линия

Fig. 1. Scheme of the investigated power supply system (PSS) of an industrial enterprise: CL – cable line

Синхронный генератор ТГУ (блок TGP на рис. 2) моделировался блоком пакета SymPowerSystems - Synchronous Machine. Модель используемой паровой турбины ТГУ описывалась следующим дифференциальным уравнением:

dPT Тт-^+Рг=и,

где P T – мощность турбины; μ – открытие регулирующего органа; T T – постоянная времени турбины (принималась из практических соображений равной 0,2 с [14]).

Система возбуждения генератора ТГУ моделировалась апериодическим звеном первого порядка с передаточной функцией вида [15]

0,0255 +Г а также последовательно соединенным с ним усилителем с передаточной функцией

■            1

0,0015 + 1 ’ где s – оператор Лапласа.

Для повышения устойчивости синхронного генератора ТГУ в модели применялись АРВ и АРС с использованием прогностических звеньев или без них. В качестве регулятора возбуждения синхронного генератора ТГУ предлагалось использовать прогностический АРВ, структурная схема Simulink-модели которого представлена на рис. 3. Схема используемой Simulink-модели прогностического АРС показана на рис. 4 [14]. Из схем, приведенных на рис. 3 и 4, видно, что на выходе регуляторов подключается линейное прогнозирующее звено с передаточной функцией Tps+1 [16] и последовательно соединенным с ним электронным усилите лем с передаточной функцией . При моделировании принимались следующие числовые значения параметров: Ka=1; Ta=0,001 с.

Рис. 2. Схема имитационной модели в MATLAB

Fig. 2. Simulation model diagram in MATLAB

Рис. 3. Схема Simulink-модели прогностического АРВ: U_g – текущее значение напряжения генератора; SetU g – заданное значение напряжения генератора; I f – ток возбуждения генератора; ω m – текущее значение частоты вращения ротора генератора; Set ω m – заданное значение частоты вращения ротора генератора; k 0 u , k 1 u , k 1 If , k 0ω , k 1ω – коэффициенты настройки АРВ; T p – постоянная времени прогнозирующего звена

Fig. 3. Simulink diagram of predictive AVC model: U g – an instantaneous value of generator voltage; SetU g – a set value of generator voltage; I f – generator excitation current; ω m – a generator rotor speed instantaneous value; Set ω m – a generator rotor speed set value; k 0 u , k 1 u , k 1 If , k 0ω , k 1ω – tuning coefficients of AVC; T p – the prognostic link time constant

Тр

Рис. 4. Схема Simulink-модели прогностического АРС: K_p , K_i , K_d – коэффициенты настройки АРС

Fig. 4. Simulink diagram of predictive ASC model: K p , K i , K d – tuning coefficients of ASC

Коэффициенты настройки АРВ и АРС определялись из практических соображений и принимались одинаковыми для классических ПИД регуляторов и устройств с прогностическим звеном. Постоянная времени прогноза для АРС определялась автоматически [14] и изменялась в зависимости от угла нагрузки генератора δ согласно следующей функции:

Постоянная времени прогнозирующего звена для АРВ Т_р определялась в соответствии с методикой, описанной в [14], и принималась равной 0,125 с. Следует отметить, что используемая методика является универсальной и может применяться в схемах с любым количеством генераторов и потребителей электроэнергии.

В исследуемой СЭС предполагалось использование литий-ионных аккумуляторных батарей в связи с их преимуществами перед другими типами НЭ [17]. В качестве модели литий-ионных аккумуляторных батарей использовался блок Battery пакета SimPowerSystems системы

MATLAB, который подключался к трехфазной сети переменного тока через инвертор и LC фильтр. Зарядка НЭ, мощность которого при моделировании составляла 3 МВт, может осуществляться от ЭЭС или от ТГУ в часы минимальных нагрузок.

Результаты моделирования

Исследования проводили при переходе СЭС в изолированный режим работы при следующей технической оснащенности установок РГ:

• •    использование ТГУ с прогностическими АРВ и АРС [14] или с классическими регуляторами;

• •    использование в СЭС НЭ большой мощности, постоянно подключенного или подключаемого автоматически при снижении напряжения.

Начальная загрузка генератора ТГУ составляла 80 %, и при переходе в островной режим работы генератор оказывался перегруженным. Длительное время такой режим не может существовать, поэтому для компенсации дефицита генерирующей мощности в СЭС использовался НЭ, мощность и емкость которого была достаточна для длительного питания потребителей. Результаты моделирования перехода СЭС в изолированный режим работы в виде временных зависимостей мощности на валу турбины ТГУ, скорости вращения ротора и напряжения генератора показаны на рис. 5.

На рис. 6 изображены временные зависимости частоты в СЭС в указанном режиме работы. По представленным на рис. 5 и 6 временным зависимостям видно, что использование в СЭС НЭ большой мощности позволяет разгрузить генератор ТГУ и эффективнее стабилизировать частоту в сети при переходе СЭС в изолированный режим. Однако при этом наблюдается увеличение перерегулирования, колебательности и времени переходного процесса для скорости вращения ротора и напряжения генератора ТГУ.

Можно отметить, что использование прогностических АРВ и АРС позволяет улучшить демпферные свойства системы без применения процедур оптимизации настроек регуляторов: снижается величина перерегулирования, колебательность и время переходного процесса для скорости вращения ротора генератора, мощности на валу турбины и частоты напряжения в сети. В рассматриваемом режиме на характер изменения амплитуд напряжения генератора ТГУ прогностический АРВ влияния практически не оказывает.

Дополнительно было выполнено моделирование перехода СЭС в изолированный режим работы при отключенном НЭ, который подключался автоматически при снижении напряжения. На рис. 7 показаны результаты моделирования в виде параметров ТГУ и частоты в сети СЭС.

Сравнительный анализ результатов моделирования перехода СЭС в изолированный режим работы позволяет сделать вывод об эффективности применения НЭ большой мощности для повышения надежности электроснабжения потребителей и недопущения режима перегрузки используемой установки РГ. По сравнению с ситуацией, когда НЭ отключен, наблюдаются несколько большие отклонения и колебания напряжения и скорости вращения ротора генератора ТГУ, что может быть сведено к минимуму благодаря использованию прогностических АРВ и АРС.

а)

Рис. 5. Параметры ТГУ при переходе в островной (изолированный) режим работы СЭС: а – использовались классические АРВ и АРС; б – использовались прогностические АРВ и АРС; 1 – НЭ отключен; 2 – НЭ всегда включен

• Fig. 5.    Parameters of the TGP during the transition to the island (isolated) operation mode of the PSS: a – classic AVC and ASC were used; б – predictive AVC and ASC were used; 1 – energy storage (ES) is disabled; 2 – ES is always on

  

а) б)

Рис. 6. Частота в сети при переходе СЭС в островной (изолированный) режим работы: А – использовались классические АРВ и АРС; б – использовались прогностические АРВ и АРС; 1 – НЭ отключен; 2 – НЭ всегда включен

• Fig. 6.    The frequency in the mains during the PSS transition to the island (isolated) operation mode: a – classic AVC and ASC were used; б – predictive AVC and ASC were used; 1 – ES is disabled; 2 – ES is always on

Рис. 7. Параметры ТГУ с прогностическими АРВ и АРС (а, б, в) и частота в сети (г) при переходе СЭС в изолированный режим работы: НЭ подключался автоматически при снижении напряжения

Fig. 7. TGP parameters with predictive AVC and ASC (a, б, в) and frequency in the mains (г) when the PSS transition to an isolated operation mode: ES is connected automatically when the voltage drops

Заключение

По результатам компьютерного моделирования можно сделать следующие выводы:

• 1.    Использование накопителей энергии большой мощности позволяет разгрузить генератор ТГУ и не отключать важных потребителей, что особенно актуально для СЭС с дефицитом генерирующих установок.

• 2.    Применение накопителей во всех рассматриваемых режимах дает возможность более эффективно стабилизировать частоту в сети, однако при этом наблюдается увеличение перерегулирования, колебательности и времени переходного процесса для скорости вращения ротора и напряжения генератора ТГУ. Возникающее перенапряжение на зажимах генератора при переходе в островной режим работы объясняется резким сбросом нагрузки ТГУ при перераспределении питания потребителей.

• 3.    Использование прогностического АРС генератора ТГУ даже без применения процедур оптимизации настроек регуляторов позволяет снизить величину перерегулирования, колебательность и время переходного процесса для скорости вращения ротора генератора, мощности на валу турбины и частоты напряжения в сети. На изменение амплитуд напряжения генератора ТГУ в рассматриваемом режиме прогностический АРВ влияния практически не оказывает.

• 4.    Использование НЭ, автоматически подключаемого к сети СЭС при снижении напряжения, дает возможность несколько уменьшить перенапряжение на зажимах генератора при его разгрузке, а также больше снизить необходимую механическую мощность на валу турбины ТГУ в сравнении с постоянно подключенным НЭ.

• 5.    Предлагаемые прогностические регуляторы синхронных генераторов могут быть рекомендованы для повышения устойчивости установок РГ при переходе в изолированный режим. Целесообразно проведение дальнейших исследований в направлении создания алгоритмов согласованной работы регуляторов установки РГ и накопителя электроэнергии.

Благодарности / Acknowledgements

Работа выполнена в рамках государственного задания Министерства науки и высшего образования Российской Федерации (проект № 0667–2020–0039).

The work was carried out within the framework of the state assignment of the Ministry of Science and Higher Education of the Russian Federation (project No. 0667–2020–0039).