Улучшение качества управления генераторами малых ТЭЦ в условиях пониженного качества электроэнергии

В настоящее время особую важность приобретает задача создания в зданиях производственных котельных небольших по мощности теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) [1], обеспечивающих совместное производство электрической и тепловой энергии. Использование ТЭЦ малой мощности позволяет повысить надежность электроснабжения ответственных потребителей.

Развитие малой энергетики требует новых подходов при разработке и реализации ее объектов [2]. Одно из перспективных направлений когенерации электрической и тепловой энергии [3], которое может использоваться при реконструкции существующих теплоэнергетических объектов и строительстве новых, базируется на применении паротурбинных установок (ПТУ) [4] с использованием теплоты отработавшего пара. Для этих же целей могут применяться газотурбинные установки (ГТУ) [5, 6]. Сказанное в полной мере относится к стационарной энергетике железнодорожного транспорта. Применение на основе ПТУ и ГТУ мини-ТЭЦ в системах электроснабжения железных дорог (СЭЖД) позволит повысить уровень надежности электроснабжения [7] и улучшить качество электроэнергии [8, 9]. Однако из-за влияния однофазной и нелинейной тяговой нагрузки СЭЖД переменного тока характеризуются пониженным качеством электроэнергии по отклонениям напряжений, несимметрии и гармоническим искажениям. Поэтому для обеспечения надежного функционирования генераторов мини-ТЭЦ на базе ПТУ или ГТУ требуется разработка специальных методов и средств, а также применение эффективных алгоритмов автоматического регулирования напряжения и частоты.

Для обеспечения эффективной работы мини-ТЭЦ можно использовать технологию сетевых кластеров (microgrid) [10, 11], снимающую проблемы с качеством электроэнергии за счет подключения мини-ТЭЦ и питающихся от нее потребителей через вставку постоянного тока, выпрямители и инверторы которой оборудованы фильтрами для подавления гармонических искажений.

Для формирования мини-ТЭЦ используются агрегаты на базе синхронных генераторов c автоматическими регуляторами возбуждения (АРВ) и частоты вращения (АРЧВ). Для повышения эффективности этих систем можно использовать прогностические алгоритмы [12]. Результаты исследований, приведенные в работах [13–15], показывают эффективность их применения в регуляторах для управления силовой электроникой, электродвигателями и генераторами. Такие регуляторы могут быть построены на основе линейных и нелинейных алгоритмов. В работах [16, 17] показана эффективность использования линейных алгоритмов.

Исследования на компьютерных моделях газотурбинной [18], турбогенераторной [19] и ги-дрогенераторной [20] установок подтвердили высокую эффективность использования линейных прогностических алгоритмов в АРВ и АРЧВ. Указанные исследования на моделях энергоустановок проводились в условиях нормального качества электроэнергии.

Ниже представлены результаты исследований режимов работы СЭЖД с двигательной нагрузкой в трехфазной сети 6 кВ с двумя мини-ТЭЦ, питающими нетяговых потребителей. Изучалось влияние предлагаемого метода регулирования на режимы сетевого кластера, представляющего собой распределительную электрическую сеть, подключенную к СЭЖД через вставку постоянного тока (ВПТ). Моделирование выполнялось в системе MATLAB. Цель – 310 – исследований состояла в сравнении работы и эффективности предлагаемых самонастраивающихся прогностических регуляторов синхронных генераторов мини-ТЭЦ с типовыми АРВ и АРЧВ в различных переходных режимах работы системы электроснабжения в условиях, когда показатели качества электроэнергии могут выходить за допустимые пределы.

Научная значимость проведенного исследования состоит в получении новых результатов, позволяющих анализировать сложные процессы, протекающие в СЭЖД, оснащенных миниТЭЦ на основе синхронных генераторов с прогностическими регуляторами напряжения и частоты. Практическая значимость заключается в том, что разработанные компьютерные модели и результаты моделирования могут использоваться при разработке мероприятий, обеспечивающих надежную и эффективную работу мини-ТЭЦ в СЭЖД, а также в системах электроснабжения других отраслей при наличии проблем с качеством электроэнергии.

Модель СЭЖД с мини-ТЭЦ

Компьютерные модели для решения сформулированных выше задач, связанных с обеспечением эффективного использования мини-ТЭЦ в СЭЖД, были реализованы в среде MATLAB для системы, схема которой показана на рис. 1. Электрическая сеть, питающая нетяговых потребителей и включающая две мини-ТЭЦ, подключалась к обмотке 6 кВ трансформатора тяговой подстанции (ТП) через ВПТ (рис. 1). Такое решение позволяет обеспечить требуемые показатели качества электроэнергии в сетях нетяговых потребителей. Номинальная мощность генераторов малых ТЭЦ составляла 3,125 МВ·А. В узлах сети подключалась активноиндуктивная и двигательная нагрузка, в качестве которой использовались асинхронные машины мощностью по 250 кВт. Малые ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 связаны двухцепной линией 6 кВ длиной 3 км. На рис. 1 указана мощность нагрузок и количество двигателей на ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2.

Синхронные генераторы ТЭЦ моделировались стандартным блоком Synchronous Machine pu Fundamental пакета SimPowerSystems. В модели для регулирования параметров турбогенератора использовались самонастраивающиеся прогностические АРВ и АРЧВ, схемы моделей которых приведены на рис. 2. Подробное описание данных регуляторов приведено в работе [21].

Рис. 1. Исследуемая схема СЭЖД с сетевым кластером

Fig. 1. The investigated scheme of the railway power supply system with a network cluster

3 - угол нагрузки генератора; U_g - текущее напряжение; SetU_g - заданное значение напряжения; If - ток возбуждения; со„ - текущее значение частоты вращения ротора; Seta>_m - заданное значение частоты вращения; ко», к_Хи, kyf к^, k_ia - коэффициенты настройки АРВ

(a)

(б)

Рис. 2. Схемы моделей самонастраивающихся прогностических АРВ (a) и АРЧВ (b) в MATLAB

Fig. 2. Schemes of models of self-adjusting prognostic AVR (a) and ASR (b) in MATLAB

Состав гармоник на шинах 6 кВ показан на рис. 3 для двух режимов работы:

• •    непосредственного подключения к шинам ТП через байпас;

• •    соединение с ТП через вставку постоянного тока.

Анализ проводился с помощью программы FFT Tool системы MATLAB. При подключении через байпас заметно ухудшается качество электроэнергии по гармоническим искажениям с преобладанием нечетных гармоник. Кроме того, наблюдается несимметрия питающего напряжения: коэффициент несимметрии напряжения обратной последовательности K _2U = 5,8 %. Применение ВПТ позволяет решить проблему с качеством электроэнергии. Результаты моделирования такого режима показаны на рис. 3б; в этом случае коэффициенты гармоник K _U ( _n ) уменьшаются до долей процентов, а коэффициент несимметрии K _2U снижается до 0,08 %.

В модели исследуемой СЭЖД с мини-ТЭЦ предусматривалась возможность реализации следующих возмущающих воздействий:

• 1.    Подключение дополнительной нагрузки на шинах ТЭЦ-1.

• 2.    Отключение централизованного питания со стороны ВПТ.

• 3.    Устойчивое КЗ на линии 6 кВ с последующим ее отключением с двух сторон.

• 4.    Включение дополнительной тяговой нагрузки при питании через ВПТ или байпас.

(а) при подключении через байпас / when connected via bypass

(б) подключение сетевого кластера через ВПТ / coimecting a network cluster via a DC insert

Рис. 3. Состав гармоник на шинах 6 кВ

Fig. 3. Composition of harmonics on 6 kV buses

Результаты моделирования

При изучении влияния прогностических АРВ и АРЧВ самонастраивающегося типа на показатели качества управления напряжением и частотой ТЭЦ использовалась согласованная настройка регуляторов синхронных генераторов [22]. Ниже приведены результаты моделирования в режиме подключения через ВПТ.

Результаты моделирования режима подключения дополнительной нагрузки мощностью 2 + j 0,4 МВ·А на шинах ТЭЦ-1 представлены на рис. 4–7. Использование прогностических АРВ и АРЧВ самонастраивающегося типа уменьшает время переходного процесса для мощности на валу турбины ТЭЦ-1 и частоты ее вращения, делая управление более плавным (рис. 4 и 5). Аналогичные результаты получаются и для ТЭЦ-2.

При подключении дополнительной нагрузки использование прогностических АРВ и АРЧВ значительно улучшает показатели качества регулирования (ПКР) для напряжения и частоты: на 33 % уменьшается провал напряжения (рис. 6); в два раза снижается время переходного процесса (ПП) для напряжения (рис. 6), а для частоты – в десять раз (рис. 7); исчезает колебательность этих параметров. Остальные показатели регулирования представлены в табл. 1.

Рис. 4. Изменение механической мощности на валу турбогенератора ТЭЦ-1 при подключении дополнительной нагрузки: 1 – регуляторы без прогнозирующего звена; 2 – использовались самонастраивающиеся прогностические АРВ и АРЧВ

Fig. 4. Change in mechanical power on the shaft of the turbogenerator of CHP 1 when connecting an additional load: 1 – regulators without a predictive link; 2 – self-adjusting prognostic AVR and ASR were used

Рис. 5. Скорость вращения ротора генератора при подключении дополнительной нагрузки: обозначения 1 и 2 соответствуют рис. 4

Fig. 5. Rotation speed of the generator rotor when connecting an additional load: designations 1 and 2 correspond to Fig. 4

Рис. 6. Изменение напряжения турбогенератора ТЭЦ-1 при подключении дополнительной нагрузки: обозначения 1 и 2 соответствуют рис. 4

Fig. 6. Change in voltage of the turbogenerator of CHP1 when connecting an additional load: designations 1 and 2 correspond to Fig. 4

Рис. 7. Изменение частоты в сети при подключении дополнительной нагрузки: обозначения 1 и 2 соответствуют рис. 4

Fig. 7. Change in frequency in the network when connecting an additional load: designations 1 and 2 correspond to Fig. 4

Таблица 1. Некоторые показатели качества регулирования при подключении дополнительной нагрузки на шинах ТЭЦ-1

Table 1. Some indicators of the quality of regulation when connecting an additional load on the buses of CHP 1

Показатель качества регулирования Виды регуляторов Разница показателей, % обычные АРВ и АРЧВ прогностические АРВ и АРЧВ 1. Время ПП скорости вращения ротора турбогенератора, с 11,0 3,5 68,2 2. Перерегулирование скорости вращения ротора турбогенератора s 0,1 0 100,0 3. Степень затухания колебаний скорости вращения ротора турбогенератора m 0,5 1,0 50,0 4. Время ПП напряжения турбогенератора, с 10,0 4,5 55,0 5. Перерегулирование напряжения турбогенератора s 1,67 0 100,0 6. Степень затухания колебаний напряжения турбогенератора m 0,016 1,0 98,4 a-h^ \100, %; p_। ^max 2 ,

,, где hmax1 – амплитуда первого колебания; hmax2 – амплитуда второго колебания; h – установившееся значение регулируемой величины

Результаты моделирования режима отключения питания от ТП представлены на рис. 8–11. Применение прогностических АРВ и АРЧВ самонастраивающегося типа улучшает ПКР параметров ТЭЦ:

• –    отсутствует колебательность мощности турбогенератора (рис. 8);

• –    в 6 раз снижается время ПП для скорости вращения ротора генератора ТЭЦ-1 (рис. 9);

• –    в три раза уменьшается провал напряжения на шинах ТЭЦ-1 (рис. 10);

• –    в одиннадцать раз снижается время ПП для частоты (рис. 11).

  
  
  
  
  
  
  
  
  

Рис. 8. Механическая мощность на валу турбогенератора ТЭЦ-1 при отключении питания от ТП: обозначения 1 и 2 соответствуют рис. 4

• Fig. 8.    Mechanical power on the shaft of the turbogenerator of CHP1 when the power is turned off from the transformer substation: designations 1 and 2 correspond to Fig. 4

Рис. 9. Скорость вращения ротора генератора ТЭЦ-1 при отключении питания от ТП: обозначения 1 и 2 соответствуют рис. 4

• Fig. 9.    Rotation speed of the generator rotor of CHP 1 when power is turned off from the transformer substation: designations 1 and 2 correspond to Fig. 4

Рис. 10. Напряжение на шинах ТЭЦ-1 при отключении питания от ТП: обозначения 1 и 2 соответствуют рис. 4

• Fig. 10.    Voltage on the buses of CHP1 when power is turned off from the transformer substation: designations 1 and 2 correspond to Fig. 4

  
  
  

Рис. 11. Изменение частоты в сети при отключении питания от ТП: обозначения 1 и 2 соответствуют рис. 4

• Fig. 11.    Change in frequency in the network when power is turned off from the transformer substation: designations 1 and 2 correspond to Fig. 4

Когда в регуляторах отсутствует прогнозирующее звено, то после отключения от ТП ухудшаются показатели качества процесса регулирования. Остальные ПКР для данного режима представлены в табл. 2.

Из табл. 2 видно, что применение прогностических АРВ и АРЧВ самонастраивающегося типа для генераторов ТЭЦ позволяет в значительной степени улучшить ПКР:

– время ПП для скорости вращения ротора снижается на 83 %; а для напряжения уменьшается на 40 %;

– отсутствует перерегулирование;

– в два раза увеличивается степень затухания колебаний указанных параметров.

Результаты моделирования режима КЗ на линии 6 кВ вблизи ТЭЦ-1 с последующим ее отключением с двух сторон представлены на рис. 12–15. Использование прогностических АРВ

Таблица 2. Некоторые ПКР обычных и прогностических АРВ и АРЧВ при отключении питания от ТП

Table 2. Some indicators of the quality of regulation of conventional and prognostic AVR and ASR when disconnecting power from the transformer substation

Показатель качества регулирования	Виды регуляторов		Разница показателей, %
	обычные АРВ и АРЧВ	прогностические АРВ и АРЧВ
1. Время ПП скорости вращения ротора турбогенератора, с	30,0	5,0	83,3
2. Перерегулирование скорости вращения ротора турбогенератора s	0,15	0	100,0
3. Степень затухания колебаний скорости вращения ротора турбогенератора m	0,33	1,0	67,0
4. Время ПП напряжения турбогенератора, с	5,0	3,0	40,0
5. Перерегулирование напряжения турбогенератора s	3,33	0	100,0
6. Степень затухания колебаний напряжения турбогенератора m	0,03	1,0	97,0

Рис. 12. Изменение механической мощности на валу турбогенератора ТЭЦ-1 при КЗ с последующим его отключением: обозначения 1 и 2 соответствуют рис. 4

• Fig. 12.    Change in mechanical power on the shaft of the turbogenerator of CHP1 during a short circuit with its subsequent shutdown: designations 1 and 2 correspond to Fig. 4

Рис. 13. Скорость вращения ротора генератора при КЗ с последующим его отключением: обозначения 1 и 2 соответствуют рис. 4

• Fig. 13.    Rotation speed of the generator rotor during a short circuit followed by its shutdown: designations 1 and 2 correspond to Fig. 4

Рис. 14. Изменение напряжения турбогенератора при КЗ с последующим его отключением: обозначения 1 и 2 соответствуют рис. 4

• Fig. 14.    Change in the voltage of the turbogenerator during a short circuit with its subsequent shutdown: designations 1 and 2 correspond to Fig. 4

  
  
  

Рис. 15. Изменение частоты в сети при КЗ с последующим его отключением: обозначения 1 и 2 соответствуют рис. 4

• Fig. 15.    The frequency in the network during a short circuit and then turning it off: designations 1 and 2 correspond to Fig. 4

и АРЧВ самонастраивающегося типа по сравнению с обычными регуляторами при КЗ и отключении связывающей ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 линии позволяет значительно улучшить следующие показатели: в пять раз снижается время ПП для мощности турбогенератора (рис. 12) и в четыре раза для скорости вращения его ротора (рис. 13); практически отсутствует перерегулирование этих параметров (рис. 13 и 14); в шесть раз снижается время ПП для частоты в сети (рис. 15). Остальные показатели представлены в табл. 3.

Дополнительно выполнялось моделирование режима подключения мощной тяговой нагрузки в режимах питания кластеров через ВПТ или байпас. Результаты моделирования данного режима при подключении через ВПТ представлены на рис. 16 и 17, а также в табл. 4. Полученные результаты дают возможность отметить, что применение прогностических регу-

Таблица 3. Некоторые показатели качества регулирования обычных и прогностических АРВ и АРЧВ при КЗ на линии 6 кВ с последующим его отключением

Table 3. Some indicators of the quality of regulation of conventional and prognostic AVR and ASR during a short circuit on a 6 kV line with its subsequent shutdown

Показатель качества регулирования	Виды регуляторов		Разница показателей, %
	обычные АРВ и АРЧВ	прогностические АРВ и АРЧВ
1. Время ПП скорости вращения ротора турбогенератора, с	13,0	3,0	77,0
2. Перерегулирование скорости вращения ротора турбогенератора s	0,75	0	100,0
3. Степень затухания колебаний скорости вращения ротора турбогенератора m	0,36	1,0	64,0
4. Время ПП напряжения турбогенератора, с	6,0	2,0	67,0
5. Перерегулирование напряжения турбогенератора s	50,0	0	100,0
6. Степень затухания колебаний напряжения турбогенератора m	0,67	1,0	33,0

Рис. 16. Скорость вращения ротора генератора при подключении дополнительной тяговой нагрузки: обозначения 1 и 2 соответствуют рис. 4

• Fig. 16.    Rotation speed of the generator rotor when connecting an additional traction load: designations 1 and 2 correspond to Fig. 4

Рис. 17. Изменение напряжения турбогенератора при подключении дополнительной тяговой нагрузки: обозначения 1 и 2 соответствуют рис. 4

• Fig. 17.    Change in turbogenerator voltage when connecting an additional traction load: designations 1 and 2 correspond to Fig. 4

ляторов генераторов малых ТЭЦ позволяет: на 50 % снизить коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности ( K 2U ); в среднем на 8,5 % уменьшить коэффициенты несинусоидальности напряжения; при этом отсутствует колебательность и перерегулирование напряжения и скорости вращения ротора турбогенератора (рис. 16 и 17).

Результаты моделирования режима подключения дополнительной тяговой нагрузки при питании через байпас представлены на рис. 18–20, а также в табл. 5 и дают возможность сделать вывод о том, что применение прогностических регуляторов генераторов малых ТЭЦ позволяет в среднем на 23 % снизить коэффициенты несинусоидальности напряжения. Также отсутствует колебательность и перерегулирование напряжения (рис. 19) и частоты в сети (рис. 20).

Таблица 4. Показатели качества электроэнергии при подключении через ВПТ в режиме увеличения тяговой нагрузки

Table 4. Electric power quality indicators when connected via a DC insert in the mode of increasing traction load

Режим работы системы	Показатели качества электроэнергии
	Коэффициенты несинусоидальности напряжения, %			K 2U , %
	K UAB ( n )	K UBC ( n )	K UCA ( n )
1. Регуляторы генераторов ТЭЦ без прогнозирующего звена	0,14	0,12	0,1	0,02
2. На ТЭЦ использовались прогностические АРВ и АРЧВ	0,13	0,11	0,09	0,01
Отличия, %	7,14	8,33	10	50

Рис. 18. Скорость вращения ротора генератора при подключении дополнительной тяговой нагрузки: обозначения 1 и 2 соответствуют рис. 4

• Fig. 18.    Rotation speed of the generator rotor when connecting an additional traction load: designations 1 and 2 correspond to Fig. 4

Рис. 19. Изменение напряжения турбогенератора при подключении дополнительной тяговой нагрузки: обозначения 1 и 2 соответствуют рис. 4

• Fig. 19.    Change in turbogenerator voltage when connecting an additional traction load: designations 1 and 2 correspond to Fig. 4

Рис. 20. Изменение частоты в сети при подключении дополнительной тяговой нагрузки: обозначения 1 и 2 соответствуют рис. 4

• Fig. 20.    Change in frequency in the network when connecting an additional traction load: designations 1 and 2 correspond to Fig. 4

Таблица 5. Показатели качества электроэнергии при подключении через байпас в режиме увеличения тяговой нагрузки

Table 5. Electric power quality indicators when connected via bypass in the mode of increasing traction load

Режим работы системы	Показатели качества электроэнергии
	Коэффициенты несинусоидальности напряжения, %			K 2U, %
	K UAB ( n )	K UBC ( n )	K UCA ( n )
1. Регуляторы генераторов ТЭЦ без прогнозирующего звена	14, 51	15,71	16,5	7,329
2. На ТЭЦ использовались прогностические АРВ и АРЧВ	11,4	12,26	13,12	7,326
Отличия, %	21,43	21,7	26,5	0,04

Результаты моделирования показали, что использование ВПТ при подключении распределительной сети к СЭЖД с пониженным качеством электроэнергии в части несимметрии и несинусоидальности позволяет значительно улучшить данные показатели и обеспечивает практическую нечувствительность режима к возмущениям в тяговой сети. Кроме этого, использование прогностических регуляторов самонастраивающегося типа для синхронных генераторов малых ТЭЦ позволяет дополнительно улучшить показатели, характеризующие не-симметрию и несинусоидальность напряжения и в значительной степени улучшить показатели качества процесса регулирования.

Заключение

Представлены модели прогностических АРВ и АРЧВ самонастраивающегося типа для турбогенератора малых ТЭЦ. Полученные на основе этих моделей результаты позволили сформулировать следующие выводы:

• 1.    При увеличении нагрузки мини-ТЭЦ прогностические АРВ и АРЧВ: на 33 % уменьшают провал напряжения; в два раза снижают время переходного процесса для напряжения и в десять раз для частоты в сети; при этом практически отсутствует колебательность скорости вращения ротора, механической мощности, напряжения и частоты в сети.

• 2.    В режиме КЗ и при отключении связывающей ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 линии значительно улучшаются следующие показатели: время переходного процесса для мощности турбогенератора уменьшается в пять раз, для скорости вращения – в четыре раза, а для частоты в сети – в шесть раз; отсутствует перерегулирование напряжения; при этом исчезает колебательность всех регулируемых параметров.

• 3.    При переходе системы электроснабжения в островной режим из-за потери связи с питающей ТП применение прогностических АРВ и АРЧВ самонастраивающегося типа улучшает следующие параметры: уменьшается время переходного процесса для скорости ротора турбогенератора ТЭЦ в шесть раз, а для частоты в сети – в одиннадцать раз; в три раза снижается провал напряжения на шинах ТЭЦ.

• 4.    Использование вставки постоянного тока при подключении мини-ТЭЦ к СЭЖД позволяет значительно улучшить показатели качества регулирования и обеспечивает практическую нечув-

• ствительность режима к возмущениям в тяговой сети. Кроме этого, использование прогностических регуляторов самонастраивающегося типа для синхронных генераторов малых ТЭЦ позволяет дополнительно улучшить показатели, характеризующие качество электроэнергии: на 50 % снижается коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности; в среднем на 8,5 % уменьшаются коэффициенты несинусоидальности; при этом отсутствует колебательность и перерегулирование напряжения и скорости вращения ротора турбогенератора

• 5.    Применение прогностических АРВ и АРЧВ самонастраивающегося типа позволяет обеспечить устойчивую работу турбогенератора и приемлемые показатели качества регулирования для всех параметров, а также улучшает качество электроэнергии, что является подтверждением высокой эффективности применения предлагаемых регуляторов синхронных генераторов мини–ТЭЦ.