Синтез систем адаптивной синхронизации генераторов с электрической сетью на основе методов автоматического управления с эталонной моделью

Следует отметить, что выбор больших значений минимальной длительности импульсов регулирования частоты и коэффициента пропорциональности регулирования позволяет сократить общее время синхронизации, но в ряде случаев приводит к перерегулированию (рисунок 4.3).

Время выполнения подгонки частоты генератора к частоте сети составило 30 секунд. Время ожидания момента совпадения фаз векторов напряжения генератора и сети 7,6 секунды. Полное время синхронизации 37,6 секунды.

Рисунок 4.3 - Результаты моделирования алгоритмов работы синхронизатора SYNCHROTACT (Kf= 2, tpmin= 0,3 с)

Включение произведено при значении скольжения 0,09 Гц, что превышает выбранное значение уставки по скольжению (0,03 Гц), близко к предельному по условиям точной синхронизации значению, приведенному в отечественной литературе (0,1 Гц) и превышает допустимое значение, приведенное в стандартах IEEE (0,067 Гц). Невыполнение последнего импульса регулирования установило бы частоту генератора на уровне 50,01 Гц, при этом время ожидания момента совпадения фаз напряжений генератора и сети существенно увеличивалось (скорость изменения относительного угла при скольжении 0,01 Гц составляет 3,6 градуса в секунду). В то же время попытка точной «подгонки» частоты может привести к эффекту «рысканья», описанному в п. 1.2.5.

Следует отметить, что в рассмотренном примере (см. рисунок 4.3) при больших величинах скорости изменения относительного угла (32,4 градуса в секунду) могут возникнуть трудности в определении момента включения выключателя, что приведет к ненулевому значению относительного угла в момент включения.

Ранее, в качестве одного из недостатков существующих систем автоматической точной синхронизации (см. п. 1.2.5) была выделена неустойчивость процесса управления к случайным возмущениям, способным вызвать отклонения режимных параметров, как генератора, так и сети (или частей ЭЭС). На рисунке 4.4 представлены результаты моделирования опыта синхронизации генератора с сетью для случая возникновения случайного возмущения продолжительностью 28,8 секунды вызвавшему понижение частоты сети до значения 49,8 Гц. Затем возмущение было снято и частота сети восстановлена до номинального значения 50 Гц.

Рисунок 4.4 - Результаты моделирования алгоритмов работы синхронизатора SYNCHROTACT при возникновении случайного возмущения

В качестве возмущения, согласно [97] был выбран скачкообразный аварийный небаланс активной мощности по причине отключения одного из генераторов ЭЭС, что привело к снижению частоты. Рассмотренный случай относится к группе нормативных возмущений II. Целесообразность рассмотрения этого случая обусловлена тем, что в соответствии с [98, 99] во второй синхронной зоне единой энергетической системы (ЕЭС) России должно быть обеспечено поддержание квазиустановившегося (усредненного на 20-секундном временном интервале) значения частоты в пределах (50±0,2) Гц не менее 95% времени суток безвыхода за величину (50±0,4)Гц. В первой синхронной зоне отклонения в пределах ±0,2 Гц допускаются в том случае, если в течение 15 минут частота будет восстановлена до значения (50±0,05) Гц. Таким образом, отклонения частоты в указанных пределах являются возможными идопустимыми.

На рисунке 4.4 к моменту времени 35 секунд частота генератора составила 49,83 Гц. Однако в процессе ожидания момента совпадения фаз напряжений генератора и сети (в момент времени 44,3 секунды) частота сети была восстановлена до значения 50 Гц, что вызвало необходимость повторного выполнения процесса подгонки частоты генератора к частоте сети. К моменту времени 53,6 секунды частота генератора достигла 50,03 Гц и, после достижения равенства фаз напряжений генератора и сети был включен выключатель.

Время выполнения подгонки частоты генератора до значения 49,83 Гц составило 35 секунд. Время подгонки частоты генератора от 49,83 Гц до 50,03 Гц составило 7,8 секунды. Время ожидания момента совпадения фаз векторов напряжения генератора и сети перед включением выключателя 31,9 секунды. Полное время синхронизации 86,5 секунды.

Для возможности управления частотой сети в последнем опыте приемная ЭЭС была представлена генератором большой мощности. При этом, в силу особенностей моделирующего комплекса, величина относительного угла напряжения генератора Г1 отсчитывалась относительно синхронной оси вращения (с частотой 50 Гц) и перестала нести информацию об относительном угле дмежду синхронизируемым генератором и сетью. Графическая зависимость угла дбыла задана разностью углов векторов напряжения с обеих сторон объединяющего выключателя. Однако вследствие невозможности учета программным комплексом Mustang количества взаимных оборотов векторов напряжения при вычислении разности углов, указанная зависимость представлена на рисунке 4.4 возрастающей кривой с конечным значением 18360о (что соответствует 0о и 51 взаимному обороту векторов напряжения генератора и сети).

Рассмотренный случай (см. рисунок 4.4) демонстрирует результаты моделирования при воздействии единичного возмущения в сети, в результате чего время синхронизации возросло с 52 до 86,5 секунды. На практике в ходе процесса синхронизации количество подобных возмущений неопределенно и зависит от действительной схемно-режимной ситуации. При этом будет возникать неоднозначность не только с точки зрения времени, необходимого для включения на параллельную работу генератора с сетью, но также и с точки зрения успешности процесса синхронизации в целом. Следует отметить, что наиболее выражен указанный недостаток в сравнительно малых частях ЭЭС, когда режимные параметры способны колебаться в широких пределах, а также в аварийных режимах. В последнем случае это приводит к задержке включения ОВ (до 5 и более минут) и обусловливает необходимость перехода к процедуре самосинхронизации [6].

4.2.2 Моделирование алгоритмов работы устройства синхронизациис эталонной моделью в ПКMustang

Для оценки эффективности представленных в главе 2 алгоритмов работы устройства синхронизации с эталонной моделью было проведено их моделирование в программном комплексе Mustang. При моделировании воспроизводилась идентичная рассмотренной в п. 4.1 схемно-режимная ситуация. При этом максимальная величина управляющих воздействий (небаланса мощности на валу генератора) была выбрана сопоставимой с использованной при моделировании алгоритмов работы современных устройств автоматической точной синхронизациивеличиной.

В качестве алгоритмов построения ПТД были выбраны алгоритмы постоянного и линейно изменяющегося небалансов мощности. При этом согласно приведенным в п. 2.3 выражениям на основании начальных значений д0, х0, ДP0 формируются управляющие зависимости ДP(t) в соответствии с которыми проводится регулирование мощности турбины и в момент времени tTподается команда на включение объединяющего выключателя.

Результаты моделирования процесса синхронизации по алгоритму построения ПТД постоянного небаланса мощности представлены на рисунке 4.5.

Рисунок 4.5 - Результаты моделирования процесса синхронизации по алгоритму постоянного небаланса мощности

Полное время синхронизации составило 9,8 секунды. Как видно из рисунка 4.5, к моменту включения выключателя условия синхронизации были соблюдены с высокой точностью, что позволило выполнить включение при отсутствии сопровождающих колебаний режимных параметров. Очевидно, что сокращение времени синхронизации (в сравнении с результатами, представленными в п. 4.1) достигается не только исключением интервала ожидания момента совпадения фаз синхронизируемых объектов, но также и непрерывностью управления, что позволяет уйти от необходимости выдержки интервалов между управляющими импульсами.

Результаты моделирования процесса синхронизации по алгоритму построения ПТД линейно изменяющегося небаланса мощности представлены на рисунке 4.6.

Рисунок 4.6 - Результаты моделирования процесса синхронизации по алгоритму линейно изменяющегося небаланса мощности

Полное время синхронизации составило 18,6 секунды. Как и в предыдущем опыте моделирования, условия синхронизации к моменту включения объединяющего выключателя были соблюдены с высокой точностью.

Ниже рассмотрены опыты моделирования алгоритмов построения ПТД в условиях постоянного и линейно изменяющегося небаланса мощности при возникновении возмущений в сети. В качестве алгоритма управления траекторией движения параметров синхронизации принято управление по принципу «гибких» траекторий.

На рисунке 4.7 представлены результаты моделирования процесса синхронизации по алгоритму постоянного небаланса мощности при возникновении случайного возмущения, аналогичного рассмотренному в п. 4.1. В момент времени 2,5 секунды произошло возмущение, приводящее к отклонению частоты сети до 49,8 Гц. Соответственно, было произведено перестроение ПТД исходя из текущих значений параметров синхронизации, основу которой составила коррекция небаланса мощности генератора ДP2 по отношению к прежнему значению ДP1 величиной (ДP1-ДP2)/ДP1=0,06 о.е.

Рисунок 4.7 - Результаты моделирования процесса синхронизации по алгоритму постоянного небаланса мощности при возникновении случайного возмущения

В момент времени 8 секунд происходит восстановление частоты сети до прежнего значения 50 Гц и повторное перестроение ПТД, что потребовало существенной коррекции небаланса мощности генератора: (ДP2-ДP3)/ДP2=0,53 о.е. Полное время синхронизации составило 12,8 секунды, что на 3 секунды больше, чем время синхронизации в условиях отсутствия возмущений (см. рисунок 4.5).

На рисунке 4.8 приведены результаты моделирования процесса синхронизации по алгоритму линейно изменяющегося небаланса мощности для случая возникновения случайного возмущения.

Управление осуществлялось аналогично рассмотренному для алгоритма постоянного небаланса мощности примеру. Полное время синхронизации составило 19,5 секунды, что на 0,9 секунды больше, чем в случае невозмущенного движения (см. рисунок 4.6).

Рисунок 4.8 - Результаты моделирования процесса синхронизации по алгоритму линейно изменяющегося небаланса мощности при возникновении случайного возмущения

4.2.3 Результаты моделирования алгоритмов работы устройств автоматической точной синхронизации в ПКMustang

Исходя из результатов моделирования процесса синхронизации с применением алгоритмов работы устройства синхронизации с эталонной моделью, можно сделать предварительный вывод об эффективности предложенного способа, так как не учитывались инерционные свойства исполнительных устройств регулирования. Применение целенаправленного комплексного управления по всем параметрам относительного движения векторов напряжения синхронизируемых объектов позволило значительно сократить время, необходимое для синхронизации в сравнении с алгоритмами работы современных устройств, а управление по принципу «гибких» траекторий обеспечило эффективность функционирования в условиях отклонений параметров синхронизации от ПТД для рассмотренных случаев возникновения возмущений. Стоит ожидать, что в реальных условиях такое управление по принципу «гибких траекторий» может потребовать достаточно интенсивных управляющих воздействий и приведет к изменению времени синхронизации. Поэтому требуется детальная проработка вопроса об области применения данного принципа, особенно при использовании систем регулирования, обладающих сравнительно большой инерцией.

4.3 Моделирование алгоритмов работы устройства синхронизациис эталонной моделью в среде MATLABSimulink

Результаты моделирования алгоритмов работы устройства синхронизации с эталонной моделью в программном комплексе Mustang показали предварительную эффективность принятого подхода к синтезу устройств синхронизации с эталонной моделью, а также работоспособность предложенных алгоритмов построения ПТД. Однако для более детального анализа эффективности алгоритмов работы синтезируемого устройства требуется использование более сложных моделей исследуемых элементов энергосистемы, в частности, применение модели турбины и ее регулятора. В то же время для моделирования алгоритмов компенсации отклонений параметров синхронизации от ПТД моделирующий комплекс должен обладать возможностями синтеза устройств автоматики, обладающих сравнительно сложными алгоритмами. Указанные требования обусловили необходимость перехода от программного комплекса Mustang к специализированной среде моделирования MATLABSimulink с библиотекой SimPowerSystems, содержащей стандартные модели турбин, их регуляторов, а также позволяющей синтезировать собственные устройства автоматики и элементы энергосистем.

4.3.1 Описание моделируемой схемы

В ходе моделирования использовалась схема одномашинной ЭЭС, представленная на рисунке 4.9. Основными элементами схемы моделирования являются: блок построения эталонной модели (Ref. Model), синхронный генератор (Synchronousgenerator) с моделью паровой турбины и ее регулятора (SteamTurbineandGovernor), объединяющий выключатель (Three-PhaseBreaker) и энергосистема (Powersystem), а также незначительная (10 мВт) нагрузка (Load), требуемая для обеспечения работоспособности модели при отключенном выключателе.

Рисунок 4.9 - Моделируемая схема одномашинной ЭЭС в MATLABSimulink

Блок построения эталонной модели формирует необходимые управляющие воздействия на выход dPp в соответствии с алгоритмом постоянного или линейно изменяющегося небаланса мощности. Управляющие воздействия поступают на систему регулирования турбины, что приводит к изменению параметров движения вращающейся части энергоагрегата. Блок Measurer выполняет функции измерения величин относительного угла и относительной скорости. Синхронная машина включается в сеть посредством объединяющего выключателя в заданный момент времени. Напряжение, приложенное к обмотке возбуждения, принимается постоянным и равным 1о.е.

Модель синхронного генератора выполнена стандартным блоком Synchronous Machinepu Standard библиотеки Sim Power Systems. Электрическая часть модели синхронного генератора описывается системой дифференциальных уравнений 6-го порядка [100, 101]. Механическая часть описывается уравнениями:

(4.1)

w(t)=Dw(t)+w0, (4.2)

где Дщ- отклонение скорости ротора от синхронной; H- постоянная, характеризующая инерцию генератора и равная 0,5Tj; Mmи Me- механический и электромагнитный моменты; Kd- коэффициент демпфирования; щ(t) - угловая скорость ротора, щ0 - синхронная скорость (1 о.е.).

Параметры синхронного генератора выбраны в соответствии с параметрами, приведенными в стандарте международной организации IEEE [102, 103], и представлены в Приложении Е.

Модель турбины и ее регулятора представлена стандартным блоком Steamturbineandgovernor библиотеки SimPowerSystems, выполненным на основе рекомендаций стандарта международной организации IEEE [104] и в целом соответствующим упрощенным моделям, представленным в [105]. Указанный блок представляет собой полноценную комбинированную модель первичного двигателя и включает в себя модель системы регулирования, четырехступенчатую модель паровой турбины и модель вала турбины в виде одномассовой или многомассовой систем (до четырех масс). Структурная схема модели представлена на рисунке 4.10.

На входы 1 и 2 подаются желаемые значения угловой скорости ротора (wref) и мощности турбины (Pref). На входы 3 и 4 - фактические значения угловой скорости ротора (we) и угла нагрузки (d_theta) синхронного генератора. Выходными величинами являются: вектор отклонений угловых скоростей (dw_5-2) и вектор моментов (Tr_5-2) для каждой части многомассовой модели вала, механическая мощность турбины (Pm), а также величина открытия затвора турбины (gate). Входные и выходные величины, за исключением угла нагрузки, измеряются в относительных единицах.

Рисунок 4.10 - Структурная схема модели турбины с системой регулирования

Система регулирования турбины, аналогичная одной из рекомендуемых в [104], включает в себя пропорциональный регулятор, реле скорости, представленное апериодическим звеном первого порядка, и управляющий сервомотор (рисунок 4.11).

Рисунок 4.11 - Структурная схема модели системы регулирования паровой турбины

Для регулятора задаются следующие параметры: коэффициент усиления Kp(о.е.); коэффициент ослабления Rp(о.е.); ширина мертвой зоны Dz(о.е.). Для использования обратной связи по расходу пара (переменная flowHP), коэффициент усиления Kpрекомендуется установить равным 3; при установке Kp, равным 1, обратная связь по расходу пара не используется. Для реле скорости предусмотрена возможность установки постоянной времени Tsr(с). Сервомотор задается постоянной времени Tsm(с), минимальной vgmin и максимальной vgmaxскоростью перемещения затвора (о.е./с), и минимальной gmin и максимальной gmax зоной открытия затвора(о.е.).

Модель непосредственно паровой турбины представлена четырехкаскадной нелинейной системой (рисунок 4.12).

Рисунок 4.12 - Структурная схема модели паровой турбины

Каждый из четырех каскадов паровой турбины представлен апериодическим звеном и задается своей постоянной времени (Т2,…,Т5), а также коэффициентом распределения момента на валу турбины (F2,…,F5). Первый каскад (Stage 4) представляет паросборник, оставшиеся три каскада (Stage 1-3) могут представлять либо промежуточный пароперегреватель, либо перепускной трубопровод над турбиной. Модель котла не предусмотрена, давление пара в котле (Pboil) постоянно и равно 1 о.е.

Модель вала турбины может быть представлена как одномассовой, так и многомассовой. Масса вала синхронной машины учтена в модели синхронного генератора. Четырех массовая модель вала турбины позволяет учесть влияние механических колебаний основных частей, например [106, 107]:

– первого вала (цилиндр высокого давления - цилиндр среднегодавления);

– второго вала (цилиндр среднего давления - цилиндр низкого давления1);

– третьего вала (цилиндр низкого давления 1 - цилиндр низкого давления2);

– четвертого вала (цилиндр низкого давления 2 - роторгенератора).

Масса, ближайшая к синхронному генератору, соответствует номеру 2, а наиболее отдаленная - номеру 5. Модель вала турбины учитывается постоянными инерции H2-H5, постоянными демпфирования D2-D5, а также коэффициентами жесткости K12, K23, K34, K45 составляющих вала.

Параметры моделируемой турбины приведены в Приложении Ж. Для последующего моделирования была выбрана одномассовая модель паровой турбины.

4.3.2 Результаты моделирования алгоритмов работы устройства синхронизации с эталонной моделью без учета модели турбины иее регулятора

С целью сопоставления результатов моделирования в среде MATLABSimulink с полученными ранее результатами моделирования в ПК Mustang, а также апробации моделируемой схемы первоначально были проведены опыты синхронизации генератора с сетью без учета модели турбины и ее регулятора (см. рисунок 4.13).

Начальное значение относительной скорости минус 2 Гц, начальное значение относительного угла 0 рад/с, начальное значение небаланса мощности на валу генератора 0,005 о.е. В конечный момент времени величина небаланса мощности обнуляется мгновенно.

На рисунке 4.14 представлены результаты моделирования процесса синхронизации по алгоритму постоянного небаланса мощности.

Рисунок 4.13 - Моделируемая схема двухмашинной ЭЭС без учета модели турбины генератора в MATLABSimulink

Рисунок 4.14 - Результаты моделирования процесса синхронизации по алгоритму постоянного небаланса мощности

Общее время синхронизации составило 14,1 секунды. Значения параметров синхронизации к моменту включения объединяющего выключателя: относительная скорость хT= -6,1·10 ^-5Гц, относительный угол дT= 8,6·10^-5градус.

Результаты моделирования процесса синхронизации по алгоритму линейно изменяющегося небаланса мощности представлены на рисунке 4.15.

Рисунок 4.15 - Результаты моделирования процесса синхронизации по алгоритму линейно изменяющегося небаланса мощности

Общее время синхронизации составило 27 секунд. Значения параметров синхронизации к моменту включения выключателя составили: относительная скорость хT= -5,4·10^-12 Гц, относительный угол дT= -2,1·10^-6 градус.

В ходе анализа первичных результатов моделирования процесса синхронизации, полученных в среде MATLABSimulink, было выявлено их соответствие результатам, полученным в ПК Mustang. При неучете модели турбины, и, соответственно, безынерционном управлении удалось обеспечить движение параметров синхронизации точно по построенным для них траекториям.

4.3.3 Результаты моделирования алгоритмов работы устройства синхронизации с эталонной моделью с учетом модели турбины и ее регулятора

Выполненные ранее опыты моделирования процесса синхронизации с использованием алгоритмов постоянного и линейно изменяющегося небаланса мощности показали эффективность предложенного подхода к управлению процессом синхронизации в условиях безынерционного управления. Реальные же исполнительные элементы системы регулирования обладают некоторой инерционностью и не способны мгновенно реализовывать управляющие сигналы. Для оценки влияния этого фактора требуется проведение опытов моделирования процесса синхронизации с учетом запаздывания управлений.

Для иллюстрации влияния инерционности управляющих воздействий на рисунке 4.16 представлены результаты моделирования работы устройства синхронизации с эталонной моделью для алгоритма построения ПТД постоянного небаланса мощности с учетом модели паровой турбины и ее регулятора (см. рисунок 4.9). Начальные значения параметров синхронизации: не баланс мощности на валу генератора 0,005 МВт, относительная скорость минус 2 Гц, относительный угол 0^о.

Рисунок 4.16 - Результаты моделирования работы устройства синхронизации с эталонной моделью для алгоритма построения ПТД постоянного небаланса мощности при учете модели паровой турбины генератора и ее регулятора

Компенсация отклонений параметров относительного движения векторов напряжения генератора и сети от построенной для них ПТД не производилась.

Расчетное время синхронизации составило 14,1 секунды. К этому моменту значение относительной скорости составило хT= 0,03 Гц, относительного угла дT= 96,3^о.

Как видно из рисунка 4.16, наличие инерционности в выдаче управляющих воздействий привело к невозможности мгновенной коррекции небаланса мощности на валу генератора в начальный момент времени, что послужило причиной отклонения параметров синхронизации от построенной для них ПТД.

В ходе проведения ряда опытов моделирования было выявлено, что наибольшее влияние инерционность управляющих воздействий оказывает на отклонение относительного угла, в то время как величина относительной скорости к расчетному моменту включения выключателя отклонялась несущественно и в целом находилась в пределах, допустимых установленными требованиями.

С целью компенсации отклонений параметров синхронизации от построенной для них ПТД в соответствии с п. 2.2, в канал управления мощностью турбины введен ПИД-регулятор, формирующий командные сигналы на выдачу стабилизирующих управляющих воздействий по отклонению относительной скорости (рисунок 4.17).

Параметры настройки ПИД-регулятора получены методом Циглера- Николса с последующей ручной корректировкой и составили: Kp= 1; KD= 40; KI= 1,45. Результаты моделирования представлены на рисунке 4.18.

Значения параметров синхронизации к расчетному моменту включения выключателя составили: относительная скорость хT= -0,003854 Гц, относительный угол дT= -0,003854^о. Как видно, из рисунка 4.18, применение ПИД-регулятора в канале регулирования мощности турбины позволило существенно улучшить результаты синхронизации.

Рисунок 4.17 - Моделируемая схема двухмашинной ЭЭС в MATLABSimulink с применением ПИД-регулятора в канале регулирования мощности турбины

Рисунок 4.18 - Результаты моделирования работы устройства синхронизации с эталонной моделью для алгоритма построения ПТД постоянного небаланса мощности при компенсации отклонений

Однако корректирующие воздействия привели к появлению нежелательной колебательности небаланса мощности на валу генератора. Несмотря на то, что указанные колебания имеют затухающий характер, при синтезе регулятора следует стремиться к уменьшению их амплитуды и увеличению скорости затухания. Этого удалось достичь путем увеличения интервала управления (рисунок 4.19).

Рисунок 4.19 - Результаты моделирования работы устройства синхронизации с эталонной моделью для алгоритма построения ПТД постоянного небаланса мощности при компенсации отклонений

Общее время синхронизации составило 28,2 секунды. Значения параметров синхронизации к моменту включения выключателя составили: относительная скорость хT= -0,001891 Гц, относительный угол дT= -0,0003574о. Увеличение интервала управления позволило обеспечить эффективное затухание колебательного процесса таким образом, что к расчетному моменту включения выключателя фактическая величина небаланса мощности турбины ДPстала равна расчетной величине ДPpи колебательность прекратилась.

Аналогично была решена задача компенсации отклонений для алгоритма построения ПТД линейно изменяющегося небаланса мощности (рисунок 4.20).



Рисунок 4.20 - Результаты моделирования работы устройства синхронизации с эталонной моделью для алгоритма построения ПТД линейно изменяющегося небаланса мощности при компенсации отклонений

Общее время синхронизации составило 54 секунды. Значения параметров синхронизации к моменту включения выключателя составили: относительная скорость хT= 0,005 Гц, относительный угол дT= 0,07о.

Полученные результаты позволяют сделать вывод об эффективности принятого подхода для компенсации отклонений параметров относительного движения векторов напряжения генератора и сети от построенной для них ПТД. Важной задачей при этом остается выбор параметров настройки регулятора. Для приближения поставленной задачи к реальным условиям функционирования в моделируемую схему, представленную ранее (см. рисунок 4.17), был добавлен элемент «Анализатор состояния» (Stateanalyzer), структура которого приведена на рисунке 4.21. Анализатор состояния был создан при помощи стандартных блоков и воспроизводит алгоритмы, описанные в п. 1.3.



Рисунок 4.21 - Модель анализатора состояния в MATLABSimulink

Уставки по частоте задаются блоками Dy и Vy. Блок Fix обеспечивает фиксацию команды на включение выключателя и предотвращает «дребезг» команд.

С учетом анализатора состояния моделируемая схема преобразуется к виду, представленному на рисунке 4.22.

Рисунок 4.22 - Моделируемая схема двухмашинной ЭЭС в MATLABSimulink с учетом анализатора состояния

В таблице 4.2 сведены результаты моделирования процесса синхронизации генератора с сетью при различных начальных значениях относительного угла и постоянных параметрах настройки ПИД-регулятора. Начальное значение относительной скорости равно минус 2 Гц.

Таблица 4.2 - Сводные результаты моделирования процесса синхронизации по алгоритму линейно изменяющегося небаланса мощности

Начальное значение относительного угла, градусы	Время синхронизации, с	Конечное значение относительной скорости, Гц	Конечное значение относительного угла, градусы
0	51,71	-0,006	0,017
30	50,27	-0,015	-0,001
60	50,24	-0,013	-0,019
90	50,32	-0,011	0,004
120	50,43	-0,011	-0,009
150	50,47	-0,011	0,0002
180	50,57	-0,011	-0,009
210	50,72	-0,011	0,0003
240	50,97	-0,010	-0,002
270	51,52	-0,005	0,012
300	51,66	-0,004	1,496
330	52,12	-0,002	2,999

Значения уставок были выбраны следующими: относительная скорость: 0,02 Гц, относительный угол: 0,02о. Однако для случаев, когда начальное значение относительного угла составило более 300о, указанные пределы были расширены. Различие конечных значений относительного угла обусловлено дискретизацией временных интервалов расчета, что, впрочем, свойственно также реальным системам.

Результаты, представленные в таблице 4.2, показывают, что выбранные параметры настройки ПИД-регулятора позволили обеспечить достаточно высокое качество синхронизации в большинстве рассмотренных случаев. При этом действительное время синхронизации было меньше расчетного в среднем на секунды. Указанная особенность обусловлена наличием некоторого, некомпенсированного перерегулирования к концу интервалауправления.

4.3.4 Апробация работы измерительного блока в процессе синхронизации генератора

Для анализа возможности применения алгоритма функционирования измерительного блока, рассмотренного в главе 3 применительно к задаче синхронизации с эталонной моделью, было выполнено комплексное моделирование процесса синхронизации с использованием указанного алгоритма. Очевидно, что дискретизация измеряемого сигнала приводит к возникновению погрешности в определении интервалов времени между переходами мгновенных значений напряжения через нуль. Высокая точность измерений может быть обеспечена путем выбора высоких значений частоты дискретизации (порядка 1-10 МГц), что приведет к усложнению технической реализации измерений. При сравнительно невысокой часто тедискретизации (порядка 100 кГц) приемлемая точность достигается посредством увеличения интервалов (окон) измерения. Согласно [84], частота дискретизации современных измерителей составляет от 40 кГц до 80 кГц.

На рисунке 4.23 приведены результаты моделирования процесса синхронизации, проиллюстрированного на рисунке 4.18. Частота дискретизации входного сигнала измерителя составляет 80 кГц. Дополнительной обработки измерений не проводилось. Интервалы измерения приняты равными двадцати периодам измеряемого сигнала. Принимая во внимание сравнительно медленные изменения частот генератора и сети, для рассмотренного случая выбор указанных интервалов измерения представляется допустимым.

Для результатов, представленных на рисунке 4.23, неточность в определении интервалов перехода мгновенных значений напряжений через нуль, обусловленная дискретизацией измеряемой величины, приводит к некоторой погрешности в определении величины относительной скорости. Поскольку алгоритмы работы регулятора основаны на компенсации отклонений относительной скорости, такая погрешность вызывает незначительную деформацию формы траектории небаланса мощности ДP(t) по сравнению со случаем, представленным на рисунке 4.18.

Рисунок 4.23 - Результаты моделирования работы устройства синхронизации с эталонной моделью для алгоритма построения ПТД постоянного небаланса мощности

Величины параметров синхронизации, воспроизведенные средствами MATLABSimulink, к расчетному времени окончания процесса составили: относительная скорость хT= 0,0037 Гц, относительный угол дT= 3,7 ^о. Измеренные значения параметров синхронизации: относительная скорость хT= -0,0079 Гц, относительный угол дT= 3,4^о.

Результаты моделирования процесса синхронизации для алгоритма построения ПТД линейно изменяющегося небаланса мощности (см. рисунок 4.20) с использованием измерительного блока, рассмотренного в главе 3, приведены на рисунке 4.24.

Величины параметров синхронизации, воспроизводимые средствами MATLABSimulink, к расчетному времени окончания процесса составили: относительная скорость хT= 0,0073 Гц, относительный угол дT= 3,59 ^о.



Рисунок 4.24 - Результаты моделирования работы устройства синхронизации с эталонной моделью для алгоритма построения ПТД линейно изменяющегося небаланса мощности

Измеренные значения параметров синхронизации: относительная скорость хT= 0,007 Гц, относительный угол дT= 3,4 ^о. Для случая, представленного на рисунке 4.24 деформация формы траектории небаланса мощности ДP(t) несоразмерно мала по сравнению с пределами изменения самого небаланса мощности.

Исходя из полученных результатов моделирования, можно сделать вывод об успешности управления и возможности проведения процедуры синхронизации с применением предложенных измерительных алгоритмов. Отличие в результатах управления в сравнении с представленными ранее обусловлено погрешностью измерения, вызванной АЦП измеренного сигнала. С целью повышения точности, а также сокращения интервалов измерения следует отметить целесообразность использования алгоритмов восстановления измеренного сигнала, позволяющих более точно фиксировать моменты перехода его через нуль. Эти и другие алгоритмы (например, фильтрация) обработки сигнала успешно реализованы в современных измерительных устройствах и могут быть использованы в измерительном блоке устройства синхронизации с эталонной моделью без дополнительных модификаций.

Выводы

1. Полученные результаты моделирования позволяют судить об эффективности предложенных алгоритмов синхронизации. При этом алгоритм постоянного небаланса мощности представляется целесообразным в системах регулирования, обладающих сравнительно небольшой инерционностью. При большой инерционности преимущество следует отдать алгоритму линейно изменяющегося небаланса мощности, позволяющему обеспечивать к концу интервала управления величину относительного ускорения, близкую к нулю.

2. Разработанные алгоритмы управления параметрами относительного движения векторов напряжения синхронизируемых объектов в безынерционных системах показали свою эффективность. При этом регулирование по принципу «гибких» траекторий выступало в качестве способа компенсации больших возмущений, возникающих в ходе процесса. Для инерционных систем требуется дополнительная проработка вопроса применимости указанного принципа.

3. Применение управления по «жестким» траекториям позволяет эффективно компенсировать отклонения параметров синхронизации от ПТД, возникшие по причине инерционности системы регулирования. Важной задачей при таком управлении является рациональный выбор параметров настройки регулятора. Эффективность в решении данного вопроса показало применение принципа табличной настройки. Однако в дальнейшем может быть рассмотрено применение и других принципов, например, нечеткой логики и нейронныхсетей.

4. Исходя из результатов моделирования процессов адаптивной синхронизации с применением инерционных систем регулирования, можно сделать вывод о целесообразности проведения исследований, направленных на повышение соответствия эталонных моделей техническим характеристикам систем управления синхронизируемых объектов. Повышение уровня соответствия эталонной модели и объекта управления относится к эффективным путям достижения высокого качества синтезируемых устройств синхронизации.

5. Полученные результаты моделирования процесса синхронизации на основе предложенных алгоритмов управления в совокупности с алгоритмами работы измерительного блока позволяют сделать вывод о возможности применения последних в устройстве синхронизации с эталонной моделью.

Заключение

В данной диссертационной работе обоснована новая концепция построения адаптивных систем синхронизации генераторов с электрической сетью, основанная на применении методов автоматического управления движением объектов с эталонной моделью. Роль эталонной модели при этом отводится программной траектории движения, обеспечивающей целенаправленный перевод параметров синхронизации из начального состояния в заданную точку фазовых координат.

Основные результаты работы могут быть представлены в виде следующих положений:

1. Проведенное исследование актуального состояния средств автоматической синхронизации генераторов с электроэнергетической сетью показало несовершенство их алгоритмов работы. Основным недостатком при этом следует считать отсутствие формализованной процедуры перевода параметров синхронизации к конечным значениям. Следствием указанного недостатка является декомпозиция процесса синхронизации на два этапа: подгонки частоты вращения и ожидания момента совпадение фазовых углов векторов напряжений синхронизируемых объектов. Такая декомпозиция приводит к наличию методической ошибки управления, вызванной необходимостью обеспечения вращательного движения указанных векторов друг относительно друга (а, следовательно, неравенства их угловых скоростей) на втором этапе. Кроме того, работа в два этапа приводит к повышению длительности, неоднозначности и неопределенности результатов процесса синхронизации, что особенно актуально в условиях наличия внешних возмущений, приводящих к отклонению параметров синхронизации. Последнее означает низкую адаптивность применяемых алгоритмов к возмущениям и разнообразию схемно-режимных состояний.

2. Введено дополнительное условие точной синхронизации, заключающееся в необходимости, для эталонной модели, обеспечения нулевой величины относительного ускорения векторов напряжения синхронизируемых объектов к моменту включения генератора в сеть. Что касается реального движения, то это условие может выполняться с некоторым допуском. Выполнение указанного условия позволит повысить качество переходных процессов, сопровождающих включение.

3. Разработан способ автоматической точной синхронизации генераторов с электрической сетью, основанный на принципах построения систем автоматического управления с эталонной моделью и позволяющий выполнять целенаправленное управление посредством выдачи однополярных управляющих воздействий. Способ позволяет осуществлять управление с нулевой методической ошибкой. Это свойство выражается в формирования целевых условий синхронизации как условий достижения нулевой энергии относительного движения векторов напряжений синхронизируемых объектов, что предполагает обеспечение нулевых величин относительного ускорения, относительной скорости и относительного угла к моменту включения объединяющего выключателя.

4. Предложены четыре алгоритма построения программных траекторий движения для параметров синхронизации, удовлетворяющих сформулированным требованиям синхронизации. Указанные траектории позволяют выполнять целенаправленный перевод параметров синхронизации в заданную точку фазовых координат при управлении «с ходу» при помощи однополярных управляющих воздействий.

5. Предложены варианты реализации регулятора устройства автоматической синхронизации с эталонной моделью, заключающиеся в применении принципов управления «гибких» и «жестких» траекторий. Применение указанных принципов позволяет обеспечивать движение параметров синхронизации в некоторой окрестности от построенной программной траектории движения при использовании безынерционных и инерционных исполнительных устройств регулирования в условиях наличия внешних возмущений, возникающих в ходе процесса управления.

6. Выполнен анализ состояния развития существующих измерительных систем и предложен способ аналитического определения параметров вращательного движения векторов напряжений синхронизируемых объектов, учитывающий непрерывный и неравномерный характер их изменения и заключающийся в аппроксимации, на интервале измерения, функции ускорения линейной зависимостью, характерной для равномерно ускоренного движения.

7. Проведена апробация предложенных алгоритмов работы основных блоков системы синхронизации путем их моделирования в программном комплексе Mustang и среде моделирования MATLABSimulink. По результатам апробации может быть сделан вывод о том, что применение изложенного подхода к синтезу систем синхронизации позволяет решить следующие задачи:

– сократить время, требуемое для выполнения условий синхронизации, и, следовательно, минимизировать задержки во включении генерирующих мощностей в сеть;

– исключить методическую ошибку управления, характерную для существующих систем синхронизации и вызванную необходимостью смещения целевых условий синхронизации в область понижения качества;

– обеспечить работоспособность систем синхронизации в условиях наличия возмущений, вызывающих отклонения параметров синхронизации от эталонной модели, и повысить качество сопровождающих переходных процессов.

К перспективным направлениям дальнейших исследований могут быть отнесены работы по уточнению используемых моделей генераторов и сети при формировании эталонных моделей, а также рассмотрение вопросов применимости для целей синхронизации нейронных сетей и систем, функционирующих на принципах нечеткой логики.

Результаты диссертационного исследования следует также рассматривать в качестве методической основы для создания нового класса адаптивных систем автоматического управления динамическими переходами электроэнергетических систем, связанных с необходимостью синхронного объединения их частей.

синхронизация автоматический генератор

Список сокращений

АВР - автоматический ввод резерва.

АПВ - автоматическое повторное включение. АРВ - автоматический регулятор возбуждения.

АРЧВ - автоматический регулятор частоты вращения.

АРВ СД - автоматический регулятор возбуждения сильного действия.

АЦП - аналого-цифровое преобразование.

ЕЭС - единая энергетическая система. ЛС - логическая схема.

ОВ - объединяющий выключатель. ОЭС - объединенная энергосистема.

ПИД-регулятор - пропорционально-интегрально-дифференциальный регулятор.

ПК - программный комплекс.

ПТД - программная траектория движения.

ПУН - блок подгонки уставки напряжения.

ПУЭ - правила устройства электроустановок.

СМПР - система мониторинга переходного режима.

УБАС - устройство бесконтактное автоматической синхронизации.

УБ - узел блокировки.

УЗ - узел запрета.

ЭС - электрическая сеть.

ЭЭС - электроэнергетическая система.

IEEE - Institute of Electrical and Electronics Engineers.

PMU - phasor measurement unit.

WAMS - wide area measurement system.

Список литературы

1. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года // Прил. к обществ.-дел. журналу «Энергетическая политика». - М.: ГУ Институт энергетической стратегии, 2010. - 184с.

2. Проект энергетической стратегии России на период до 2035 года (редакция от 27.02.2014 г.) // Министерство энергетики Российской Федерации. - М., 2014. - 263 с.

3. СТО 59012820.29.240.001-2010. Технические правила организации в ЕЭС России автоматического ограничения снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности (автоматическая частотная разгрузка). М., 2009. - 21 с.

4. Хрущев Ю.В. Управление движением генераторов в динамических переходах энергосистем. - Томск: STT, 2001. - 310с.

5. Абеуов Р.Б. Синтез адаптивных синхронизаторов для мини-энергосистем с управлением по программным траекториям движения генераторов и подсистем: автореф. дис. на соискание ученой степени канд. тех. наук.: 05.14.02 / Абеуов Ренат Болтабаевич - Томск, 2008. - 18 с.

6. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электроэнергетических системах: Учеб. для электроэнергет. спец. вузов. - 4- е изд., перераб. и доп. - М.: Высш. шк., 1985.- 536с.

7. Правила устройства электроустановок. Все действующие разделы шестого и седьмого изданий с изменениями и дополнениями. - Новосибирск: ООО«Норматика», 2008. - 853 с.

8. Kiameh Ph. Electrical equipment handbook: troubleshooting and maintenance // McGraw-Hill companies, 2003. - 496p.

9. Павлов Г.М., Меркурьев Г.В. Автоматика энергосистем. СПб.: Издание Центра подготовки кадров РАО «ЕЭС России», 2001.- 388c.

10. Беркович М.А., Гладышев В.А., Семенов В.А. Автоматика энергосистем: Учеб. для техникумов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1991. - 240с.

11. Грудинский П.Г., Мандрыкин С.А., Улицкий М.С. Техническая эксплуатация основного электрооборудования станций и подстанций / Под ред. П.И.Устинова. - М.: Изд-во «Энергия», 1974. - 576с.

12. Thompson M.J. Fundamentals and advancements in generator synchronizing systems // 65th annual conference for protective relay engineers, 2012. - P. 203- 214.

13. Пособие для изучения Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей (электрическое оборудование) / Под общ. ред. Ф.Л.Когана.

- М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. - 352 с.

14. Инструкция по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем // Министерство энергетики российской федерации. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. - 72с.

15. IEEE Standard for Silent-Pole 50 Hz and 60 Hz Synchronous Generators and Generator/Motors for Hydraulic Turbine Applications Rated 5 MVA and above // IEEE Standard C50.12-2005. - 45p.

16. IEEE Standard for Cylindrical-Rotor 50 Hz and 60 Hz Synchronous Generators Rated 10 MVA and Above // IEEE Standard C50.13-2005. - 63p.

17. IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources With Electric Power Systems // IEEE 1547-2005. - 28p.

18. Seeley N.C., Craig C., Rainey T. Advances in generator control and automatic synchronization - eliminating the need for standalone synchronization systems // Petroleum and Chemical Industry Technical Conference (PCIC), 2012 Record of Conference Papers Industry Applications Society 59th Annual IEEE. Chicago, 24-26 Sept. 2012. - P.1-9.

19. Best R.J., Morrow D.J., Crossley P.A. Out-of-Phase Synchronization of a Small Alternator // Power Engineering Society General Meeting, 2007. - Р.1-7.

20. Ranjbar A. H., Gharehpetian G. B. Transient stability of synchronous generator in out of phase synchronization // 5th International Conference on Electrical and Electronics Engineering (ELECO), Bursa-Turkey, 5-9 December, 2007. P.1-4.

21. Jamali M., Mirzaie M., Asghar-Gholamian S. Calculation and Analysis of Transformer Inrush Current Based on Parameters of Transformer and Operating Conditions // Electronics and Electrical Engineering, 2011. - № 3 (109). - P. 17- 20.

22. Nesci S.M., Gomez J.C., Morcos M.M. A study of the out-of-phase connection of distributed generators // 21st International Conference on Electricity Distribution, Electronics and Electrical Engineering, Frankfurt, 6-9 June 2011. - P.1-4.

23. Krause P.C., Hollopeter W.C., Triezenberg D.M., Rusche P.A. Shaft torques during out-of-phase synchronization // IEEE Trans Power Apparatus and Systems, Vol. 96, Issue 4, 1977. - P.1318-1323.

24. Хачатуров А.А. Несинхронные включения и ресинхронизация в энергосистемах. - М.: Энергия, 1969. - 216с.

25. Скубов Д.Ю. Бифуркации движений нагруженного электрически демпфированного маятника (синхронизация электрической машины с сетью) // Управление большими системами: сборник трудов. - 2013 г.-

№42. - С. 75-99.

26. Красник В.В. Потребители электрической энергии, энергоснабжающие организации и органы Ростехнадзора: правовые основы взаимоотношений. Производственно-практическое пособие. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2013. - 166с.

27. Глазырин В.Е., Осинцев А.А.. Исследование функционирования дифференциальной защиты генератора на базе реле ДЗТ-11/5. Сборник научных трудов НГТУ. - 2010. - №4(62). - С.149-154.

28. С.О. Смирнов, М.И. Успенский. Причины возникновения и меры противодействия крупным авариям в электроэнергетических системах. - Известия Коми НЦ УрО РАН, 2012. - №1 (9). - С.68-77.

29. Овчаренко Н.И. Автоматика электрических станций и электроэнергетических систем: учебник для вузов / Под ред. А.Ф. Дьякова. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000. - 504 с.

30. Панфилов Н.И., Пищугин В.Г., Сиротинский Е.Л., Соковцев В.И. Автоматический синхронизатор с постоянным временем опережения // Энергетик. 1979 г. - №12. - С.23-25.

31. Аганичев Е.С., Лукоянов В.Ю., Панфилов Н.И. Автоматический микропроцессорный синхронизатор «Спринт» мощного синхронного генератора / / Электрические станции. - 1999. - №8. - С.48-51.

32. SYNCHROTACT. Synchronizing and paralleling devices and systems // Datasheet, 3BHS901067 E01 Rev. C, ABB, 2012. - 36p.

33. Устройство точной автоматической синхронизации СПРИНТ-М. Руководство по эксплуатации. ЗАО «РАДИУС Автоматика». М., 2003. 43с.

34. Устройства компании «РАДИУС АВТОМАТИКА» / Информационно-справочное издание Новости Электротехники. 2003 г. № 4 (22).

35. Speed-matching during synchronization. Hydroelectric plant operation // Syncrocloser line. Application note #1. - Beckwith Electric, 1992. - 5p.

36. Пат. 2190917 Российская Федерация, МКП7, H02J3/42, H02P9/42.Способ синхронизации возбужденной синхронной машины с сетью / Алфимов В.А., Алфимов А.В.; заявитель и патентообладатель Алфимов В.А., Алфимов А.В. - № 20001122756/09; заявл. 01.09.2000; опубл. 10.10.2002. - 2 с.

37. Забелло Е. П., Тополев В. А. Особенности построения релейной защиты и автоматики в условиях внедрения собственных генерирующих источников на предприятии // Энергетика и ТЭК. - 2011. - № 3. - С.20-22.

38. Гуминский А.Н. «Малая генерация» на предприятии - особенности реализации // Вестник ГГТУ им. П.О. Сухого. - 2012. - №2 (49). - С.61-65.

39. Вилесов Д.В., Бондаренко А.Е. Синхронизация генератора по обобщенному параметру // Журнал научных публикаций аспирантов и докторантов. - 2011. - №10. С. 91-94.

40. Пат. US5642006 США, МПК H02J3/42. Synchronizing device / W. M. Cech; Elin Energieversorgung Gesellschaft Mbh - № US 08/513,863; Заявлено 17.03.1994; Опубл. 24.06.1997. - 4с.

41. Пат. 75106 Российская Федерация, МКП, H02J3/42, H02P9/42. Устройство для синхронизации возбужденной синхронной машины с сетью / Абеуов Р.Б, Джумик Д.В., Хрущев Ю.В.; заявитель и патентообладатель Томск. политех. ун-т. - № 2008108226/22; заявл. 03.03.2008; опубл. 20.07.2008. - 9 с.

42. Пат. 2457597 Российская Федерация, МКП, H02J3/42. Способ синхронизации возбужденной синхронной машины с сетью / Беляев Н.А., Хрущев Ю.В.; заявитель и патентообладатель Томск. политех. ун-т. - № 2011120883/07; заявл. 24.05.2011; опубл. 27.07.2012, Бюл. №21. - 12 с.

43. Тимофеев А.В. Построение адаптивных систем управления программным движением. - Л.: Энергия, Ленингр. отд-ние, 1980. - 88с.

44. Хрущев Ю.В., Беляев Н.А. Алгоритмы эталонных моделей для построения устройств адаптивной синхронизации генераторов и частей электроэнергетических систем // Известия ТПУ, 2013. - №4. - С.168-174.

45. Беляев Н.А., Хрущев Ю.В. Синтез устройства адаптивной синхронизации генератора и электроэнергетической сети // Электроэнергетика глазами молодежи: научные труды III международной научно-технической конференции, Екатеринбург, 22-26 октября 2012 г., Екатеринбург: УрФУ. - Т. 2, с.94-99.

46. Автоматизация электроэнергетических систем: учебное пособие для вузов / Алексеев О.П., Козис В.Л., Кривенков и др.; под ред. Морозкина В.П. и Энгелаге Д. - М.: Электроатомиздат, 1994. - 448с.

47. Гуревич Ю.Е.. Либова Л.Е., Окин А.А. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 390с.

48. Лазарев Ю.Н. Управление траекториями аэрокосмических аппаратов. - Самара: Самар. науч. центр РАН, 2007. - 274с.

49. Бесекерский В.А., Попов Е.П. Теория систем автоматического управления / Изд. 4-е, перераб. и доп. - СПб.: Изд-во «Профессия», 2003. - 752с.

50. Беляев Н.А., Хрущев Ю.В. Компенсация отклонений параметров режима в задаче синтеза устройства синхронизации генераторов и частей энергосистем с эталонной моделью // Электроэнергетика глазами молодежи: научные труды IV международной научно-технической конференции, Новочеркасск, 14-18 Октября 2013 г. Новочеркасск: ЛИК, 2013 - Т. 2. - С. 215-219.

51. Шишмарев В.Ю. Основы автоматического управления: учеб. пособие для студ. высш. учеб. заведений. - М.: Издательский центр «Академия», 2008. - 352с.

...