Способ управления электроэнергетической системой с ветрогенераторами

Изобретение относится к области электроэнергетики, и может быть использовано в электроэнергетических системах с ветрогенераторами. В способе реализовано управление электроэнергетической системой с ветрогенераторами, работающей на внешнюю электрическую сеть с нагрузкой и источниками. Задают частоту на выходе ветрогенераторов равной частоте внешней сети. Измеряют мощность, отдаваемую каждым из ветрогенераторов в сеть, сортируют результаты измерения в соответствии с уровнем мощности, вычисляют среднюю мощность. Определяют ветрогенераторы, чья мощность ниже вычисленной средней мощности на значение, превышающее уставку. Задают фазовый сдвиг с опережением упомянутым ветрогенераторам с мощностью ниже, чем вычисленная средняя мощность на значение, превышающее уставку. Значение опережающего фазового сдвига задают пропорционально разнице между вычисленной средней мощностью и измеренным значением мощности. Действия повторяют с выдержкой времени. Выравниваются мощности. Обеспечивается равномерная загрузка ветрогенераторов. 3 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение.

Изобретение относится к области электроэнергетики, и может быть использовано в электроэнергетических системах с ветрогенераторами.

Уровень техники.

Известна комбинированная энергетическая установка судна [патент РФ на изобретение №2655569], содержащая гребные винты, гребной электрический двигатель, дизель-генератор, газотурбинные двигатели, систему управления энергетической установкой судна. Причем комбинированная энергетическая установка судна содержит три и более гребных винта фиксированного шага, а привод центрального гребного винта осуществляется от гребного электродвигателя, а приводы остальных гребных винтов осуществляются от газотурбинных двигателей, комбинированная энергетическая установка судна дополнительно содержит обратимый электрический преобразователь, вспомогательную электростанцию с дизель-генератором, главный распределительный щит, потребители собственных нужд, два автоматических выключателя и накопитель с согласующим электрическим преобразователем. К дизель-генератору подключены: через первый автоматический выключатель главный распределительный щит с потребителями собственных нужд; накопитель энергии через согласующий электрический преобразователь; гребной электрический двигатель через обратимый электрический преобразователь, а через второй выключатель к главному распределительному щиту подключен электрический генератор дизель-генератора вспомогательной электростанции.

К недостаткам такого решения относится отсутствие уравнительных цепей для сглаживания токов между судовыми источниками электроэнергии, что ухудшает переходные процессы при их синхронизации.

Также из уровня техники известен способ управления активной мощностью электростанции [патент РФ на изобретение №2464438], включающий замер текущего значения активной мощности Р_тек, передаваемой в сеть электростанцией, и частоты вращения свободной турбины n_ст, вычисление отклонения Р_тек от заданного Р_зад(ΔР), вычисление величины уставки по частоте вращения свободной турбины n_ст.уст и дальнейшее формирование управляющего воздействия на дозатор топлива, отличающийся тем, что величину n_ст.уст вычисляют по формуле n_ст.уст=kc⋅f_уст+k_p⋅ΔP’, где kc - коэффициент, связывающий частоту вращения генератора и частоту вращения свободной турбины n_ст; f_уст - уставка по частоте сети электростанции; k_p - коэффициент регулирования по мощности; ΔР’ - величина отклонения Р_тек от заданного Р_зад, равная 0 или ΔР, при этом дополнительно задают величины ΔР_{вкл.верх}, ΔР_{выкл.верх}, ΔР_{вкл.низ}, ΔР_{выкл.низ}, а управляющее воздействие на дозатор формируют с учетом ΔР в момент, когда ΔP>ΔР_{вкл.верх} или ΔP<ΔР_{вкл.низ}, и без учета ΔР - в момент, когда ΔP<ΔР_{выкл.верх} или ΔР>ΔР_{выкл.низ}, где ΔР_{вкл.верх} - верхнее пороговое значение включения ΔР, при достижении которого ΔР’ становится равным ΔР; ΔР_{выкл.верх} - верхнее пороговое значение выключения ΔР, при достижении которого ΔР’ становится равным 0; ΔР_{вкл.низ} - нижнее пороговое значение включения ΔР, при достижении которого ΔР’ становится равным ΔР; ΔР_{выкл.низ} - нижнее пороговое значение выключения ΔР, при достижении которого ΔР’ становится равным 0.

К недостаткам такого решения можно отнести отсутствие алгоритмов для сглаживания переходных процессов при подключении генераторов в электроэнергетической системе для перевода нагрузки с одного источника на другой, либо при включении источников на параллельную работу, что ведет к износу коммутационной аппаратуры и нарушению требований стандартов на качество электроэнергии.

Данное решение является наиболее близким по своей технической сущности прототипом к заявляемому решению.

Раскрытие изобретения.

Из уровня техники широко известны различного рода синхронные генераторы на постоянных вообще, и установки для генерирования электричества от силы ветра также.

Использование генераторов на постоянных магнитах обеспечивает снижение габаритов за счет отсутствия обмотки возбуждения, но главное – автономность работы ветрогенераторной установки от дополнительных источников питания и повышение ее КПД. При работе ветрогенератора его выходное напряжение будет изменяться в широком диапазоне в зависимости от силы ветра – поскольку отсутствие обмотки возбуждение не позволяет компенсировать колебания уровня напряжения. Изменение частоты также будет находиться в прямой зависимости от скорости вращения, которая в широком диапазоне изменяется при изменении силы ветра.

Таким образом, сам электрический генератор в составе ветрогенератора имеет нестабильные параметры, которые не позволяют его использовать для питания сетей переменного тока и промышленных потребителей. Поэтому в составе ветрогенератора предусматривают процесс преобразования – сначала выпрямление выходного переменного напряжения генератора, после чего инвертирование напряжения звена постоянного тока в выходное широтно-импульсно модулированное напряжение, параметры которого полностью могут быть стабилизированы. И частота, и напряжение на выходе инвертора могут быть жестко заданы и поддерживаться стабильными вне зависимости от скорости вращения и нагрузки в питаемой сети [1].

Именно такие ветрогенераторные установки и получили применение в реальных установках. Поскольку максимально достижимая мощность одного ветрогенератора ограничена, используют сети из большого числа (десятки) ветрогенераторов, работающих параллельно.

В некоторых странах (например, Нидерланды), придается большое значение ветроэнергетике. Есть примеры использования станций из сотен или тысяч ветрогенераторов, работающих на общую нагрузку. Благодаря стабильности параметров инверторов, удается поддерживать качественное напряжение и токи в сети. Однако вопрос распределения мощности решается на уровне отдельной генераторной установки, синхронизируемой с общей сетью при включении. Вопросы равномерной нагрузки и управления в целом крупной сетью ветрогенераторов как единой системой ранее не рассмотрены. Вместе с тем, в электроэнергетических системах с большим количеством генераторов возможна неравномерная загрузка работающих параллельно источников. Подобная неравномерность возможна и в ветрогенераторах с полупроводниковыми преобразователями на выходе [1].

На фигуре 1 показана структура типичного ветрогенератора. Условно показан пропеллер – лопасть ветряной турбины. Вращающее усилие с вала ветряной турбины поступает на редуктор, который осуществляет повышение скорости вращения для согласования низких оборотов ветряной турбины и требуемой для эффективной работы скорости вращения генератора. Далее идет генератор, на выходе которого переменное напряжение подключается к выпрямителю, питающего звено постоянного тока и вход инвертора, который преобразует постоянное напряжение в переменное с заданными параметрами частоты и напряжения.

На фигуре 2 приведена упрощенная схема электроэнергетической системы с ветрогенераторами, имеющая в своем составе 18 ветрогенераторов и подключенная к внешней сети. Следует отметить, что переключения не только в судовых электроэнергетических системах при нормальной работе производятся без обесточений – но также и в общепромышленных сетях при питании промышленных и бытовых потребителей. Это означает что почти всегда во внешней сети также есть другие источники электроэнергии, причем их мощность может превышать мощность всех ветрогенераторов в системе, а это означает необходимость подстраиваться под внешнюю сеть.

На фигуре 3 приведена упрощенная блок-схема способа управления, предлагаемого в заявляемом решении. Способ включает в себя измерение частоты внешней сети, что необходимо для обеспечения корректной работы управляемой электроэнергетической системы с ветрогенераторами совместно с внешней (питаемой) сетью, где также могут быть свои источники. Сеть из ветрогенераторов, показанных на фигуре 2, и представляет собой объект для управления предлагаемого способа. Из фигуры 2 видно, что нецелесообразно тянуть кабельные линии к дальним ветрогенераторам независимо от всех остальных генераторов, то есть такая сеть генераторов будет магистрально включена (т.е. последовательно друг за другом). На фигуре 2 показан случай смешанной магистрально-радиальной структуры для электроэнергетической системы, как наиболее комплексный. Суть сводится к тому, что совместные линии передачи электроэнергии от ветрогенераторов и разная длина между ветрогенераторами и внешней сетью ведут к появлению нелинейностей и неравного сопротивления и индуктивности. Это приводит к неравномерной загрузке даже полностью идентичных и исправных генераторов.

Следующим шагом задают частоту на выходе ветрогенераторов равной частоте внешней сети, что легко достигается, поскольку системы управления современных инверторов, входящих в состав ветрогенераторов, имеют микропроцессорное управление и могут получать внешнюю информацию в цифровом виде как внешнее управляющее воздействие или обратная связь. Таким образом, предлагаемое решение легко реализуемо в промышленности, и в том числе при серийном производстве. Для выработки управляющего воздействия по заданию частоты или фазы отдельных ветрогенераторов, может быть использовано централизованное управление с единого поста электроэнергетической установки с ветрогенераторами. Заявляемое решение является способом, и представляет собой последовательность действий, и устройства, реализующие предлагаемый способ, не входят в объем правовой защиты и отличительной части формулы. Достаточно, способ реализуем при текущем уровне элементной базы.

Далее в предлагаемом способе измеряют мощность, которая отдается каждым из ветрогенераторов в сеть, и сортируют результаты измерения в соответствии с уровнем мощности. То есть определяются более загруженные и менее загруженные генераторы - что необходимо для коррекции мощности и определения тех генераторов, которые необходимо регулировать.

Далее в предлагаемом способе вычисляют среднюю мощность путем деления суммы всех результатов измерения мощности ветрогенераторов на их количество, и определяют ветрогенераторы чья мощность ниже средней мощности на значение, превышающее уставку. После этого задают фазовый сдвиг с опережением упомянутым ветрогенераторам с мощностью ниже, чем вычисленная средняя мощность на значение, превышающее уставку.

Значение опережающего фазового сдвига задают пропорционально разнице между вычисленной средней мощностью и измеренным значением мощности для каждого из этих ветрогенераторов. Чем сильнее отличается мощность, отдаваемая ветрогенератором, в меньшую от среднего значения всей системы сторону – тем большее значение опережающего сдвига фаз требуется задать. Подобные параметры требуют либо точного расчета или моделирования на компьютере, либо проведения опытно-исследовательских работ с созданием макетов системы с близкими параметрами.

После выполнения перечисленных действий всю последовательность повторяют с выдержкой времени, определяющей инерционность способа управления. То есть задержка времени как элемент способа необходима для управления постоянной времени обратной связи по мощности, и уравнивания процессов в сетях. Точное ее значение должно подбираться, как это принято, в процессе наладки системы.

В каждой конкретной реализации способа в процессе наладки будет требоваться корректировка обратной связи – уточнение коэффициента для обратной связи по мощности (зависимость уровня сдвига фаз от отклонения его мощности вниз от среднего значения), а также постоянной времени петли обратной связи – выдержки по времени в последовательности действий.

Заявляемое решение является простым и промышленно применимым, представляя собой способ управления электроэнергетической системой. Вся совокупность указанных в отличительной части формулы признаков имеет новизну в целом, и участвует в получении технического результата.

Заявляемое решение является способом, то есть последовательностью действий и может быть реализована в электросетях.

Предлагаемое техническое решение является новым и имеет следующие принципиальные отличия от прототипа:

- задают частоту на выходе ветрогенераторов равной частоте внешней сети;

- измеряют мощность отдаваемую каждым из ветрогенераторов в сеть, сортируют результаты измерения в соответствии с уровнем мощности;

- вычисляют среднюю мощность путем деления суммы всех результатов измерения мощности ветрогенераторов на их количество;

- далее определяют ветрогенераторы, чья мощность ниже вычисленной средней мощности на значение, превышающее уставку;

- задают фазовый сдвиг с опережением для ветрогенераторов с мощностью ниже, чем вычисленная средняя мощность на значение, превышающее уставку;

- значение фазового сдвига задают пропорционально разнице между средней мощностью и измеренным значением мощности для каждого из этих ветрогенераторов;

- всю последовательность действий повторяют с выдержкой времени, определяющей инерционность способа управления.

Таким образом, совокупность существенных признаков изобретения ранее неизвестна и ведет к новому техническому результату – обеспечению равномерной загрузки ветрогенераторов.

Краткое описание чертежей.

На фигуре 1 изображена упрощенная схема ветрогенераторной установки. Здесь 1 – редуктор, 2 – генератор, 3 – выпрямитель, 4 – инвертор. На фигуре 2 изображена упрощенная схема электроэнергетической системы с ветрогенераторами. Здесь 5 – ветрогенератор, 6 – внешняя сеть. На фигуре 3 изображена блок схема предлагаемого способа управления. Здесь 7 – задание частоты, 8 – измерение мощности, 9 – сортировка результатов измерения, 10 – вычисление средней мощности, 11 – определение ветрогенераторов с низкой мощностью, 12 – определение значения фазового сдвига на опережение, 13 – задание фазового сдвига на опережение, 14 – выдержка времени, 15 – измерение частоты внешней сети.

Список использованной литературы

1. Дмитриев Б.Ф., Рябенький В.М., Черевко А.И., Музыка М.М. Судовые полупроводниковые преобразователи. – Архангельск: САФУ, 2015.

Способ управления электроэнергетической системой, содержащей в своем составе ветрогенераторы, включающий измерение частоты внешней сети, отличающийся тем, что задают частоту на выходе ветрогенераторов равной частоте внешней сети, измеряют мощность, отдаваемую каждым из ветрогенераторов в сеть, сортируют результаты измерения в соответствии с уровнем мощности, вычисляют среднюю мощность путем деления суммы всех результатов измерения мощности ветрогенераторов на их количество, далее определяют ветрогенераторы, чья мощность ниже вычисленной средней мощности на значение, превышающее уставку, после чего задают фазовый сдвиг с опережением упомянутым ветрогенераторам с мощностью ниже, чем вычисленная средняя мощность на значение, превышающее уставку, причем значение опережающего фазового сдвига задают пропорционально разнице между вычисленной средней мощностью и измеренным значением мощности для каждого из этих ветрогенераторов, после чего всю последовательность действий повторяют с выдержкой времени, определяющей инерционность способа управления.