Применение методов робастного управления в системах регулирования синхронных генераторов

Цитировать:

Исмоилов И.К., Турсунов Д.А. Применение методов робастного управления в системах регулирования синхронных генераторов // Universum: технические науки : электрон. научн. журн. 2020. 12(81). URL: https://7universum.com/ru/tech/archive/item/11039 (дата обращения: 17.09.2022).

Прочитать статью:

АННОТАЦИЯ

В статье анализируются проблемы строгого контроля возбуждения синхронных генераторов, показатели качества систем автоматического управления, факторы, влияющие на управление, и их происхождение, методы управления синхронными генераторами, тенденции, теории, основная структура робастной системы управления.

ABSTRACT

The article analyzes the problems of strict control of excitation of synchronous generators, quality indicators of automatic control systems, factors affecting control and their origin, methods of control of synchronous generators, trends, theories, the basic structure of a robust control system.

Ключевые слова: управления, возбуждения, синхронный генератор, качество, математической модель, надежность, устойчивост, распределения, минимизация, колебания, режим.

Keywords: control, excitation, synchronous generator, quality, mathematical model, reliability, stability, distribution, minimization, fluctuations, mode.

Проблемы строгого управления возбуждения синхронных генераторов. Качество систем автоматического управления определяется рядом показателей, которые должны сохранять свои значения при изменении конечных параметров под воздействием различных факторов. Управление реальными объектами усложняется различными неопределенностями, такими как, изменение динамических свойств объекта, неправильным назначением неисправностей, неучтенные задержки и т.д. В результате возникает несоответствие математической модели реальному объекту. Однако простого наличия обратных последовательностей в технических решениях недостаточно, чтобы гарантировать надежность или устойчивость модели в отношении неопределенностей. Если при какой-либо точке настройки, параметры уставки располагаются вокруг этой точки, то тогда можно сказать что параметры системы и сама система робастная[5]. Целью исследования автоматически управляемой параметрической системы с переменными параметрами является оценка и измерение производительности. Она разделяется на два основных направлений для анализе робастной устойчивости системы автоматического управления. Первая тенденция основана на различных матричных неравенствах и теории Ляпуно[10]. Для второй тенденции используется анализ интервальных методов. Оценка степени робастности систем автоматического управления в настоящее время является открытым вопросом. Тем не менее, робастная система оптимального управления широко освещена в литературе, а методы построения линейных элементов управления по сути Гауссовского распределения в случаях внешнего вмешательства линейных последовательностей направлены на минимизацию интегрально-квадратичных критериев. Особый интерес представляет подход, основанный на базовом решении задач минимизации и создании соответствующих надежных средств контроля, несмотря на некоторые недостатки, такая система управления обеспечивает стабильную устойчивость[9][4]. Постановка и обсуждение вопроса управления: Система возбуждения синхронных генераторов иметь большое значение в процессе масштабного энергообмена между станциями. Система является основным средством поддержания устойчивости при низкочастотных динамических и электромеханических колебаниях в различных режимах работы. Существующие обычные регуляторы, автоматические регуляторы привода (с сильным воздействием) АРВ (в СНГ) и системные стабилизаторы мощности PSS (за рубежом) имеют ограниченные возможности регулирования из-за постоянной регулировки параметров. В результате влияния неопределенностей, связанных с различными условиями эксплуатации, возникает проблема построения примерной системы регуляторов, обеспечивающей оптимальную независимость системы от такого регулятора. Теория H∞-управления используется при разработке робастного механизма поля возбуждения[6]. Особенность метода заключается в том, что он позволяет напрямую вводить неопределенности при синтезе регулятора с учетом границ модели контролируемого объекта. Управляющее устройство, генерируемое теорией H∞-управление, имеет динамическую коммуникационную структуру с постоянным параметром, и для ее реализации достаточно пронумеровать параметры управляющих сигналов. Существует два различных подхода к построению робастной схемы возбуждения синхронных генераторов: централизованный и децентрализованный. Первый подход основан на создании единого многопозиционного управления[1][2]. На основе второго подхода создается набор одиночных входов (в соответствии с количеством управляемых выходных переменных) — единый выходной элемент управления, образующий такое же количество дополнительных контуров управления. Второй подход мало изучен. Для практических целей управление синхронными генераторами (СГ) можно ограничить задачей улучшения вибрации СГ в различных режимах работы. В исследовании используются уравнения Парка-Горева для создания математической модели синхронного генератора. Внешнее индуктивное сопротивление энергосистемы X_вн  записывается величинами в относительных единицах (рис. 1.)[7].

Рисунок 1. Функциональная схема системы управления возбуждением синхронного генератора

На функциональной схеме 1 показано подключение дополнительного робастного управления. Традиционное (AРВ) управление возбуждением основано на двух каналах связи. Первый — это канал управления синхронным генератором, второй — канал демпфирования динамических процессов, который адаптирует генератор к энергосистеме. В обычной стабилизации используется обратная связь по частотам отклонения напряжения (∆f,f‘ ) и току возбуждения (I_f ). За рубежом используются (PSS) отклонение мощности (∆P ) и обратная связь по частоте (∆f). Контроль отклонения напряжения ∆U и его произведение (U‘ ) такое же, как контроль изменения напряжения, а также называется законом частичного разряда. В некоторых случаях также называется законном ПИД для отдельной станции. Необходимо построить жесткий контроль на основе существующих выходных параметров, обеспечивающий удовлетворительное затухание динамических процессов на всех небольших участках режима. Сильное робастное управление должно производиться в малом количестве и легко реализовываться. При автоматическом управлении напряжение поддерживается постоянным для эффективного демпфирования параметров частоты и угла мощности. Решение поставленной задачи, учитывая ее специфику (достижение эффективного демпфирования), целесообразно свести к синтезу одномерных (одвовходных — одновыходных) робастных регуляторов. Управляемый объект следует рассматривать как совокупность взаимосвязанных подсистем, равную количеству линейно независимых выходов. Таким образом, СГ + АРВ + СС представляет собой набор взаимосвязанных одномерных подсистем.[8]

Основная структура робастной системы управления синхронными генераторами:

На рисунке 2 показана основная робастная структура управления синхронным генератором.

Рисунок 2. Структура синхронного генератора с робастным регулятором

С точки зрения целей исследования, мы описываем блоки и связи структуры следующим образом. В качестве объекта управления используется традиционная система СГ + АРВ. Система состоит из системы автоматического управления приводом со стабилизатором (обычно АРВ сильного действия), тиристорного преобразователя (ТП), блока передачи данных, блоков, отключающих требуемую переменную. В режиме больших возмущений (одно — трехфазное короткое замыкание) оценивается динамика соответствующих структур. Сегодня СГ + АРВ, является, системой, охватывающей внешнюю народную систему. Для дополнительной стабилизации к системе робастного управления последнее подключается как внешнее кольцо. Цель внешнего кольца – расширить границы статической и динамической стабильности. Выражаясь точнее, можно сказать, увеличить степень (или качества) гашения электромагнитных колебаний и поддержание этого состояния в различных режимах[5][3].

Блоки измерений обрабатывают все параметры управления через фильтры. Количество блоков может достигать до 20 штук. При анализе в основном рассматриваются следующие задачи:

— Современные устройства позволяют проводить измерения в очень короткие промежутки времени.

— В большинстве случаев измерения выполняются с использованием цифровых элементов, и в этом случае наблюдается очень небольшое среднее значение, но инерция не наблюдается. В результате получает робастную систему управления через блоки измерения данных на минимальном уровне. Чтобы еще больше сократить этап работы системы AРВ-СГ, в режиме сокращения можно использовать систему AРВ-СГ или синтезированное робастное устройство управления.

В заключении можно сказать, что все системы управления катушки возбуждения синхронного генератора должны выполнять три функции: структурная схема системно-приводного поля, распределение реактивной мощности технологически параллельных генераторов, зарядка при падении частоты и аналогичные вопросы, защита — ограничение реактивной мощности в соответствии с заданной стагнацией, функции защиты от перегрузки статора. В условиях переходного процесса Гауссового распределение интегрального квадратичного критерия имеет устойчивый характер. При таком управлении выбор матрицы влияет на устойчивость, несмотря на некоторые искажения. H∞-минимизация — это подход к решению проблем, который сводит к минимуму и создает соответствующее надежное управление, что имеет особое значение. Система управления всеми цепями возбуждения синхронных генераторов должна обеспечивать систематические, технологические и защитные функции. Система робастного управления предназначена для выполнения системной функции.  

Список литературы:

1. Andronov A., Vitt A., Khaikin S. Theory of oscillation. Moscow Fizmatgiz 1959, 915p. 181
2. Abdalla O.N., Hassan S.A. Coordinated Stabilization of a Multimachine Power System II IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-103, No. 3, 1984.-pp. 483-544.
3. В. А. Тащилин, “Анализ и выбор параметров стабилизации устройств регулирования возбуждения с использованием методов идентификации: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук : 05. 14.02.” 2018, Accessed: Jul. 09, 2020. [Online]. Available:
4. Вентцель Е. С. Теория вероятностей. — 10-е изд., стер.. — М.: Academia, 2005. — 576 с. — ISBN 5-7695-2311-5. 
5. E. V. E. Online et al., “Adjustment of Active and Reactive Power of Synchronous Generator in Grid-connected Operation,” IOP Conf. Ser. Earth Environ. Sci., vol. 18, no. 3, pp. 1–122, 2020, doi: 10.1088/1755-1315/440/3/032004.
6. Позняк А., Себряков Г., Семенов А., Федосов Е. Н∞ – теория управления: феномен, достижения, перспективы, открытые проблемы. – М.: Научно-информационный центр, 1990. – 76 с.
7. Папков, Б. В. Электроэнергетические системы и сети. Токи короткого замыкания : учебник и практикум для бакалавриата и магистратуры / Б. В. Папков, В. Ю. Вуколов. — 3-е изд., перераб. и доп. — М. : Издательство Юрайт, 2017. — 353 с. — (Серия : Бакалавр и магистр. Академический курс). ISBN 978-5-9916-8148-3
8. Н. Ф. Котеленец, А. В. Богачев, and Е. В. Ежов, “Способ и устройство синхронизации с сетью возбужденного синхронного генератора,” 2012.
9. Справочник по теории вероятностей и математической статистике, Королюк В.С., Портенко Н.И., Скороход А.В., Турбин А.Ф., 1985..
10. Юрганов. А.А., Кожевников В.А. Регулирование Возбуждения синхронных генераторов СПБ.: Наука, 1996.- 138 с.

Устройство синхронного генератора переменного тока, принцип работы

Каталог

Бренды

Главная

»

Помощь покупателю

»

Устройство синхронного генератора переменного тока

Электричество – вид энергии, который можно передавать на дальние расстояния, преобразовывать в механическую, тепловую энергию и трансформировать в световое излучение. Электроэнергию получают различными способами – химическим, тепловым, механическим, фотоэлектрическим.

Наиболее распространенный способ получения электроэнергии – механический, с использованием генераторов. Именно таким образом получают практически всю электрическую энергию, используемую в бытовых и производственных целях.

Генераторы, иначе называемые «электростанциями», бывают синхронными и асинхронными, одно- и трехфазными. Рассмотрим подробнее устройство и работу трехфазного электрогенератора, который может работать параллельно с другими электрогенераторами или централизованной электрической сетью.

В конструкцию синхронных электрических генераторов входят три основные детали:

• Ротор. Вращающийся элемент. Это биполярный электромагнит постоянного тока. Обмотка ротора соединяется с блоком управления через два щеточных узла.
• Статор. Неподвижный элемент. Витки статорной обмотки равномерно расположены по окружности. В однофазных машинах присутствует одна обмотка, в трехфазных – три, которые соединяются по схемам «звезда», «треугольник» или со сдвигом друг относительно друга на 120°.
• Блок управления.

Статор и ротор изготавливают из пластин электротехнических марок стали, которые хорошо проводят магнитный поток и плохо проводят электрические вихревые токи. Синхронные генераторы, имеющие явно полюсный ротор, используются для тихоходных машин, у которых скорость вращения не превышает 1000 оборотов в минуту, например установок с гидравлическими турбинами. Синхронные электрогенераторы с не явно полюсными роторами используются для механизмов, вращающихся с высокой скоростью – 1500-3000 об/минуту. Бывают двух- и четырехполюсными.

Основные этапы:

• При вращении ротора двигателем внутреннего сгорания начинается вращение поля электромагнита.
• В результате вращения магнитного поля в статорной обмотке появляется переменное синусоидальное напряжение – одно- или трехфазное. Значение напряжения генерируемого тока зависит от скорости вращения ротора.
• Изменение электрической нагрузки синхронного генератора меняет механическую нагрузку на валу двигателя внутреннего сгорания. В свою очередь, это изменяет скорость вращения ротора, а значит, изменения величины напряжения и частоты. Избежать таких изменений параметров генерируемого электротока позволяет блок управления, который автоматически регулирует электрические характеристики через обратную связь.

Трехфазный синхронный генератор может работать в режиме генератора или в режиме двигателя. В первом случае в СГ входящей является механическая энергия, а выходящей – электрическая. Во втором случае – входящей является электрическая энергия, а выходящей – механическая.

Разновидности синхронных генераторов

Конкретная область применения определяет, какой вид синхронного генератора купить.

Производители предлагают электрогенераторы:

• Шаговые (импульсные). Применяются для приводов, работающих в режиме старт-стоп, или для устройств постоянного режима работы с импульсным сигналом управления.
• Безредукторы. Используются в автономных системах.
• Бесконтактные. Востребованы в качестве электростанций на речных и морских судах.
• Гистерезисные. Предназначены для установки в счетчиках времени, инерционных электрических приводах, системах автоматизированного руководства.
• Индукторные. Используются для оснащения электрических установок.

Области применения синхронных трехфазных генераторов переменного тока

Важная особенность синхронного генератора – возможность синхронизации с другими подобными электрическими машинами. Это свойство позволяет использовать эти машины в промышленной энергетике и при повышении нагрузок в час пик подключать резервные агрегаты.

Трехфазные генераторы применяют на:

• тепловозах с выпрямлением переменного тока полупроводниковыми элементами и других транспортных системах;
• мощных гидро-, тепловых электростанциях, атомных станциях, передвижных электростанциях;
• гибридных автомобилях с целью совмещения тяги ДВС и мощности тяговых электродвигателей.

Синхронные трехфазные генераторы могут использоваться в качестве электромоторов с мощностью более 50 кВт. В этом режиме ротор соединяют с источником постоянного тока, а статор подключают к трехфазному кабелю.

В каких случаях необходимо купить и использовать синхронный генератор?

Синхронный генератор переменного тока выбирают в следующих случаях:

• Если предъявляются высокие требования к постоянству параметров напряжения и частоты тока.
• При высокой вероятности перегрузок в переходном режиме потребителей с реактивной мощностью.
• При вероятности перегрузок в рабочем режиме, когда к генератору подключаются потребители как с активной, так и с реактивной мощностью.

Преимущества использования синхронных генераторов

Плюсы трехфазных синхронных генераторов:

• Способность выдерживать перегрузы в электросети, превышающие в три раза номинальное значение, и короткие замыкания.
• Более высокое качество генерируемой электроэнергии, по сравнению с асинхронными генераторами. Поэтому эти электрические машины используются для работы в комплексе с дорогостоящим оборудованием.
• Наличие автоматических регуляторов напряжения, регулирующих выпрямителей, которые защищают оборудование от перегруза и коротких замыканий и способны отключать электроустановки в случае возникновения аварийных ситуаций.

Современные электрические генераторы изготавливаются в соответствии с требованиями мировых стандартов качества и безопасности.

Инженерный вестник Дона | Оценка возмущений в процессе автоматического регулирования синхронного генератора

Аннотация

М.Ю. Медведев, В.А. Шевченко

Дата поступления статьи: 29.11.2013

Работа посвящена синтезу алгоритма автоматического управления синхронным генератором, являющимся одним из основных элементов энергосистемы и электростанций, в общем. Алгоритм позволяет повысить область устойчивого функционирования системы управления синхронного генератора. Синтезированный алгоритм, за счет интегрированного в него наблюдателя производных, позволяет определять уровень нежелательных возмущений в процессе генерации электроэнергии и корректировать работу генератора. Проведено моделирование указывающее на высокую устойчивость наблюдателя, качество переходных процессов и установившихся режимов работы параметров состояния модели синхронного генератора. Качество оценки наблюдателем сигнала произвольной формы производится с достаточно высокой степенью точности, которая повышается по мере увеличения параметров быстродействия наблюдателя и регулятора.

Ключевые слова:
энергосистема, синхронный генератор, синтез, автоматическое регулирование, наблюдатель, оценка

05.13.01 — Системный анализ, управление и обработка информации (по отраслям)

Надежность энергосистем и качество электрической энергии – одни из самых приоритетных задач энергетики. Удорожание электроэнергии и усложнение структуры энергосети, появление новых элементов, которые могут как потреблять, так и генерировать электричество, приводит к необходимости применения новых энергосберегающих технологий, повышающих эффективность и устойчивость энергосистемы. Эти факторы повышают требования к надежности и требуют исключения возможности возникновения технологических нарушений и аварийных ситуаций, а, следовательно, и уменьшения влияние человеческого фактора при управлении системой.

Одним из основных элементов энергосистемы является синхронный генератор. В связи с этим необходимо решать задачу оптимальной работы генератора и построения автоматической системы управления, исключающей или минимизирующий человеческий фактор при его регулировании.В процессе работы синхронного генератора могут возникать внешние возмущения или изменение его параметров. Это приводит к ошибке в процессе автоматического регулирования генератора, и как следствие, может привести к аварийному режиму работы энергосистемы. Для предотвращения этой ситуации возникает необходимость подавления возмущений, их учета в процессе автоматического регулирования. Для этого необходимо оценить возмущения, действующие в каждом канале регулятора.

При описании математической модели синхронного генератора используются переменные в системе координат, которая движется вместе с ротором. Переход к движущимся координатам является общепризнанным, для решения задач такого рода и с упрощает математическое описание модели. Так же будем считать, что синхронная машина работает на систему бесконечной мощности через линию электропередачи, имеющую активное сопротивление r_e и индуктивность L_e, в системе имеется локальная нагрузка, задаваемая активным сопротивлением r_L и индуктивностью L_L.

При общепринятых допущениях о не учете переходных процессов в демпферных обмотках и некоторых других, динамика электромеханических переходных процессов синхронного генератора представляется уравнениями Парка-Горева (в полной модели одномашинной системы). В качестве переменных состояния в этой модели используются токи i_d,i_F,i_q (мгновенные значения), отклонение угла δ и угловая скорость ротора ω. В результате синхронная машина, работающая на систему неограниченной мощности через линию электропередачи, может быть представлена следующими уравнениями [1]:
 (1)                

Здесь ;  — собственные индуктивности обмоток статора по продольной d и поперечной q оси, обмотки возбуждения ротора,  — взаимная индуктивность обмоток статора и ротора,  — активные сопротивления обмоток статора, обмотки возбуждения ротора и линии электропередачи,  — напряжения шины бесконечной мощности (действующее значение) и обмотки возбуждения ротора, k –постоянная Парка, — механическая постоянная времени. Все параметры модели, включая токи, напряжения и время, представлены в относительных единицах.Для определения величины возмущений необходимо синтезировать соответствующие наблюдатели.

Определим уравнение наблюдателя для оценки возмущения, действующего на частоту вращения вала генератора. Учет такого возмущения производится введением возмущения во второе уравнение системы (1):

где  – некоторая функция неизмеряемого возмущения.

Для упрощения процедуры синтеза введем обозначение:

Для синтеза наблюдателя используем процедуры, изложенные в [2 — 4]. В соответствии с указанными процедурами введем макропеременную, отражающую ошибку оценивания:
   (2)                                                   

где  – оценка возмущающего воздействия.

В соответствии с известной процедурой синтеза редуцированных наблюдателей [2 — 4] введем уравнение:
   (3)                                                 

где – произвольная функция, подлежащая определению в процессе синтеза наблюдателя,  – новая переменная.

Для обеспечения асимптотической сходимости оценки потребуем, чтобы ошибка  подчинялась решению уравнения:
  (4)                                                   

Подставив уравнения (2), (4) в уравнение (5), получим:
 (5)          

Если выбрать функцию  так, чтобы уравнение (5) не зависело от не измеряемого вектора , то выражение (5) будет являться асимптотическим наблюдателем.

При этом оценка не измеряемой векторной величины  будет определяться в соответствии с выражением (3).

Таким образом, чтобы правая часть выражения (5) не зависела от не измеряемого возмущения , приравняем все слагаемые, содержащие этот параметр, к нулю. В результате, придем к следующему уравнению и определим :
;      (6)                                  

Подставим уравнение (6) в (5), и выразим вектор новых переменных :
  (7)                                 

Используя уравнения (6) и (7) можем определить уравнение выхода наблюдателя:
  (8)                                                

Для регулирования амплитуды фазного напряжения используем переменную  (напряжение возбуждения), входящую в состав дифференциального уравнения по току iq. Для синтеза наблюдателя будем считать, что в этом уравнение появилось неизмеряемое возмущение:

Введем замену:

Определим уравнение наблюдателя:
  (9)                                    
   (10)       

   Полученные оценки возмущений используются в замкнутой контуре управления, построенном по принципу беспоисковых систем с непрямой адаптацией к возмущениям.

Проведем синтез регулятора частоты. Управляющим воздействием является момент на валу . Зададим уравнение, обеспечивающие асимптотическую устойчивость заданного состояния:
  (11)                                                   

где  – ошибка регулирования, определяется как:
;   (12)                                            

Так как возмущение в  – неизмеряемое, то вместо самого возмущения используется его оценка:
    (13)       

Введем обозначение:
  (14)

Использовав (12), (14), (14) запишем (11) следующим образом:
  (15)                                  

Выразим из (15) :
   (16)   

  Уравнение (16) является искомым уравнением регулирования частоты с наблюдателем.

Проведём синтез регулятора амплитуды фазного напряжения.
 (17)                                                        
    (18)                                                   

В работе [5] фазное напряжение генератора для активной нагрузки задано в виде:
  (19)                                  

Из (18) и (19) следует, что  будет имеет вид:

 Определим производную ошибки регулирования:
  (20)            

Так как в (20) фигурируют производные  и , введем сокращения:
 (21)                
 (22)   

  Подставим (21), (22) с учётом того, что в уравнение производной тока необходимо оценки возмущений:

Введем обозначения:

Тогда (22) принимает вид:
  (23)                                 

Выразим напряжение возбуждения из (39):
     (24)                                                     

Уравнение (24) является вторым искомым уравнением регулятора напряжения с оценкой возмущения.

Таким образом, мы получили систему уравнений автоматического регулирования (уравнения (16), (24)) способного корректировать работу синхронного генератора в зависимости от действующих на него возмущений.

Параметры СГ, работающего на систему бесконечной мощности через линию электропередачи представлены в таблице 1 в относительных единицах (о.е.).

Таблица № 1

Параметры синхронного генератора

Быстродействие наблюдателя определятся параметрами ,, обеспечивающими быстродействие около 0,1 с.

Результаты моделирования при параметрах, представленных в таблице 1, изображены на рис. 1 и 2.

На рис. 1 а и б изображены переходные процессы и установившийся режим угла δ и угловой скорости ω синхронного генератора соответственно. Наблюдается достаточно качественный переходный процесс, без колебательных включений, время переходного процесса около 0.5 с. В установившемся режиме наблюдаются небольшие колебания, обусловленные воздействием гармонических возмущений. Уменьшение этих колебаний может решаться посредствам увеличения быстродействия как регулятора, так и наблюдателя.

На рис. 3 представлены результаты работы синтезированного наблюдателя (7), (8) и (9), (10). Сплошной линией на графике обозначена наблюдаемая функция, пунктирной – оценка этой функции. Результаты подтверждают устойчивость и заданное качество наблюдателя, быстродействие которого теоретически определяется параметром  для частоты, и  для амплитуды фазного напряжения. При этом ошибка оценивания определяется быстродействием синтезированного наблюдателя и скоростью изменения оцениваемого сигнала.

Повышение качества работы системы автоматического управления и синхронного генератора в принципе, может быть достигнуто за счет синтеза в уравнения регулятора наблюдателя возмущений. Это позволит оценивать и компенсировать внешние, параметрические или структурные возмущения, возникающие в процессе работы генератора, что, в свою очередь, повысит устойчивость и надежность энергосистемы. В работе представлен алгоритм синтеза наблюдателя и его интеграции в систему уравнений регулятора автоматического управления.

Проведенное моделирование показало высокую устойчивость наблюдателя, качество переходных процессов и установившихся режимов работы параметров состояния модели синхронного генератора, а качество оценки наблюдателем может быть повышено за счет увеличения параметров быстродействия наблюдателя и регулятора.

Литература:

1. Али З.М. Способы улучшения качества регулирования и устойчивости электротехнических комплексов с генерирующими источниками// Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук, Казань, 2010г. – С. 6 – 9.

2. Пшихопов В.Х., Медведев М. Ю. Управление подвижными объектами в определенных и неопределенных средах. М.: Наука, 2011. 350 с. ISBN 978-5-02-037509-3.

3. Пшихопов В.Х., Медведев М.Ю. Синтез адаптивных систем управления летательными аппаратами // Известия ЮФУ. Технические науки. – 2010. – № 3(104). – С. 187 – 196.

4. Медведев М.Ю. Алгоритмы адаптивного управления исполнительными приводами. // Мехатроника, автоматизация и управление. 2006, № 6. С. 17 – 22.

5.  Шевченко В.А. Исследование математической модели и синтез системы автоматического регулирования частоты и амплитуды напряжения синхронного генератора электростанции // Материалы Седьмой Всероссийской научно-практической конференции «Перспективные системы и задачи управления». – Таганрог: Изд-во ТТИ ЮФУ. С. 151-157.

6.Medvedev M.Y., Pshikhopov V.Kh., Robust control of nonlinear dynamic systems // Proc. of 2010 IEEE Latin-American Conference on Communications. September 14 – 17, 2010, Bogota, Colombia. ISBN: 978-1-4244-7172-0. – p.72-77.

7.В.Х. Пшихопов, М.Ю. Медведев Алгоритмическое обеспечение робастных асимптотических наблюдателей производных [Электронный ресурс] // «Инженерный вестник Дона», 2011, №2. – Режим доступа: http://www.ivdon.ru/magazine/archive/n2y2011/431 (доступ свободный) – Загл. с экрана. – Яз. рус.

8.V.A. Shevchenko Development and research of system of automatic control by the synchronous generator // Proceedings of the 26th International Conference on Efficiency, Cost, Optimization, Simulation and Environmental Impact of Energy Systems (ECOS2013). July 16-19, 2013, Guilin, Guangxi, China. Session 30: System operation, control, diagnosis and prognosis. – p.205-213.

9.О.С. Хватов, А.Б. Дарьенков, И.С. Поляков Математическое описание алгоритма управления топливоподачей дизель-генераторной электростанции переменной скорости вращения [Электронный ресурс] // «Инженерный вестник Дона», 2013, №3, – Режим доступа: http://www.ivdon.ru/magazine/archive/n3y2013/1869 (доступ свободный) – Загл. с экрана. – Яз. рус.

10.В. Н. Вариводов, А. Г. Мордкович, Е. И. Остапенко Основные направления создания комплекса оборудования для интеллектуальных электрических сетей// Журнал «Электротехнический рынок» выпуск 2011г. №4. – c.51-56.

Модель одномашинной электрической системы с асинхронизированным синхронным генератором ЭЭ1-АСГ-С-К (стендовое исполнение, компьютеризованная версия)

Навигация:Главная›Для ВУЗов, техникумов и ПУ›Электроэнергетика. Релейная защита. Электроснабжение›Электроэнергетика›Модель одномашинной электрической системы с асинхронизированным синхронным генератором ЭЭ1-АСГ-С-К (стендовое исполнение, компьютеризованная версия)

Обработка пищевых продуктов. ИТАЛИЯ

Химические технологии. EDIBON

Пищевые технологии. EDIBON

Окружающая среда. EDIBON

3D Физика. EDIBON.

Энергия. EDIBON

Механика и материалы. EDIBON

Гидромеханика и аэродинамика. EDIBON

Термодинамика и термотехника. EDIBON.

Оборудование PHYWE (Германия)

Гидромеханика

Обучающие тренажеры по системам самолетов и кораблей

Конструкции. Архитектура

Испытания материалов

Аэродинамика

Строительные учебные 3D принтеры

Лаборатории National Instruments

Автоматика. Автоматизация и управление производством

Автомобили и автомобильное хозяйство

Альтернативные и возобновляемые источники энергии

Аэрокосмическая техника

Безопасность жизнедеятельности. Защита в чрезвычайных ситуациях

Военная техника.

Вычислительная и микропроцессорная техника. Схемотехника

Газовая динамика. Пневмоприводы и пневмоавтоматика.

Газовое хозяйство

Гидропневмоавтоматика и приводы

Детали машин

ЖД

Информатика

Источники напряжения, тока и сигналов. Измерительные приборы

Легкая промышленность. Оборудование и технологии общественного питания.

Медицина. Биоинженерия

Метрология. Технические и электрические измерения

Механика жидкости и газа

Микроскопы

Научное и лабораторное исследовательское оборудование

Начертательная геометрия

Нефть, газ.

Оборудование для мастерских электромонтажа и наладки, производственных практик и технического творчества

Прикладная механика

Радиотехника. Телекоммуникации. Сети ЭВМ

Радиоэлектронная аппаратура и бытовая техника

Робототехника и мехатроника

Сельскохозяйственная техника. Контроль качества сельхозпродуктов

Силовая электроника. Преобразовательная техника

Сопротивление материалов

Симуляторы печатных машин

Станки и прессы с компьютерными системами ЧПУ. CAD/CAM-технологии

Теоретическая механика

Строительство. Строительные машины и технологии

Теория механизмов и машин

Теплотехника. Термодинамика

Технология машиностроения. Обработка материалов

Учебные наглядные пособия

Физика

Химия

Экология

Электрические машины. Электропривод

Электромеханика

Электромонтаж

Электроника и микроэлектроника

Электротехника и основы электроники

Электроэнергетика. Релейная защита. Электроснабжение

• Лаборатория Энергетики Tecquipment (Великобритания)
• Энергетика Tecquipment
• Комплекты типового лабораторного оборудования
• Лабораторные комплексы
• Электроэнергетика
• Электроснабжение
• Светотехника
• Энерго- и ресурсосберегающие технологии
• Электроэнергетические системы
• Релейная защита и автоматика
• Демонстрационные комплексы группового пользования «Электроэнергетика»
• Нетрадиционная электроэнергетика
• Разное

Энерго- и ресурсосберегающие технологии

Энергоаудит

Производство

Учебное оборудование от Edibon

Способ управления асинхронным генератором при параллельной работе с сетью и устройство для его осуществления

Изобретение относится к электротехнике и может быть использовано в асинхронных генераторах, работающих параллельно с сетью или синхронным генератором. Техническим результатом является повышение энергетических показателей. В способе управления статорную обмотку асинхронного генератора, приводимого ветро-, гидро- или тепловым двигателем, соединяют параллельно с сетью через вторичные обмотки вольтодобавочного трансформатора, который посредством регулирования коэффициента трансформации трансформатора поддерживает напряжение на статоре асинхронного генератора в пределах (93-100)% от номинального напряжения в функции активной мощности асинхронного генератора. Коэффициент трансформации вольтодобавочного трансформатора регулируют с помощью переключения отпаек на первичной обмотке оптоэлектронными реле переменного тока, которые переключаются в функции активной мощности асинхронного генератора. 2 н.п. ф-лы, 1 табл., 3 ил.

Предлагаемый способ управления асинхронным генератором и устройство для его осуществления относятся к электротехнике и могут быть использованы для повышения энергетических показателей асинхронных генераторов, работающих параллельно с сетью или синхронным генератором. В качестве приводного двигателя может применяться ветро-, гидро- или тепловой двигатель.

Общеизвестно, что асинхронная машина может работать в тормозном режиме с отдачей энергии в сеть — генераторный режим работы параллельно с сетью (Чиликин М.Г. Общий курс электропривода / М.Г.Чиликин, А.С.Сандлер // Учебник для вузов. — М.: Энергоиздат, 1981. — Стр.82).

Известный способ работы асинхронной машины параллельно с сетью реализуется в том случае, когда асинхронная машина обмоткой статора непосредственно подключена к сети, а приводным двигателем ее вал (ротор) вращается со скоростью (частотой), большей синхронной частоты вращения магнитного поля. В этом случае асинхронная машина потребляет реактивный ток намагничивания и переводится из двигательного режима работы в режим асинхронного генератора с рекуперацией активной мощности в сеть. При этом частота тока асинхронного генератора определяется частотой сети, к которой подключена асинхронная машина, и поддерживается за счет изменения величины скольжения.

Недостатком такого способа управления является зависимость тока намагничивания асинхронного генератора от величины напряжения в сети, различная величина скольжения, коэффициента мощности и различные потери в обмотках ротора, которые пропорциональны скольжению и снижают энергетические показатели.

Известен способ управления асинхронным генератором переводом асинхронной машины из двигательного режима в генераторный, когда для повышения коэффициента мощности сети параллельно с сетью и асинхронным генератором подключают конденсаторы (Вольдек А.И. Электрические машины / А.И.Вольдек // Учебник для вузов. — Л.: Энергия, 1978. — Стр.587-588). Недостаток такого способа управления заключается в том, что дополнительные конденсаторы увеличивают стоимость и массогабаритные показатели, но не стабилизируют напряжение. В зависимости от нагрузки напряжение сети изменяется, изменятся реактивный ток намагничивания, а это, в конечном счете, отрицательно влияет на энергетические показатели асинхронного генератора.

Известна схема включения асинхронной машины для генераторного режима работы (Вольдек А.И. Электрические машины / А.И.Вольдек // Учебник для вузов. — Л.: Энергия, 1978. — Рис.29-6 на странице 588). В этой схеме асинхронный генератор, работающий параллельно с сетью, потребляет из нее реактивный ток. Этот ток создает в генераторе магнитное поле, а активный ток и активная мощность отдаются в сеть и потребляются местным потребителем или другим, включенным в любом другом месте сети.

Недостаток этой схемы состоит в том, что в зависимости от напряжения в сети будет изменяться ток намагничивания (реактивный ток). Поэтому для повышения коэффициента мощности применяются дополнительные конденсаторы. В зависимости от уровня напряжения в сети для загрузки генератора необходимо увеличивать скорость (частоту) вращения приводного двигателя. При этом возрастает скольжение, и пропорционально ему увеличиваются потери в роторной цепи асинхронного генератора. Особенно это проявляется в случае работы с сетью ограниченной мощности, например, параллельно с автономным синхронным генератором.

Наиболее близким по техническому решению является газотурбогенератор (Пат. №2151971 РФ, МПК F25B 11/00. Газотурбогенератор — №97118075/06; заявл. 30.10.97; опубл. 27.06.00, бюл. №18. — 6 с.: ил.). Известный газотурбогенератор, служащий преимущественно для утилизации избыточной энергии газа, содержит в качестве приводного двигателя турбину, а в качестве электрической машины использована асинхронная машина в генераторном режиме с рекуперацией энергии в питающую сеть. Причем асинхронный генератор статорной обмоткой соединен непосредственно с сетью переменного тока.

Теоретически, скорость вращения асинхронной машины в генераторном режиме может изменяться от синхронной скорости вращения магнитного поля до бесконечности. В действительности высокие скорости не используются по условиям ограничения потерь и сохранения высокого КПД. Реально скорость может изменяться на 15…20%, в пределах до критического скольжения.

Общим недостатком для всех известных способов и устройств является то, что намагничивающий (реактивный) ток зависит от напряжения в сети. Увеличение напряжения приводит к увеличению намагничивающего тока и снижению коэффициента мощности и КПД. Снижение напряжения приводит к уменьшению намагничивающего тока, момента, КПД и активной мощности отдаваемой в сеть. В этом случае для загрузки асинхронного генератора активной мощностью необходимо увеличивать скорость вращения приводного двигателя. В случае, когда приводным двигателем является ветро-, гидро- или тепловой двигатель, изменение скорости вращения сопряжено с определенными трудностями. С другой стороны, увеличение скорости вращения ротора асинхронного генератора приводит к увеличению скольжения, потерь и снижению энергетических показателей.

Техническим решением задачи является повышение энергетических показателей (коэффициента мощности и КПД) при незначительном изменении скольжения асинхронного генератора при параллельной работе с сетью.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом способе управления асинхронным генератором при параллельной работе с сетью путем перевода асинхронной машины из двигательного режима в режим асинхронного генератора увеличением частоты вращения приводного двигателя, согласно изобретению, асинхронный генератор статорной обмоткой соединяют параллельно с сетью через вторичные обмотки вольтодобавочного трансформатора, который посредством регулирования коэффициента трансформации трансформатора поддерживает напряжение на статоре асинхронного генератора в пределах (93-100)% от номинального напряжения в функции активной мощности асинхронного генератора.

Способ реализуется с помощью устройства, содержащего асинхронную машину, стационарную или автономную сеть, приводной двигатель, переводящий асинхронную машину в режим асинхронного генератора увеличением частоты вращения приводного двигателя, согласно изобретению, асинхронный генератор статорной обмоткой соединен с сетью через вторичные обмотки вольтодобавочного трансформатора, первичные обмотки которого имеют отпайки, соединенные в нулевую точку через оптоэлектронные реле переменного тока, например, типа 5П36.3ТМА1 с контролем перехода напряжения через ноль и имеющие входы, соединенные с выходами устройства управления с аналого-цифровым преобразователем, преобразующим сигналы датчиков активной мощности, расположенных на выходе асинхронного генератора, в сигналы управления оптоэлектронных реле.

Новизна заявляемого предложения обусловлена тем, что в заявляемом способе управления асинхронный генератор статорной обмоткой соединяют параллельно с сетью через вторичные обмотки вольтодобавочного трансформатора, который посредством регулирования коэффициента трансформации трансформатора поддерживает напряжение на статоре асинхронного генератора в пределах (93-100)% от номинального напряжения в функции активной мощности асинхронного генератора. Коэффициент трансформации вольтодобавочного трансформатора регулируют с помощью переключения отпаек на первичной обмотке оптоэлектронными реле переменного тока, которые переключаются в функции активной мощности асинхронного генератора.

По данным научно-технической и патентной литературы авторам неизвестна заявляемая совокупность признаков, направленная на достижение поставленной задачи, и это решение не вытекает с очевидностью из известного уровня техники, что позволяет сделать вывод о соответствии решения уровню изобретения.

Предлагаемое техническое решение промышленно применимо, поскольку оно работоспособно и предлагается его использование в промышленности.

Для проверки способа управления асинхронным генератором в лаборатории кафедры электрических машин и электропривода КубГАУ изготовили специальный стенд, состоящий из двух двигателей и аппаратуры управления. Исследуемый асинхронный двигатель 4A100L2Y3 (Р_H=5,5 кВт, n₀=3000 об/мин, η₀=87,5%, cos (φ=0,9) и двигатель постоянного тока (ДПТ) типа 2ПН132МУХЛ4 (Р_H=10,5 кВт, U_H=220 В, n_H=2500-3500 об/мин) соединили «вал» в «вал» через эластичную муфту и закрепили на основании стенда. Частота вращения приводного ДПТ регулируется изменением напряжения на якоре ДПТ источником постоянного тока необходимой мощности.

Проверка способа управления асинхронным генератором осуществляется следующим образом. Исследуемый асинхронный двигатель включили в сеть через регулируемый трехфазный автотрансформатор. На обмотке статора исследуемого асинхронного двигателя устанавливали фиксированное линейное напряжение: 355, 360, 365, 380, 385, 390 В. При каждом значении фиксированного напряжения на статоре приводным двигателем постоянного тока повышали частоту вращения исследуемого асинхронного двигателя, переводя его из режима двигателя в режим асинхронного генератора.

Частота вращения контролировалась бесконтактным тахометром типа VICTOR DM623P+, а электрические параметры записывались анализатором сети — CIRCUTOR AR5. Некоторые данные эксперимента приведены в таблице 1. По этим данным построены графики на фиг.1 и 2.

Фиг.1 — зависимость отдаваемой активной мощности в сеть асинхронным генератором от частоты вращения ротора при разном линейном напряжении на статоре (1-U₁=355 В, 2-U₂=360 В, 3-U₃=365 В, 4-U₄=380 В, 5-U₅=385 В, 6-U₆=390 В). Фиг.2 — зависимость cosφ от отдаваемой мощности в сеть генератором при разном линейном напряжении на статоре (1-U₁=355 В, 2-U₂=360 В, 3-U₃=365 В, 4-U₄=380 В, 5-U₅=385 В, 6-U₆=390 В).

Из графиков видно, что при увеличении напряжения на статоре коэффициент мощности снижается, следовательно, выбрав оптимальное значение напряжения на статоре асинхронного генератора и изменяя коэффициент трансформации, можно поддерживать оптимальный коэффициент мощности для данного асинхронного генератора при изменении частоты вращения приводного двигателя.

С другой стороны, при реализации заявляемого способа управления асинхронным генератором устанавливаем постоянную частоту вращения приводным двигателем, например, 1540×2=3180 об/мин (см. фиг.1, характеристики 1-6). Изменяем коэффициент трансформации от характеристики 1 до характеристики 6. На выходе асинхронного генератора получаем различную мощность, отдаваемую в сеть от 3800 до 6600 Вт.

Включив датчик активной мощности и настроив его, например, на 5500 Вт (номинальная мощность асинхронного генератора), мы ограничим увеличение коэффициента трансформации, ограничим снижение энергетических показателей и, в конечном счете, защитим генератор от перегрузки.

Сущность изобретения реализующего способ управления асинхронным генератором при параллельной работе с сетью поясняет схема функциональная на фиг.3. Асинхронный генератор 1 с приводным двигателем 2, статорной обмоткой 3 через вторичные обмотки 4 трансформатора 5 соединен с сетью 6, первичные обмотки 7 трансформатора 5 имеют отпайки 8 и 9, которые соединяются в нулевую точку 10 через оптоэлектронные реле переменного тока 11 и 12, имеющие входы 14 и 15, соединенные с выходами 16 и 17 аналого-цифрового преобразователя 18, преобразующего аналоговый сигнал от датчика активной мощности 19 в дискретный сигнал управления оптоэлектронными реле переменного тока, например, типа 5П36. 3ТМА1 или аналогичное с контролем перехода напряжения через ноль.

Устройство для реализации способа работает следующим образом. При увеличении скорости (частоты) вращения приводного двигателя 2 асинхронный генератор 1 переходит в режим работы параллельно с сетью.

В это время устройство управления 18 с аналого-цифровым преобразователем (АЦП) и распределителем импульсов подает управляющий сигнал на вход 15 оптоэлектронного реле 12 с рабочими симисторами 13. Последние открываются в момент перехода синусоиды через ноль и замыкают отпайки 8 вольтодобавочного трансформатора 5 в нулевую точку 10, тем самым уменьшая коэффициент трансформации трансформатора 5 до минимального уровня.

При этом на выходе обмотки 4 вольтодобавочного трансформатора и в сети 6 напряжение будет максимальным, и от асинхронного генератора 1 в сеть 6 будет поступать активная максимальная мощность.

Если активная мощность АГ 1 превысит допустимую (установленную для конкретного АГ), то от датчиков активной мощности 19 увеличивается сигнал, который обрабатывается устройством управления 18. Устройство управления отключает сигнал управления с выхода 15 оптоэлектронного реле 12 и его симисторные ключи 13 отключают отпайки 8 от нулевой точки 10.

Одновременно устройство управления 18 подает сигнал на вход 14 другого оптоэлектронного реле 11 с аналогичными 13 симисторными ключами. Реле 11 соединяет отпайки 9 с нулевой точкой 10 и вольтодобавочный трансформатор 5 увеличивает коэффициент трансформации. На статорной обмотке 3 асинхронного генератора на выходе обмотки 4 и сети 6 снижается напряжение, асинхронный генератор 1 уменьшает передачу активной мощности.

Процесс переключения отпаек 8 и 9 и изменение коэффициента трансформации вольтодобавочного трансформатора 5 происходят при изменении напряжения сети 6, вызванного внешними воздействиями, или при изменении скорости (частоты) вращения приводного двигателя 2.

Достоинство предлагаемого способа управления асинхронным генератором и устройства для его осуществления заключается в следующем.

1. Асинхронный генератор работает при оптимальном значении напряжения на статоре. В этом случае его энергетические характеристики отвечают номинальным значениям, предусмотренным заводом изготовителем.

2. Вольтодобавочный трансформатор активную мощность передает только вторичной обмоткой, поэтому его мощность и габариты минимальны.

3. Изменение коэффициента трансформации происходит при переходе синусоиды через ноль, поэтому исключены помехи и коммутационные перенапряжения.

4. Изменение коэффициента трансформации позволяет регулировать загрузку генератора при постоянной частоте вращения приводного двигателя или при их небольших изменениях, причем количество отпаек для регулирования коэффициента трансформации определяется точностью регулирования.

5. Такой способ управления асинхронным генератором может использоваться с приводным ветро-, гидро- или тепловым двигателем.

1. Способ управления асинхронным генератором при параллельной работе с сетью путем перевода асинхронной машины из двигательного режима в режим асинхронного генератора увеличением частоты вращения приводного двигателя, отличающийся тем, что асинхронный генератор статорной обмоткой соединяют параллельно с сетью через вторичные обмотки вольтодобавочного трансформатора, который посредством регулирования коэффициента трансформации трансформатора поддерживает напряжение на статоре асинхронного генератора в пределах (93-100)% от номинального напряжения в функции активной мощности асинхронного генератора.

2. Устройство для осуществления способа по п.1, содержащее асинхронную машину, стационарную или автономную сеть, приводной двигатель, переводящий асинхронную машину в режим асинхронного генератора увеличением частоты вращения приводного двигателя, отличающееся тем, что асинхронный генератор статорной обмоткой соединен с сетью через вторичные обмотки вольтодобавочного трансформатора, первичные обмотки которого имеют отпайки, соединенные в нулевую точку через оптоэлектронные реле переменного тока, например, типа 5П36.3ТМА1 с контролем перехода напряжения через ноль и имеющие входы, соединенные с выходами устройства управления с аналого-цифровым преобразователем, преобразующим сигналы датчиков активной мощности, расположенных на выходе асинхронного генератора, в сигналы управления оптоэлектронных реле.

Система управления напряжением генератора на базе нечеткой логики

Кияшко Алексей Валериевич¹, Македонов Евгений Андреевич¹, Мола Богдан Георгий^1
1Южный федеральный университет, Инженерно-технологическая академия, магистрант

Аннотация
Выбран тип генератора. Представлена база правил нечеткого регулятора с применением алгоритма Мамдани с помощью пакета Fuzzy Logic Toolbox MATLAB. Получены графики работы системы с регулятором и без него в пакете Simulink MATLAB. Сделаны выводы по результатам работы.

Ключевые слова: дизель, нечеткая логика, нечеткий регулятор, объект управления, регулирование напряжения, синхронный генератор

Kiyashko Aleksey Valerievich¹, Makedonov Evgeniy Andreevich¹, Mola Bogdan Georgiy^1
1Southern Federal University, Engineering and Technology Academy, Undergraduate

Abstract
It is set the type of generator. It is represented the rule base of fuzzy controller using the Mamdani algorithm via Fuzzy Logic Toolbox MATLAB. It is obtained diagrams of fuzzy controller work and without it via Simulink MATLAB. It is make conclusions of results.

Keywords: diesel, fuzzy control, fuzzy logic, object management, synchronous generator, voltage regulation

Библиографическая ссылка на статью:
Кияшко А. В., Македонов Е.А., Мола Богдан Г. Система управления напряжением генератора на базе нечеткой логики // Современные научные исследования и инновации. 2015. № 5. Ч. 2 [Электронный ресурс]. URL: https://web.snauka.ru/issues/2015/05/53577 (дата обращения: 14.09.2022).

Современные морские суда характеризуются высокой степенью электрификации. Одна из основных тенденций развития судовой электроэнергетики – постоянный рост мощностей судовых электростанций и установленного электрооборудования. Средняя мощность электростанций морских судов удваивается каждые 20 лет. Мощность судовых электроэнергетических установок в настоящее время достигает десятков тысяч киловатт [1].

Процесс производства и передачи электроэнергии является столь динамичным и постоянно подверженным случайным возмущающим воздействиям, что без автоматического управления его функционирование невозможно. Такие параметры судовой электростанции, как напряжение, мощность и частота подвержены изменениям со стороны как внешних, так и внутренних воздействий, характеризующихся свойствами и характеристиками системы и ее компонентов, а также условиями окружающей среды.

В данной работе произведен выбор генератора. Наиболее распространенные типы генераторов: синхронный и асинхронный. Они имеют различия в конструкции, принципе работы, габаритах и т. д.

В качестве источников механической энергии применяются двигатели и турбины. Система, состоящая из первичного двигателя и генератора называется генераторным агрегатом (ГА).

Конструктивные особенности ГА составляют зависимость между параметрами первичного двигателя и генератора. Например, вал двигателя сопряжен с валом генератора. Таким образом, момент вращения вала двигателя определяет угол поворота вала генератора, что является наиболее важным критерием величины вырабатываемой генератором электроэнергии и устойчивости его работы.

Для управления значением напряжения и частоты вращения используют системы автоматического управления (САУ), которые различаются по принципу работы, точности и быстродействию. Однако любая САУ генератора и двигателя должна, в первую очередь, отрабатывать возмущения, которые оказывают влияние на напряжение и реактивную мощность.

Стоит иметь в виду, что семейство возмущающих воздействий достаточно велико. Помимо изменения или подключения нагрузки могут возникать рассогласования в работе генератора и выпадение его из синхронизма при параллельном подключении, некорректная работа системы возбуждения. Система возбуждения должна поддерживать параметры генератора в требуемых пределах. Огромное влияние на нормальную работу энергетической системы оказывает частота, которая также определяет значение напряжения сети.

Выработка электроэнергии зависит от тока питания, напряжения возбуждения и частоты вращения. Поэтому двигатель должен имеет соответствующее обслуживание для обеспечения генератора необходимой механической энергией.

В качестве объекта управления (ОУ) в статье выступает синхронный генератор переменного тока. Учтем, что частота вращения вала генератора от двигателя постоянна за счет функционирования САУ двигателем.

Выбранный тип генератора – синхронный, двигателя – дизель. Данные типы устройств выбраны с учетом их преимуществ по сравнению с другими типами семейств. Например, синхронный генератор обладает меньшими габаритами, шумом, простой, чем асинхронный. В свою очередь, дизель имеет больший КПД при соответствующем потреблении топлива, по сравнению с турбинами.

Рассмотрим математическую модель синхронного генератора. Можно сказать, что исследования, связанные с моделированием состоят из трех этапов работы [2]: построение модели; исследование ее поведения; оценка результатов исследований.

Схема замещения синхронной машины в системе координат связанной с ротором (q-d оси), использованная при создании модели, показана на рис. 1 [3].

Рисунок 1 – Схема замещения синхронной машины

Все параметры ротора и его переменные приведены к статору. Индексы переменных и параметров обозначают следующее: d, q – проекции переменных на оси d и q; R, s – параметры ротора и статора; l, m – индуктивности рассеяния и цепи намагничивания; f, k – переменные цепи возбуждения и демпферной обмотки.

Приведенная на рис. 2 схема замещения описывается системой дифференциальных уравнений 6-го порядка [3]:

САУ включают в себя регуляторы или интеллектуальные регуляторы. Интеллектуальные регуляторы начали внедряться относительно недавно. Управление на базе нечеткой логики позволяет сформировать алгоритм, воспроизводящий действия инженера на основе накопленного опыта.

На рис. 2 представлена общая схема нечеткого регулятора. Нечеткий регулятор содержит три основных части: блок фаззификации, базу правил, блок дефаззификации [4].

Рисунок 2 – Структурная схема нечеткого регулятора

Нечеткая логика использует лингвистические переменные вместо числовых переменных. В системе управления в закрытом контуре, ошибка между опорным и выходным напряжением и скорость изменения ошибки можно обозначить как близкая к нулю (ZE), положительная небольшая (PS), отрицательная небольшая и т.д. (табл. 1)[5].

Таблица 1 – Основные термы лингвистических переменных

Лингвистическая переменная “Напряжение”: NL – напряжение отрицательное большое; NM – напряжение отрицательное среднее; NS – напряжение отрицательное малое; ZE – напряжение близко к нулю; PS – напряжение положительное малое; PM – напряжение положительное среднее; PL – напряжение положительное большое.

Лингвистическая переменная “Скорость изменения напряжения”: NL – скорость изменения напряжения отрицательное большое; NM – скорость изменения напряжения отрицательное среднее; NS – скорость изменения напряжения отрицательное малое; ZE – скорость изменения напряжения близко к нулю; PS – скорость изменения напряжения положительное малое; PM – скорость изменения напряжения положительное среднее; PL – скорость изменения напряжения положительное большое.

Лингвистическая переменная “Ток поля”: NL – ток поля отрицательное большое; NM – ток поля отрицательное среднее; NS – ток поля отрицательное малое; ZE – ток поля близко к нулю; PS – ток поля положительное малое; PM – ток поля положительное среднее; PL – ток поля положительное большое.

На рис. 3 приведены функции принадлежности. Данные функции принадлежности построены в пакете Fuzzy Logic Toolbox программы MATLAB.

а)

б)

в)

Рисунок 3 – Функции принадлежности “Напряжение” (а), “Скорость изменения напряжения” (б), “Ток поля” (в)

Входы преобразованы в данные функции принадлежности. Принадлежность может принимать значение от нуля до единицы для каждого лингвистического терма.

В этой статье используется метод Мамдани. Семь функций принадлежности были использованы для приведения к 49 правилам в базу правил (табл. 2).

Таблица 2. База правил

Собрана модель синхронного генератора с нагрузкой, системой возбуждения и регуляторами в пакете Simulink MATLAB. В качестве источника мощности генератора принят дизель. Моделирование проведено с использованием нечеткого регулятора и без него (рис. 4).

а)

б)

Рисунок 4 – Модели энергетической системы без нечеткого регулятора (а) и с нечетким регулятором (б)

Первая модель содержит регулятор на базе выпрямителя и RC-цепи. Вторая имеет тот же регулятор в контуре по возмущению, а в контуре по отклонению – нечеткий регулятор, который выпрямляет напряжение до требуемого значения путем изменения тока поля.

Результаты моделирования показаны на рис. 5.

а)

б)

Рисунок 5 – Результаты моделирования без нечеткого регулятора (а) и с нечетким регулятором (б)

На графике (а) видно, что выпрямитель отрабатывает влияние нагрузки, и амплитуда напряжения достигает 400 В, что является номинальным значением в исходной энергетической системе. Однако перерегулирование переходного процесса не удовлетворяет условию устойчивости системы, что не позволяет обеспечивать нормальный режим работы системы.

На графике (б) перерегулирование минимально благодаря нечеткой логике. Амплитуда напряжения при этом близка к номинальному значению.

В ходе исследований разработана модель с системой регулирования напряжением сети при подключенной нагрузке. Система промоделирована с нечетким регулятором и без него.

Таким образом, результаты моделирования показали, что нечеткий регулятор способен отрабатывать возмущения в системе благодаря широким возможностям управления и может использоваться как основной или дополнительный контур регулирования параметров энергетической системы.

Библиографический список

1. Хайдуков, О. П. Эксплуатация электроэнергетических систем морских судов / О. П. Хайдуков, А. Н. Дмитриев, Г. Н. Запрожцев // Издательство “Транспорт”. – 1988. – 223 с.
2. Zeljko, S. Synchronous generator modeling using Matlab / S. Zeljko, M. Vedrana, K. Vedrana, J. Vedrana // Department of Electromechanical Engineering, Faculty of Electrical Engineering, University of Osijek, Croatia. – 6 p.
3. Niketa, N Design and modeling of fuzzy logic based voltage controller for an alternator / Niketa N, Shantharama Rai. C // International Journal of Recent Technology and Engineering (IJRTE). – 2013. – Vol. 2. – № 2. – Pp. 155-158.
4. LaMeres, Brock J. Design and implementation of a fuzzy logic-based voltage controller for voltage regulation of a synchronous generator / Brock J. LaMeres // Montana State University. – 9 p.
5. Соловьев, В. В. Моделирование нечетких систем управления / В. В. Соловьев, В. В. Шадрина // Таганрог: Изд-во ТТИ ЮФУ. – 2010. -125 с.

Количество просмотров публикации: Please wait

Все статьи автора «Македонов Евгений Андреевич»

Имитация синхронного генератора и динамическое распределение мощности для распределенных систем производства электроэнергии Кризис и экологические проблемы.

Однако, когда уровень проникновения возобновляемых источников энергии высок, эквивалентная инерция вращения сети становится низкой (Blaabjerg et al., 2017). DPGS с низкой инерцией, которая также известна как слабая сеть, может привести к плохой характеристике напряжения и частоты во время сильных возмущений (Xiao et al., 2021a).

Вообще есть два способа решить эту проблему. Одна из них заключается в установке в ДПГ большого количества аккумуляторных батарей, что нецелесообразно с учетом высокой стоимости строительства. Другим решением является разработка нового метода управления, который может увеличить инерцию сети или сделать так, чтобы интерфейсный преобразователь источника напряжения (VSC) участвовал в регулировании напряжения и частоты сети (Ashabani and Mohamed, 2014a). Эта статья будет искать решение от последнего.

В традиционной системе управления VSC используется метод развязки оси dq. То есть активная мощность регулируется путем регулирования составляющей тока по оси d, тогда как реактивная мощность регулируется путем регулирования составляющей тока по оси q. Таким образом, активная мощность и реактивная мощность могут регулироваться независимо. Текущие исследования показали, что широко используемый контроллер вектора тока для систем постоянного тока высокого напряжения (HVDC) на основе VSC неприменим, когда система переменного тока очень слабая (Zhang et al., 2011a; Zhou and Gole, 2012; Hu et al. , 2019). Когда система переменного тока слабая (коэффициент короткого замыкания мал), ось d и ось q тока больше не связаны. Активная мощность и реактивная мощность не могут регулироваться независимо друг от друга. Следовательно, в слабой системе переменного тока нарушается характеристика развязки по оси dq регулятора вектора тока, что может привести к нестабильности системы (Zhang et al., 2011b).

Чтобы преодолеть указанное выше ограничение, для станции VSC обычно применяется метод обычного управления статизмом (CDC) (Chandorkar et al., 19).93; Коэльо и др., 1999; Сяо и др., 2022). В методе CDC частота и амплитуда выходного напряжения прямо пропорциональны активной и реактивной мощности передачи в реальном времени. Но у этого метода есть серьезные недостатки. Важными среди них являются постоянное смещение частоты из-за изменения мощности, неточное распределение мощности и отсутствие вклада в инерцию системы (Mohamed and El-Saadany, 2008), (Ashabani et al., 2015).

Другим методом управления VSC, подключенным к слабой сети или изолированной системе, является управление виртуальным синхронным генератором (VSG), который управляет VSC аналогично синхронному генератору (SG) (Beck and Hesse, 2007–2007). На сегодняшний день существует множество моделей VSG (Zhang et al., 2010; Zhong and Weiss, 2011; Zhong et al., 2014; Ashabani and Mohamed, 2014b; Guan et al., 2015). Один из них представлен в (Zhong and Weiss, 2011), с которым хорошо имитируются характеристики SG. Но дополнительный контур управления усложняет схему управления, а также в этой модели отсутствует возможность ограничения тока. Другая модель VSG, хорошо известная как управление синхронизацией мощности, предложена в (Zhang et al., 2010). Эта модель успешно используется для питания слабой сети и обеспечивает хорошие характеристики. Но вторичное регулирование частоты в этой модели не реализовано, что приведет к смещению частоты. Простая и практичная модель VSG реализована в (Guan et al., 2015). Вторичная регулировка частоты также достигается. Но возбудитель СГ не эмулируется, а значит реактивная мощность не может точно регулироваться.

Для точного управления мощностью и оптимизации распределения мощности между распределенными генераторами (DG) обычно активируются контроллеры более высокого уровня (вторичные или третичные контроллеры). В целом контроллер можно разделить на две категории: централизованный и децентрализованный (Xin et al., 2015; Olivares et al., 2014; Xiao et al., 2021b). В децентрализованной системе каждый РГ контролируется своим локальным контроллером, и новые РГ могут быть легко подключены к сети (Xin et al., 2013). Однако децентрализованному контроллеру сложно управлять работой DPGS, требующей высокого уровня координации (Olivares et al. , 2014). Поэтому в ГРЭС с сильной связью между ДГ необходимы централизованные контроллеры, содержащие систему связи. Метод разделения мощности со связью представлен в (Liang et al., 2013) для точного управления реактивной мощностью. Но смещение частоты не устраняется, а также стабильность системы очень чувствительна к задержкам связи (Kahrobaeian and Ibrahim Mohamed, 2015).

В связи с вышеупомянутыми причинами в этой статье предлагается улучшенный контроль и новое разделение мощности для DPGS. В этой схеме управления каждый DG использует новый метод управления, называемый имитационным управлением синхронным генератором (SGIC). Новый SGIC состоит из трех контуров, включая контур активной мощности и частоты (контур Pf ), контур реактивной мощности и напряжения (контур QU ), а также внутренний контур тока. Новизна и вклад этой статьи резюмируются следующим образом:

1) В этой статье предлагается усовершенствованный метод управления, называемый имитационным управлением синхронным генератором. С помощью предлагаемого управления VSC может имитировать поведение синхронного генератора, чтобы несколько VSC могли стабильно работать в слабой сети переменного тока или изолированной системе, а также обеспечивать поддержку частоты и напряжения для энергосистем.

2) Также предлагается динамическое управление разделением мощности для DPGS. При таком разделении мощности эталонные значения активной и реактивной мощности регулируются динамически, а не являются постоянными. В результате мощность может распределяться точно; смещение частоты может быть устранено; и стабильность системы может быть улучшена.

Этот документ организован следующим образом. Имитационный контроль синхронного генератора VSC Раздел представляет принцип метода SGIC. Динамическое распределение мощности для DGPS представлено в разделе Dynamic Power Sharing for DPGS . Модель слабого сигнала DGPS с несколькими DG построена, и характеристики устойчивости анализируются в разделе Анализ слабого сигнала для DPGS с предлагаемой схемой управления . Практический пример Раздел показывает результаты моделирования системы в различных условиях эксплуатации. Наконец, Заключение Раздел завершает статью.

Синхронный генератор, имитация управления ВСК

Благодаря высокому уровню проникновения возобновляемой энергии в энергосистему эквивалентная инерция вращения сети резко снижается. Будет очень полезно, если станции VSC смогут увеличить инерцию сети так же, как SG. Таким образом, станции VSC также могут обеспечивать поддержку частоты и напряжения для местной сети. В этом разделе представлен метод SGIC, включая внутреннюю токовую петлю, петлю Pf и петлю QU.

Внутренняя токовая петля

Эквивалентная схема VSC, подключенная к системе переменного тока, показана на рисунке 1. Согласно математической модели VSC в (Xu et al., 2005; Honglin Zhou et al., 2011; Xiao et al., 2015), уравнения, описывающие динамические характеристики ВСК, можно переписать в виде sj ( j = a,b,c) обозначает напряжение сети фазы и . u _vj и i _vj представляют выходное напряжение и ток VSC соответственно. R и L — сопротивление и индуктивность стыковочного реактора (Xiao et al., 2015). Из уравнения 1 видно, что выходным током VSC i _vj можно управлять, регулируя выходное напряжение u _vj . В 9

РИСУНОК 1 . Однофазная эквивалентная схема VSC, подключенная к системе переменного тока.

где, ω – угловая частота электросети. Согласно уравнению 2 внутренняя токовая петля построена на рис. 2. Следует отметить, что внутренняя токовая петля может обеспечивать регулирование тока и ограничивать амплитуду тока при КЗ и переходных процессах.

РИСУНОК 2 . Общая схема управления предлагаемым методом SGIC.

Контур активной мощности и частоты

Эффект инерции ПГ в основном отражается на движении ротора. Когда существует дисбаланс между механической и электромагнитной мощностью или крутящим моментом, чистая мощность или крутящий момент будут изменять угловую скорость ротора. Инерция СГ напрямую влияет на угловое ускорение. Уравнение движения, представляющее этот процесс, широко известно как уравнение качания (Кундру, 19).93)

Jd(ω∗−ω0)dt=P0−P−D(ω∗−ω0)(3)

где P ₀ – механическая мощность для СГ или эталонная активная мощность для VSC в этой статье. P — электромагнитная мощность для SG или выходная мощность передачи для VSC. J — коэффициент инерции, а D — коэффициент демпфирования. ω ₀ – номинальная угловая частота электросети.

Применение преобразования Лапласа к уравнению. 3, выражение в уравнении. 4 можно получить. Тогда эталон угловой частоты задается уравнением 5. Уравнение 5 является управляющим уравнением Шлейф Pf для SGIC.

Js(ω∗−ω0)=P0−P−D(ω∗−ω0)(4)

ω∗=ω0−P−P0Js+D(5)

Если коэффициент инерции Дж = 0 , Уравнение 5 можно преобразовать в обычное уравнение управления падением активной мощности элемент инерции первого порядка к методу CDC. Это не только увеличивает инерционность локальной сети, но и значительно упрощает процесс проектирования контроллера. Кроме того, виртуальный коэффициент инерции J — параметр контроллера. Его значение может быть скорректировано до ожидаемого в соответствии с условиями работы сети. Таким образом, VSC может достичь характеристик, которые не может реализовать SG, поскольку коэффициент инерции SG фиксирован.

Контур реактивной мощности и напряжения (контур QU)

Контур QU используется для эмуляции возбудителя SG. Основная функция возбудителя состоит в управлении потоками напряжения и реактивной мощности, а также в повышении устойчивости системы (Кундру, 19).93).

Контур QU состоит из двух частей, включая компонент регулирования реактивной мощности и компонент регулирования выходного напряжения. Следовательно, эталонное напряжение U ^* также состоит из двух частей. Одна часть представляет собой напряжение холостого хода U ₀ , другая часть представляет собой флуктуационную составляющую ∆ U , которая используется для регулирования реактивной мощности. Таким образом, уравнение управления контуром QU может быть выражено как

U∗=U0+(kG+kTs)(Q0−Q)(7)

, где Q ₀ — опорная реактивная мощность, а Q — выходная реактивная мощность VSC.

Когда интегральная постоянная k _T = 0, уравнение. 7 преобразуется в обычное уравнение управления падением реактивной мощности

U∗=U0+kG(Q0−Q)(8)

и я ^* _vq внутреннего токового контура можно получить через ПИ-регуляторы

usq∗−usq)(10)

, где ссылки на компоненты напряжения по оси dq даны как получена модель SGIC для станции VSC. Общая схема управления представлена ​​на рис. 2.

Динамическое разделение мощности для DPGS

При использовании метода CDC или предлагаемого метода SGIC в DPGS возникают три проблемы для всей системы. 1) Выходная мощность станций VSC будет отклоняться от первоначального заданного значения из-за изменения нагрузки, что, в свою очередь, вызывает смещения частоты. 2) Реактивная мощность не может быть точно распределена между станциями VSC. 3) Стабильность системы очень чувствительна к коэффициентам спада и задержкам связи, что приводит к низкому запасу устойчивости.

В этом разделе предлагается новый метод, называемый динамическим разделением мощности, для решения трех вышеуказанных проблем.

При использовании метода SGIC каждая станция VSC может рассматриваться как SG. В данной статье реальный SG и станции VSC с методом SGIC вместе называются генерирующими блоками (GU).

Чтобы устранить смещение частоты, задания мощности настраиваются динамически. Справочные значения активной мощности и реактивной мощности приведены по формуле

PGUi=λiPtotal(13)

QGUi=γiQtotal(14)

где P GUi — задание активной мощности GU _i и Q GUi — задание реактивной мощности. P _всего = ∑ P GUi и Q _всего = ∑ Q GUi – суммарная активная и реактивная мощности локальной сети. λ _i — коэффициент выделения активной мощности ГУ _i . γ _i — коэффициент распределения реактивной мощности ГУ _i . Коэффициенты распределения активной и реактивной мощности удовлетворяют следующим уравнениям

∑i=1nλi=1(15)

∑i=1nγi=1(16)

На рисунке 3 представлена ​​схема динамического распределения мощности. Активная и реактивная мощности, генерируемые каждым GU, передаются в систему управления энергопотреблением (EMS), чтобы можно было рассчитать общую потребляемую мощность. Тогда искомые активная и реактивная мощности λ _I P _Всего , γ _I Q _Всего Q _.

РИСУНОК 3 . Принципиальная схема динамического разделения мощности.

Поскольку задания мощности динамически регулируются в соответствии с потребностью в мощности в реальном времени, смещение частоты может быть устранено.

Подставив уравнения 13, 14 в уравнения 5, 7, можно получить следующие уравнения

ωi∗=ω0+1Jis+Di(λiPtotal−Pi)(17)

Ui∗=U0+(kGi+kTis)(γiQtotal−Qi)(18)

централизованная EMS — это обработка отказа системы связи. При отказе системы связи задание мощности для каждого ГУ становится равным нулю (то есть λ _i = γ _i = 0). Для стабилизации напряжения интегральный член контура QU должен быть установлен равным нулю (то есть к _Ти = 0). Таким образом, уравнения управления могут быть переписаны в виде (19, 20) Предлагаемая схема управления

Для анализа динамических характеристик системы и оптимизации параметров регулятора необходимо провести моделирование и анализ слабого сигнала на системе с предлагаемой схемой управления. В этом разделе будет выполнен анализ слабого сигнала DPGS, содержащего n распределенные источники питания.

Производная угла нагрузки определяется выражением

Δδ˙i=Δωi(21)

Линеаризация уравнения. 17 дает

Δω˙i=−DiJiΔωi−1JiΔPi+λiJi∑j=1nΔPi(22)

Средние активная и реактивная мощности получаются с помощью фильтра нижних частот по следующим уравнениям

Pi=ωcs+ωcpi(23)

Qi=ωcs+ωcqi(24)

где ω _c — полоса пропускания фильтра нижних частот. р _i и q _i — мгновенная активная и реактивная мощность. Уравнения слабого сигнала уравнений 23, 24 имеют вид 18 можно представить в виде генерирующих узлов и м узлов нагрузки, уравнения сети можно записать в виде

[In⋯0]=[Ynn⋮Ynm⋯⋯⋯Ymn⋮Ymm][Un⋯Um](28)

Для упрощения анализа, редукция Крона (Anderson and Foad, 2003)- (Dorfler and Bullo , 2013) используется в уравнении. 28. Тогда мы можем получить системное уравнение, содержащее только n энергоузлов, как

In=YeqUnYeq=Ynn−YnmYmm−1Ymn}(29)

Активная и реактивная мощности, подаваемые каждым генерирующим блоком, могут быть выражены как

pi=Ui⁡cos⁡δi∑j=1nUj(Gij⁡cos⁡δj−Bij⁡sin⁡δj)+Ui⁡sin⁡δi∑j=1nUj(Gij⁡sin⁡δj+Bij⁡cos⁡δj)( 30)

qi=Ui⁡sin⁡δi∑j=1nUj(Gij⁡cos⁡δj−Bij⁡sin⁡δj)−Ui⁡cos⁡δi∑j=1nUj(Gij⁡sin⁡δj+Bij⁡cos⁡δj)( 31)

, где G _IJ и B _IJ — это реальные и воображаемые части элемента Y _IJ в Equividt (т.е. Y _ij = G _ij + jB _и ).

Линеаризованная форма уравнений 30, 31 может быть представлена ​​как j=1n∂qi∂UjΔUj(33)

Модель слабого сигнала DPGS с n распределенными источниками питания описана в уравнениях 21, 22; уравнения 25–27; Уравнения 30–33. Общая модель пространства состояний слабого сигнала системы может быть получена как ⋯−DnJn)T30n×n0n×nωc(∂p∂δ)n×n0n×n−ωcIn×n0n×nωc(∂p∂U)n×nωc(∂q∂δ)n×n0n×n0n×n−ωcIn ×nωc(∂q∂U)n×nT2×(∂q∂δ)n×n0n×n0n×nT1T2×(∂q∂U)n×n](35)

где набор переменных состояния Δx=[ΔδiΔωiΔPiΔQiΔUi]T (для i = 1,2… n ). T ₁ , T ₂ и T ₃ определяются как

T1=[(kT1−ωckG1)(γ1)−ω1 γ1(kT2−ωckG2)γ2(kT2−ωckG2)(γ2−1)⋯(kT2−ωckG2)γ2⋮⋮⋱⋮(kTn−ωckGn)γn(kTn−ωckGn)γn⋯(kTn−ωckGn)(γn−1 )]

T2=[ωckG1(γ1−1)ωckG1γ1⋯ωckG1γ1ωckG2γ2ωckG2(γ2−1)⋯ωckG2γ2⋮⋮⋱⋮ωckGnγnωckGnγn⋯ωckGn(γnωckGnγn⋯ωckGn(γn−1)]

39004]

3λn−1)]

39004 ⋯λ1/J1λ2/J2(λ2−1)/J2⋯λ2/J2⋮⋮⋱⋮λn/Jnλn/Jn⋯(λn−1)/Jn]

Предлагаемая модель применяется к ГРЭС, показанной на рис. 4. В этой системе две станции ВПЦ подают питание на общую нагрузку через соответствующие соединенные линии. Для упрощения анализа предполагается, что параметры двух станций ВСК одинаковы. Коэффициент распределения активной мощности и коэффициент распределения реактивной мощности для двух VSC составляет 0,5.

РИСУНОК 4 . DPGS для анализа слабых сигналов.

На рис. 5 показан спектр собственных значений системы при различных параметрах управления.

РИСУНОК 5 . Спектр собственных значений системы, когда (a) K _G = 0, K _T = 0, D = 1000 и J с 0.17; (Б) к _G = 0, к _Т = 0,03, J = 0,1 д 5е, ; (С) к _Т = 0,03, D = 2e5, J = 0,1 и k _G меняется с 2e-5 на 2e-3; (D) K _G = 5E-4, D = 2E5, J = 0,1 и K _T с 0,005 до 0,05.

На рис. 5A показано корневое расположение системы, когда k _G = 0, k _T = 0, D

и = 1,0000018 меняется с 0,1 на 0,5. Из рисунка видно, что с увеличением J собственные2 и собственные3 перемещаются из левой полуплоскости к мнимой оси. В частности, когда J > 0,35, два сопряженных комплексных корня уходят в правую полуплоскость, что указывает на неустойчивость системы.

На рис. 5В показано расположение собственного значения с0017 D с 1e5 на 5e5. Как видно из рисунка, eigen2 и eigen3 очень чувствительны к параметру D , а eigen5 и eigen6 почти постоянны. По мере увеличения D собственные2 и собственные3 превращаются из пары сопряженных комплексных корней в два действительных корня. Абсолютное значение действительного корня постепенно уменьшается, что свидетельствует об уменьшении запаса устойчивости системы.

На рис. 5C показан спектр собственных значений системы при k _T = 0,03, D = 2e5, J = 0,1 и k _G меняется с 2e-5 на 2e-3. Можно видеть, что eigen5 и eigen6 сильно зависят от k _G . Когда k _G меньше 1e-3, при увеличении k _G скорость реакции системы на возмущение ускоряется.

На рис. 5D показан корневой каталог системы, когда k _G = 5e-4, D = 2e5, J = 0,1 и k _T меняется с 0,0055 на 0,005. Когда k _T < 0,015, eigen5 и eigen6 являются отрицательными действительными корнями; при k _T > 0,015 образуется пара сопряженных комплексных корней и частота колебаний системы увеличивается. Но другие доминирующие корни почти постоянны, что означает удовлетворительную производительность и быстрый отклик без потери стабильности.

Практический пример

Для проверки точности и достоверности предлагаемой стратегии управления в программном обеспечении для моделирования PSCAD/EMTDC был построен DPGS с тремя распределенными генераторами, показанными на рисунке 6. Параметры управления станциями VSC приведены в таблице 1.

РИСУНОК 6 . ДПГС с тремя распределенными генераторами.

ТАБЛИЦА 1 . Параметры управления тремя станциями VSC.

Случай 1: изменение нагрузки

Предположим, что система работает в установившемся режиме до t = 0. При t = 2 с к системе добавляется дополнительная нагрузка 1,2 МВт путем замыкания переключателя SW1. Соответствующие реакции системы показаны на рис. 7. При добавлении дополнительной нагрузки частота системы падает из-за асимметрии мощности. После этого вступает в силу SGIC, и три DG подают в систему дополнительную мощность. Таким образом, частота системы постепенно увеличивается. Наконец, система вернулась к новому устойчивому состоянию. В переходном процессе активная мощность ДГ2 увеличивается с 3,0 до 3,6 МВт с шагом 0,6 МВт. Для ДГ1 и ДГ3 увеличены обе активные мощности с 1,5 до 1,8 МВт с шагом 0,3 МВт. Соотношение приращений мощности для трех ДГ составляет 1:2:1, что равно отношению их коэффициентов распределения (0,25:0,5:0,25). Также видно, что системная частота восстанавливает свое номинальное значение. Это означает, что изменение активной мощности не приводит к сдвигу частоты, что является одним из преимуществ предложенной схемы управления.

РИСУНОК 7 . Результаты моделирования при изменении нагрузки.

Случай 2: Настройка коэффициентов распределения мощности

Еще одним преимуществом предложенной схемы управления является то, что система может гибко выбирать оптимальную выходную мощность в соответствии с различными условиями работы. Система регулирует выходную активную и реактивную мощность ДГ при t = 2 с таким образом, чтобы ДГ1 обеспечивал 40 % общей потребности, а ДГ2 и ДГ3 обеспечивали 30 %. Характеристики системы показаны на рис. 8. Этот процесс может быть достигнут только путем корректировки коэффициентов распределения мощности каждого DG до 9.0017 λ ₁ = γ ₁ = 0,4, λ ₂ = γ ₂ = 0,3 и λ ₃ = = 0,3 и λ ₃ = = 0,3 и λ ₃ = = λ = = λ = = и λ ₃ = = λ = = 0,3 и λ ₃ = = 0,3 и . Однако для метода CDC необходимо изменить коэффициенты спада регуляторов каждого генератора, чтобы реализовать эту функцию. Как видно из рисунка, менее чем через 1 с система переходит в новую точку устойчивого состояния. Во время переходного процесса колебания напряжения и частоты в системе очень малы, что указывает на то, что помехи в системе невелики.

РИСУНОК 8 . Результаты моделирования с корректировкой коэффициентов распределения мощности.

Случай 3: Ошибка станции

Ошибка в DG1, в результате чего она отключается от местной сети через t = 2 с. После неисправности DG1 больше не участвует в динамическом разделении мощности. Потеря мощности компенсируется ДГ2 и ДГ3. На рис. 9 показаны соответствующие ответы системы. Из рисунка видно, что активная и реактивная мощность ДГ2 изменены с 3,0 МВт, 0,9Мвар до 4,0 МВт, 1,2 Мвар; и ДГ3 от 1,5 МВт, 0,45 Мвар до 2,0 МВт, 0,6 Мвар. Частота системы уменьшается в исходном состоянии из-за потери DG1, но восстанавливается до номинального значения, когда DG2 и DG3 компенсируют потерю. На напряжение в основном влияет реактивная мощность. Таким образом, при изменении реактивной мощности изменится и напряжение. Несмотря на то, что общее количество реактивной мощности восстанавливается до предварительно определенного значения, напряжение не может восстановиться до исходного значения, поскольку напряжение является локальной величиной, и его распределение также изменит напряжение. Этот случай моделирования также показывает, что отключение одной станции ВСК не приведет к отключению локальной сети, а это означает, что система с предложенной схемой управления имеет высокую надежность и устойчивость.

РИСУНОК 9 . Результаты моделирования при неисправности станции.

Случай 4: Представления с задержками связи

Задержка времени является неизбежной проблемой для систем связи. Временная задержка системы связи с величинами, измеряемыми на удаленной шине, может составлять более 100 мс (Milano and Angel, 2012). Но он теряет стабильность, когда задержка связи достигает 24 мс для некоторых полностью централизованных EMS (Kahrobaeian and Ibrahim Mohamed, 2015). Это указывает на то, что задержка связи является ключевым фактором, влияющим на стабильность полностью централизованной системы связи. В противоположность этому схема управления, предложенная в этой статье, должна передавать только эталонные значения мощности без передачи амплитуды напряжения, эталонного угла и других величин. Следовательно, временная задержка не влияет на стабильность системы. На рис. 10 показана производительность системы при изменении коэффициентов распределения активной мощности на уровне 9.0017 t = 2 с с задержкой связи в 1 с. Видно, что новые задания активной мощности вступают в силу после задержки в 1 с. Система имеет хорошие стационарные и динамические характеристики.

РИСУНОК 10 . Результаты моделирования с задержкой связи.

Заключение

В этом документе представлен метод управления и распределения мощности для системы распределенного производства электроэнергии. В этой схеме каждая из станций VSC принимает предложенный метод SGIC. Чтобы устранить смещение частоты, точно контролировать мощность и улучшить стабильность системы при задержках связи, предлагается новый способ управления, называемый динамическим разделением мощности. Построена и проанализирована малосигнальная модель всей системы. DPGS с тремя DG встроен в программное обеспечение PSCAD/EMTDC. Моделируются различные условия работы, включая изменение нагрузки, корректировку коэффициентов распределения мощности, отказ станции и задержку связи. Согласно этой статье, важные преимущества предлагаемой схемы можно заключить следующим образом:

1) Контур Pf разработан путем простого добавления элемента инерции первого порядка к методу CDC, благодаря которому VSC имеет инерцию, аналогичную SG. Контур QU используется для имитации возбудителя СГ. С помощью этого контура станция VSC может поддерживать стабильное выходное напряжение и одновременно контролировать реактивную мощность.

2) Внутренняя токовая петля отличается быстрой реакцией на ток и возможностью ограничения тока, что позволяет избежать проблем с перегрузкой по току во время блокировки или неисправности преобразователя.

3) Благодаря динамическому распределению мощности достигается точное управление мощностью, устранение смещения частоты и повышение стабильности системы.

4) С предложенной схемой система обладает такими достоинствами, как способность преодолевать неисправности, а также хорошие динамические характеристики.

Заявление о доступности данных

Необработанные данные, подтверждающие выводы этой статьи, будут предоставлены авторами без неоправданных оговорок.

Вклад авторов

HX: Концептуализация, методология, написание — первоначальный вариант. BL и XH: программное обеспечение, обработка данных. ZC: Написание — обзор и редактирование.

Финансирование

Эта работа была поддержана Научно-техническим проектом Китайской южной электросетевой корпорации в рамках гранта GDKJXM20198236.

Конфликт интересов

Авторы заявляют, что исследование проводилось при отсутствии каких-либо коммерческих или финансовых отношений, которые могли бы быть истолкованы как потенциальный конфликт интересов.

Примечание издателя

Все претензии, изложенные в этой статье, принадлежат исключительно авторам и не обязательно представляют претензии их дочерних организаций, издателя, редакторов и рецензентов. Любой продукт, который может быть оценен в этой статье, или претензии, которые могут быть сделаны его производителем, не гарантируются и не поддерживаются издателем.

Ссылки

Андерсон П. и Фоуд А. (2003). Контроль и стабильность энергосистемы . Хобокен, Нью-Джерси: Wiley-IEEE Press.

Google Scholar

Ашабани М. и Мохамед Ю. А.-Р. И. (2014а). Интеграция VSC в слабые сети с помощью нелинейного контроллера демпфирования мощности с возможностью самосинхронизации. IEEE Trans. Система питания 29 (2), 805–814. doi:10.1109/tpwrs.2013.2280659

Полный текст CrossRef | Google Scholar

Ашабани М., Мохамед Ю. А.-Р. И., Мирсалим М. и Агашабани М. (2015). Многопараметрическое управление статизмом синхронных преобразователей тока в слабых сетях/микросетях с развязанными токами по Dq-осям. IEEE Trans. Умная сеть 6 (4), 1610–1620. doi:10.1109/tsg.2015.23

Полный текст CrossRef | Google Scholar

Ашабани М. и Мохамед Ю. А.-Р. И. (2014б). Новая комплексная структура управления для включения VSC в интеллектуальные энергосистемы с использованием двунаправленного синхронного VSC. IEEE Trans. Система питания 29 (2), 943–957. doi:10.1109/tpwrs.2013.2287291

Полный текст CrossRef | Google Scholar

Бек, Х. П., и Гессе, Р. (2007–2007). Виртуальная синхронная машина. в 9Международная конференция по качеству и использованию электроэнергии. Барселона, 1–6. doi:10.1109/epqu.2007.4424220

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Блобьерг Ф., Ян Ю., Ян Д. и Ван Х. (2017). Системы распределенной энергетики и защиты. Проц. IEEE 105 (7), 1311–1331. doi:10.1109/jproc.2017.2696878

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Чандоркар М.С., Диван Д.М. и Адапа Р. (1993). Управление параллельно подключенными инверторами в автономных системах питания переменного тока. IEEE Trans. Индивидуальный заявитель. 29 (1), 136–143. doi:10.1109/28.1

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Coelho, E.A.A., Cortizo, PC, and Garcia, PFD (1999). Стабильность слабого сигнала для однофазного инвертора, подключенного к жесткой системе переменного тока. Конференция по отраслевым приложениям. Тридцать четвертая годовая МСФО. Встретиться. конф. Рек. 1999 IEEE, Феникс, AZ 4, 2180–2187. doi:10.1109/ias.1999.798756

CrossRef Full Text | Google Scholar

Дорфлер Ф. и Булло Ф. (2013). Кроновская редукция графов с приложениями к электрическим сетям. IEEE Trans. Цепи Сист. 60 (1), 150–163. doi:10.1109/tcsi.2012.2215780

Полный текст CrossRef | Google Scholar

Гуань М., Пань В., Чжан Дж., Хао К., Ченг Дж. и Чжэн X. (2015). Стратегия управления эмуляцией синхронного генератора для станций с преобразователем источника напряжения (VSC). IEEE Trans. Система питания 30 (6), 3093–3101. doi:10.1109/tpwrs.2014.2384498

Полный текст CrossRef | Google Scholar

Хунлинь Чжоу, З., Гэн Ян, Ю., и Цзюнь Ван, В. (2011). Моделирование, анализ и управление выпрямителем гибридных систем высокого напряжения постоянного тока для ветряных электростанций на основе DFIG. IEEE Trans. Энерг. Конверс. 26 (1), 340–353. doi:10.1109/tec.2010.2096819

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Ху, К., Фу, Л., Ма, Ф. и Цзи, Ф. (2019). Нестабильность синхронизации больших сигналов VSC на основе PLL, подключенных к слабой сети переменного тока. IEEE Trans. Система питания 34 (4), 3220–3229. doi:10.1109/tpwrs.2019.28

Полный текст CrossRef | Google Scholar

Каробеян А. и Ибрагим Мохамед Ю. А.-Р. (2015). Сетевое гибридное распределенное распределение электроэнергии и управление для изолированных систем микросетей. IEEE Trans. Силовой электрон. 30 (2), 603–617. doi:10.1109/tpel.2014.2312425

CrossRef Full Text | Google Scholar

Кундру, П. (1993). Стабильность и контроль энергосистемы . Нью-Йорк, штат Нью-Йорк, США: McGraw-Hill.

Google Scholar

Лян Х., Чой Б. Дж., Чжуан В. и Шен Х. (2013). Повышение стабильности децентрализованного управления инвертором посредством беспроводной связи в микросетях. IEEE Trans. Smart Grid 4 (1), 321–331. Дои: 10.1109/tsg.2012.2226064

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Милано Ф. и Ангел М. (2012). Влияние временных задержек на устойчивость энергосистемы. IEEE Trans. Цепи Сист. 59 (4), 889–900. doi:10.1109/tcsi.2011.2169744

Полный текст CrossRef | Google Scholar

Мохамед Ю. и Эль-Саадани Э. Ф. (2008). Адаптивный децентрализованный контроллер статизма для сохранения стабильности распределения мощности параллельных инверторов в микросетях с распределенной генерацией. IEEE Trans. Силовой электрон. 23 (6), 2806–2816. doi:10.1109/tpel.2008.2005100

CrossRef Full Text | Google Scholar

Оливарес Д. Э., Мехризи-Сани А., Этемади А. Х., Канисарес К. А., Иравани Р., Казерани М. и др. (2014). Тенденции в управлении микросетями. IEEE Trans. Умная сеть 5 (4), 1905–1919. doi:10.1109/tsg.2013.22

Полный текст CrossRef | Google Scholar

Xiao, H., Huang, X., Xu, F., Dai, L., Zhang, Y., and Cai, Z. (2022). Усовершенствованные многолинейные автоматические выключатели постоянного тока высокого напряжения с асимметричными проводящими ветвями. Междунар. Дж. Электр. Мощность Энерг. Сист. 137, 107882. doi:10.1016/j.ijepes.2021.107882

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Сяо Х., Сунь К., Пан Дж., Ли Ю. и Лю Ю. (2021b). Обзор гибридных систем HVDC, сочетающих преобразователь с линейной связью и преобразователь источника напряжения. Междунар. Дж. Электр. Мощность Энерг. Сист. 129, 106713. doi:10.1016/j.ijepes.2020.106713

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Xiao, H., Sun, K., Pan, J., Xiao, L., Gan, C., and Liu, Y. (2021a). Координированное регулирование частоты среди асинхронных сетей переменного тока с системой MTDC. Междунар. Дж. Электр. Мощность Энерг. Сист. 126 (3), 1–11. doi:10.1016/j.ijepes.2020.106604

CrossRef Full Text | Google Scholar

Xiao, H., Xu, Z., Xue, G. Y., and Tang, G. (2015). Вывод полной математической модели модульного многоуровневого преобразователя на основе подхода последовательного приближения. Электропитание ИЭТ Элект. 8 (12), 2396–2410. doi:10.1049/iet-pel.2014.0892

Полный текст CrossRef | Google Scholar

Синь Х., Чжан Л., Ван З., Ган Д. и Вонг К. П. (2015). Управление островными микросетями переменного тока с использованием полностью распределенного подхода. IEEE Trans. Smart Grid 6 (2), 943–945. doi:10.1109/tsg.2014.2378694

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Xin, H., Zhang, M., Seuss, J., Wang, Z. и Gan, D. (2013). Алгоритм распределения мощности в реальном времени и оптимизация его связи для географически рассредоточенных систем хранения энергии. IEEE Trans. Система питания 28 (4), 4732–4741. doi:10.1109/tpwrs.2013.2277592

Полный текст CrossRef | Google Scholar

Сюй Л., Андерсен Б. Р. и Картрайт П. (2005). Передача VSC, работающая в несбалансированных условиях переменного тока — анализ и проектирование управления. IEEE Trans. Мощность Делив. 20, 427–434. doi:10.1109/tpwrd.2004.835032

Полный текст CrossRef | Google Scholar

Чжан Л., Харнефорс Л. и Ни Х.-П. (2011а). Взаимосвязь двух очень слабых систем переменного тока линиями VSC-HVDC с использованием управления синхронизацией мощности. IEEE Trans. Система питания 26 (1), 344–355. doi:10.1109/tpwrs.2010.2047875

Полный текст CrossRef | Google Scholar

Чжан Л., Харнефорс Л. и Ни Х.-П. (2011б). Моделирование и управление линиями VSC-HVDC, подключенными к островным системам. IEEE Trans. Система питания 26 (2), 783–793. doi:10.1109/tpwrs.2010.2070085

Полный текст CrossRef | Google Scholar

Чжан Л. , Харнефорс Л. и Ни Х.-П. (2010). Управление синхронизацией мощности подключенных к сети преобразователей напряжения. IEEE Trans. Система питания 25 (2), 809–820. doi:10.1109/tpwrs.2009.2032231

Полный текст CrossRef | Google Scholar

Чжун, К. К., Фи-Лонг Нгуен, П. Л., Ваньсин Шэн, З., и Шэн, В. (2014). Самосинхронизирующиеся синхронизаторы: инверторы без специального блока синхронизации. IEEE Trans. Силовой электрон. 29 (2), 617–630. doi:10.1109/tpel.2013.2258684

CrossRef Full Text | Google Scholar

Чжун, К.-К., и Вайс, Г. (2011). Synchronverters: инверторы, имитирующие синхронные генераторы. IEEE Trans. Инд. Электрон. 58 (4), 1259–1267. doi:10.1109/tie.2010.2048839

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Чжоу Дж. и Голе А. (2012). Ограничения передачи VSC, налагаемые характеристиками мощности сети переменного тока и импеданса переменного тока. в передаче энергии переменного и постоянного тока (ACDC 2012). Бирмингем: 10-я Международная конференция IET, 1–6. Дои: 10.1049/cp.2012.1986

Полнотекстовая перекрестная ссылка | Google Scholar

Надежное и адаптивное управление для улучшения работы синхронного генератора

• Авторская панель Войти

Что такое открытый доступ?

Открытый доступ — это инициатива, направленная на то, чтобы сделать научные исследования бесплатными для всех. На сегодняшний день наше сообщество сделало более 100 миллионов загрузок. Он основан на принципах сотрудничества, беспрепятственного открытия и, самое главное, научного прогресса. Будучи аспирантами, нам было трудно получить доступ к нужным нам исследованиям, поэтому мы решили создать новое издательство с открытым доступом, которое уравняет правила игры для ученых со всего мира. Как? Упрощая доступ к исследованиям и ставя академические потребности исследователей выше деловых интересов издателей.

Наши авторы и редакторы

Мы являемся сообществом из более чем 103 000 авторов и редакторов из 3 291 учреждения в 160 странах, в том числе лауреатов Нобелевской премии и самых цитируемых исследователей мира. Публикация на IntechOpen позволяет авторам получать цитирование и находить новых соавторов, а это означает, что больше людей увидят вашу работу не только из вашей собственной области исследования, но и из других смежных областей.

Оповещения о содержимом

Краткое введение в этот раздел, описывающий открытый доступ, особенно с точки зрения IntechOpen

Как это работаетУправление предпочтениями

Контакты

Хотите связаться? Свяжитесь с нашим головным офисом в Лондоне или командой по работе со СМИ здесь:

Карьера:

Наша команда постоянно растет, поэтому мы всегда ищем умных людей, которые хотят помочь нам изменить мир научных публикаций.

Рецензируемая глава в открытом доступе

Автор:

Jožef Ritonja

Представлено: 3 декабря 2019 г. Рецензировано: 15 апреля 2020 г. Опубликовано: 1 июня 2020 г.

doi: 10.5772/intechopen.

Скачать бесплатно

из отредактированного тома

Под редакцией Константина Волошенку, Сердар Кючюк, Хосе Герреро и Оскар Valero

Заказ.

View Full Metrics

СКАЧАТЬ БЕСПЛАТНО

Реклама

Аннотация

Синхронные генераторы производят почти 95% электроэнергии в мире. Даже небольшое улучшение их эффективности означает огромную экономию. Электромеханические колебания синхронных генераторов вредны — они вызывают потери и даже могут привести к нестабильности. Для гашения колебаний синхронных генераторов используется дополнительная система управления, называемая стабилизатором энергосистемы (СЭС). Коммерческие реализации стабилизаторов энергосистем основаны на использовании линейной теории управления. Эффективность этих стабилизаторов энергосистемы невелика из-за нелинейных и изменяющихся во времени характеристик синхронных генераторов. Применение робастного и адаптивного управления представляет собой адекватную теоретическую основу для обеспечения оптимального демпфирования электромеханических колебаний в широком рабочем диапазоне. В этой работе рассматривается применимость передовых теорий управления для разработки стабилизаторов энергосистемы. Работа сосредоточена на выборе подходящих робастных и адаптивных теорий управления для реализации стабилизатора энергосистемы. Представлены применимость и преимущества скользящего режима управления и прямого адаптивного управления, а также оценка их влияния на улучшение работы.

Ключевые слова

• скользящее управление
• прямое адаптивное управление
• синхронный генератор
• стабилизатор энергосистемы
• работа синхронного генератора

Они производят большую часть электроэнергии в мире.

В 2017 году мировое производство электроэнергии составило 25 721 ТВтч [1]. Предполагая, что доля солнечных тепловых источников ничтожно мала по сравнению с долей солнечных фотоэлектрических источников, можно оценить, что около 9Электрогенераторы производят 8,2% всей мировой энергии. Проанализировав данные, можно подсчитать, что синхронные генераторы производят 93,8% электроэнергии в мире, а индукционные генераторы 4,4% всего производства электроэнергии в мире. Оценка основана на данных за 2017 год. Эти, а также следующие данные получены из статистических отчетов Международного энергетического агентства [1].

Дополнительным важным моментом является то, что торговля электроэнергией и, следовательно, передача электроэнергии на большие расстояния значительно увеличиваются. В 2017 году страны ОЭСР произвели 11 051 ТВт-ч электроэнергии, а объем торговли составил 408 ТВт-ч, что составляет 3,7% от общего объема производства. Еще более интересны темпы роста торговли электроэнергией. В ОЭСР импорт электроэнергии вырос с 89ТВтч в 1974 году до 480 ТВтч в 2018 году, что представляет собой среднегодовой темп роста в 4,0% по сравнению с ростом общего объема электроснабжения на 2,1%.

Тот факт, что большая часть электроэнергии в мире производится синхронными генераторами и что большое количество электроэнергии в мире передается на большие расстояния, приводит к значительным колебаниям производимой и передаваемой мощности. Несмотря на относительно небольшие колебания — отношение амплитуды колебаний передаваемой мощности к среднему значению передаваемой мощности в основном меньше 10 % — общие мировые потери из-за чрезвычайно большого объема производства и передачи электроэнергии не являются незначительными. С точки зрения экономии энергии имеет смысл уменьшить эти потери.

На величину передаваемых колебаний мощности можно повлиять путем оптимизации топологии новых сетей, реконфигурации существующих сетей, выбора новых синхронных генераторов с лучшим демпфированием и замены существующих синхронных генераторов на более демпфированные те. Эти решения дороги, и их реализация также зависит от других социальных и экологических факторов. Поэтому гораздо более подходящим решением является использование системы управления для демпфирования колебаний энергосистемы. В энергосистемах для подавления колебаний используются системы управления, называемые стабилизаторами энергосистемы (СЭС). PSS представляют собой лучшее и наиболее экономичное решение для гашения колебаний энергосистем. СЭУ просты в реализации — в основном они входят в состав контроллера статической полупроводниковой системы возбуждения синхронного генератора. СЭС на основе информации о колебаниях передаваемой мощности, скорости вращения ротора, угла поворота ротора или ускорения ротора формируют дополнительный опорный сигнал для системы управления током ротора. Этот дополнительный опорный сигнал представляет собой дополнительный вход в статическую полупроводниковую систему возбуждения, которая подключена к обмотке возбуждения ротора.

Традиционная схема PSS основана на теории линейного управления. Обычный PSS прост в реализации, но его применение показывает неоптимальное демпфирование во всем рабочем диапазоне; при изменении рабочей точки изменяются и динамические характеристики синхронного генератора; дело в том, что PSS, определенный для номинальной рабочей точки, не обеспечивает оптимального демпфирования во всем рабочем диапазоне. Такой PSS оптимально снижает потери при передаче только в рабочей точке, для которой выбираются параметры PSS. Из-за больших изменений передаваемой мощности и больших различий в выработке мощности синхронными генераторами обычные СЭС не подходят для использования в современных энергосистемах. Для улучшения характеристик СЭС в последнее десятилетие были протестированы основные современные теории управления для целей проектирования СЭС. Из всех методов робастное и адаптивное управление было реализовано как наиболее подходящее для проектирования СЭС. Оба метода управления использовались для обеспечения оптимального демпфирования во всем рабочем диапазоне синхронных генераторов. Использование адаптивного управления возможно благодаря тому, что изменения нагрузки и, следовательно, изменения динамических характеристик синхронных генераторов в большинстве случаев существенно медленнее, чем динамика механизма адаптации [2].

Снижение потерь не является единственной и основной задачей СЭС. Еще более важным является то, что СЭС улучшает стабильность энергосистемы и позволяет передавать мощность от синхронного генератора в энергосистему или между различными точками энергосистемы как можно ближе к пределу устойчивости передачи. Однако в представленной работе мы показываем результаты нашего исследования, которые покажут применимость разработанной робастной и адаптивной СЭС, главным образом, для улучшения гашения колебаний энергосистемы.

Для детального анализа преимуществ усовершенствованной СЭС необходима математическая модель синхронного генератора. В данной работе мы впервые представляем математическую модель синхронного генератора, подключенного к энергосистеме, удобную для анализа физических характеристик энергосистемы и в то же время подходящую для проектирования и синтеза регулятора. Мы сосредоточим нашу работу на анализе системы, в которой один синхронный генератор подключен к бесконечной шине. В разделе 3 мы попытаемся оценить количество и динамику колебаний в энергосистемах. Тщательный анализ сделан и представлен впервые. Традиционная система управления СЭС представлена ​​в разделе 4. С помощью полученной математической модели синхронного генератора оценивается улучшение демпфирования энергосистемы за счет внедрения традиционной СЭС. Из анализа видно, что обычные PSS не обеспечивают оптимального демпфирования во всем рабочем диапазоне. Поэтому продвинутые теории управления для проектирования и синтеза СЭС представлены в разделах 5 и 6. В разделе 5 теория робастной системы управления используется для проектирования СЭС. Подходящая теория прямого адаптивного управления представлена ​​в разделе 6. Система управления СЭС, разработанная на основе представленных теорий, и результаты реализации передовых теорий управления для проектирования и синтеза СЭС показаны в разделе 7.

Объявление

2. Математическая модель синхронного генератора, подключенного к энергосистеме

Нелинейная модель седьмого порядка синхронной машины, подключенной к бесконечной шине, является наиболее подробной математической моделью синхронного генератора, подключенного к большой мощности. система с постоянной частотой и постоянным напряжением (=бесконечная шина) через линию передачи [3]. Матричное преобразование Парка используется для преобразования уравнений исходных обмоток в модель с ортогональными осями. На этом основании магнитная связь обмоток статора, возбуждения и демпфера представляется в зависимости от положения ротора машины. Модель седьмого порядка представлена ​​в виде нелинейной модели в пространстве состояний [4]. Входными данными модели являются механический крутящий момент T _m ( t ) и напряжение обмотки возбуждения ротора E _fd ( t ). Переменные в пространстве состояний модели: потокосцепление по оси d статора λ _d ( t ), потокосцепление по оси q статора λ _q ( t ), обмотка возбуждения ротора 1 λ потокосцепление _F ( t ), потокосцепление обмотки демпфера оси d ротора λ _D ( t ), потокосцепление обмотки демпфера оси q ротора λ _D ( t ), скорость механического ротора ω ( t ), угол электрического ротора δ ( t ). Модель седьмого порядка описывается системами алгебраических уравнений (уравнения (1)–(10)) [5]:

IQT = 1LQλQT — λAQTE4

IFT = 1LFλFT -λADTE5

IDT = 1ldλdt — λAdte6

IQT = 1LQλQT — λAQTE7

VDT = −3V Этот0005

vqt = 3V∞cosΔt+reiqt+ωtleidte9

tet = 13iqtλdt -idtλqte10

и дифференциальные уравнения (уравнение. ωs−Rsiqt+ωtλdt−vqtE12

λ̇Ft=ωs−RFiFt+EfdtE13

λ̇Dt=ωs−RDiDtE14

λ̇Qt=ωs−RQiQtE15

ω̇t=12HTmt−TetE16

δ̇t=ωsωt−1E17

where i _d ( t ) и i _q ( t ) — токи статора по осям d и q [pu]; i _F ( t ) — ток возбуждения [pu]; i _D ( t ) и i _Q ( t ) – демпфирующие токи по осям d и q [pu]; v _d ( t ) и v _q ( t ) — напряжения на клеммах статора по осям d и q [pu]; λ _AD ( t ) и λ _AQ ( t ) — взаимные потокосцепления по осям d и q [pu]; R _e и L _e — сопротивление и реактивное сопротивление линии передачи [pu]; В _∞ — бесконечное напряжение шины [pu]; T _e ( t ) — электромагнитный крутящий момент [pu]; L _MD , L _MQ , L _AD и L _AQ — взаимная индуктивность [pu]; л _d , л _q , л _F , l _D и l _Q — индуктивность рассеяния [pu]; R _S , R _F , R _D и R _Q — статор, поле, демпфирование по оси d и сопротивление обмотки; H – постоянная инерции [с]; ω _с — электрическая синхронная скорость [рад с ⁻¹ ]. Все переменные нормированы на базовые величины, кроме угла электрического ротора δ ( t ) с единицей измерения [рад].

Модель седьмого порядка — лучшая; хотя, с другой стороны, слишком сложно разобраться в физических характеристиках управляемого объекта [5]. Он также не подходит для проектирования и синтеза систем управления, так как многие методы управления требуют линейных математических моделей для разработки системы управления. Многие упрощенные модели выводятся из этой нелинейной модели седьмого порядка [6]. Для анализа синхронного генератора и проектирования системы управления СЭС до сих пор наиболее популярна упрощенная линеаризованная модель третьего порядка. Впервые он был представлен в 1952 [7] и поэтому также называется моделью Хеффрона-Филлипса.

Модель Хеффрона-Филлипса получается из нелинейной модели седьмого порядка посредством линеаризации для каждой стационарной рабочей точки (т.е. точки равновесия). Модель Хеффрона-Филлипса описывает динамику синхронного генератора вблизи выбранной точки равновесия. Модель Хеффрона-Филлипса имеет два входа и три переменных в пространстве состояний. Входы механический крутящий момент T _mΔ ( t ) и напряжения обмотки возбуждения ротора E _fdΔ ( t ) отклонения; переменными в пространстве состояний являются угол ротора δ _Δ ( t ), скорость вращения ротора ω _Δ ( t ) и напряжение за переходным реактивным сопротивлением EqΔ′tdeviations. Дополнительными выходами являются электрическая мощность P _eΔ ( t ) и оконечное напряжение статора V _tΔ ( t ) отклонения. Все входные данные и переменные в пространстве состояний обозначают отклонения (индекс _Δ ) из состояния равновесия. The model is written as follows:

δ̇Δtω̇ΔtĖqΔ′t=0ωs0−K12H−D2H−K22H−K4Td0′0−1K3Td0′δΔtωΔtEqΔ′t+0012H001Td0′TmΔtEfdΔtE18

PeΔtVtΔt=K10K2K50K6δΔtωΔtEqΔ′t+0000TmΔtEfdΔtE19

where T _mΔ ( t ) представляет собой отклонение механического крутящего момента [pu], P _eΔ ( t ) представляет собой отклонение электрической мощности [pu], ω _Δ ( t 90 отклонение скорости ротора пу], δ _Δ ( t ) отклонение угла ротора [рад], E’ _qΔ ( t ) напряжение за переходным реактивным сопротивлением [pu], 74 fΔ00d t ) — отклонение напряжения возбуждения поля [pu], В _tΔ ( t ) — напряжение на клеммах [pu], H — постоянная инерции [с], D — коэффициент демпфирования, представляющий общее сосредоточенное демпфирование от демпферных обмоток [о. е./о.е.], ω _s — номинальная синхронная скорость [рад с ⁻¹ ], T _do ′ — постоянная времени холостого хода по оси d [с] и K 1 ₆ — параметры линеаризации. Все параметры и переменные в модели Хеффрона-Филлипса нормированы, за исключением угла электрического ротора δ _Δ ( t ).

Объявление

3. Анализ влияния колебаний на качество энергосистемы

Колебания в энергосистеме обусловлены физическими свойствами синхронного генератора, работающего параллельно с сетью. Эти свойства отражены в динамической математической модели синхронного генератора и проявляются в виде плохо затухающих доминирующих собственных значений. Поэтому любые изменения на входах синхронных генераторов (напряжения поля ротора и механического момента), сетевых нагрузок (изменения напряжения на шинах) и возмущения вызывают колебания с относительно большой амплитудой и малым затуханием. Колебания в энергосистеме проявляются в нескольких физических величинах системы: в частоте вращения роторов синхронных генераторов, угле ротора, напряжении статора, токе статора и вырабатываемой мощности, а также в напряжениях, токах, частоте и передаваемых мощностях энергосистемы. Эти колебания снижают качество электроэнергии и повышают риск нестабильности энергосистемы.

Очень сложно оценить влияние колебаний на фактические потери в энергосистеме. В реальной работе энергосистемы сложно оценить, какая часть потерь связана с колебаниями угла ротора, а какая – с другими факторами. Поэтому в первом подразделе более подробно рассматривается влияние амплитуды и частоты колебаний на величину потерь в линии передачи и на постоянство передаваемой мощности. Для этого был проведен тщательный стационарный анализ. Динамический анализ представлен во втором подразделе. Динамический анализ показывает уязвимость синхронного генератора при различных изменениях входа в разных точках работы.

3.

1 Анализ установившегося режима

Анализ влияния колебаний на потери и на постоянство передаваемой мощности выполнен численно. При постоянной частоте вращения ротора наведенное напряжение в обмотке статора синусоидальное, с постоянной амплитудой и частотой. Колебание скорости вращения ротора приводит к индуцированному напряжению с переменной частотой и амплитудой. Из решения уравнения качания видно, что качание ротора носит синусоидальный характер [8]. Поэтому при анализе установившегося состояния мы предполагаем, что скорость ротора колеблется около постоянной синхронной скорости с синусоидальными колебаниями. Это приводит к индуцированному статору напряжению, которое изменяется синусоидально по амплитуде и частоте. Амплитуда увеличивается с увеличением частоты, и наоборот. Для такого входного сигнала не существует прозрачного аналитического решения для оценки потерь и постоянства передаваемой мощности. Поэтому для анализа используется численное решение, основанное на схеме замещения синхронного генератора, подключенного линией передачи к бесконечной шине. Эквивалентная схема показана на рис. 1.9.0005

Рис. 1.

Эквивалентная схема синхронного генератора, подключенного линией передачи к бесконечной шине, используемой для стационарного анализа.

где В _1e обозначает действующее значение внутреннего напряжения генератора [pu], В _2e — действующее значение бесконечного напряжения шины [pu], φ ₁ — генератор угол внутреннего напряжения [рад], φ ₂ — угол бесконечного напряжения на шине [рад], R _s — сопротивление статора (якоря) [о.е.], X _s — синхронное реактивное сопротивление [о. — реактивное сопротивление линии передачи [pu]. Эквивалентная схема, представленная на рисунке 1, представляет собой уравновешенную симметричную трехфазную систему. Полное сопротивление любой фазы равно импедансу любой из двух других фаз. Три напряжения на стороне генератора смещены во времени на 120° электрических градусов в результате смещения фаз на 120° в пространстве. Кроме того, три напряжения на стороне бесконечной шины смещены во времени на 120° электрических градусов, так что результирующие фазные токи равны по амплитуде и сдвинуты по фазе друг от друга на 120°. V _1A ( T ), V _1B ( T ) и V _1C ( T ) ДЕЛОВАЯ ДЕЛОВАЯ ЗАЯВЛЕНИЯ ЗАЯВЛЕНИЯ Синхроноза Генераторов; v _IBa ( t ), v _IBb ( t ), и v _IBc ( t ) мгновенные значения напряжения на шине; и и _а ( т ), i _b ( t ) и i _c ( t ) обозначают мгновенные значения фазных токов линии передачи. Если не указано иное, P _IB ( t ) представляет мгновенный трехфазный поток мощности на бесконечную шину [pu]; с _IBA ( T ), P _IBB ( T ) и P _IBC ( T ) представляют собой пристойный поток мощности в PLASE CLASERIT PU ; и P _IB представляет среднее значение мгновенного трехфазного потока мощности на бесконечную шину [pu]. P _L ( t ) обозначает мгновенные трехфазные потери мощности в линии передачи [pu]; P _La ( t ), P _Lb ( t ) и P _Lc ( t ) для различных мгновенных потерь фазы; и P _L представляет среднее значение мгновенных трехфазных потерь мощности в линии передачи [pu]. p _L указывает относительное значение среднего значения трехфазных потерь мощности ( P _L ) по сравнению со средним значением трехфазного потока мощности на бесконечную шину ( P _IB ) в [%]. Колебания амплитуды и частоты напряжения статора, вызванные качанием скорости вращения ротора, описываются амплитудой и частотой обоих колебаний. A _и и F ​​ _и обозначают амплитуду и частоту колебаний амплитуды. A _fo и F ​​ _fo обозначают амплитуду и частоту колебаний частоты.

For the presented results, the impedances of the synchronous generator and transmission line are shown in Table 1.

Таблица 1.

Полное сопротивление синхронного генератора и линии передачи.

На рисунках 2–5 показаны временные характеристики электрических величин при отсутствии колебаний скорости вращения ротора. Параметры внутреннего напряжения генератора и бесконечного напряжения шины приведены в таблице 2.

Рис. 2.

Внутренние напряжения синхронного генератора для всех трех фаз:v _1a (т), v _1б (т), и v _1с (т).

Рисунок 3.

Токи линии передачи для всех трех фаз: i _a (t), i _b (t) и i _c (t).

Рис. 4.

Мгновенный трехфазный поток мощности на бесконечную шину P _IB (t) (постоянная) и мгновенный поток мощности на бесконечную шину для разных фаз P _IBa (t),P _IBb ( т) и Р _IBc (т).

Рис. 5.

Мгновенные трехфазные потери мощности в линии электропередачи P _L (t) (постоянная) и мгновенные потери мощности в линии передачи для различных фаз P _IBa (t), P _IВb (t), и P _IВc (т).

Таблица 2.

Параметры внутреннего напряжения и бесконечного напряжения шины, без колебаний.

На рис. 2 показаны мгновенные значения внутренних напряжений синхронного генератора для всех трех фаз. Токи в линиях электропередачи показаны на рисунке 3. Переток мощности в бесконечную шину для всех трех фаз в отдельности и сумма потоков мощности по фазам показан на рисунке 4. Как и ожидалось, общий трехфазный поток мощности постоянен. На рис. 5 показаны потери мощности в линии передачи по всем трем фазам в отдельности и потери мощности по трем фазам. Опять же, общие трехфазные потери мощности постоянны.

На рисунках 6–10 показаны временные характеристики электрических величин, если возникают колебания скорости вращения ротора. Параметры внутреннего напряжения генератора и напряжения бесконечной шины приведены в таблице 3.

Рис. 6.

Внутренние напряжения синхронного генератора для фазы a:v _1a (t).

Рис. 7.

Внутренние напряжения синхронного генератора для всех трех фаз: v _1a (t), v _1b (t) и v _1c (t).

Рис. 8.

Токи линии передачи для всех трех фаз: i _a (t), i _b (t) и i _c (t).

Рис. 9.

Трехфазный поток мощности на бесконечную шину P _IB (t) (фиолетовый) и мгновенный поток мощности на бесконечную шину для разных фаз P _IBa (t),P _IBb (t) , и P _IBc (т).

Рисунок 10.

Трехфазные потери мощности в линии передачи P _L (t) (фиолетовый) и мгновенные потери мощности в линии передачи для разных фаз P _IBa (t), P _IBb (t) и P _IBc (t).

.1620 A _fo  = 0.1 [pu]

Table 3.

The parameters of the internal voltage and infinite bus voltage, with oscillations in внутреннее напряжение.

Для лучшего понимания на рис. 6 показаны мгновенные значения внутреннего напряжения синхронного генератора для фазы а. Колебания видны по амплитуде и по частоте.

На рис. 7 показаны мгновенные значения внутренних напряжений синхронного генератора для всех трех фаз. Токи в линиях электропередачи показаны на рис. 8. Перетоки мощности в бесконечную шину по всем трем фазам в отдельности и мгновенное значение трехфазного перетока мощности показаны на рис. 9.. В этом случае из-за колебаний частоты вращения ротора, а, следовательно, и колебаний внутренних напряжений суммарный трехфазный поток мощности непостоянен. На рис. 10 показаны потери мощности в линии передачи по всем трем фазам в отдельности и потери мощности по трем фазам. Опять же, общие трехфазные потери мощности не являются постоянными.

Из рисунков 2–10 ясно видно, что колебания скорости вращения ротора вызывают колебания передаваемой мощности. Сумма передаваемых мощностей отдельных фаз больше не является постоянной (рис. 9).), как и в случае уравновешенных трехфазных симметричных систем без колебаний (рис. 4). Эти колебания снижают пропускную способность и качество передачи. Для обеспечения передачи мощности с минимальными колебаниями мощности необходимо уменьшить колебания частоты вращения ротора.

Проведен тщательный численный анализ для оценки влияния колебаний частоты вращения ротора на потери в энергосистеме. Некоторые результаты представлены в таблицах 4 и 5. В таблице 4 показано влияние колебаний частоты вращения ротора на потери при выработке активной мощности. Результаты представлены в двух различных рабочих точках. В первом электрический угол между внутренним напряжением генератора и бесконечным напряжением шины составлял 10°, а во втором угол составлял 40°. Представлены результаты колебаний скорости вращения ротора в диапазоне амплитуд от 0 до 20 % синхронной скорости по частотам 1 и 2 [Гц]. Из полученных результатов видно, что влияние колебаний на потери мощности в линии передачи отсутствует.

V 1e	V 2 e	φ 1	φ 2	A ao	A fo	F ​​ ao	F ​​ fo	P IB	P L	p L
1. 0	1.0	10	0	0.0	0.0	0	0	0.40	1.1·10 −3	0.3
1.0	1.0	10	0	0.1	0.1	1	1	0.40	1.5·10 −3	0.4
1.0	1.0	10	0	0.1	0.1	2	2	0.40	1.5·10 −3	0. 4
1.0	1.0	10	0	0.2	0.2	1	1	0.40	2.6·10 −3	0.6
1.0	1.0	10	0	0.2	0.2	2	2	0.40	2.5·10 −3	0.6
1.0	1.0	40	0	0.0	0.0	1	1	1.47	1. 8·10 −2	1.2
1.0	1.0	40	0	0.1	0.1	1	1	1.47	1.8·10 −2	1.2
1.0	1.0	40	0	0.1	0.1	2	2	1.46	1.9·10 −2	1.3
1.0	1.0	40	0	0.2	0.2	1	1	1. 46	1.9·10 −2	1.3
1.0	1.0	40	0	0.2	0.2	2	2	1.46	1.9·10 −2	1.3

Таблица 4.

Средние значения трехфазной передаваемой мощности в бесконечную шину ( P _IB ) и трехфазных потерь мощности в линии передачи P L 9 как функция угла между внутренним напряжением генератора и напряжением бесконечной шины ( φ ₁ — φ ₂ ) по различным амплитудам ( A _AO , A _FO ) и частоты ( F _FA 44444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444444. колебания амплитуды и частоты внутреннего напряжения генератора при передаче активной мощности. В1924

V _{2 e} φ ₁ φ ₂ A _ao A _fo F ​​ _ao F ​​ _fo P _IB P _L p _L 1.1 1.0 0 0 0.0 0.0 0 0 3.7·10 ⁻³ 3. 7·10 ⁻⁴ 10 1.1 1.0 0 0 0.1 0.1 1 1 3.6·10 ⁻³ 7.9·10 ⁻⁴ 22 1.1 1.0 0 0 0.1 0.1 2 2 3.6·10 ⁻³ 7.7·10 ⁻⁴ 21 1.1 1.0 0 0 0.2 0.2 1 1 3. 3·10 ⁻³ 2.0·10 ⁻³ 61 1.1 1.0 0 0 0.2 0.2 2 2 3.3·10 ⁻³ 2.0·10 ⁻³ 61 1.5 1.0 0 0 0.0 0.0 0 0 1.9·10 ⁻² 9.4·10 ⁻³ 50 1.5 1.0 0 0 0.1 0. 1 1 1 1,9·10 ⁻² 1.0·10 ⁻² 54 1.5 1.0 0 0 0.1 0.1 2 2 1.9·10 ⁻² 1.0·10 ⁻² 54 1.5 1.0 0 0 0.2 0.2 1 1 1.8·10 ⁻² 1,2·10 ⁻² 66 1.5 1.0 0 0 0. 2 0.2 2 2 1.8·10 ⁻² 1.2·10 ⁻² 66

Таблица 5.

Средние значения трехфазной передаваемой мощности на бесконечную шину ( P _IB ) и трехфазных потерь мощности в линии передачи P _{8 функция внутреннего напряжения генератора ( V 1E ) по различным амплитудам ( A AO, A FO ) и частоты ( F ​​ AO, F ​​} 40051 AO, F ​​ 40051). внутреннее напряжение за счет передачи реактивной мощности.

В таблице 5 показано влияние колебаний частоты вращения ротора на потери при выработке реактивной мощности. Результаты представлены в двух различных рабочих точках. В первом случае внутреннее напряжение генератора было на 10 % больше напряжения бесконечной шины, а во втором разница составляет 50 %. Представлены результаты колебаний скорости вращения ротора в диапазоне амплитуд от 0 до 20 % синхронной скорости по частотам 1 и 2 [Гц]. Из результатов видно, что влияние колебаний на потери мощности в линии передачи незначительно.

3.2 Динамический анализ

Модель Хеффрона-Филлипса, описанная в разделе 2, используется для анализа динамических характеристик синхронного генератора. Влияние вариаций входных сигналов на колебания исследовано на синхронном генераторе со следующими данными [4]: ​​

Новые параметры в таблице 6: S _N – номинальная мощность [МВА], В _N номинальное напряжение [кВ], cos φ _N — номинальный коэффициент мощности, а x ’ _d — ненасыщенное переходное реактивное сопротивление по оси d [pu].

_F = 0,101 [PU]

9132

191

1111616111111111161111161111611116161111616111161611116161116161111616161616161616161616169.

S N  = 160 [MVA]	V N  = 15 [kV]	cos φ N  = 0. 85
ω с  = 377 [рад с −1 ]
T’ d0  = 5.9 [pu]	H  = 2.37 [s]	D  = 2.0 [pu]
R e  = 0.02 [pu]	L e  = 0,4 [PU]	V IB = 1,0 [PU]
R S = 0,0011 [PU]	R 1161616161616666166616661666616661666166616666666666666666666666666666666666666666666666666616. d  = 0,245 [о.е.]
L D = 1,700 [PU]	L Q = 1,640 [PU]	L F = 0,101 [PU]
L Q  = 0.036 [pu]	L AD  = 1.550 [pu]
l d  = 0.150 [pu]	l q  = 0,150 [о.е.]	L AQ  = 1,490 [о.е.]

Таблица 6.

Данные синхронного генератора, используемые для динамического анализа [4].

По данным таблицы 6 состояние равновесия для модели Хеффрона-Филлипса рассчитывается с помощью векторной диаграммы. Уравнения вектора позволяют решить начальные условия, которые существуют до применения вариаций входных данных. Коэффициенты линеаризации модели Хеффрона-Филлипса рассчитаны для синхронного генератора с данными в таблице 6 и для расчетных данных состояния равновесия. Коэффициенты линеаризации для номинальной рабочей точки ( P _N  = 1 [о.е.], cos φ _N  = 0,85), а собственные значения модели Хеффрона-Филлипса (λ ₁ , λ _{3 9} 0 ) представлены 5 0 λ 0 , а in Table 7.

P N  = 1.0 [pu]	Q N  = 0.62 [pu]	cos φ N  = 0.85
К 1  = 1,4478	K 2  = 1.3174	K 3  = 0.3072
K 4  = 1.8052	K 5  = 0.0294	K 6 = 0.5257
λ 1  = −0.3502 + 10.7270i	λ 2  = −0.3502 − 10.7270i	λ 3  = −0.2732

Table 7.

Linearization parameters и собственные значения модели Хеффрона-Филлипса в номинальной рабочей точке.

Линеаризованная модель Хеффрона-Филлипса синхронного генератора имеет три собственных значения. Коэффициент демпфирования и частота колебаний угла ротора видны непосредственно из доминирующих сопряженных комплексных собственных значений. Поэтому очень прозрачно исследовать зависимость динамики колебаний синхронного генератора от рабочей точки с помощью анализа собственных значений. При изменении рабочей точки меняются и собственные значения модели Хеффрона-Филлипса.

Переходная характеристика синхронного генератора с данными в таблице 6 и номинальная рабочая точка с данными в таблице 7 показаны на рисунках 11–13. Ступенчатые изменения имитируются на обоих входах генератора. На рис. 11 показана смоделированная траектория механического момента турбины и напряжения возбуждения ротора. Ступенчатые изменения выбираются для максимального возбуждения колебаний.

Рисунок 11.

w3.org/2001/XMLSchema-instance»> Траектории входных сигналов синхронного генератора: механический крутящий момент T _м (t) [о.е.] и напряжение возбуждения ротора E _fd (t) [о.е.], номинальная рабочая точка P = 1,0 [о.е.] и Q = 0,62 [ пу].

. [пу].

Рис. 13.

Выходные траектории синхронного генератора: скорость вращения ротора ω(t) [pu] и угол ротора δ(t) [градусы], номинальная рабочая точка P = 1,0 [pu] и Q = 0,62 [pu].

Реакции генерируемой электроэнергии и напряжения на статоре показаны на рис. 12. Колебания четко видны по реакции генерируемой электроэнергии.

На рис. 13 показана реакция скорости вращения ротора и угла ротора на траектории входных сигналов, показанные на рис. 11.

проводились в разных рабочих точках для разных типов генераторов с разными номиналами. Из полученных результатов было очевидно, что динамика синхронного генератора существенно различается.

В этом тексте результаты для синхронного генератора с данными в таблице 6 представлены для двух наиболее характерных рабочих точек:

• Рабочая точка с высокой активной мощностью и низкой реактивной мощностью: P  = 1,0 [о.е.] и Q  = 0,1 [о.е.]. Эта точка представляет собой сильно демпфированную рабочую точку и, следовательно, менее проблематичный случай для тестирования СПП.

• Рабочая точка с малой активной мощностью и большой реактивной мощностью P  = 0,1 [о.е.] и Q  = 1,0 [о.е.]. Эта точка представляет собой слабозатухающую реальную рабочую точку и, следовательно, наихудший случай для тестирования СПП.

В таблице 8 показаны данные линеаризации и собственные значения модели Хеффрона-Филлипса для рабочей точки, в которой активная мощность генерируется с очень высоким коэффициентом мощности cos φ.

P  = 1,0 [о. е.]	Q  = 0.1 [pu]	cos φ  = 0.995
K 1  = 1.2506	K 2  = 1.5867	K 3  = 0.3072
K 4  = 2.2164	K 5  = −0.0730	K 6  = 0.3693
λ 1  = −0.4493 + 9.9715i	λ 2  = −0,4493-9,9715i	λ 3 = −0,0750

Таблица 8.

Параметры линии 9001 и э-э-э-э-э. 0,1 [о.е.].

Результаты моделирования синхронного генератора в рабочей точке P  = 1 [о.е.] и Q  = 0,1 [о.е.] показаны на рисунках 14–16.

Рис. 14.

org/1998/Math/MathML» xmlns:xlink=»http://www.w3.org/1999/xlink» xmlns:xsi=»http://www.w3.org/2001/XMLSchema-instance»> Траектории входных сигналов синхронного генератора: Механический крутящий моментT _m (t) [о.е.] и напряжение возбуждения ротора E _fd (t) [о.е.], рабочая точка P = 1,0 [о.е.] и Q = 0,1 [о.е.].

Рисунок 15.

Выходные траектории синхронного генератора: генерируемая электрическая мощность P _e (t) [pu] и напряжение на клеммах статора V _t (t) [pu], рабочая точка P = 1,0 [pu] и Q = 0,1 [ пу].

Рисунок 16.

Выходные траектории синхронного генератора: скорость вращения ротора ω(t) [о.е.] и угол ротора δ(t) [градусы], рабочая точка P = 1,0 [о. е.] и Q = 0,1 [о.е.].

Рис. 17.

Траектории входов синхронного генератора: механический крутящий моментT _м (t) [о.е.] и напряжение возбуждения ротора E _fd (t) [о.е.], рабочая точка P = 0,1 [о.е.] и Q = 1,0 [о.е. ].

В таблице 9 показаны данные линеаризации и собственные значения модели Хеффрона-Филлипса для других интересных рабочих точек. В этом случае вырабатывается почти только реактивная мощность — коэффициент мощности cos φ очень мал.

P  = 0.1 [pu]	Q  = 1.0 [pu]	cos φ  = 0.099
K 1  = 1.2614	K 2 = 0. 1631	K 3  = 0.3072
K 4  = 0.1219	K 5  = 0.0185	K 6  = 0.6207
λ 1  = −0.2123 + 10.0141i	λ 2  = −0.2123 − 10.0141i	λ 3  = −0.5490

Table 9.

Linearization parameters and eigenvalues ​​of the Heffron -Модель Phillips в рабочей точке P = 0,1 [о.е.] и Q  = 1,0 [о.е.].

Результаты моделирования синхронного генератора в рабочей точке P  = 0,1 [о.е.] и Q  = 1,0 [о.е.] показаны на рисунках 17–19..

Рисунок 18.

Выходные траектории синхронного генератора: генерируемая электрическая мощность P _e (t) [о. е.] и напряжение на клеммах статора V _t (t) [о.е.], рабочая точка P = 0,1 [о.е.] и Q = 1,0 [ пу].

Рисунок 19.

Выходные траектории синхронного генератора: скорость вращения ротора ω(t) [pu] и угол ротора δ(t) [градусы], рабочая точка P = 0,1 [pu] и Q = 1,0 [pu].

Из анализа влияния различных нагрузок на динамические характеристики синхронного генератора можно сделать вывод, что колебания динамики машины значительны во всем рабочем диапазоне, и, следовательно, необходима система управления для демпфирования колебания. Из сравнения откликов в различных рабочих точках становится очевидным, что существующая система является нелинейной и что традиционная теория линейного управления не обеспечивает адекватного демпфирования во всей рабочей зоне. Следовательно, реализация робастной или адаптивной теории управления имеет смысл.

Объявление

4. Традиционная система управления оборудованием возбуждения ротора синхронного генератора

На синхронный генератор непосредственно воздействуют две основные системы управления: система управления регулятором и система управления возбуждением. Система управления регулятором регулирует механическую мощность паровой или водяной турбины, открывая или закрывая клапаны, регулирующие поток пара или воды. Реакция системы управления регулятором слишком медленная, чтобы гасить колебания синхронного генератора, которые в основном находятся в диапазоне частот 0,5–2,5 Гц. Гашение колебаний возможно только при наличии системы управления возбуждением. Система управления возбуждением (также называемая автоматическим регулятором напряжения) изменяет напряжение (и ток) возбуждения ротора таким образом, чтобы выходное напряжение генератора было таким же (или достаточно близким) к опорному напряжению. В современных электростанциях тиристорные или транзисторные выпрямители используются в основном для создания необходимого напряжения для обмотки ротора. Поток электрической мощности от системы возбуждения намного меньше, чем поток механической мощности. Это, а также тот факт, что в системе возбуждения используются полупроводниковые компоненты вместо механических, является причиной того, что система возбуждения работает значительно быстрее, чем система регулятора. Поэтому для гашения колебаний используется возбудитель.

Традиционный линейный метод PSS основан на использовании статической системы возбуждения. Через эту систему СЭС изменяет напряжение возбуждения поля синхронного генератора. Вследствие этого создается дополнительная составляющая электрического крутящего момента. Этот крутящий момент должен быть синфазным со скоростью вращения ротора и, таким образом, увеличивает демпфирование синхронного генератора [9]. На рис. 20 представлена ​​блок-схема модели синхронного генератора Хеффрона-Филлипса, оснащенного системой возбуждения, регулятором напряжения и стабилизатором энергосистемы [10]. Выходное напряжение генератора сравнивается с опорным напряжением, и вычисленная ошибка передается на выпрямитель со встроенным регулятором напряжения. Выпрямитель с регулятором напряжения представлен моделью первого порядка. Вход PSS представляет один или несколько сигналов, в которых видны колебания. PSS формирует дополнительный сигнал, который добавляется к ошибке напряжения.

Рис. 20.

Блок-схема модели Хеффрона-Филлипса синхронного генератора, оснащенного системой возбуждения, регулятором напряжения и стабилизатором энергосистемы.

Символы на рисунке 20 означают следующее: k _es и T _es — усиление системы возбуждения [о.е.] и постоянная времени [с] соответственно, E _fd,ref — эталон напряжения возбуждения поля E _fd (оба в [pu]), в то время как u _PSS , y _PSS и G _PSS (s) являются входом PSS, выходом (оба в [pu]), и передаточной функции соответственно. Что касается переменных модели Хеффрона-Филлипса, индекс _Δ обозначает отклонение переменных от установившихся рабочих точек, а s — комплексную переменную Лапласа.

Для входа PSS u _PSS∆ должны использоваться переменные, содержащие информацию о колебаниях. Этими переменными являются электрическая мощность, угол ротора, скорость вращения ротора, частота, напряжение на клеммах и ускоряющий крутящий момент. Электроэнергия обычно выбирается в качестве входа в PSS. Выход ПСС, y _PSSΔ , управляющий сигнал для системы возбуждения. Передаточная функция обычного линейного ФСС представлена ​​следующим образом:

GPSSs=yPSSsuPSSs=kPSSsT1+1sT2+1sT3+1sT4+1sTwsTw+1GaafsE20

где k _PSS обозначает коэффициент усиления стабилизатора [pu]; T ₁ , T ₂ , T ₃ , T ₄ — постоянные времени стабилизаторов опережения-запаздывания; T _w – постоянная времени фильтра верхних частот (промывающего) [с]; и G _aaf ( s ) — передаточная функция фильтра нижних частот (сглаживающего).

На основе блок-схемы на рис. 20 и передаточной функции (уравнение (6)), ассоциация IEEE установила стандарт IEEE для исследований PSS [11]. Стандарт позволяет унифицировать коммерческие приложения PSS. Стандарт устанавливает четыре основных типа СЭС, которые различаются, главным образом, имеющимся входом и степенью передаточной функции. Большинство коммерческих СЭС реализуются по стандартизированным предложениям.

Для синтеза СЭС необходимо знание математической модели синхронного генератора с системой возбуждения. Требуемая модель рассчитывается по известным данным синхронного генератора или путем идентификации. Использование систематических методов настройки параметров обычных СЭУ обеспечивает эффективное демпфирование для номинальной рабочей точки, хотя и со значительно уменьшенным демпфированием для некоторых неноминальных рабочих точек. Другими недостатками этих методов являются требование параметров математической модели синхронного генератора и трудоемкая настройка. Поэтому на практике систематические методы применяются редко. Следовательно, не обеспечивается ни оптимальное демпфирование в номинальной рабочей точке, ни стабильная работа во всем рабочем диапазоне. Реализации неправильно настроенного PSS могут нанести вред. Такие СЭС на практике часто отключаются [12].

Из-за отсутствия математической модели синхронного генератора, сложного и трудоемкого синтеза традиционной линейной СЭС и ее доказанного неоптимального демпфирования во всем рабочем диапазоне синхронного генератора, передовые теории управления рекомендуются для Реализация ПСС.

Реклама

5. Надежный PSS

Среди многих подходов к надежному управлению управление в скользящем режиме является одним из самых интересных. Основными преимуществами такого управления являются его нечувствительность к изменениям параметров, подавление помех, методика проектирования с развязкой и простота реализации с помощью силовых преобразователей [13].

Основы теории управления скользящим режимом восходят к концу 1950-х годов. С этого времени возникли новые направления исследований, связанные с появлением новых классов задач управления, новых математических методов и новых перспектив реализации [13, 14, 15].

Для предлагаемой конструкции СЭС будет использована модификация управления скользящим режимом, основанная на принципе развязки. Математическая модель управляемого объекта должна быть приведена к регулярному виду:

ẋrf1t = arf11xrf1t+arf12xrf2te21

ẋrf2t = arf21xrf1t+arf22xrf2t+brf2upte22

, где a _RFIJ (I, J = 1,2) _RFIJ (I, J = 1,2) _RFIJ (I, J = 1,2) A _RFIJ (I, J = 1,2) A _RFIJ (I, J = 1,2) A _RFIJ (I, J = 1.2) A _RFIJ . −man и xRF2t∈ℜmae векторы в пространстве состояний, а u _p ( t ) входной вектор управляемого объекта. Матрица B _RF2 должна быть невырожденной.

Для проектирования СЭС, основанного на упрощенной линеаризованной модели синхронного генератора, вектор в пространстве состояний в правильной форме x _RF ( t ), где n = 3 и m = 1, можно выбрать как

xRFt=xRF1txRF2t, где:xRF1t=δΔtδ̇Δt и xRF2t=δ¨ΔtE23 все переменные пространства состояний модели регулярной формы синхронного генератора. Измерения электрической мощности, частоты вращения ротора и напряжения на клеммах возможны только на синхронном генераторе. Для управления скользящим режимом переменные пространства состояний для модели регулярной формы должны быть рассчитаны из измеренных переменных. Чтобы вычислить переменные в пространстве состояний регулярной формы, во-первых, переменные δ _Δ ( t ) and E ‘ _q∆ ( t ) can be calculated by inverting (Eq. (19)), such as

δΔtEqΔ′t=1K1K6−K2K5K6‐ K2-K5K1PEΔTVTΔTe24

−K2ωs2HδΔtωΔtEqΔ′tE25

Таким образом можно было получить переменные в пространстве состояний без явного дифференцирования.

Поверхность скольжения была выбрана такой, что отклонение угла ротора и отклонение скорости ротора экспоненциально сходились к нулю. Для этого было выбрано линейное уравнение поверхности скольжения:

st=DxRF1t+xRF2t,st∈ℜmE26

При появлении режима скольжения на многообразии s ( t ) = 0, где x _RF2 ( t ) = – Dx _RF1 ( t ), поведение системы определяется ( н-м ) уравнение порядка

ẋRF1=ARF11−ARF12DxRF1E27

Для получения требуемых динамических свойств системы управления были заданы собственные значения замкнутой системы с линейной обратной связью. Для управляемой системы, описываемой (уравнениями (21), (22)), существует матрица D , обеспечивающая желаемые собственные значения системы (уравнение (27)).

На первом этапе проектирования скользящего режима мы выбрали желаемые собственные значения системы, описанной с помощью (уравнение (27)). Из искомых собственных значений определялась матрица D как решение задачи на собственные значения ( n-m )-го порядка. Матрица D определяет уравнение разрывных поверхностей скольжения (уравнение (27)).

Вторым этапом методики расчета является выбор разрывного закона управления таким, чтобы на многообразии всегда возникал скользящий режим s ( t ) = 0, что эквивалентно устойчивости начала координат в м -мерное пространство s ( t ). Динамика на 9.0093 s ( t ) пространства описываются уравнением −gxRFtBRF2−1sgnstE29

, где xRFt — сумма модулей компонентов вектора xRFt, а g — константа.

Выбранное прерывистое управление приводит к

ṡt=ExRFt−gxRFtsgnstE30

Существует такое положительное значение g, что функции стоят ṡимеют разные знаки. Это означает, что на поверхности разрыва будет иметь место скользящий режим. Влияние прерывистости управляющего сигнала уменьшается за счет изменения амплитуды управляющего сигнала.

Реклама

6. Адаптивная ФСС

В литературе можно найти множество примеров использования различных адаптивных методов для реализации ФСС. Большинство реализаций СЭС основаны на использовании косвенного адаптивного управления, где необходимо проводить явную идентификацию математической модели синхронного генератора [16, 17]. Преимуществом непрямой адаптивной СЭС является прозрачная структура адаптивной системы управления с разделёнными алгоритмом идентификации и законом управления. Значительно меньше публикаций, где представлено использование прямого адаптивного управления для PSS [18]. Методы прямого адаптивного управления сложнее использовать для традиционной структуры СЭС, чем для косвенного адаптивного управления. Однако их преимущество заключается в том, что они не требуют явной идентификации SG, и, следовательно, они менее требовательны к вычислительным ресурсам. В данной статье будет проведено сравнение разработанной робастной СЭС с прямой адаптивной СЭС, подробно изученной в [2].

Теоретическая основа используемой прямой адаптивной ФЭС представлена ​​теорией модельного эталонного адаптивного управления почти строго положительными реальными объектами.

Реализованное прямое адаптивное управление рассматривается для управляемого объекта, который описывается формулой

ẋpt=Apxpt+BpuptE31

ypt=CpxptE32

, где xpt∈ℜ — вектор состояния управляемого объекта, upt∈ℜmi — управляемый объект входной вектор, ypt∈ℜris вектор выхода управляемого объекта, и A _p , B _p , C _p — матрицы соответствующих размерностей.

Предполагается, что:

• Диапазон параметров матриц объекта ограничен.

• Все возможные пары A _p и B _p являются управляемыми и стабилизируемыми.

• Все возможные пары A _p и C _p являются наблюдаемыми.

Справочная модель описана

ẋMT = AMXMT+BMUMTE33

YMT = CMXMTE34

, где x _M ( T ) — это состояние модели, U U U U U U U U ) ( T ). t ) — командный вектор модели, y _m ( t ) — выходной вектор модели, а A _m , B _m и C _m — матрицы соответствующих размерностей. Предполагается, что модель устойчива. Размерность состояния модели может быть меньше размерности состояния объекта.

Ошибка отслеживания выхода определяется как

eyt=ymt-yptE35

Управление u _p ( t ) для вектора выхода объекта » выход эталонной модели у _M ( T ) без явных знаний о A _P , B _P и C _P генерируется Adaptive AlgorithM:

444te upt upt.

UPT = KTRTE37

, где

KT = KetKXTKUTE38

RTT = EYTTXMTTUMTT.E39

.0004 Kt=KPt+KItE40

KPt=eytrTtTE41

K̇It=eytrTtT¯−σKItE42

где член σ введен для того, чтобы избежать расходимости интегральных коэффициентов при наличии возмущения, а T и T¯ положительно определены и положительные полуопределенные матрицы коэффициентов адаптации соответственно.

Необходимое условие асимптотического слежения, когда u _m ( t ) является ступенчатой ​​командой, состоит в том, что управляемый объект является почти строго положительным вещественным (ASPR) [19]. Если управляемый объект не является ASPR, предлагается дополнить объект компенсатором с прямой связью, чтобы расширенный объект был ASPR. В этом случае можно использовать ранее описанный адаптивный контроллер.

Для не-ASPR объекта, описываемого передаточной матрицей

Gps=CpsI−Ap−1BpE43

компенсатор прямой связи определяется строго правильной матрицей передаточной функции G _ff ( s ) с реализацией

ṡpt = ASSPT+BSUPTE44

RPT = DSSPTE45

Вместо вывода завода Y _P ( T ), Augmented Выход Z _P ( T ). zpt=ypt+rptE46

Расширенная система определяется как

Gas=Gps+GffsE47

Компенсатор с прямой связью G _ff ( s ) является инверсией ( s ) фиктивного контроллера выбираться таким образом, чтобы результирующая относительная степень аугментированного растения G _a ( s ) действительно равно 1. Например, если SISO-объект G _p ( s ) стабилизируется PD-контроллером, можно использовать его инверсию простым способом. фильтр нижних частот первого порядка.

Объявление

7. Результаты

Эффективность предлагаемого скользящего режима СЭС и прямого адаптивного СЭС проверена с помощью моделирования нелинейной модели седьмого порядка синхронного генератора во всем рабочем диапазоне, как численно, так и экспериментально. , в лаборатории.

7.1 Надежный PSS

Блок-схема PSS со скользящим режимом показана на рисунке 21.

Рисунок 21.

Блок-схема PSS со скользящим режимом.

Регулятор скользящего режима требует измерения трех параметров синхронного генератора: электрической мощности, частоты вращения ротора и напряжения на клеммах. Входные фильтры — это фильтры нижних частот для устранения измеряемого шума. Из этих измеренных переменных переменные пространства состояний для модели регулярной формы вычисляются посредством преобразования состояния. Преобразование состояния осуществляется уравнениями. (24) и (25). Полученные переменные пространства состояний регулярной формы используются в законе управления, описанном уравнениями. (26) и (29). Вывод разрывного закона управления осуществляется в ограничителе. Применялось жесткое насыщение выхода СЭУ с ограничением значения ±35% от значения номинального напряжения возбуждения ротора. Установленное значение представляет собой ограничение в реальной системе возбуждения.

Для синхронного генератора с данными, перечисленными в разделе 3, мы выбрали желаемые собственные значения λ1,2=−2 для системы в (уравнение (27)). Были рассчитаны следующие параметры закона управления [2]:

D=44BRF2−1=−0,06g=350E48

7.1.1 Номинальная рабочая точка

На рисунках 22–24 показаны отклики нелинейной модели седьмого порядка рассматриваемого синхронного генератора мощностью 160 МВА, оснащенного системой возбуждения и робастной СЭС, на ступенчатые изменения механического момента и поля напряжение возбуждения, как показано на рисунке 11. Синхронный генератор работает в окрестности номинальной рабочей точки. На рисунках 22 и 23 показаны генерируемая электрическая мощность, частота вращения ротора и угол поворота ротора в номинальной рабочей точке 9.0017 P  = 1,0 [о.е.] и Q  = 0,62 [о.е.].

Рисунок 22.

w3.org/2001/XMLSchema-instance»> Электрическая мощность P _e (t) [pu] и скорость вращения ротора ω(t) [pu] в номинальной рабочей точке P = 1,0 [pu] и Q = 0,62 [pu] с надежной PSS.

Рис. 23.

Угол ротора δ(t) [о.е.] в номинальной рабочей точке P = 1,0 [о.е.] и Q = 0,62 [о.е.], с надежным PSS.

Рис. 24.

Напряжение возбуждения E _FD (t) [о.е.] в номинальной рабочей точке P = 1,0 [о.е.] и Q = 0,62 [о.е.], с надежным PSS.

На рис. 24 показано напряжение возбуждения, создаваемое надежной СЭС в рабочей точке P  = 1,0 [о.е.] и Q  = 0,62 [о.е.]. Границы ограничителей видны четко.

7.1.2 Влияние возмущения нагрузки

При работе во всем рабочем диапазоне динамика синхронного генератора существенно меняется. Регулятор скользящего режима с рассчитанными параметрами был стабильным и надежным и показывал эффективное демпфирование во всех условиях эксплуатации. Теоретический анализ инвариантности предложенной системы управления к возмущениям и изменению параметра объекта подробно описан в [20].

В данной работе представлены результаты двух наиболее крайних рабочих точек (тех же рабочих точек, что описаны в разделе 3.2):

На рис. 25 показаны генерируемая электрическая мощность и частота вращения ротора в рабочей точке P  = 1,0 [ о.е.] и Q  = 0,1 [о.е.], а на рисунке 26 показаны обе величины в рабочей точке P  = 0,1 [о.е.] и Q  = 1,0 [о.е.].

Рисунок 25.

Электрическая мощность P _e (т) [о.е.] и скорость вращения ротора ω(t) [о.е.] в рабочей точке P = 1,0 [о.е.] и Q = 0,1 [о. е.], с надежной PSS.

Рис. 26.

Электрическая мощность P _e (t) [pu] и скорость вращения ротора ω(t) [pu] в рабочей точке P = 0,1 [pu] и Q = 1,0 [pu] с надежной PSS.

7.1.3 Влияние отклонений параметров

Для анализа влияния отклонений параметров на эффективность демпфирования предложенных систем управления обе системы управления были испытаны в различных рабочих точках для синхронных генераторов разных типов и номинальных мощностей. В данной работе представлены результаты для синхронного генератора номинальной мощностью 555 МВА. Данные рассматриваемого синхронного генератора приведены в табл. 10 [4].

18 _IB = 1,0 [PU]

_IB = 1,0 [PU]

_IB = 1,0 [PU]

= 1,0 [PU] _IB = 1,0 [PU] _IB = 1,0 [PU]

_IB = 1.0 [PU]

.

Данные синхронного генератора мощностью 555 МВА, используемые для анализа влияния изменений параметров на эффективность демпфирования [4].

Коэффициенты линеаризации для номинальной рабочей точки ( P _N  = 1 [о.е.], cos φ _N  = 0,9) и собственные значения модели Хеффрона-Филлипса (λ _{9,5 λ 5 4 0 1} , λ ₃ ) представлены в таблице 11.

S N  = 555 [MVA]	V N  = 24 [kV]	cos φ N  = 0. 90
Ом S = 377 [RAD S −1 ]
T ‘ D0 = 8,0 [PU]
R E = 0,02 [PU]	L E = 0,4 [PU]	V IB = 1,0 [PU]
R F = 0,0006 [PU]	x ‘ D = 0,300 [PU]
L 111111111116111611161116116111611161116111611161116161116161116111611161611161616164111161641111616111тели. q  = 1,760 [о.е.]	L F = 0,165 [PU]
L D = 0,171 [PU]	L Q = 0,084 [PU] 9 Q = 0,084.
L D = 0,150 [PU]	L Q = 0,150 [PU]	L AQ = 1,61026 L AQ = 1,6101666 L AQ = 1.6101666 L AQ

9

_Q = 1,0 [PU]

9

_Q = 1,0 [PU] 9165

9

_Q = 1,0 [PU]

9

_Q = 1,0 [PU]

9

_Q = 1,0 [PU]

_Q . φ _N  = 0,90

Таблица 11.

Параметры линеаризации и собственные значения модели Хеффрона-Филлипса в номинальной рабочей точке синхронного генератора мощностью 555 МВА.

Переходная характеристика неуправляемого синхронного генератора с данными в таблице 10 и данными номинальной рабочей точки в таблице 11 показана на рисунках 27 и 28. Моделируются ступенчатые изменения на входах обоих генераторов. На рис. 27 показана смоделированная траектория механического момента турбины и напряжения возбуждения ротора. Ступенчатые изменения выбираются как наихудший случай для максимального возбуждения колебаний.

Рисунок 27.

Траектории входных сигналов синхронного генератора мощностью 555 МВА: механический крутящий моментT _м (t) [о.е.] и напряжение возбуждения ротораE _fd (t) [о.е.], номинальная рабочая точка P = 1,0 [о.е.] и Q = 0,48 [о.е.].

Рис. 28.

Выходные траектории синхронного генератора мощностью 555 МВА: скорость вращения ротора ω(t) [о.е.] и угол δ(t) ротора [градусы], номинальная рабочая точка P = 1,0 [о.е.] и Q = 0,48 [о.е.], без ПСС.

На рис. 28 показана реакция генерируемой электрической мощности и скорости вращения ротора на траектории входов, показанные на рис. 27.

Представлены результаты робастного управления в двух рабочих точках:

• P = 1,0 [о.е.] и Q = 0,1 [о.е.]: коэффициенты линеаризации и собственные значения модели Хеффрона-Филлипса ₁ , λ ₂ , λ ₃ ) представлены в таблице 12, ступенчатые изменения механического момента и напряжения возбуждения поля показаны на рисунке 29, а генерируемая электрическая мощность и частота вращения ротора показаны на рисунке 30.

• P = 0,1 [PU] и Q = 1,0 [PU]: коэффициенты линеаризации и собственные задолженности модели Heffron-Phillip ₃ ) представлены в таблице 13, ступенчатые изменения механического момента и напряжения возбуждения поля показаны на рисунке 31, а генерируемая электрическая мощность и частота вращения ротора показаны на рисунке 32.

Таблица 12.

Производительность в параметрах линеаризации и собственных значениях модели Хеффрона-Филлипса в рабочей точке P  = 1,0 [о. е.] и Q  = 0,1 [о.е.] синхронного генератора мощностью 555 МВА.

Table 13.

Параметры линеаризации и собственные значения модели Хеффрона-Филлипса в рабочей точке P  = 0,1 [о.е.] и Q  = 1,0 [о.е.] синхронного генератора мощностью 555 МВА.

Рис. 29.

Траектории входных сигналов синхронного генератора мощностью 555 МВА: Механический крутящий моментT _m (t) [о.е.] и напряжение возбуждения ротора E _fd (t) [о.е.], рабочая точка P = 1,0 [о.е.] и Q = 0,1 [о.е.].

Рисунок 30.

Электрическая мощность синхронного генератора мощностью 555 МВА P _e (t) [о.е.] и частота вращения ротора ω(t) [о.е.] в номинальной рабочей точке P = 1,0 [о.е.] и Q = 0,1 [о.е.], с робастной ПСС.

Рис.

31.

Траектории входных сигналов синхронного генератора мощностью 555 МВА: механический крутящий момент T _м (t) [pu] и напряжение возбуждения ротора E _fd (t) [о.е.], рабочая точка P = 0,1 [о.е.] и Q = 1,0 [о.е.].

Рис. 32.

Электрическая мощность синхронного генератора мощностью 555 МВА P _e (t) [о.е.] и частота вращения ротора ω(t) [о.е.] в номинальной рабочей точке P = 0,1 [о.е.] и Q = 1,0 [о.е.], с робастной ПСС.

На рис. 25 показаны генерируемая электрическая мощность и частота вращения ротора в рабочей точке с сильным демпфированием P = 1,0 [о.0017 P  = 0,1 [о.е.] и Q  = 1,0 [о.е.].

7.2 Адаптивный PSS

Предлагаемый прямой адаптивный регулятор гарантирует стабильность любой управляемой установки, которая удовлетворяет условиям ASPR. Синхронный генератор с автоматической системой напряжения не удовлетворяет необходимым условиям ASPR. Дополнение объекта параллельным упреждающим компенсатором необходимо проводить для обеспечения стабильной работы всей системы адаптивного управления. Аугментация выполняется таким образом, чтобы аугментированное растение удовлетворяло условиям ASPR. Требование в большинстве случаев удовлетворяется введением упреждающего компенсатора G _ff (s), который подключается параллельно основной управляемой установке. Подходящий стабилизатор с прямой связью представляет собой фильтр нижних частот первого порядка с коэффициентом усиления компенсатора с прямой связью k _ff и постоянной времени компенсатора с прямой связью T _ff [18].

Блок-схема прямого адаптивного PSS представлена ​​на рисунке 33.

Преимуществом схемы управления, показанной на рисунке 33, по сравнению с другими адаптивными структурами является очень простая реализация механизма адаптации. Представленная прямая адаптивная ФСС существенно упрощена; а именно, эталонная модель не требуется из-за постоянного (нулевого) командного сигнала.

Напряжение опорной клеммы В _t,ref и механический крутящий момент T _м переменные представляют собой основные помехи, влияющие на динамику синхронного генератора. Изменения нагрузки синхронного генератора можно рассматривать как возмущения параметров управляемой установки. Блок промывки (входные фильтры) служит фильтром верхних частот с постоянной времени T _w достаточно высокой, чтобы пропускать сигналы, связанные с колебаниями активной мощности генератора P _e пройти без изменений. Без него устойчивые изменения мощности изменяли бы напряжение на клеммах. Это позволяет СЭС реагировать только на изменение активной мощности генератора. С точки зрения функции смыва значение T _w не критично и может находиться в диапазоне 1–20 с. Основное соображение состоит в том, что этого времени будет достаточно для прохождения стабилизирующих сигналов без изменений на интересующих частотах. Закон прямого адаптивного управления представлен (уравнениями (35)–(42)). Необходимый компенсатор с прямой связью описывается уравнениями. (44) и (45). В моделирование была включена та же модель насыщения исполнительного механизма, что и в разделе 7.1.1.

Параметры механизма адаптации рассматриваемого линеаризованного объекта управления определяются по правилам, описанным в [2], например 3Tff=1⋅10−3E49

7.2.1 Номинальная рабочая точка

На рисунках 34–36 представлены отклики нелинейной модели седьмого порядка рассматриваемого синхронного генератора мощностью 160 МВА, оснащенного системой возбуждения и адаптивной СЭД, на ступенчатые изменения механического крутящего момента и напряжения возбуждения поля, как показано на рисунке 11. На рисунках 34 и 35 показаны генерируемая электрическая мощность, скорость вращения ротора и угол ротора в номинальной рабочей точке P = 1,0 [о. е.] и Q = 0,62 [о.е.].

На рис. 36 показано напряжение возбуждения, создаваемое адаптивным СЭП в номинальной рабочей точке P  = 1,0 [о.е.] и Q  = 0,62 [о.е.].

Рисунки 34–36 непосредственно сопоставимы с рисунками 22–25.

7.2.2 Влияние возмущения нагрузки

Представлены результаты для двух наиболее экстремальных рабочих точек (таких же, как в разделах 3.2 и 7.1.2):

• P  = 1,0 [о.е.] и Q  = 0,1 [о.е.]: генерируемая электрическая мощность и скорость вращения ротора показаны на рис. 37.

• P  = 0,1 [о.е.] и Q  = 1,0 [о.е.]: генерируемая электрическая мощность и скорость вращения ротора показаны на рисунке 38.

7.2.3 Влияние отклонений параметров 45

адаптивной СЭУ для гашения колебаний при наличии отклонений параметров показана при испытании на синхронном генераторе мощностью 555 МВА, как и в разделе 7.1.3. На рис. 39 показаны генерируемая электрическая мощность и частота вращения ротора в рабочей точке 9. 0017 P  = 1,0 [о.е.] и Q  = 0,1 [о.е.], а на рисунке 40 показаны обе величины в рабочей точке P  = 0,1 [о.е.] и Q  = 1,0 [о.е.].

7.3 Оценка представленных стабилизаторов энергосистемы

Из результатов, представленных в разделах 7.1 и 7.2, представленных на рисунках 22–32 и 34–40, ясно видно, что надежные и адаптивные СЭС улучшают гашение колебаний синхронных генераторов значительно (меньшее время колебаний, меньшее перерегулирование и лучшее демпфирование). Численная оценка была сделана для лучшего понимания эффективности обоих алгоритмов управления. Для более объективной численной оценки предлагаемых подходов к управлению был введен интегральный квадратичный показатель качества колебаний частоты вращения ротора (∫ω2dt). Временные характеристики, показанные на рисунках 13,16,19,22,25,26,34,37 и 38 рассматривались для синхронного генератора номинальной мощностью 160 МВА. Расчетные показатели эффективности приведены в таблице 14. Улучшения показателя эффективности за счет предлагаемых систем управления для неуправляемого синхронного генератора представлены в таблице 15.

Рисунок 33.

Блок-схема прямой адаптивной СЭС.

Рис. 34.

Электрическая мощность P _e (t) [pu] и скорость вращения ротора ω(t) [pu] в рабочей точке P = 1,0 [pu] и Q = 0,62 [pu] с адаптивным PSS.

Рис. 35.

Угол ротора δ(t) [о.е.] в номинальной рабочей точке P = 1,0 [о.е.] и Q = 0,62 [о.е.], с адаптивным PSS.

Рис. 36.

Напряжение возбуждения E _FD (t) [о. е.] в номинальной рабочей точке P = 1,0 [о.е.] и Q = 0,62 [о.е.], с адаптивным PSS.

Рисунок 37.

Электрическая мощность P _e (t) [pu] и скорость вращения ротора ω(t) [pu] в рабочей точке P = 1,0 [pu] и Q = 0,1 [pu] с адаптивным PSS.

Рис. 38.

Электрическая мощность, стр. _e (t) [о.е.] и скорость вращения ротора ω(t) [о.е.] в рабочей точке P = 0,1 [о.е.] и Q = 1,0 [о.е.] с адаптивным PSS.

Рис. 39.

Электрическая мощность синхронного генератора мощностью 555 МВА P _e (t) [pu] и частота вращения ротора ω(t) [pu] в рабочей точке P = 1,0 [pu] и Q = 0,1 [pu] с адаптивным PSS .

Рис. 40.

Электрическая мощность синхронного генератора мощностью 555 МВА P _e (t) [о.е.] и частота вращения ротора ω(t) [о.е.] в рабочей точке P = 0,1 [о.е.] и Q = 1,0 [о.е.], с адаптивной СЭС .

Synchronous generator with nominal power S N  = 160 [MVA]
P [pu]	Q [pu]	cos φ	Performance index
			Without PSS	Robust PSS	Adaptive PSS
1. 0	0.1	0.995	1.98 10 −6	0.96 10 −6	0.91 10 −6
1.0	0.62	0.85	0.99 10 −6	0.56 10 −6	0.44 10 −6
0.1	1.0	0.099	0.56 10 −6	0.41 10 −6	0.42 10 −6

Table 14.

Интегральный коэффициент квадратного корня колебаний частоты вращения ротора синхронного генератора мощностью 160 МВА без СЭС, с робастной СЭС или с адаптивной СЭС в различных рабочих точках.

Synchronous generator with nominal power S N  = 160 [MVA]
P [pu]	Q [pu]	cos φ	Улучшение показателя производительности относительно случая без PSS [%]
			Robust PSS	Adaptive PSS
1. 0	0.1	0.995	51 [%]	54 [%]
1.0	0.62	0.85	43 [ %]	55 [%]
0.1	1.0	0.099	26 [%]	25 [%]

Table 15.

The improvements of the integral square root performance показатель колебания частоты вращения ротора синхронного генератора мощностью 160 МВА в различных рабочих точках при использовании робастной или адаптивной СЭС.

Временные характеристики, показанные на рисунках 28, 30, 32, 39 и 40, рассматривались для синхронного генератора с номинальной мощностью 555 МВА. Рассчитанные показатели эффективности синхронного генератора без СЭС, с робастной СЭС или с адаптивной СЭС приведены в таблице 16. Улучшения показателей эффективности за счет предлагаемых систем управления по отношению к неуправляемому синхронному генератору представлены в таблице 17.

Synchronous generator with nominal power S N  = 555 [MVA]
P [pu]	Q [pu]	cos φ	Performance index
			Without PSS	Robust PSS	Adaptive PSS
1.0	0.1	0.995	1.73 10 −6	0.76 10 −6	0. 92 10 −6
1.0	0.62	0.85	0.89 10 −6	0.51 10 −6	0.47 10 −6
0.1	1.0	0.099	0.33 10 −6	0.28 10 −6	0.28 10 −6

Table 16.

Integral square root performance index of rotor speed oscillation of the 555 Синхронный генератор МВА без СЭС, с робастной СЭС или с адаптивной СЭС в различных рабочих точках.

w3.org/1998/Math/MathML» xmlns:xlink=»http://www.w3.org/1999/xlink» xmlns:xsi=»http://www.w3.org/2001/XMLSchema-instance»>

Таблица 17.

Улучшение интегрального показателя квадратного корня колебаний частоты вращения ротора синхронного генератора мощностью 555 МВА в различных рабочих точках после использования робастного или адаптивного PSS.

Из полученных численных результатов видно, что предложенные надежные и адаптивные PSS обеспечивают значительное улучшение демпфирования во всем рабочем диапазоне. Эффективность обоих предложенных стабилизаторов аналогична. Они зависят от типа генератора, габаритов генератора, рабочей точки (нагрузки) и т. д. В целом можно сделать вывод, что по введенному показателю производительности их улучшение находится в пределах 10–60 [%].

Реклама

8. Заключение

Изменения в конструкции синхронных генераторов и введение в энергосистемы дополнительных систем управления привели к значительному увеличению колебаний в энергосистемах и связанным с ними проблемам устойчивости. Обычные стабилизаторы линейной энергосистемы не способны решить эти проблемы. Передовые теории управления кажутся подходящими для разработки более мощных стабилизаторов энергосистемы.

На основе теории робастного управления и теории адаптивного управления разработаны два стабилизатора энергосистемы. Эффективность обоих стабилизаторов оценивалась максимально объективно. Предлагаемые подходы к управлению были оценены на основе теоретического анализа и численного моделирования. Стабилизатор скользящего режима и прямой адаптивный стабилизатор имеют следующие преимущества по сравнению с обычными линейными стабилизаторами:

• Доказательства устойчивости всей замкнутой системы существуют для обоих представленных регуляторов.

• Оба контроллера требуют минимального предварительного знания структуры и параметров управляемой установки.

• Оба контроллера имеют несложную процедуру настройки.

• Оба контроллера не требуют измерения дополнительных переменных объекта управления.

• Оба контроллера просты в реализации (низкие требования к вычислительным ресурсам и низкая частота дискретизации).

• Оба регулятора гасят колебания во всем рабочем диапазоне и обеспечивают стабильность.

• Оба контроллера не рассчитывают высокие выходные амплитуды и нечувствительны к насыщению привода.

Сравнение разработанных новых стабилизаторов энергосистем показывает значительное преимущество современных концепций во всех рассмотренных диапазонах работы. В связи с актуальностью и важностью решаемых вопросов разработка более эффективных стабилизаторов энергосистемы неизбежна. По нашим оценкам, в будущем интенсивность исследований в этой области будет возрастать. По нашей оценке, робастное и адаптивное управление оказалось наиболее перспективным для реализации в стабилизаторах энергосистемы.

Ссылки

1. 1. Международная энергетика [Интернет]. 2020. Доступно по адресу: https://www.iea.org/data-and-statistics?country=WORLD&fuel=Energy%20supply&indicator=Electricity%20generation%20by%20source [Проверено: 19 января 2020 г.]
2. 2. Ritonja J. Адаптивная стабилизация системы возбуждения генератора. ВЫНУЖДЕНИЕ. 2011;30(3):1092-1108. DOI: 10.1108/03321641111111022
3. 3. Болдеа И. Синхронные генераторы. Бока-Ратон: Группа Тейлор и Фрэнсис; 2016
4. 4. Андерсон П.М., Фуад А.А. Контроль и стабильность энергосистемы. Эймс, Айова: Издательство государственного университета Айовы; 1977
5. 5. Ритоня Дж., Петрун М., Чернелич Дж., Брезовник Р., Полайжер Б. Анализ и применимость модели Хеффрона-Филлипса. Электроника и электротехника [Печатное изд.]. 2016;22(4):3-10. DOI: 10.5755/j01.eie.22.4.15905. иллюстр. ISSN: 1392-1215
6. 6. Кундур П. Стабильность и управление энергосистемой. Нью-Йорк: McGraw-Hill, Inc.; 1994
7. 7. Heffron WG, Phillips RA. Влияние современного амплидинного регулятора напряжения на недовозбуждение больших турбогенераторов. Транзакции AIEE. 1952;71:692-697
8. 8. Берген А.Р., Виттал В. Анализ энергосистем. Река Аппер-Сэдл, Нью-Джерси: Prentice-Hall Inc.; 2000
9. 9. Демелло Ф.П., Конкордия С. Концепции устойчивости синхронных машин при воздействии управления возбуждением. IEEE Trans. Энергетический аппар. Сист. 1969;88(4):316-329
10. 10. Маховский Дж., Биалек Дж.В., Бамби Дж.Р. Динамика энергосистемы, стабильность и контроль. Западный Сассекс, Соединенное Королевство: John Wiley and Sons, Ltd.; 2008
11. 11. Стандарт IEEE. Рекомендованная IEEE практика для моделей систем возбуждения для исследований стабильности энергосистемы. В: IEEE Std 421.5–2005, Энергетическое инженерное общество IEEE, Комитет по развитию энергетики и производству электроэнергии; 21 апреля 2006 г.
12. 12. Ритоня Дж., Душак М. Анализ стабилизаторов энергосистемы Словении. Журнал электротехники и информатики. Любляна: Электротехническое общество Словении; 2014
13. 13. Уткин В.И. Принципы проектирования скользящего режима управления и применение к электроприводам. Транзакции IEEE по промышленной электронике. 1993;40(1):23-36
14. 14. Бартолини Г., Фридман Л., Пизано А., Усаи Э. Современная теория управления скользящим режимом. Нью-Йорк: Springer Verlag; 2008
15. 15. Слотин Дж.Э., Ли В. Прикладное нелинейное управление. Энглвуд Клиффс, Нью-Джерси: Prentice Hall Inc.; 1991
16. 16. Ландау Ю.Д. Адаптивное управление. Нью-Йорк: Марсель Деккер Инк.; 1979
17. 17. Эйхманн А., Колер А., Малик О.П., Таборда Дж. Прототип самонастраивающегося стабилизатора адаптивной энергосистемы для гашения колебаний активной мощности. В: Материалы летнего собрания Энергетического общества в Сиэтле, Вашингтон, Vol. 1. ИИЭР; 2000. pp. 122-126
18. 18. Ritonja J, Dolinar D, Grčar B. Простое адаптивное управление для стабилизатора энергосистемы. В: IEEE Proceedings Control Theory and Applications [печатное издание]; 2000. С. 373-380
19. 19. Кауфман Х., Бар-Хана И., Собел К. Алгоритмы прямого адаптивного управления. Нью-Йорк: Springer Verlag; 1993
20. 20. Шабанович А. Системы с переменной структурой и скользящими режимами управления движением. Обзор. IEEE Transactions по промышленной информатике. 2011;7(2):212-223

Разделы

Информация об авторе

• 1. Введение
• 2. Математическая модель синхронного генератора, подключенного к энергосистеме
• 3. Анализ влияния колебаний на качество энергосистемы
• 4. Кантерная система управления для оборудования для возбуждения ротора синхронного генератора
• 5.Robust PSS
• 6. Aadaptive PSS
• 7.Results
• 8.conclusion

461569156_{1646156156156156156156156156.}

Опубликовано: 3 декабря 2019 г. Рассмотрено: 15 апреля 2020 г. Опубликовано: 1 июня 2020 г.

СКАЧАТЬ БЕСПЛАТНО

© 2020 Автор(ы). Лицензиат IntechOpen. Эта глава распространяется в соответствии с условиями лицензии Creative Commons Attribution 3. 0, которая разрешает неограниченное использование, распространение и воспроизведение на любом носителе при условии надлежащего цитирования оригинальной работы.

Академические редакторы и авторы IntechOpen получили финансирование для своей работы от многих известных спонсоров, включая: Европейскую комиссию, Фонд Билла и Мелинды Гейтс, Wellcome Trust, Китайскую академию наук, Фонд естественных наук Китая (NSFC), CGIAR Консорциум международных центров сельскохозяйственных исследований, Национальный институт здравоохранения (NIH), Национальный научный фонд (NSF), Национальное управление по аэронавтике и исследованию космического пространства (НАСА), Национальный институт стандартов и технологий (NIST), Немецкий исследовательский фонд (DFG), Исследовательские советы Соединенное Королевство (RCUK), Фонд Освальдо Круза, Австрийский научный фонд (FWF), Фонд науки и технологий (FCT), Австралийский исследовательский совет (ARC).

Затраты на публикации в открытом доступе часто могут быть указаны непосредственно в грантах или в конкретных бюджетах, выделенных для этой цели. Многие из наиболее важных финансирующих организаций поощряют и даже требуют, чтобы проекты, которые они финансируют, были доступны широкой общественности бесплатно. IntechOpen стремится поддерживать отличные отношения с этими спонсорами и обеспечивает соблюдение мандатов.

Чтобы помочь авторам определить подходящие финансирующие агентства и учреждения, мы создали список на основе обширного исследования различных ресурсов открытого доступа (включая ROARMAP и SHERPA/JULIET) организаций, у которых есть доступные средства. Перед ознакомлением с нашим списком мы рекомендуем вам обратиться в ваше собственное учреждение или организацию за средствами открытого доступа или проверить спецификации вашего гранта у вашего спонсора, чтобы убедиться, включены ли расходы на публикацию. Если вы получаете грант, вы должны уточнить:  

Если вы связаны с каким-либо учреждением из нашего списка ниже, вы можете подать заявку на получение средств на публикацию в открытом доступе, следуя инструкциям, приведенным по ссылкам. Пожалуйста, ознакомьтесь с политикой открытого доступа или положениями и условиями предоставления любого учреждения, с которым вы связаны, чтобы изучить способы покрытия ваших расходов на публикацию (также доступны, нажав на ссылку в их названии).

Обратите внимание, что этот список не является окончательным и регулярно обновляется. Чтобы предложить возможные изменения или включение вашей организации/спонсора, свяжитесь с нами по адресу [email protected]

Имейте в виду, что вы должны быть членом или грантополучателем перечисленных организаций/спонсоров, чтобы подать заявку на получение их средств для публикации в открытом доступе.

Затраты на публикации в открытом доступе часто могут быть указаны непосредственно в грантах или в конкретных бюджетах, выделенных для этой цели. Многие из наиболее важных финансирующих организаций поощряют и даже требуют, чтобы проекты, которые они финансируют, были доступны широкой общественности бесплатно. IntechOpen стремится поддерживать отличные отношения с этими спонсорами и обеспечивает соблюдение мандатов.

Чтобы помочь авторам определить подходящие финансирующие агентства и учреждения, мы создали список на основе обширного исследования различных ресурсов открытого доступа (включая ROARMAP и SHERPA/JULIET) организаций, у которых есть доступные средства. Перед ознакомлением с нашим списком мы рекомендуем вам обратиться в ваше собственное учреждение или организацию за средствами открытого доступа или проверить спецификации вашего гранта у вашего спонсора, чтобы убедиться, включены ли расходы на публикацию. Если вы получаете грант, вы должны уточнить:  

Если вы связаны с каким-либо учреждением из нашего списка ниже, вы можете подать заявку на получение средств на публикацию в открытом доступе, следуя инструкциям, приведенным по ссылкам. Пожалуйста, ознакомьтесь с политикой открытого доступа или положениями и условиями предоставления любого учреждения, с которым вы связаны, чтобы изучить способы покрытия ваших расходов на публикацию (также доступны, нажав на ссылку в их названии).

Обратите внимание, что этот список не является окончательным и регулярно обновляется. Чтобы предложить возможные изменения или включение вашей организации/спонсора, свяжитесь с нами по адресу [email protected]

Имейте в виду, что вы должны быть членом или грантополучателем перечисленных организаций/спонсоров, чтобы подать заявку на получение их средств для публикации в открытом доступе.

Управление виртуальным синхронным генератором системы VSC-HVDC на основе MMC гибридной топологии

На этой странице -bridge, своего рода стратегия управления виртуальным синхронным генератором (VSG), которая может быть применена к структуре модульного многоуровневого преобразователя (MMC), подключенной к сети, была исследована и предложена. Во-первых, на основе традиционной стратегии управления VSG энергия, запасенная в эквивалентном конденсаторе силового модуля MMC, использовалась для имитации инерции ротора синхронного генератора. Характеристики генератора могут быть смоделированы во время переходных колебаний частоты, что может помочь уменьшить колебания мощности. Во-вторых, что касается конструктивных особенностей прямого подключения к сети через реактор на стороне переменного тока MMC, в отличие от микросетевого инвертора, отсутствуют дополнительные фильтрующие конденсаторы. Таким образом, существующая широко используемая стратегия управления VSG микросетевого инвертора и структура с двойным замкнутым контуром, состоящая из напряжения конденсатора фильтра и переменного тока, не может быть применена напрямую. Для этого был использован метод, при котором заданные значения внутреннего контура тока рассчитываются по матрице импеданса сетки. Таким образом, получается структура управления с двойным замкнутым контуром, состоящая из внешнего контура мощности на основе управления VSG и внутреннего контура тока. Это может эффективно улучшить текущие возможности управления во время переходного процесса. Наконец, гибридная имитационная модель MMC была построена на основе PSCAD для проверки правильности и эффективности предложенных методов.

1. Введение

С развитием технологии микросетей и постоянным расширением новых мощностей, подключенных к энергосистеме, доля преобразователей большой мощности, представленных VSC-HVDC (преобразователь источника напряжения на основе постоянного тока высокого напряжения) в энергосистема быстро растет. Стратегия борьбы с переносчиками обычно применяется в существующих проектах VSC-HVDC. Легко добиться независимого управления активной и реактивной мощностью, а скорость динамического отклика высока. Однако он не может обеспечить демпфирование и инерционную поддержку энергосистемы. Таким образом, масштабный ввод новой энергии в энергосистему представляет собой угрозу для стабильной работы энергосистемы. Особенно для слабых систем переменного тока обычная стратегия управления переносчиками не может гарантировать стабильность системы.

Массовый доступ к энергосистеме создаст угрозу стабильной работе энергосистемы. Особенно при подключении слабых систем переменного тока обычная стратегия управления переносчиками не может гарантировать стабильность системы. В связи с этим появилась технология виртуальной синхронной машины (ВСГ, виртуальный синхронный генератор). Он улучшает структуру управления внешним контуром преобразователя и моделирует характеристики уравнения движения ротора и регулирования скорости синхронного генератора на основе метода управления синхронным генератором и рабочих характеристик в традиционной энергосистеме. Это может обеспечить инерцию и демпфирование сети, а также улучшить стабильность системы VSC-HVDC для крупномасштабного доступа к новой энергии [1–4]. Существующая технология VSG широко используется для управления микросетевыми преобразователями и новыми инверторами, подключенными к энергосети [5]. В [6] внешнее кольцо VSG разработано для инверторов распределенной энергии, подключенных к сети, включая два внешних контура управления активной мощностью и замкнутый контур реактивной мощности. Выходами вышеуказанных внешних контуров являются частота и амплитуда напряжения переменного тока. Внутренняя петля представляет собой последовательно соединенную петлю напряжения конденсатора фильтра переменного тока и петлю тока. И создана модель слабого сигнала для анализа стабильности системы. В [7] анализируется устойчивость управления VSG при различных условиях отказа, когда преобразователь подключен к слабой системе переменного тока, что указывает на то, что система может быть стабилизирована до тех пор, пока коэффициент короткого замыкания немного больше 1. В В [8] разработана структура управления ВРУ для модульного многоуровневого преобразователя (ММС) на основе полумостовой силовой части и проанализирован диапазон стабильности параметров управления для доступа к слабой системе переменного тока. В [9], когда несколько преобразователей подключены параллельно к одной и той же сети постоянного тока, существует риск низкочастотных колебаний на стороне постоянного тока. Для этого анализируются характеристики слабого демпфирования контуров на основе модели слабого сигнала и предлагается усовершенствованный метод управления ВРУ для подавления колебаний системы. В [10, 11] управление VSG применяется к микросетевому инвертору и предлагается метод плавного переключения между изолированным и сетевым режимами работы. В приведенной выше стратегии управления VSG синхронная угловая скорость сети получается внешним контуром активной мощности, а синхронная угловая скорость рассчитывается путем интегрирования. Итак, получены характеристики уравнения движения ротора синхронного генератора, то есть управление выходной мощностью за счет регулировки разности фаз между векторами выходного напряжения вентиля преобразователя и сети. А вот для постоянного напряжения методы управления обсуждаются меньше. Однако в таких областях, как VSC-HVDC, необходимо иметь по крайней мере одну преобразовательную станцию ​​для стабилизации постоянного напряжения сети. Для этого в [12] конденсаторный накопитель энергии постоянного тока (; В _dc — напряжение постоянного тока) используется для обеспечения инерции системы. Расхождение между фактическим значением накопителя энергии конденсатора и заданным значением связано с ПИ-регулятором, а его выходом является синхронная угловая частота вектора напряжения преобразователя. Кроме того, чтобы улучшить способность управления переменным током, внутренний контур разработан, включая внутренний замкнутый контур переменного напряжения с замкнутым контуром переменного тока последовательно. Он может поддерживать постоянную емкость конденсатора постоянного тока и подавлять перегрузку по току во время переходных процессов. Но в этой статье сторона переменного тока преобразователя подключена к конденсатору фильтра переменного тока, что отличается от топологии MMC проектов VSC-HVDC. Конденсатор сетевого фильтра в основном используется для устранения гармоник высокого порядка на выходе двухуровневого преобразователя, а также стабилизирует точечное напряжение, подключенное к сети, что также обеспечивает необходимые условия для конструкции внутреннего контура (внутренний контур состоит из замкнутого контура напряжения конденсатора фильтра и последовательного контура переменного тока). Для топологии MMC сторона переменного тока напрямую подключена к сети через трансформатор, фильтрующий конденсатор не используется, поэтому сложно построить внутреннюю токовую петлю. Для прямой сетевой структуры ММС через реактивное сопротивление без фильтрующего конденсатора в [13, 14] опорные сигналы напряжения преобразователя рассчитываются по внешним контурам ВСГ, а затем опорное значение внутреннего токового контура рассчитывается непосредственно по сетке. -связанный импеданс ММС и разность напряжений на нем. В [15] опорное напряжение постоянного тока и активная мощность будут изменяться в зависимости от отклонения частоты. Это может улучшить характеристики демпфирования системы и эмулировать действие регулятора скорости синхронного генератора. Однако значение обратной связи по частоте сети зависит от контура фазовой автоподстройки частоты (ФАПЧ) в структуре управления, где трудно добиться плавного переключения между изолированным и сетевым режимами работы, и это полезно для преобразователей VSC-HVDC. В [16] также предлагается использовать накопитель энергии конденсатора на стороне постоянного тока для эмуляции инерционности синхронного генератора. Опорное значение напряжения постоянного тока изменяется в соответствии со значением обратной связи по частоте системы переменного тока, а затем используется обычное управление с двойным замкнутым контуром (контуры постоянного напряжения и тока). Таким образом, он может обеспечить инерцию изменения частоты в энергосистеме. Но внутренний контур разработан на основе PLL, и это может повлиять на стабильность системы, когда преобразователь подключен к слабой системе переменного тока.

С дальнейшим развитием технологии VSC-HVDC и технологии микросетей возможность устранения неисправностей постоянного тока стала важным требованием для таких инженерных систем. Для этого проект Zhangbei VSC-HVDC, представляющий собой кольцевую сеть постоянного тока и введенный в эксплуатацию в Китае, использует технологию автоматического выключателя постоянного тока. А строящийся проект Wudongde использует гибридную топологию «полумост-полумост» для реализации требования преодоления неисправности постоянного тока. Существует несколько применений такой гибридной топологии в инженерии, и ее режим управления отличается от традиционной полумостовой топологии. Управление VSG для такой топологии редко обсуждается в литературе. В данной работе предлагается способ управления ВРУ структурой управления данной топологии, который позволяет увеличить инерционность преобразователя и повысить устойчивость системы.

2. Метод управления гибридной топологией MMC

Блок питания мостового блока питания может блокировать двунаправленный ток, поэтому определенное количество полумостовых блоков в традиционной полумостовой топологии MMC заменяется полным мостом может обеспечить устранение неисправности постоянного тока с меньшим увеличением потерь преобразователя. Гибридный ММС показан на рис. I _j — трехфазный переменный ток, В _dc — напряжение на стороне постоянного тока, I _dc — реактивное сопротивление постоянного тока, L

0 . HB — полномостовой силовой модуль, а FB — полумостовой. Каждое плечо моста состоит из полумостов N _h и полных мостов N _f , соединенных последовательно. Поскольку только FB может выдавать отрицательное напряжение, коэффициент FB в основном влияет на устранение КЗ по постоянному току и выходную реактивную мощность преобразователя при работе с нулевым напряжением постоянного тока и т. д. Обычно отношение полного моста к полумосту составляет 50%. . Чтобы добиться быстрого устранения неисправности постоянного тока и подавить рост постоянного тока короткого замыкания, гибридная топология обычно устанавливает контур постоянного тока для генерации постоянной составляющей сигналов модуляции верхнего и нижнего моста. Когда обнаружена неисправность постоянного тока (напряжение постоянного тока слишком низкое, а постоянный ток слишком велик), постоянная составляющая сигнала модуляции может быть напрямую установлена ​​на 0 или небольшое отрицательное значение для устранения неисправности постоянного тока. Между тем, внешний контур постоянного напряжения в традиционной структуре управления VSC-HVDC обычно заменяется контуром управления средним напряжением конденсатора силовых модулей для поддержания баланса мощности на стороне переменного и постоянного тока [17–19].]. Внутренняя токовая петля такая же, как и топология MMC на основе HB, а управление развязкой выполняется в кадре синхронного вращения dq . Общая структура управления показана на рис. 2.

На рисунке и представлены среднее значение шести мостовых напряжений силовой части плеча и заданное значение. Их ошибка связана с ПИ-регулятором и его выходом является активное значение текущего задания I _{d ref} . И я _{q ref} — эталонное значение реактивного тока. i _d и i _q – значения обратной связи активного и реактивного тока соответственно. I _dcref — эталонное значение постоянного тока. Ошибка между I _dcref и его обратной связью связана с ПИ-регулятором, который выдает синфазную составляющую сигнала модуляции V _{dc_com} . Затем на него накладываются сигналы модуляции переменного тока шести плеч моста. То есть он управляет постоянным током, чтобы отслеживать заданное значение, напрямую изменяя постоянную составляющую выходного напряжения плеча моста. V _cd и V _cq являются осевыми компонентами dq сигналов модуляции. U _sd и U _sq — dq осевые компоненты напряжения сети соответственно. V _j ( j  =  a , b , c ) — управляющий сигнал переменного тока трех фаз. Затем он добавляется к выходному сигналу V _{DC_COM} Регулятора DC, и, наконец, выходы V _JU , V _JN ( J = A . сигналы управления верхней и нижней частями руки соответственно. Напряжение трехфазной сети U _sj соединяется с PLL для получения угловой скорости синхронизации сети , которая обеспечивает синхронную фазу преобразования координат ( dq синхронная поворотная рама и abc стационарная рама).

3. Управление гибридной топологией VSG MMC

3.1. Управление средним напряжением плеча на основе VSG

Синхронная угловая скорость вращения в приведенной выше стратегии управления задается PLL. При подключении слабой системы переменного тока выходной сигнал контура фазовой автоподстройки частоты колеблется, что может сделать систему нестабильной [20]. Управление VSG может имитировать инерцию ротора синхронного генератора и использоваться для повышения стабильности системы. Уравнение движения ротора синхронного генератора выглядит следующим образом:

В уравнении (1) H – постоянная времени инерции, P _m и P _e – коэффициент механической и электромагнитной мощности, D – электрическая угловая частота и номинальная соответственно, – электрический угол. Для полной полумостовой гибридной топологии MMC конденсатор силового модуля также является звеном накопления энергии, аналогично способности ротора синхронного генератора накапливать энергию инерции. Следовательно, конденсатор постоянного тока можно использовать в качестве виртуального ротора для обеспечения инерции системы. В установившемся режиме мощность на стороне переменного и постоянного тока преобразователя одинакова, а запас энергии конденсатора не меняется. Это может быть выражено через

В уравнении C эквивалентная емкость 6 плеч преобразователя, V _{c_avg} среднее значение напряжения конденсатора, P _in и P

54 out 54 входная и выходная мощность преобразователя соответственно. Из уравнений (1) и (2) можно получить

В уравнении (3) H — эквивалентная постоянная времени виртуальной инерции преобразователя, а D — коэффициент демпфирования. Тогда получается интегральное выражение для обоих концов уравнения (3): где K — интегральная константа и фаза вектора переменного напряжения на стороне клапана. Установившееся значение можно рассчитать по формуле

Из уравнения (5) , являющееся установившимся значением , можно выразить как

А среднее значение напряжения на конденсаторе принять за номинальное значение В _{с _avg0} . Затем можно рассчитать K , используя стационарную рабочую точку системы из уравнения (4):

На основе вышеописанного метода VSG и рисунка 2 управляющая структура VSG гибридной MMC может быть спроектирована так, как показано на рисунке 3.

На рисунке Q _ref и Q являются опорным значением реактивной мощности и значением обратной связи соответственно. Эталонное среднее значение напряжения конденсатора плеча изменяется в зависимости от колебания частоты системы, то есть буферизации колебаний мощности между сторонами переменного и постоянного тока преобразователя путем увеличения или уменьшения накопления энергии конденсатора субмодуля и выполнения управления частотой сети переменного тока с обратной связью. . Когда выходная мощность преобразователя в сеть выше опорного значения, скорость вращения вектора напряжения на стороне клапана увеличивается, а разность фаз между напряжением сети и вектором напряжения на стороне клапана увеличивается. Следовательно, выходной сигнал регулятора частоты вектора напряжения переменного тока увеличивается. То есть опорное значение напряжения емкости субмодуля увеличивается, а запас энергии увеличивается. Переходная мощность амортизируется конденсаторами субмодулей и снижается флуктуация мощности и угловой частоты. Это эквивалентно характеристикам инерции и демпфирования ротора синхронного генератора, что позволяет поддерживать частоту преобразователя в сети. Для выбора параметров H и D , на него в основном влияет допустимый диапазон колебаний частоты системы, может быть ±5%. Другим ограничением является то, что рассчитанное опорное значение среднего напряжения субмодуля находится в пределах допустимого диапазона колебаний преобразователя.

3.2. VSG Control of Active Power

Для системы VSC-HVDC, основанной на гибридной топологии, преобразовательная станция для регулирования постоянной мощности также напрямую подключена к сети, без фильтрующего конденсатора на стороне переменного тока. Таким образом, традиционная стратегия управления VSG для микросетевого инвертора не может использоваться напрямую. И для гибридной топологии MMC, если внешний контур управления спроектирован с использованием традиционной стратегии VSG, необходимо рассмотреть, как получить опорное значение внутреннего токового контура. Выполнение преобразования Лапласа в уравнении (1) дает где s — дифференциальный оператор. Из уравнения (8), основанного на уравнении качания синхронной машины, можно получить угловую частоту синхронизации сети. Затем амплитуда напряжения на стороне клапана может быть получена с помощью структуры управления падением реактивного напряжения:

В уравнении и В _{переменного тока} являются эталонной амплитудой и значением обратной связи напряжения переменного тока на стороне клапана, соответственно. K _Q – коэффициент падения реактивного напряжения. Из подключенной к сети структуры гибридного MMC соотношение между переменным напряжением и током на стороне клапана получается, как показано в уравнении (10) на основе синхронного вращения dq рамка:

В уравнении (10) R _L эквивалентное сопротивление реактора со стороны клапана. Исходя из этого, эталонное значение переменного тока может быть рассчитано с помощью матрицы импеданса сети, которая состоит из реактивного сопротивления и сопротивления стороны переменного тока MMC:

Структура управления активной и реактивной мощностью показана на рисунке 4 на основе стратегии VSG.

На рис. 4 эталонное значение внутреннего контура тока рассчитывается на основе матрицы импеданса, подключенного к сети. Для задачи о сильной связи dq -осевой контур управления при подключении слабых систем переменного тока, для оптимизации динамических характеристик можно использовать метод управления развязкой, предложенный в [11]. Параметры H и D могут быть выбраны функцией передачи активной мощности с обратной связью. Во-первых, согласно системе второго порядка, для расчета H и D задаются соответствующие коэффициент демпфирования и ширина полосы управления, а затем определяются с помощью моделирования электромагнитного переходного процесса. Подробный процесс расчета [8, 11] приведен во многих источниках и повторно описываться не будет.

4. Моделирование и анализ

Для проверки вышеописанного метода управления на основе PSCAD построена гибридная MMC-модель с полным полумостом. Одна клемма принимает активную мощность в качестве цели управления, а структура управления показана на рисунке 4. Другая клемма принимает среднее значение напряжения конденсатора плеча в качестве цели управления, а структура управления показана на рисунке 3. структуры на обоих концах могут переключаться между собой: один конец установлен в режим управления постоянной мощностью, а другой конец — режим управления постоянным напряжением. Он может использовать это для поддержания баланса мощности системы. Логические переключатели могут использоваться для обеспечения плавного переключения между двумя структурами управления внешним контуром и целями управления [21]. Для уменьшения объема расчета каждое плечо состоит из 10 последовательно соединенных силовых блоков, в том числе 5 полумостовых и 5 полномостовых. Напряжение системы переменного тока составляет 10 кВ, номинальное напряжение постоянного тока 20 кВ, номинальная мощность 30 МВт. Реактивное сопротивление плеча составляет 5  мГн. Эквивалентная индуктивность системы переменного тока установлена ​​равной 5,3 мГн, а мощность короткого замыкания системы составляет около 60 МВт. Так что это слабая система переменного тока. Можно убедиться, что алгоритм управления VSG может улучшить стабильность преобразователя, подключенного к слабой системе переменного тока.

Параметры системы нормированы с учетом пиков напряжения переменного тока и переменного тока в моделировании. Активная и реактивная мощности нормируются по номинальной мощности системы. И с поправкой на моделирование, Дж  = 0,0471 о.е. и D  = 1,1 о.е. При t  = 4 с шаг активной мощности изменяется от 0 МВт до 30 МВт. Результаты моделирования показаны на рисунке 5. Метка переменной «1» на рисунке представляет собой форму выходного сигнала традиционного метода управления с двойным замкнутым контуром (рисунок 2) для гибридной топологии, а метка «2» представляет собой форму выходного сигнала. на основе стратегии VSG. Рисунки 5(a) и 5(b) представляют собой формы сигналов напряжения постоянного тока и постоянного тока соответственно. Как показано на рисунке, при обычной стратегии управления возникают большие колебания, когда преобразователь разблокирован и во время повышения мощности. Затухание колебаний медленное, поэтому характеристика системы слабое затухание. Рисунок 5(c) представляет собой переходную характеристику активной мощности. Из способа управления, показанного на рис. 4, видно, что выход регулятора активной мощности подключен к виртуальной инерционно-демпфирующей части для получения регулировки угловой частоты синхронизации, то есть путем регулировки фазы переменного выходного напряжения стороне преобразователя для отслеживания задания активной мощности. Из-за наличия инерционной части мощность медленно возрастает во время шага, но это может устранить колебания мощности традиционной стратегии управления. На этом рисунке выходная мощность сильно колеблется во время разблокировки. Причина в том, что для упрощения имитационной модели системы специальная логика предварительной синхронизации не выполняется для начального времени подключения к сети. Для процесса предсинхронизации были соответствующие литературы [8, 9]. Это выходит за рамки данной статьи. Влияние разблокировки здесь можно легко решить, установив соответствующую логику предварительной синхронизации в практическом проекте [9, 19]. На рис. 5(d) показаны выходные данные контура фазовой автоподстройки частоты (ФАПЧ) традиционной стратегии управления и угловая частота синхронизации сети, рассчитанная силовым контуром стратегии управления VSG. Из результатов моделирования видно, что колебания выходного сигнала ФАПЧ во время разблокировки и переходной характеристики согласуются с колебательными характеристиками кривой мощности, указывая на то, что характеристики ФАПЧ ухудшаются во время переходного процесса, вызывая колебания системы, если слабый переменный ток система подключена. На рис. 5(д) показано приращение угловой частоты вектора напряжения переменного тока Δ ω и фаза (угол) стороны клапана, которые являются выходами управляющей части VSG. Процесс регулировки мощности аналогичен характеристикам синхронного генератора. Когда команда мощности увеличивается, генератор увеличивает мощность первичного двигателя, а затем ротор ускоряется. Для преобразователя скорость вращения вектора напряжения на стороне клапана будет увеличена. Он увеличивает разность фаз между напряжением на стороне клапана и на стороне сети, тем самым регулируя выходную мощность преобразователя. Рисунок 5(f) показывает 9Опорное значение тока по оси 5055 dq и значения обратной связи во время пошагового процесса на основе стратегии управления VSG, а токи по осям d и q могут отслеживать заданные значения во время установившегося и пошагового процессов.

Гибридная топология MMC может подавлять постоянный ток короткого замыкания. Для проверки биполярное короткое замыкание постоянного тока установлено как t  = 8 с. Неисправность устраняется через 100  мс, а результат моделирования показан на рисунке 6. На рисунке 6(a) показаны кривая напряжения и тока постоянного тока во время неисправности постоянного тока. Рисунок 6(b) показывает dq — опорный ток по оси и обратная связь, а также небольшие колебания токов обратной связи во время процесса короткого замыкания. На рис. 6(в) показана сумма напряжений конденсаторов трех нижних плеч преобразователя ( В _can , В _cbn и V 5

6 _{). Волны верхней части руки симметричны нижним. На основе стратегии управления, показанной на рис. 3, увеличение или уменьшение запаса энергии эквивалентной емкости модуля используется для буферизации энергии системы в переходном процессе и используется для эмуляции инерции генератора. Таким образом, во время переходного процесса сумма напряжений на плечевых конденсаторах возрастает для буферизации энергии. На рис. 6(d) показан трехфазный ток ( I и , I бн , и I сп ) нижних рычагов гидротрансформатора. Во время отказа по постоянному току выход модуля управления постоянным током быстро уменьшается, что является постоянной составляющей сигналов модуляции. Это может приблизить напряжение постоянного тока к 0, подавить рост постоянного тока короткого замыкания и реализовать устранение кратковременных неисправностей постоянного тока.}

5. Заключение

Прежде всего, система VSC-HVDC на основе управления VSG может эмулировать характеристики синхронного генератора. Среднее напряжение плеч конденсатора и активную мощность можно контролировать, регулируя угловую частоту вектора напряжения на стороне преобразователя. Угол синхронизации сетки генерируется контуром управления VSG. Это может устранить колебания системы, вызванные PLL во время переходного процесса, и эффективно улучшить стабильность системы, когда вентиль преобразователя подключен к слабой системе переменного тока. Во-вторых, PLL необходима для стратегии VSG, чтобы отслеживать фазу сети до того, как она будет подключена к сети. Система управления должна выполнять предварительную синхронизацию амплитуды и фазы выходного напряжения с сетью. В противном случае подключение к сети вызовет большой скачок тока. Наконец, для сбоев постоянного тока выходное напряжение постоянного тока MMC с гибридной топологией может быть быстро уменьшено с помощью части управления постоянным током, а рост тока короткого замыкания может быть подавлен. Таким образом, технология управления VSG, примененная к MMC с гибридной топологией, может эффективно улучшить возможности доступа к постоянному току в слабых системах переменного тока и устранить неисправность постоянного тока. И есть широкие перспективы применения в области системы VSC-HVDC, нового доступа к энергии, микросети и так далее.

Доступность данных

Данные, использованные для поддержки результатов этого исследования, включены в статью.

Конфликт интересов

Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.

Благодарности

Эта работа была поддержана Национальным научным фондом (грант № 61801293).

Каталожные номера

1. Н.-П. Бек и Р. Хессе, «Виртуальная синхронная машина», в Трудах 9-й Международной конференции по качеству и использованию электроэнергии , Барселона, Испания, октябрь 2007 г.

   Посмотреть по адресу:

   Сайт издателя | Google Scholar

2. G. Yao, Z. Lu, B. Mohamed et al., «Метод управления инвертором на основе виртуального синхронного генератора для систем распределенной генерации», в Proceedings of the IECON 2015-41st Annual Conference of the IEEE. Industrial Electronics Society , Иокогама, Япония, ноябрь 2015 г.

   Просмотр по адресу:

   Сайт издателя | Академия Google

3. Т. Чжэн, Л. Чен, Т. Чен и др., «Обзор и перспективы технологии виртуальных синхронных генераторов», Автоматизация электроэнергетической системы , том. 39, нет. 27, стр. 165–175, 2015.

   Просмотр по адресу:

   Google Scholar

4. Л. Чжу, З. Юань, С. Чао и др., «Обзор методов управления поддержкой частоты для асинхронной системы межсоединений на основе на VSC-HVDC», Аппаратура автоматизации электроэнергетики , том. 39, нет. 2019. Т. 2. С. 84–92.

   Просмотр по адресу:

   Google Scholar

5. Дж. Мэн, Ю. Ван, С. Ши и др., «Стратегия управления и анализ параметров распределенных инверторов на основе VSG», Труды Китайского электротехнического общества , об. 29, нет. 12, стр. 1–10, 2014.

   Просмотр по адресу:

   Google Scholar

6. С. Лу и С. У. Чжэн, «Анализ максимального потока мощности в управлении синхронизацией мощности на основе MMC-HVDC», Труды CSEE , том. 36, нет. 7, стр. 1868–1876, 2016.

   Просмотр по адресу:

   Google Scholar

7. В. Лю, К. Го, К. Чжао и др., «Управление синхронизацией демпфирования мощности для MMC-HVDC, подключенного к чрезвычайно слабой принимающей сети переменного тока», Труды CSEE , том. 36, нет. 17, стр. 4647–4656, 2016.

   Просмотр по адресу:

   Google Scholar

8. Х. Юань, X. Юань и Дж. Ху, «Моделирование подключенных к сети VSC для устойчивости слабого сигнала энергосистемы анализ временной шкалы управления напряжением в звене постоянного тока», IEEE Transactions on Power Systems , vol. 32, нет. 5, стр. 3981–3991, 2017.

   Посмотреть по адресу:

   Сайт издателя | Google Scholar

9. L. Ü Zhipeng, W. Sheng, Q. Zhong et al., «Виртуальный синхронный генератор и его приложения в микросетях», Proceedings of the CSEE , vol. 34, нет. 16, стр. 2591–2603, 2014.

   Просмотр по адресу:

   Google Scholar

10. Ши Р., Чжан С., Лю Ф. и др., «Технологии управления многоэнергетической взаимодополняющей микросетью на основе виртуальный синхронный генератор» Труды Китайского электротехнического общества , том. 31, нет. 20, стр. 170–180, 2016.

    Просмотр по адресу:

    Google Scholar

11. Л. Хуанг, Х. Синь, З. Ван и др., «Виртуальное синхронное управление преобразователями напряжения с использованием динамики конденсатора звена постоянного тока для реализации самосинхронизации», IEEE Journal of Emerging and Selected Topics in Power Electronics , vol. 5, нет. 4, стр. 1565–1577, 2017.

    Посмотреть по адресу:

    Сайт издателя | Академия Google

12. M. Li, Y. Wang, N. Xu и др., «Новая стратегия управления виртуальным синхронным генератором, основанная на усовершенствованном методе эмуляции уравнения качания и развязки мощности», в Proceedings of the IEEE Energy Conversion Congress and Exposition. , Милуоки, Висконсин, США, сентябрь 2016 г.

    Посмотреть по адресу:

    Сайт издателя | Google Scholar

13. Б. Гао, К. Ся, Л. Чжан и др., «Моделирование и расчет параметров выпрямительной стороны VSC-hvdc на основе технологии виртуальных синхронных машин», Протоколы CSEE , vol. 37, нет. 2, стр. 534–544, 2017.

    Просмотр по адресу:

    Google Scholar

14. Ю. Цао, В. Ван, Ю. Ли и др., «Стратегия управления виртуальным синхронным генератором для системы VSC-MTDC », IEEE Transactions on Energy Conversion , vol. 33, 2018.

    Посмотреть по адресу:

    Сайт издателя | Google Scholar

15. Дж. Чжу, С. Д. Бут, Г. П. Адам, А. Дж. Роско и К. Г. Брайт, «Стратегия управления эмуляцией инерции для систем передачи VSC-HVDC», IEEE Transactions on Power Systems , vol. 28, нет. 2, стр. 1277–1287, 2013.

    Посмотреть по адресу:

    Сайт издателя | Google Scholar

16. S. Li, X. Wang, T. Li et al., «Оптимальный дизайн для гибридной MMC и ее стратегия устранения неисправностей постоянного тока», Proceedings of the CSEE , vol. 36, нет. 7, стр. 1849–1858, 2016.

    Просмотр по адресу:

    Google Scholar

17. В. Лин, Д. Йовчич, С. Нгефеу и Х. Саад, «Оптимальная конструкция полномостового преобразователя MMC в HVDC эксплуатационные требования» IEEE Transactions on Power Delivery , vol. 31, нет. 3, стр. 1342–1350, 2016.

    Посмотреть по адресу:

    Сайт издателя | Google Scholar

18. Г. П. Адам и И. Э. Дэвидсон, «Надежное и общее управление системами передачи постоянного тока высокого напряжения с модульным многоуровневым преобразователем с полным мостом», IEEE Transactions on Power Delivery , vol. 30, нет. 6, стр. 2468–2476, 2015.

    Посмотреть по адресу:

    Сайт издателя | Google Scholar

19. Л. Чжан, Х.-П. Ни и Л. Харнефорс, «Анализ ограничений стабильности линии VSC-hvdc с использованием управления синхронизацией мощности», IEEE Transactions on Power Systems , vol. 26, нет. 3, стр. 1326–1337, 2011.

    Посмотреть по адресу:

    Сайт издателя | Google Scholar

20. WEI Yalong, H Zhang, K. Sun и др., «Метод предварительной синхронизации виртуального синхронного генератора с использованием виртуальной мощности», Automation of Electric Power System , vol. 40, нет. 12, стр. 124–129, 2016 г.

    Посмотреть по адресу:

    Google Scholar

21. Дж. Ву и З. Ван, «Улучшенная стратегия управления статизмом для многополюсного преобразователя напряжения источника постоянного тока», Сделка Китайского электротехнического общества , том. 32, нет. 20, стр. 241–250, 2017.

    Посмотреть по адресу:

    Google Scholar

Copyright

Copyright © 2020 Jie Wu and Chuanjiang Li. Это статья с открытым доступом, распространяемая в соответствии с лицензией Creative Commons Attribution License, которая разрешает неограниченное использование, распространение и воспроизведение на любом носителе при условии надлежащего цитирования оригинальной работы.

Улучшенная стратегия управления виртуальным синхронным генератором в ответ на гармоники электросети

Улучшенная стратегия управления виртуальным синхронным генератором в ответ на гармоники электросети

Аннотация : С помощью технологии виртуального синхронного генератора (VSG) можно управлять инвертором, моделирующим рабочие характеристики синхронных генераторов и рассматриваемым как доступ к возобновляемой энергии. . Гармоники, содержащиеся в электросети, привносят гармоники того же порядка в подключенный к сети ток, генерируемый VSG, что приводит к увеличению содержания гармоник в электросети. Для решения этой проблемы предлагается усовершенствованная стратегия управления VSG. Во-первых, устанавливается эквивалентная модель VSG. На основе анализа влияния гармоник на сетевой ток, генерируемый ВРУ, предлагается усовершенствованный алгоритм получения эталонного значения тока индуктивности на основе двойного обобщенного интеграла второго порядка. Инерционное интегральное звено используется для замены дифференциального режима при полном прямом управлении напряжением сети, и анализируется механизм регулятора тока. Отслеживание тока и подавление гармоник можно реализовать, выбрав соответствующий регулятор тока. Наконец, построена платформа моделирования и экспериментов для проверки правильности улучшенной стратегии управления VSG.

Ключевые слова:
Виртуальный синхронный генератор    Гармоники сети    Прямая связь по напряжению сети    Регулятор тока    

1. Введение

С увеличением установленной мощности распределенных инверторов в энергосистеме доля установленной мощности традиционных синхронных генераторов постепенно снижается [1, 2]. Из-за отсутствия инерционности и демпфирования традиционных синхронных генераторов в системах распределенной генерации с силовыми электронными преобразователями энергосистемы более уязвимы к колебаниям мощности и системным неисправностям [3, 4]. Виртуальный синхронный генератор (VSG) позволяет распределенной генерации на основе инверторов, подключенных к сети, моделировать или частично моделировать характеристики управления частотой и напряжением синхронных генераторов из внешних характеристик, которые могут обеспечить определенную инерцию и демпфирование для сети, тем самым улучшая стабильность. распределенной системы [5].

Впервые концепция виртуального синхронного генератора была предложена в работе Ref. [6]. Создана онтологическая модель VSG и завершено проектирование параметров контура управления [7, 8]. На этой основе повышается гибкость VSG за счет улучшения управления без разности частот [9-11]. Проанализировано влияние инерции на выходные характеристики ВРУ. Путем введения изменения частоты в управление инерцией для формирования адаптивного управления инерцией [12-15] демонстрируются преимущества виртуальной инерции в улучшении стабильности частоты микросетевой системы. Построена модель малосигнального VSG высокого порядка [16]. Идея виртуального синхронного генератора применяется в области ветроэнергетики, что отражает ее универсальность [17, 18].

Во многих источниках изучалась стратегия управления VSG с подключением к сети. Количественно анализируется влияние возмущения параметра VSG на отслеживание мощности, подключенной к сети, а также влияние виртуальной инерции и параметров демпфирования на систему и метод настройки [19]. Анализируется стабильность слабого сигнала VSG в режимах подключения к сети и в автономном режиме. Отмечено, что изменение постоянной времени инерции, коэффициента демпфирования и коэффициента провала реактивной мощности оказывает большое влияние на устойчивость системы [20]. На основе трехконтурной стратегии управления «мощность-напряжение-ток» с устройством предварительной синхронизации реализовано плавное переключение между сетевым и внесетевым режимами работы ВРУ [21].

Вышеуказанные исследования VSG основаны на условии, что напряжение сети не содержит гармоник. Однако в реальных условиях напряжение сети часто содержит гармоники, которые вносят гармоники той же частоты в ток, подключенный к сети, и напрямую влияют на качество выходного тока VSG. Для обеспечения качества электроэнергии, подключенной к сети, соответствующими ведомствами в стране и за рубежом был сформулирован ряд стандартов и технических спецификаций [22-26]. Для управления обычными инверторами в условиях искажения напряжения сети предлагается двойная стратегия управления с обратной связью, основанная на дифференциальной индуктивности напряжения и обратной связи по току, подключенной к сети [27]. Предлагается стратегия прямого управления мощностью, основанная на резонансном скользящем режиме [28]. Стабильность и конвергенция предлагаемой стратегии управления подробно анализируются. Для улучшения мгновенного выброса тока при устранении неисправности инверторов в токовую петлю вводится звено компенсации опережения фазы прямой составляющей сетевого напряжения [29].]. Предложен гибкий метод контроля гармоник для трехфазных инверторов, подключенных к сети, без обнаружения гармоник [30]. Для управления ВРУ в условиях искажения сетевого напряжения предлагается метод, сочетающий виртуальный импеданс с векторным ограничением тока для системы постоянного напряжения, который эффективно ограничивает переходные и установившиеся составляющие тока короткого замыкания [31]. Контролируя эталонные значения токов прямой и обратной последовательности отдельно, достигается выходной симметричный ток VSG при несимметричном сетевом напряжении [32-34]. Предложена новая стратегия компенсации с прямой связью по напряжению, основанная на режекторном фильтре, который может подавлять гармоники с током, подключенным к сети, определенного порядка [35]. Предложен усовершенствованный алгоритм эталонного значения тока индуктивности, основанный на двойном обобщенном интеграле второго порядка [36]. Влияние гармоник, вызванных сетевым напряжением, устраняется методом прямой связи, который улучшает качество выходного тока во всей частотной области. Однако процесс полного упреждающего управления напряжением сети требует дифференциальной работы, и легко ввести дополнительные гармонические составляющие и уменьшить время отклика.

На основе существующих исследований предлагается усовершенствованная стратегия управления VSG для борьбы с гармониками электросети. Во-первых, добавлен усовершенствованный алгоритм опорного значения тока индуктивности на основе двойного обобщенного интеграла второго порядка. Во-вторых, дифференциальная операция, необходимая в процессе полного упреждающего управления напряжением сети, заменяется инерционным интегралом. Наконец, соответствующий регулятор тока выбирается для реализации отслеживания тока, чтобы достичь цели подавления гармоник. Результаты моделирования и эксперимента доказывают правильность и эффективность предложенной стратегии управления.

2 основных принципа VSG

VSG моделирует уравнение ротора синхронного генератора. При активно-частотном управлении вводятся виртуальная инерция и демпфирование. При управлении реактивным напряжением имитируется регулирование возбуждения синхронного генератора. Основное уравнение:

где P _ref и P _e – заданная активная мощность и электромагнитная мощность ВСГ; ω и ω ₀ – угловая частота ВРУ и угловая частота электросети; J и D – коэффициент инерции и демпфирования ВСГ; Q _ref и Q – заданное и фактическое значение реактивной мощности; В ₀ и В – номинальные и измеренные значения напряжения; D _q — коэффициент просадки напряжения реактивной мощности.

Блок-схема управления ВРУ представлена ​​на рис. 1. Амплитуда и фазовый угол опорного напряжения получаются с помощью алгоритма управления ВРУ по P _ref и Q _ref , и выводится команда опорного напряжения.

3 Улучшенная стратегия управления VSG для гармоник в энергосистеме

3.1 Анализ эквивалентной модели VSG

Блок-схема управления показана на рис. 2, когда принята схема управления с обратной связью по напряжению сети и току со стороны инвертора.

На рис. 2 u _gc и i _Lc — соответственно измеренные значения напряжения сети и тока на стороне инвертора. Согласно блок-схеме управления, представленной на рис. 2, получается замкнутая передаточная функция системы: 92} + \left( {{R_1}{R_2}C + {L_2} + {L_1}} \right)s + {R_1} + {R_2}
\end{массив} \right.
$

Можно видеть, что на ток, подключенный к сети инверторов LCL, подключенных к сети, с обратной связью по току на стороне инвертора влияет опорное значение тока индуктивности, с одной стороны, и напряжение сети, с другой. В реальной работе, когда напряжение сети содержит определенные гармоники, напряжение сети можно разложить на основную составляющую и гармоническую составляющую. Соответственно, на эталонное значение тока индуктивности влияет напряжение сети, которое содержит основную и гармоническую составляющие. В то же время составляющая возмущения напряжения сети по отношению к току сети также содержит гармоническую составляющую, которая напрямую приводит к тому, что ток в точке, подключенной к сети, содержит большое количество гармоник. Если параметры управления или параметры фильтра не рассчитаны должным образом, качество сетевого тока может быть ниже некоторых стандартных положений, что отрицательно сказывается на стабильной работе системы.

Следовательно, необходимо улучшить стратегию управления по двум аспектам: улучшить опорное значение тока индуктивности и устранить влияние напряжения сети. Из-за узкой полосы пропускания силового контура эталонное значение выходного напряжения, генерируемого внешним силовым контуром VSG, содержит только компонент прямой последовательности основной волны. Из выражения i _ref видно, что эталонное значение тока индуктивности напрямую связано с измеренным значением напряжения сети. Следовательно, для улучшения эталонного значения тока индуктивности необходимо извлечь основную составляющую измеренного значения с напряжением сети, чтобы вычислить эталонное значение тока индуктивности без гармонического эффекта. Для улучшения напряжения сети необходимо добавить в контур управления специальную связь обратной связи, чтобы исключить влияние u _g на выходной ток.

3.2 Извлечение эталонного значения тока индуктивности на основе улучшенного двойного обобщенного интеграла второго порядка

Эквивалентная модель VSG показывает, что напряжение сети с гармониками можно разложить на основную и гармоническую составляющие. Если используется подходящий метод для извлечения основного компонента прямой последовательности измерения напряжения сети для расчета эталонного значения тока индуктивности, эталонное значение будет содержать только основной компонент, а гармонический компонент тока сети будет значительно подавлен.

Среди широко используемых методов выделения компонентов прямой последовательности фундаментальной волны метод, основанный на двойном обобщенном интеграле второго порядка (DSOGI), имеет небольшую задержку и хорошие динамические характеристики. Добавление этого модуля не окажет заметного влияния на весь канал управления. Следовательно, будет выбран улучшенный DSOGI для извлечения составляющей прямой последовательности основного напряжения и расчета эталонного значения тока индуктивности. На рис. 3 представлена ​​принципиальная блок-схема генератора квадратурных сигналов на основе обобщенного интегратора второго порядка (SOGI-QSG), где v — вход, а v ′ и qv ′ — два выхода генератора сигналов. Основные компоненты прямой последовательности v ‘ и v равны по амплитуде и фазе, а амплитуды qv ‘ и v равны, но их фазовое отставание составляет 90°.

92}}}
$

Из диаграммы Боде на рис. 4 видно, что чем меньше значение k , тем лучше эффект фильтрации, но ниже скорость отклика. Поэтому, согласно фактическому компромиссу, с учетом эффекта фильтрации и времени отклика, выбирается $k = \sqrt 2 $.

Принципиальная блок-схема выделения основной составляющей прямой последовательности показана на рис. 5. Где v _α и v _β — компоненты осей α и β напряжения сети в двухфазном стационарном режиме. координаты, а v _α + и v _β + – компоненты прямой последовательности основной волны выделенного напряжения сетки в осях α и β соответственно. ω ₀ — основная угловая частота волны. Усовершенствованная принципиальная блок-схема извлечения основных компонентов прямой последовательности показана на рис. 6. Поскольку на метод разделения прямой последовательности, основанный на DSOGI-QSG, будут влиять гармоники, когда напряжение сети содержит несколько гармоник, на рис. 6, чтобы исключить влияние каждой гармоники на извлечение основных составляющих. Где значение n является наибольшим числом гармоник.

Формула (6) получена из модуля устранения гармоник на рис. 6. 9+ }
\end{массив}} \right.
$ (6)

Следовательно, v _nαβ ⁺ = (1/5-1)(1/7-1)…(1/ n 9 056 -1) αβ , Поправочный коэффициент на рис. 6 можно получить следующим образом:

Сравнение результатов моделирования выделения составляющей прямой последовательности основной волны напряжения до и после улучшения. Условия моделирования следующие: напряжение сети содержит 5% 5-й и 7-й гармоник, 2% 11-й и 23-й гармоник. На рисунках 7 и 8 представлены результаты моделирования i _ref до и после улучшения.

Сравнивая результаты моделирования рис. 7 и 8 видно, что за счет извлечения основного компонента прямой последовательности измерения напряжения сети опорное значение тока индуктивности значительно улучшается, а коэффициент гармонических искажений опорного тока индуктивности снижается.

Из вышеприведенного анализа видно, что содержание гармоник опорного значения тока индуктивности, которое необходимо отслеживать, уменьшается после добавления улучшенного алгоритма двойного обобщенного интеграла второго порядка, так что гармоническая составляющая сетевого тока можно лучше подавить.

3.3 Полное упреждающее управление напряжением в сети на основе инерционной интегральной связи

Это можно узнать из уравнения. (1) что инвертор LCL, подключенный к сети, использует улучшенную стратегию опорного значения тока индуктора, которая может только частично устранить влияние напряжения сети на ток в точке, подключенной к сети. Следовательно, необходимо найти стратегию упреждения напряжения сети, подходящую для тока обратной связи со стороны инвертора для инвертора LCL, подключенного к сети, чтобы исключить влияние напряжения сети на ток в точке, подключенной к сети. Из рис. 2 видно, что положение, подходящее для подачи сигнала напряжения сети в реальную систему управления, может быть только до и после регулятора тока, как показано на рис. 9., где A и B — определяемые передаточные функции.

На рис. 9 показано, что:

где

$ {G_{gf}}\left(s\right) = \frac{{\left({A-Cs} \right){H_i}\left(s\right){K_{pwm}} + B{K_{ pwm}} — \left( {{L_1}C{s^2} + {R_1}Cs + 1} \right)}}{{D\left( s \right)}} $ 92} + {R_1}Cs + 1}}{{{K_{pwm}}}} \end{массив} \right. $

(8)

Как видно из уравнения. (8) передаточные функции А и В содержат дифференциальные операции, в которые легко ввести дополнительные гармонические составляющие. Поэтому в этой статье для получения того же эффекта дифференциальное звено должно быть заменено инерционным интегральным звеном. Передаточная функция звена интеграла инерции выражается формулой. (9), где m — коэффициент аппроксимации.

На рис. 10 показана диаграмма Боде для F(s), когда m принимает разные значения. По мере уменьшения коэффициента характеристики F(s) в частотной области все больше и больше совпадают с дифференциальным звеном. Принимая во внимание номер гармоники и содержание гармоник в реальной системе, лучший эффект может быть достигнут, когда m = 10 ^-4 , что уменьшает дополнительные гармонические составляющие, привносимые в систему дифференциальной работой.

После добавления коэффициента прямой связи напряжения сети передаточная функция тока сети выглядит следующим образом:

Несмотря на то, что на стороне инвертора используется управление током с обратной связью, ток сети точно отслеживается стратегией упреждающего управления напряжением сети и не подвергается воздействию напряжения сети. Формула (10) также показывает, что характеристическое уравнение системы остается неизменным после добавления стратегии прямой связи по напряжению в сети, поэтому ее устойчивость согласуется со стратегией без прямой связи по напряжению в сети. Общая улучшенная стратегия управления системой показана на рис. 11, где A1 и B1 — передаточные функции A и B, которые заменяют дифференциальные члены.

После улучшения эталонного значения тока индуктивности для подавления гармоник необходимо дополнительно подавить гармонику посредством упреждающего управления напряжением сети. При дальнейшем управлении дополнительные гармонические составляющие, вызванные дифференциальной работой и временем отклика, уменьшаются путем добавления специальной передаточной функции после замены, а также устраняется влияние сетевого напряжения на содержание гармоник в подключенном к сети токе.

Регулятор тока играет важную роль в отслеживании опорного значения тока и значения обратной связи по напряжению. Это оказывает определенное влияние на время отклика и сложность системы управления. Поэтому текущий регулятор анализируется и выбирается в следующем разделе.

3.4 Анализ и выбор регулятора тока

Для метода векторного управления, основанного на ориентации напряжения сети, когда напряжение сети содержит гармоники и другие помехи, это будет непосредственно влиять на обнаружение фазового угла вектора основного напряжения, таким образом влияющие на точность и эффективность управления методом векторной ориентации. Чтобы ограничить влияние напряжения сети на ориентацию вектора и характеристики управления, в традиционном усовершенствованном методе можно использовать векторное управление на основе ориентации виртуального потока. 92} }}
\end{массив} \right.
$

Блок-схема алгоритма виртуального потока показана на рис. 13. На рис. 13 ω _e — основная частота энергосистемы. Как правило, в соответствии с оптимальным диапазоном частоты среза k ₁ can be set to 0.2-0.3, while k ₂ is usually set to k ₁ /2, where k ₁ = 0.2 and k ₂ = 0,1.

Поскольку стратегия управления VSG имеет следующие характеристики, в звене активной частоты моделируются характеристики движения ротора и характеристики модуляции первичной частоты синхронного генератора. Опорная фаза генерируется уравнением активной частоты и виртуальной инерцией с использованием механической и электромагнитной мощности VSG. Поэтому считается, что эталонная фаза, сгенерированная здесь, заменяет фазу, полученную векторным управлением с ориентацией виртуального потока. В тех же условиях моделирования, что и в п. 3.2, результаты сравнения векторного управления на основе ориентации виртуального потока и опорной фазы, генерируемой VSG, показаны на рис. 14.9.0005

Как видно из рис. 14, опорная фаза, генерируемая VSG, в основном совпадает с фазой, полученной векторным управлением на основе ориентации виртуального потока. Однако эталонная фаза, генерируемая VSG, является необходимым звеном при моделировании синхронных генераторов. Эту опорную фазу можно использовать не только для создания опорного напряжения, но и для преобразования координат. В результате упомянутое выше векторное управление, основанное на ориентации виртуального потока, отсутствует, что упрощает систему управления. Поэтому в этой статье типичный ПИ-регулятор в сочетании с опорной фазой, генерируемой VSG, используется для реализации управления нулевой установившейся ошибкой сигнала переменного тока.

4 Моделирование и экспериментальные результаты

4.1 Результаты моделирования

Усовершенствованная стратегия управления, предложенная в этой статье, моделируется и тестируется в среде программного обеспечения Matlab/Simulink. Его основные параметры приведены в таблице 1.

Условие моделирования 1: Напряжение сети содержит 5 % 5-й и 7-й гармоник, 2 % 11-й и 23-й гармоник. Это согласуется с содержанием гармоник напряжения в сети в литературе [36]. В это время форма сигнала напряжения сети показана на рис. 15а, а гармонический анализ показан на рис. 15б. Суммарное гармоническое искажение сетевого напряжения составляет 7,61 %.

В условиях моделирования 1, когда усовершенствованная стратегия управления не используется, форма сигнала тока, подключенного к сети, и анализ гармоник тока фазы А показаны на рис. 16. КНИ тока, подключенного к сети, достигает 11,97%, что выше национального стандарта для подключения к сети.

В условиях моделирования 1, после использования улучшенной стратегии, предложенной в этой статье, форма кривой тока, подключенного к сети, и анализ гармоник тока фазы А показаны на рис. 17. Общий THD тока, подключенного к сети, снизился. до 1,81%, что соответствует стандарту для подключения к сети, и в то же время содержание гармоник было ниже, чем содержание гармоник результатов моделирования в литературе [36].

Чтобы убедиться, что улучшенная стратегия управления, предложенная в этой статье, эффективна не только для гармоник определенного порядка [35], но и оказывает эффект подавления всех гармоник во всей частотной области, установим условие моделирования 2: сетка напряжение содержит 5% 5-й гармоники и 7-й гармоники, 3% 11-й гармоники и 13-й гармоники, 2% 23-й гармоники и 25-й гармоники. В это время форма сигнала напряжения сети показана на рис. 18а, а гармонический анализ показан на рис. 18б. Суммарный коэффициент гармонических искажений сетевого напряжения составляет 8,80 %.

В условиях моделирования 2, когда усовершенствованная стратегия управления не принята, форма кривой тока, подключенного к сети, и анализ гармоник тока фазы А показаны на рис. 19. КНИ тока, подключенного к сети, достигает 12,51%, что намного больше, чем национальный стандарт подключения к сети.

В условиях моделирования 2, после улучшенной стратегии, предложенной в этой статье, форма сигнала тока, подключенного к сети, и анализ гармоник тока фазы А показаны на рис. 20. Общий THD тока, подключенного к сети, упал до 2,56%, что соответствует стандарту подключения к сети.

Для проверки динамических характеристик усовершенствованной стратегии управления значение команды активной мощности резко изменяется с 5 до 8 кВт за 1,3 с, а значение команды реактивной мощности резко изменяется с 0 до 1 кВАр. В это время результат моделирования мощности и форма сигнала тока, подключенного к сети, показаны на рис. 21.

Из рис. 21а, б видно, что при резких скачках активной и реактивной мощности ток, подключенный к сети, имеет более высокую скорость отклика, а гармоники тока, подключенного к сети, все еще могут быть хорошо подавлены. в процессе динамического изменения мутации власти.

В сочетании с приведенными выше результатами моделирования видно, что при условии, что напряжение сети содержит гармоники и колебания мощности, усовершенствованный метод в стратегии управления VSG может в значительной степени подавлять гармоники тока, подключенного к сети, что доказывает корректность и эффективность работы, проделанной в данной статье с точки зрения имитационного моделирования.

4.2 Экспериментальные результаты

Для дальнейшей проверки правильности и эффективности предлагаемого метода управления построена экспериментальная платформа на базе платы управления DSP. Основной контроллер использует TMS320F28335 компании TI, а IGBT использует BSM50GB120DLC от Infineon. Условия эксперимента 1 такие же, как у моделирования 1, а условия эксперимента 2 такие же, как у моделирования два. В условиях эксперимента 2.

На рисунках 22 и 23 соответственно показаны экспериментальные результаты, полученные до и после улучшения условий эксперимента при сетевом напряжении. Сравнивая рис. 22а и 23а видно, что в условиях гармонического искажения энергосистемы искажение формы волны тока в сети является очень серьезным, если не применяется улучшенный метод управления, в то время как форма волны подключенного к сети тока явно улучшается при улучшении принят метод контроля. Из рис. 22b и 23b видно, что коэффициент гармонических искажений тока, подключенного к сети, снижен с 12,233 до 2,229. % с улучшенной стратегией управления.

На рисунках 24 и 25 соответственно показаны экспериментальные результаты, полученные до и после улучшения условий эксперимента 2 при сеточном напряжении. 24а и 25а видно, что в условиях гармонического искажения энергосистемы искажение формы волны тока в сети является очень серьезным, если не применяется улучшенный метод управления, в то время как форма волны подключенного к сети тока явно улучшается при улучшении принят метод контроля. Из рис. 24b и 25b видно, что коэффициент гармонических искажений тока, подключенного к сети, снижен с 13,369до 3,189% при улучшенной стратегии контроля.

Когда активная мощность и реактивная мощность скачкообразны, экспериментальные результаты выходной мощности и трехфазного тока, подключенного к сети, показаны на рис. 26.

Как видно из рис. 26, в процессе динамического изменения мощности ток, подключенный к сети, имеет тенденцию быть стабильным в течение одного цикла, а гармоники тока могут быть хорошо подавлены. Экспериментальные результаты показывают, что улучшенная стратегия управления VSG для гармоник сети может эффективно подавлять гармонические составляющие тока, подключенного к сети, и улучшать качество электроэнергии, подключенной к сети.

5. Вывод

Для того, чтобы иметь дело с условиями работы гармоник в электросети, в этой статье улучшена стратегия управления VSG. Усовершенствованный метод, основанный на двойном обобщенном интеграле второго порядка, используется для извлечения основного компонента прямой последовательности значения измерения напряжения сети, который используется для улучшения эталонного значения тока индуктивности. На этой основе дифференциальная операция, необходимая для процесса полного упреждающего управления напряжением сети, заменяется инерционной интегральной связью и выбирается соответствующий регулятор тока для достижения отслеживания тока, тем самым устраняя влияние гармоник напряжения сети на подключенное к сети напряжение. Текущий. Осуществимость предложенной стратегии управления проверяется моделированием и экспериментальными результатами, и получены следующие выводы.

(1) Усовершенствованный метод, основанный на двойном обобщенном интеграле второго порядка, используется для извлечения основной составляющей прямой последовательности измеренного значения напряжения сети, что значительно уменьшает гармоническую составляющую эталонного значения тока индуктивности.

(2) Дифференциальная операция, необходимая в процессе полного упреждающего управления напряжением сети, заменена инерционной интегральной связью, которая устраняет дополнительные гармонические составляющие, которые могут быть введены в дифференциальную связь, и не влияет на время отклика системы. .

Управление синхронными генераторами с компенсацией падения и перекрестного тока.

Детали

Автор Стефанос Спанопулос, МИЭТ

Возбуждение синхронного генератора обычно осуществляется с помощью АРН (автоматического регулятора напряжения), который использует напряжение и/или ток генератора в качестве входных данных для регулирования его выходного сигнала до заданного значения.

АРН включают различные режимы управления для оптимизации производительности в зависимости от того, подключен ли генератор к сети или в автономном режиме. Поэтому их можно настроить на поддержание напряжения, коэффициента мощности или реактивной мощности.
В этом отчете мы проанализируем принцип работы режима управления напряжением АРН, известного как компенсация падения напряжения, когда один или несколько генераторов работают в изолированном режиме или подключены к сети. Основываясь на ограничениях управления статизмом, мы изучим методы улучшения его характеристик и сравним его с методом компенсации перекрестного тока.

1. Режим управления напряжением — компенсация спада

В режиме управления напряжением или спада АРН регулируется характеристикой спада, которая показана на следующем рисунке.

Рис. 1. Зависимость уставки V АРН от реактивной мощности Q

Характеристика наклона представляет собой график зависимости уставки напряжения V АРН от реактивной мощности, вырабатываемой генератором. Эта уставка регулирует напряжение на клеммах генератора в изолированном режиме.
Интерпретация приведенного выше графика заключается в том, что по мере увеличения потребности в реактивной мощности генератора напряжение на клеммах генератора уменьшается. Уставка в АРН выбирается таким образом, чтобы, когда подаваемая генератором реактивная мощность Q равнялась нулю, напряжение генератора VN равнялось номинальному напряжению. Если начальная уставка АРН не изменена, VL будет напряжением из-за падения напряжения, которого достигнет напряжение на клеммах генератора при работе в автономном режиме против реактивной нагрузки QL.
Генерируемая реактивная мощность рассчитывается на основе сигналов напряжения и тока генератора, возвращаемых обратно в АРН. Компенсация падения задается как процентное падение номинального напряжения VN для максимальной генерируемой реактивной мощности QL. В зависимости от АРН максимальная реактивная мощность обычно определяется либо как реактивная мощность, отдаваемая при номинальном коэффициенте мощности, либо как номинальное значение МВА генератора.
Параметру Droop можно задать значения от 0%, что эффективно отключает Droop, до максимального значения, обычно равного 20%, что может привести к падению VL до 0,8 p. u. Обычно выбирается значение 4-6%.

Компенсация статизма — это метод управления, разработанный, когда генератор подключен к сети, поэтому он не требуется, когда один генератор находится в изолированном режиме.
С другой стороны, при подключении к сети требуется компенсация спада, и характеристика спада используется ниже для объяснения управления АРН.

Рис. 2. Представление управления АРН при подключении к сети.

Когда генератор напрямую подключен к сети, напряжение сети VG является фиксированным и не может контролироваться АРН. Любая потребность в реактивной мощности от генератора приведет к изменению уставки внутреннего напряжения АРН V в соответствии с новой потребностью. Таким образом, на диаграмме на рисунке 4 повышенная потребность в реактивной мощности QL приводит к увеличению уставки АРН с VG до VL из-за управления компенсацией спада.

2. Режимы работы генератора

В зависимости от топологии сети можно выделить следующие сценарии работы:

• Работа в островном режиме в качестве автономного генератора.
• Синхронизировано с сетью.
• Работа в автономном режиме, но параллельно с другими генераторами.

Эти три сценария анализируются отдельно ниже.

2.1. Работа в островном режиме с одним генератором

Это самый простой случай с точки зрения управления АРН, так как в цепи есть только один активный элемент, который может влиять на напряжение на сборной шине и реагировать на любые изменения реактивной нагрузки.

Одиночная синхронная машина, работающая в изолированном режиме, отвечает только за два действия:

• Регулировка напряжения на сборной шине до требуемого номинального уровня.
• Обеспечьте нагрузку требуемой реактивной мощностью и быстро реагируйте на любые изменения нагрузки, чтобы удовлетворить спрос в любое время.

На приведенной ниже диаграмме представлен описанный простой случай.

Рис. 3. Один генератор в автономном режиме с контактом включения статического режима.

В этом случае АРН не требует компенсации спада для управления своим выходом. Для устранения эффекта спада напряжения, который в противном случае приводил бы к падению напряжения в цепи при любом увеличении реактивной нагрузки, есть две возможности:

• Установите настройку спада в АРН на ноль %.
• Замкните контакт включения статического режима, показанный на схеме выше, чтобы ток комбинированного трансформатора тока не протекал в АРН.

2.2. Синхронизировано с сеткой

В случае подключения к сети АРН требуется компенсация спада для управления выходным сигналом. Конфигурация схемы и характеристика спада для этого случая представлены на рисунках 3 и 4 соответственно.

Рис. 4. Один генератор, синхронизированный с сетью.

Приведенная выше конфигурация показывает, что с помощью простого контакта можно включить или выключить статизм, что позволяет гибко отключать его при автономной работе и включать перед подключением к сети. Это устраняет нежелательный эффект напряжения ниже номинального при автономной работе.

2.3. Автономная работа с параллельно включенными генераторами

В случае островной работы с по крайней мере двумя генераторами, подключенными параллельно для питания нагрузки, управление напряжением и требованиями к реактивной мощности должно быть распределено между параллельно включенными генераторами.

Для достижения этой цели существует два метода управления АРН генератора:

• Управление с компенсацией падения напряжения.
• Управление с компенсацией перекрестного тока.

2.3.1. Управление с компенсацией спада

В этом случае должны выполняться следующие условия:

• Генераторы должны быть одинаковой мощности.
• АРН должны иметь одинаковую характеристику снижения и одинаковые настройки.

В простейшем случае АРН могут работать в режиме компенсации спада, чтобы получить равное распределение реактивной нагрузки. Соответствующая диаграмма показана ниже.

Рис. 5. Островной режим с двумя генераторами, включенными параллельно в режиме статизма.

Два генератора на рис. 5 в равной степени делят реактивную нагрузку, подключенную в соответствии с характеристикой статизма АРН и применяемой настройкой.

Хотя этот режим управления идеален при наличии подключения к сети, в изолированном режиме выходное напряжение зависит от потребности в реактивной мощности. Таким образом, по мере увеличения потребности в реактивной мощности выходное напряжение генераторов уменьшается из-за компенсации спада.

2.3.2. Управление с компенсацией перекрестных токов

Компенсация перекрестных токов или реактивный дифференциал – это метод, который позволяет двум или более параллельно включенным генераторам равномерно распределять реактивную нагрузку при соблюдении следующих условий:

• Подключение к сети отсутствует, т.е. генераторы работают в островном режиме.
• Генераторы одинакового размера.
• АРН имеют одинаковую характеристику снижения, которая установлена ​​на максимальное значение.

Вторичная проводка составных трансформаторов тока всех генераторов, которые должны быть подключены параллельно, должна быть соединена между собой. Ниже приведена конфигурация проводки для двух генераторов, настроенных для компенсации перекрестных токов.

Рис. 6. Островной режим с двумя генераторами, включенными параллельно, с компенсацией перекрестных токов

В соответствии с этим методом один и тот же ток развивается через составные ТТ генераторов, включенных параллельно, поскольку они идентичны, и когда ССС контакт замыкается, он перестает течь через АРН, а течет только через ТТ.
Приведенная выше конфигурация показывает, что с помощью простого контакта CCC может быть включен или отключен, что позволяет гибко включать его при работе в автономном режиме и отключать его перед подключением к сети. Это устраняет эффект статизма и позволяет параллельно включенным генераторам работать в изолированном режиме при номинальном напряжении при увеличении реактивной нагрузки.

На приведенном ниже рисунке показана полная конфигурация со всеми описанными ранее методами для обеспечения максимальной функциональности. Это включает в себя как компенсацию падения, так и контакты включения/выключения CCC.
В этом случае при подключении генераторов к сети все контакты должны быть разомкнуты.
Для параллельных генераторов в изолированном режиме контакты статизма должны быть разомкнуты, а контакт CCC замкнут.

Рис. 7. Островной режим с двумя генераторами, включенными параллельно, с компенсацией перекрестного тока и контактами блокировки статического режима.

SCIRP Открытый доступ

Издательство научных исследований

Журналы от A до Z

Журналы по темам

• Биомедицинские и биологические науки.
• Бизнес и экономика
• Химия и материаловедение.
• Информатика. и общ.
• Науки о Земле и окружающей среде.
• Машиностроение
• Медицина и здравоохранение
• Физика и математика
• Социальные науки. и гуманитарные науки

Журналы по тематике

• Биомедицина и науки о жизни
• Бизнес и экономика
• Химия и материаловедение
• Компьютерные науки и коммуникации
• Науки о Земле и окружающей среде
• Машиностроение
• Медицина и здравоохранение
• Физика и математика
• Социальные и гуманитарные науки

Публикация у нас

• Представление статьи
• Информация для авторов
• Ресурсы для экспертной оценки
• Открытые специальные выпуски
• Заявление об открытом доступе
• Часто задаваемые вопросы

Публикуйте у нас  

• Представление статьи
• Информация для авторов
• Ресурсы для экспертной оценки
• Открытые специальные выпуски
• Заявление об открытом доступе
• Часто задаваемые вопросы

Подпишитесь на SCIRP

Свяжитесь с нами

	клиент@scirp. org
	+86 18163351462 (WhatsApp)
	1655362766
	Публикация бумаги WeChat

• Наведение мостов в высшем образовании: мультимодальные программы наставничества для поддержки удержания и подготовки к карьере ()

  Джеймс Хатсон, Роджер Нассер, Майкл Марцано, Райан Кертис, Элизабет Макдональд, Сью Эделе, Барбара Хосто-Марти

  Творческое образование Том 13 №9, 16 сентября 2022 г.

  DOI: 10.4236/ce.2022.139178
  9 загрузок  50 просмотров

• Морфологический признак и физико-химическая характеристика почв под Festuca видов. Доминирующая степь у Высокой горы и горы Хувсгул, Монголия()

  Саруул Нарангерел, Ундармаа Джамсран, Маки Асано, Кенджи Тамура

  Открытый журнал почвоведения Том 12 № 9, 16 сентября 2022 г.

  DOI: 10.4236/ojss.2022.129018
  14 загрузок  80 просмотров

• Исследование рассеяния энергии волн в зоне прибоя Гвинейского залива: пример автономного порта Котону в прибрежной зоне Бенина()

  Освальд Г. Акклассато, Ноукпо Бернар Токпохозин, Кристиан Д. Аковану, Аджимон Матиас Хуэкпоэха, Ги Эрве Хунге, Бруно Базиль Куноухева

  Journal of Modern Physics Vol.13 No.9, 16 сентября 2022 г.

  DOI: 10.4236/jmp.2022.139076
  8 загрузок  54 просмотров

• Модель скалярного поля обеспечивает возможный мост между общей теорией относительности и квантовой механикой()

  Рики В. Остин

  Международный журнал астрономии и астрофизики Том 12 № 3, 16 сентября 2022 г.

  DOI: 10.4236/ijaa.2022.123014
  8 загрузок  54 просмотров

• Характеристики состава тела и взаимосвязь между мышечной массой и мышечной силой у пожилых женщин в разных возрастных группах()

  Нао Нисиока Ниси, Норико Танака, Наоми Хирано

  Успехи в исследованиях старения Том 11 № 5, 16 сентября 2022 г.

  DOI: 10.4236/aar.2022.115010
  5 загрузок  37 просмотров

• Профиль черепно-мозговой травмы в отделениях неотложной помощи больниц — ретроспективное исследование в Республике Молдова (

  )

  Светлана Кочу, Анжела Казаку-Страту, Лилия Киосеа, Георгий Ройновяну, Сергей Чебану, Коринн Пик-Аса

  Открытый журнал профилактической медицины Том 12 № 9, 16 сентября 2022 г.

  DOI: 10.4236/ojpm.2022.129013
  11 загрузок  74 просмотров

Подпишитесь на SCIRP

Свяжитесь с нами

клиент@scirp.