«Б.В. ЛУКУТИН ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Учебное пособие Издательство Томского политехнического университета 2008 ББК 31.25973 УДК 620.92(075.8) Л843 Лукутин Б.В. Л843 Возобновляемые источники ...»

При повышении частоты вращения потери в меди сокращаются, а в стали возрастают. Одновременно усиливается эффективность охлаждения, особенно для генераторов с встроенным вентилятором на общем валу или при естественном охлаждении ветрогенератора.

Указанные особенности режимов работы ВЭС определяют задачу оптимального выбора габаритной мощности генератора, работающего в широком диапазоне частот вращения.

Очевидным условием для определения мощности генератора является постоянство теплового режима статорной обмотки при изменении частоты его вращения и, соответственно, снимаемой мощности.

Ротор генератора с увеличением частоты обычно не перегревается, поскольку намагничивающая сила не возрастает, а интенсивность охлаждения увеличивается.

В литературе [28,29] показаны возможности повышения мощности синхронных генераторов при увеличении частоты их вращения относительно номинальных значений. Там же приведены аналитические выражения, связывающие частоту f с соответствующей мощностью генератора Рг. В частности, мощность генератора с регулируемым возбуждением, обеспечивающим постоянство выходного параметра U = о. е., определяется как Для режима генератора U = f, например, с возбуждением от постоянных магнитов мощность равна В этих выражениях коэффициенты а, б, в для синхронных явнополюсных генераторов нормального исполнения находятся в пределах [8]:

Таким образом, имеется возможность выбирать габаритную мощность и соответствующую частоту вращения генератора так, чтобы с увеличением скорости ветра (и мощности ветродвигателя) генератор обеспечивал большую мощность по сравнению со своими номинальными параметрами. Проведенные исследования показывают возможность выбора синхронного генератора на номинальную частоту вращения в два раза меньшую частоты, соответствующей расчетному режиму ветродвигателя, и на номинальную мощность до 70 % меньшую расчетного номинального режима ВЭС. За счет этого массо-габаритные показатели аэрогенератора могут быть снижены на величину до 10…15 %.

2.2. Повышение энергоэффективности режимов работы автономных ветроэнергетических установок Последнее десятилетие характеризуется впечатляющими успехами в области практического использования ветроэлектростанций (ВЭС).

Сегодня стоимость электроэнергии крупных сетевых ветроэлектростанций сопоставима с тарифами тепловых электростанций. Экономическая эффективность малых ВЭС, работающих на изолированного потребителя, пока не вышла на такой же высокий уровень. Это отставание объясняется в основном двумя причинами: необходимостью в устройствах аккумулирования энергии и неравномерностью графика нагрузки электроприемников потребителя.

В качестве наиболее распространенного устройства аккумулирования обычно применяется батарея аккумуляторов. Аккумуляторная батарея характеризуется возможностью отдавать потребителю значительную мощность, однако запасать электроэнергию она способна только на уровне мощности, определяемой величиной зарядного тока. Следовательно, избыток мощности ветрогенератора над уровнем потребления нагрузкой и аккумуляторной батареей в большинстве случаев не может использоваться полезно. «Лишняя» мощность расходуется на увеличение частоты вращения ветродвигателя при снижении коэффициента полезного действия энергоустановки.

Несоответствие мощности ветрового потока мощности нагрузки определяется переменным характером графика нагрузки и нестационарностью ветрового потока. В частности, скорость ветра характеризуется коэффициентом порывистости Кп, который представляет собой отношение максимального порыва ветра за интервал к средней скорости ветра на этом временном интервале. Методика сетевых метеорологических наблюдений приборными средствами определяет измерение средней за 10 минут скорости ветра и максимального порыва за последующие 2 минуты. Сопоставление результатов исследований ветрового потенциала г. Томска показывает, что среднегодовая скорость ветра в городе равна 4,1 м/с, а с учетом порывов – 7,8 м/с [9]. Если учесть, что мощность ветродвигателя пропорциональна кубу скорости ветра, то использование энергии порывов ветра даст ощутимую прибавку мощности и энергии, генерируемой ветроэлектростанцией. Увеличение выработки энергии, при прочих равных условиях, приводит к снижению ее удельной стоимости и улучшению всех экономических показателей станции.

Утилизация электроэнергии ВЭС, которая не может быть потреблена нагрузками в конкретный момент времени, может производиться автоматически управляемой балластной нагрузкой, включаемой на выход генератора станции параллельно реальным электроприемникам. В качестве балластных нагрузок целесообразно использование электронагревательных элементов, обеспечивающих горячее водоснабжение и электроотопление потребителей.

Статистика процентного распределения значений коэффициента порывистости для ряда ветровых диапазонов позволяет определить возможную выработку электроэнергии ВЭС с управляемым балластом. Например, для г. Колпашево порывы ветра в диапазоне Кп = 1…1,4 для наиболее типичного диапазона скорости ветра 0 – 5 м/с составляют 54 %, Кп = 1,5…1,9 достигает 21,8 %, Кп = 2,0…2,4 равен 13,8 %. Если учитывать продолжительность порывов на уровне 17 % времени работы станции, что соответствует методике их измерения, то дополнительная выработка электроэнергии, например для условий Колпашево, составит не менее 60…70 %.

Согласовать зарядную мощность батареи аккумуляторов с избытком мощности ветрогенераторной системы позволяет регулирование количества аккумуляторных батарей, а, следовательно, и ёмкости батареи с помощью соответствующего управляющего устройства.

';

Структурная схема ВЭС с регулируемым количеством аккумуляторных батарей показана на рис. 11. На схеме обозначены ВД – ветродвигатель, Г – электромашинный генератор ветроэлектростанции, В – выпрямитель, Н – блок полезных нагрузок, УУ – управляющее устройство, АБ – блок аккумуляторных батарей.

Отличительная особенность предлагаемой системы электропитания заключается в возможности регулирования с помощью управляюВ Н Рис. 11. Ветроэлектростанция с регулируемыми щего устройства ёмкости аккумуляторных батарей, подключаемых к машинно-вентильному генератору ВЭС [31]. Это позволяет регулировать зарядный ток аккумуляторных батарей и, соответственно, позволяет утилизировать практически всю мощность, развиваемую ветродвигателем.

В автономных системах генерирования электроэнергии типа гидро- или ветротурбина-электромашинный генератор соизмеримой мощности получили широкое распространение автобалластные системы регулирования режимов работы. Обычно балластные нагрузки включаются через вентильный регулятор мощности на выход синхронного или асинхронного генератора параллельно полезной нагрузке электростанции [32]. Балластную нагрузку следует рассматривать как дополнительную к полезной нагрузке станции, представляющую собой различные тепловые нагрузки. Таким образом, балластное регулирование энергоустановок является эффективным способом утилизации энергии первичного источника с преобразованием ее в тепловую энергию.

В зависимости от типа электростанции, характера изменения мощности первичного энергоносителя Р1, закона регулирования балластной мощности Pб, такие системы могут решать различные задачи, связанные с генерированием электроэнергии. Например, автобалластное регулирование может обеспечить стабилизацию выходного напряжения генератора по величине и частоте в условиях изменяющейся полезной нагрузки станции Рн или изменяющейся мощности Рг, и мощности Р1.

Кроме функции стабилизации рабочего режима системы турбинагенератор, автобалластные системы могут успешно решать и другие задачи. Например, в ветроэлектростанциях такие системы могут обеспечить максимальное использование изменчивой энергии ветра при реальных графиках нагрузки электроприемников. Баланс мощностей ветроэлектростанции для этого режима описывается равенством:

На рис. 12 изображена структурная схема ВЭС с автобалластным регулированием. Условные обозначения: Т – ветротурбина, Г – генератор, РН – регулятор напряжения, В – выпрямитель, РБ – регулятор балласта, БН – блок балластных сопротивлений, АБ – аккумуляторная батарея, И – инвертор, Н – полезная нагрузка.

Рис. 12. Схема ВЭС с автобалластным регулированием Отличие предложенной ВЭС от существующих заключается в том, что в нее дополнительно введен регулятор мощности балласта, включаемый на выход якорной цепи генератора [35].

Основным назначением автобалластной системы в данной схеме является утилизация максимальной мощности ветротурбины при любых рабочих параметрах ветра и изменяемой мощности полезной нагрузки от номинальной до холостого хода. Дополнительным эффектом действия автобалластной системы является ограничение диапазона частот вращения системы ветротурбина–генератор, что снижает требования к её механической прочности и улучшает использование активных частей электрической машины.

В качестве параметров регулирования мощности балласта целесообразно использовать мощность, потребляемую полезной нагрузкой, и скорость ветра, определяющую мощность ветротурбины.

Формирование и стабилизация напряжения с необходимыми характеристиками качества осуществляется в таких системах с помощью вторичных источников электропитания, обычно выпрямительноинверторных преобразователей. Преобразователи со звеном постоянного тока, кроме известных достоинств, удобны для ветроэлектростанции с аккумуляторными батареями.

Силовые схемы полупроводниковых регуляторов балластной нагрузки могут быть достаточно разнообразны. Принципиально можно отметить два типа регуляторов, отличающихся по принципу действия:

регуляторы с набором дозированных по мощности балластных нагрузок и фазорегулируемые устройства, регулирующие мощность на тепловой нагрузке.

Переключение вентилей коммутатора дискретного балласта обычно осуществляется естественным образом, поэтому для ряда схемных решений полупроводниковых ключей характерно отсутствие искажений формы напряжения генератора. В этом заключается важнейшее достоинство автобалластных систем стабилизации с полупроводниковыми коммутаторами.

Недостатком таких схем является необходимость использования большого числа управляемых вентилей, что усложняет и удорожает систему регулирования. Для достижения высокой точности стабилизации число дозированных ступеней балластной нагрузки должно быть не менее 15 [32]. Кроме усложнения схемы, дробление балласта на ряд точно дозированных ступеней затрудняет полезное использование рассеиваемой на нем мощности. Поэтому полупроводниковые коммутаторы более целесообразны в установках небольшой мощности – в пределах нескольких кВт.

Фазорегулируемые автобалласты в значительной мере лишены указанных недостатков, но вносят заметные искажения в форму кривых тока и напряжения генератора. При наличии вторичного источника электропитания искажения напряжения генератора практически не сказываются на качестве напряжения на нагрузке, поэтому несинусоидальность токов и напряжений влияет в основном на потери в электромашинном генераторе.

Принимая во внимание важность таких показателей автономных электростанций, как простота, надежность и дешевизна, следует отметить перспективность фазорегулируемых систем балластного управления электрической мощностью нагрузки энергоустановок.

Стремление улучшить энергетические характеристики и точность регулирования автобалластных систем приводит к комбинированным схемам регулирования, сочетающим принципы дискретного и фазового регулирования. Структурная схема такой энергоустановки показана на рис. 13 [34]. Особенностью схемы является наличие коммутатора с дозированными балластными нагрузками и фазорегулируемой балластной нагрузки БН с блоком управления. Такая схема позволяет уменьшить количество ступеней дискретного балласта с одновременным обеспечением плавности регулировки за счет фазорегулируемой части балласта.

Относительное уменьшение мощности фазорегулируемого балласта обеспечивает меньший уровень искажений напряжения генератора.

Рис 13. Комбинированная автобалластная система с раздельным регулированием активной и реактивной мощности Особенностью предлагаемой новой схемы комбинированного регулирования балластной нагрузки является возможность раздельного регулировании активной и реактивной составляющих балластной нагрузки. Это позволяет более точно регулировать режимы работы электромашинного генератора, что особенно ценно для асинхронных машин с короткозамкнутым ротором.

Устройство содержит коммутатор, осуществляющий подключение дозированных балластных нагрузок, и два блока фазового управления. Преимущество данной схемы заключается в том, что она дополнительно снабжена блоком фазового управления активной мощностью и блоком фазового управления реактивной мощностью, управляемых от логического блока, выходные сигналы которых суммируются и поступают на управление вентильного фазорегулируемого устройства ФР, питающего балластную нагрузку.

Возможность раздельного регулирования составляющих мощности, рассеиваемой на балласте, имеется только при условии выполнения полупроводникового фазорегулируемого блока на полностью управляемых вентилях, предусматривающих регулирование угла включения вентилей. Предлагаемая система регулирования режимов работы ВЭС, кроме более точного регулирования её электрической мощности, обеспечивает меньшие искажения формы кривой напряжения генератора.

Дальнейшим развитием автобалластных систем в ветроэлектростанциях, особенно с ветродвигателями аэродинамического регулирования, является ВЭС с контролем теплового режима генератора. Такая система позволяет в максимальной степени использовать габаритную мощность электрической машины и обеспечить максимально возможную выработку и утилизацию электроэнергии.

Структурная схема ветроэлектростанции с датчиком температуры представлена на рис. 14, где ДТ – датчик температуры, БОВ – блок ориентации ветроколеса.

Особенностью схемы является наличие датчика температуры, который контролирует нагрев обмоток статора генератора при сильных порывах ветра. Если температура не достигла предельной величины, с ветроколеса снимается вся мощность, соответствующая ветру.

Таким образом, вентильные автобалластные системы являются мощным инструментом регулирования рабочих режимов системы турбина-генератор и могут использоваться для повышения энергоэффективности автономных ветроэлектростанций.

Следует отметить технико-экономическую целесообразность использования автобалластных систем регулирования мощности нагрузки в ВЭС. Расчеты, проведенные для автономной ветроэлектростанции, питающей бытовую нагрузку в умеренных ветровых условиях, показали возможность увеличения выработки энергии на 30…40 %. При этом стоимость ВЭС увеличивается не более чем на 10…15 %.

2.3. Децентрализованные системы электроснабжения с использованием ветроэлектростанций Малая плотность населения и слабая хозяйственная деятельность на значительных территориях России определяют автономный характер энергообеспечения потребителей. Практически единственным способом построения децентрализованных систем электроснабжения является использование дизельных электростанций (ДЭС). В качестве наиболее яркого примера децентрализованного энергообеспечения потребителей на громадных территориях можно привести Якутию, где 2,2 млн. км2 территории с населением 150 тыс. человек обеспечивается электроэнергией и теплом от 129 автономных дизельных электростанций. Обслуживанием этой децентрализованной зоны энергообеспечения занимается ОАО «Сахаэнерго».

Анализ состояния автономных систем энергоснабжения показал, что наиболее актуальными проблемами, стоящими перед малой энергетикой, являются:

• ухудшение надежности функционирования автономных систем энергоснабжения, вызванное высоким износом энергетического оборудования и перебоями в доставке ТЭР (усредненный износ парка ДВС-электростанций составляет более 75 %);

• ограниченное использование местных топливноэнергетических ресурсов, в том числе нетрадиционных;

• низкая эффективность производства, транспорта и потребления топливно-энергетических ресурсов;

• высокая себестоимость вырабатываемой электрической энергии;

• кадровое обеспечение;

• защита окружающей среды при использовании энергетического оборудования.

Необходимость повышения технико-экономических характеристик децентрализованных систем электроснабжения определяет интерес к комбинированным, в частности ветро-дизельным энергоустановкам.

Такие энергокомплексы универсальны в применении, имеют неплохие технико-экономические характеристики, обеспечивают надежное энергоснабжение различных автономных потребителей.

Энергетическая эффективность работы ветродизельных систем зависит от ряда факторов: ветрового режима, графика нагрузки децентрализованной системы электроснабжения, соотношения между установленными мощностями ветроэлектростанции (ВЭС) и дизельной электростанции (ДЭС), степени совершенства структуры энергетических установок автономной системы электроснабжения (АСЭС) и законов управления энергоисточниками, образующими энергокомплекс.

Очевидный вариант структурной схемы гибридного энергетического комплекса (ГЭК) показан на рис. 15.

Рис. 15. Структурная схема ветродизельной системы На рисунке показаны дизельная ДЭС и ветровая ВЭС электростанции, выпрямительно-инверторный преобразователь частоты (В – выпрямитель, И – автономный инвертор), распредустройство РУ и нагрузка Н. В зависимости от ветровых условий, ВЭС в энергокомплексе может использоваться как вспомогательный энергоисточник, если ветровой потенциал не достаточен для эффективного энергоснабжения потребителя. В этом случае ВЭС и ДЭС работают параллельно на общую нагрузку за исключением периодов безветрия и ураганов, когда ВЭС отключается. В диапазоне рабочих скоростей ветра от минимальной пусковой до расчетной ВЭС работает с переменной частотой вращения и постоянном числе модулей ветродвигателя, что обеспечивает выработку максимальной мощности. При увеличении скорости ветра вплоть до максимального значения, ВЭС работает в режиме постоянства мощности с переменным значением коэффициента использования ветра [27].

ДЭС, соответственно, дополняет недостающую часть мощности и энергии, необходимые для потребителя в соответствии с его графиком нагрузки и с конкретными ветровыми условиями. Соотношение мощностей ВЭС и ДЭС может быть различным при соблюдении очевидного условия: мощность ВЭС не должна превышать мощность ДЭС.

В зонах с большим ветровым потенциалом мощность ВЭС и ДЭС могут быть близки или равны. Кроме совместной работы на общую нагрузку, в этом режиме предусматривается возможность отключения ДЭС на периоды полного покрытия мощности нагрузки ветроэлектростанцией.

Вариант гибридного энергетического комплекса (ГЭК) с основным энергоисточником – ВЭС целесообразен для высокопотенциальных ветровых зон. Для этого варианта ГЭК мощность ДЭС может быть меньше чем ВЭС, а для создания запаса энергии целесообразно включение в схему аккумуляторной батареи (АБ) (см. рис. 16). АБ может входить в состав собственно ВЭС, а дизельная электростанция, вместе с ВЭС, обеспечивает необходимый уровень мощности нагрузки.

Рис. 16. ГЭК с основным энергоисточником – ВЭС В этом варианте ГЭК блок выпрямления переменного напряжения ветроэлектростанции приобретает дополнительные функции по обеспечению зарядки АБ, что отражено в его обозначении на схеме: В–З (выпрямительно-зарядное устройство).

Развитием рассматриваемой структуры гибридного ветродизельного энергетического комплекса является вариант с использованием двигателя внутреннего сгорания для подзарядки аккумуляторной батареи в периоды безветрия. В этом случае схема принимает вид, показанный на рис. 17.

Рис. 17. Схема ГЭК с подзарядкой АБ от дизельной электростанции Особенностью последнего варианта схемы является работа ДЭС на выпрямительную нагрузку, что позволяет отказаться от стабилизации частоты напряжения ДЭС. Использование статических преобразователей частоты позволяет строить гибридные энергокомплексы, предусматривающие совместную работу ВЭС и ДЭС равной или близкой мощности (рис. 18).

Рис. 18. Вариант ГЭК, предусматривающий параллельную работу В данном варианте ГЭК ветровая и дизельная станции работают в режимах переменной частоты вращения и, соответственно, переменной генерируемой мощности. Для ВЭС это позволяет реализовать режим максимального использования энергии ветра. Для ДЭС – возможность снижать частоту вращения агрегата с уменьшением необходимой генерируемой мощности, что позволяет снижать расход топлива.

Логика работы схемы строится на максимальном использовании энергии ветроэлектростанции с целью экономии топлива ДЭС, генерирующей недостающую мощность для обеспечения потребителей. Режим работы ДЭС с переменными оборотами более эффективен, поскольку не требует расхода топлива на поддержание постоянной частоты вращения дизель-генератора. Кроме экономии топлива, режим двигателя обеспечивает увеличение его ресурса.

Универсальным критерием энергоэффективности автономной системы электроснабжения, объединяющим энергоисточники различной физической природы, является полный КПД системы. КПД гибридного энергокомплекса определяется коэффициентами полезного действия элементов каждого канала генерирования и преобразования электроэнергии, которые, в свою очередь, определяются многими режимными и конструктивными факторами.

Технологическая схема преобразования мощности и энергии в классической автономной системе электроснабжения на базе гибридного энергетического комплекса приведена на рис. 19. Энергопреобразование осуществляется параллельно по двум каналам: канал ДЭС и канал ВЭС, объединенных распредустройством РУ, с которого по соответствующим линиям запитываются электрические нагрузки общей мощностью Рн.

Канал дизельной электростанции преобразует тепловую мощность Рт топлива и, с точки зрения процессов энергопреобразования, представлен двигателем внутреннего сгорания ДВС 1, электромашинным генератором 2, линией электропередачи до распределительного устройства ЛЭП 3.

Канал ветроэлектростанции преобразует мощность ветра Рв, поступающую на ветротурбину 4, в механическую мощность и энергию ветродвигателя, частота вращения которого повышается редуктором 5.

Далее электромашинный генератор 6 преобразует механическую энергию ветродвигателя в электрическую, которая по ЛЭП 7 поступает на выпрямитель 8, автономный инвертор 9 и в виде переменного тока стабильной частоты по ЛЭП 10 поступает на РУ.

Каждый из элементов технологический схемы энергопреобразования характеризуется своим коэффициентом полезного действия i.

Тогда, энергетическая эффективность двухканальной системы может быть представлена интегральным коэффициентом полезного действия гибридного энергокомплекса Ветротурбина Генератор ЛЭП Выпрямитель Инвертор ЛЭП

ЛЭП ЛЭП

Рис. 19. Технологическая схема ГЭК на базе ВЭС и ДЭС, где Рз, Р10 – составляющие «полезной» мощности, получаемые в результате работы ДЭС и ВЭС; Рт, Рв – соответственно, мощность, выделяемая при сгорании топлива и мощность ветрового потока.

Результирующие коэффициенты полезного действия каналов ГЭК определяются как Следовательно, интегральный КПД двухканальной системы связан с коэффициентами полезного действия элементов системы выражением Для исследования энергоэффективности гибридного энергокомплекса необходимо проанализировать коэффициенты полезного действия элементов технологической схемы ГЭК.

На КПД двигателя внутреннего сгорания 1 оказывают влияние многие факторы: параметры окружающей среды, конструктивные особенности и параметры собственно двигателя, характеристики топлива.

Количественное влияние перечисленных факторов, особенно для конкретного двигателя, относительно невелико по сравнению с коэффициентом загрузки ДВС. Коэффициент загрузки ДВС, работающего в гибридном ветро-дизельном энергокомплексе определяется графиком нагрузки автономной системы электроснабжения и ветровыми условиями.

Величина коэффициента полезного действия ДВС равна отношению полезной мощности на выходном валу двигателя Р1 к мощности, выделяющейся при сгорании соответствующего количества топлива Рт Зная теплоту сгорания дизельного топлива Н и часовой расход топлива станции G можно определить значение 1 для различных коэффициентов загрузки ДВС. В расчетах принят удельный расход топлива 230…250 г/кВтч, соответствующий установленной мощности станций в диапазоне сотен кВт и учтены типичные расходные характеристики дизельного двигателя [27]. Результирующее выражение для КПД ДВС дизельной электростанции приближенно может быть представлено в виде где Gн – номинальный расход топлива станции; Р1, Р1н – фактическая мощность нагрузки станции и номинальная; Кхх – коэффициент, характеризующий топливопотребление дизеля на холостом ходу. Графически данная зависимость 1 = f K 3 = 1 представлена кривой, показанной на рис. 20.

Коэффициент полезного действия электрической машины 2 в процессе ее эксплуатации зависит в основном от степени ее загрузки.

Типичная зависимость 2 = f(Кз) при неизменном напряжении, неизменной частоте вращения и неизменном коэффициенте мощности показана на рис. 20 [28].

генератора 2 от коэффициента загрузки Кз Потери электроэнергии в линиях электропередач определяются величинами тока и сопротивления Р = I 2 R, где P – мощность потерь в линии; I – ток линии, R – активное сопротивление линии. Соответственно, коэффициент полезного действия ЛЭП, в частности ЛЭП равен где К з = коэффициент загрузки линии по току; I, Iн – фактическое и номинальное значение тока.

Принимая допустимые относительные значения потерь мощности в ЛЭП 5…7 %, получаем минимальный КПД ЛЭП около 0,93, соответствующий ее номинальной загрузке.

Рис. 21. Зависимость коэффициента использования Степень использования ветродвигателем энергии ветра определяется коэффициентом использования энергии ветра С, зависящего от типа ветродвигателя и режима его работы. Практически, для современных ветродвигателей величина С не превышает значений 0,45…0,5. Стремление повысить энергоэффективность ветродвигателя приводит к тому, что в диапазоне скоростей ветра от пусковой до расчетной номинальной ветротурбина работает с максимальным значением коэффициента использования энергии ветра, а с дальнейшим ростом скорости ветра включается система аэродинамического регулирования и С уменьшается в соответствии с типичной зависимостью, показанной на рис. 21. Режим работы с переменным С обеспечивает постоянство генерируемой мощности ВЭС.

Таким образом, с достаточной степенью точности, пренебрегая трением, можно принять КПД ветротурбины 4 = С.

Вращающий момент ветротурбины передается на повышающий редуктор, коэффициент полезного действия которого зависит от передаваемого момента. Типовые зависимости КПД зубчатых передач от коэффициента загрузки при различных номинальных значениях КПД приведены на рис. 22 [29].

Особенностью режима работы генератора ВЭС является переменная частота вращения и, соответственно, переменная величина развиваемой мощности в диапазоне скоростей ветра от минимальной до номинальной. Учитывая результаты исследований [30] и закон управления ВЭС в системе электроснабжения, предусматривающий максимальное использование энергии ветра [33], можно считать, в первом приближении, генератор ВЭС постоянно загруженным на номинальную габаритную мощность при соответствующей частоте вращения. Тогда, КПД генератора ВЭС 6 можно считать близким к номинальному практически во всех режимах работы ВЭС.

Рис. 22. Зависимость КПД зубчатых передач от Выпрямительно-инверторный преобразователь частоты характеризуется коэффициентом полезного действия, зависящим от схемных решений, параметров, законов регулирования вентильными блоками и режимов работы ВЭС. Коэффициент преобразования трехфазного мостового выпрямителя по мощности, при идеальных вентилях, определяется выражением:

где – угол управления вентилями; – угол коммутации.

Очевидно, в наибольшей степени Кр зависит от. Следовательно, с точки зрения энергоэффективности выпрямления переменного тока, следует выбирать неуправляемые выпрямители с = 0, а регулирование величины напряжения осуществлять по каналу возбуждения генератора ВЭС. Коэффициент преобразования по мощности в этом случае изменятся в пределах 0,95…0,93 для режима нормальных нагрузок, соответствующих максимальному значению 20…30о.

Принимая примерно такое же значение коэффициента преобразования по мощности для автономного инвертора, можно принять значение КПД статического преобразователя частоты 89 на уровне 0,87–0,89.

Анализ коэффициентов полезного действия каналов ГЭК показывает, что основным фактором, влияющим на КПД ДЭС ДЭС является величина ее загрузки, а для ВЭС – скорость ветра. Графическая зависимость ДЭС от К3 показана на рис. 23. Количественные характеристики КПД энергопреобразования ВЭС иллюстрируются зависимостью, приведенной на рис. 24. Сравнивая зависимости КПД ДЭС и ВЭС в функции от определяющих факторов: коэффициента загрузки и скорости ветра, следует отметить меньшее максимальное значение ВЭС и значительное его снижение при работе станции со скоростью ветра большей номинальной расчетной.

В результате значение ГЭК уменьшается по сравнению с ДЭС во всех режимах, а особенно значимо при скоростях ветра, превышающих номинальную расчетную. Соответственно, увеличение мощности ВЭС относительно ДЭС приводит к снижению результирующего коэффициента полезного действия гибридного энергетического комплекса, что иллюстрируется рис. 24: зависимости ГЭК1 при мощности ВЭС 20 % от ДЭС и ГЭК2 при увеличении мощности ВЭС до 40 %. Вместе с тем, увеличение доли ветроэлектростанции в суммарной мощности ГЭК позволяет экономить топливо. Так, для типичных характеристик ДЭС мощностью сотни кВт, уменьшение ее загрузки за счет ВЭС на 40 % относительно номинальной приводит к экономии топлива на 30 % при снижении КПД станции на 4…5 % и снижении результирующего КПД ГЭК на 6…7 % (см. рис. 23, рис. 24).

Рис. 24. Зависимости ВЭС, ГЭК1, ГЭК2 от скорости ветра Увеличение энергоэффективности гибридных энергетических комплексов может осуществляться путем оптимизации сочетания характеристик электромашинного генератора ветроэлектростанции с характеристиками ветротурбины для конкретных ветровых условий, а также применением ДЭС с дизелем, работающим в режиме переменных оборотов со стабилизацией выходного напряжения статическим преобразователем частоты. Важнейшим достоинством таких электростанций является сокращение расхода топлива за счет снижения оборотов ДВС с уменьшением нагрузки станции.

Окончательное решение о применении гибридных энергетических комплексов, выборе их структуры и параметров следует принимать на основе сопоставления технико-экономических характеристик вариантов построения ГЭК.

2.4. Методика определения технико-экономических характеристик автономных ветроэлектростанций Основным типом ветродвигателя в настоящее время является двигатель крыльчатой конструкции, в котором вращающий момент создается за счет аэродинамических сил, возникающих на лопастях рабочего ветроколеса. В большинстве стран выпускают и применяют только крыльчатые ветродвигатели. Они отличаются большими коэффициентами использования энергии ветра и значительно большей быстроходностью. Максимальное значение для быстроходных колес достигает 0,45…0,48.

Для оценки эффективности применения ВЭУ из кадастра ветроэнергетических ресурсов должны быть определены следующие основные показатели для предполагаемого места установки станции:

• среднегодовая Vср.год. и среднемесячная Vср.мес. скорость ветра, на уровне ступицы ветроколеса (м/с);

• время энергозатиший и отключения ВЭУ из-за сильного ветра на уровне ступицы ветроколеса, t, (час).

Техническая выполнимость проекта Основными техническими характеристиками любой ВЭУ являются три критические скорости ветра, которые определяют ее рабочий режим: Vmin – минимальная или пусковая скорость – это скорость ветра при которой происходит пуск ветроколеса; Vн – рабочая скорость, т. е.

скорость ветра, при которой ВЭУ вырабатывает номинальную мощность; Vmax – буревая скорость, т. е. скорость ветра, при превышении которой выработка электроэнергии невозможна, так как ВЭУ должна быть остановлена во избежание механических повреждений.

Для наиболее распространенных в настоящее время ветродвигателей крыльчатой конструкции с горизонтальной осью вращения V min = 2,0–4,0 м/с.

Соответственно, на сегодняшний день, проект электроснабжения автономного объекта от ВЭУ технически возможен при выполнении условия: Vср.год. > 2,0 м/с. В таблице 10 приведена шкала силы ветра по Бофорту у земной поверхности (на высоте 10-и метров над открытой ровной поверхностью).

1 Тихий 0,3…1,5 положения, флюгеры, даже самые чувствительные, не вращаются 1. Шкала Бофорта - условная шкала для визуальной оценки силы ветра в баллах по его действию на наземные предметы и по волнению на море.

2. Серым цветом выделен диапазон нормальной работы большинства стандартных ветрогенераторов.

Определение установленной мощности ВЭУ Принцип действия всех ветродвигателей заключается во вращении ветроколеса с лопастями под напором ветра. Вращающий момент ветроколеса через систему передач передается на вал генератора, вырабатывающего электроэнергию.

Кинетическая энергия W воздушного потока с площадью поперечного сечения S, имеющего плотность и скорость V равна:

Как правило, для упрощения расчетов и, учитывая сравнительно малую изменчивость значений плотности, используют величину плотности для стандартной атмосферы: = 1,226 кг/м3.

Механическая энергия ветродвигателя Wвд определяется коэффиW циентом использования энергии ветра = вд, зависящего от типа ветродвигателя и режима его работы. Максимальное значение для быстроходных колес достигает 0,45 – 0,48.

Электрическая мощность генератора ветроэнергетической установки может быть определена по формуле:

где R – радиус ветроколеса; – КПД электромеханического преобразователя энергии.

Так как величина электрической мощности, вырабатываемой ВЭУ, пропорциональна кубу скорости ветра, суммарная установленная мощность ветроэлектростанций Р вэу должна определяться в соответствии со среднемесячной V ср.мес. скоростью ветра в месте установки станций, минимальной в течение года, и рабочей скорости ВЭУ, при которой она вырабатывает номинальную мощность.

где Р – установленная мощность автономного объекта электроснабжения, кВт.

Для современных конструкций ВЭУ величина V н составляет:

Расчет экономических показателей Для определения критериев экономической эффективности ВЭУ использованы технико-экономические показатели оборудования для ветроэнергетики, выпускаемого отечественными производителями [3].

Проведенный сравнительный анализ стоимостных показателей ветроустановок показал, что удельная стоимость 1 кВт установленной мощности ВЭУ мало зависит от ее полной мощности, и составляет:

В состав полнокомплектной ВЭУ входят электрический генератор, мачта ВЭУ и ветроколесо, система контроля напряжения, инвертор, аккумуляторная батарея. Полная стоимость комплектного оборудования ВЭУ определяется из выражения:

В таблице 11 приведены основные технические характеристики и стоимость ВЭУ, выпускаемых СП «ЛМВ Ветроэнергетика».

скорость ветра, м/с:

лопасти ротора:

частота вращения при номинальной мощности, мин максимальная частота вращения, мин регулирование частоты вращения К капитальным затратам на ВЭУ следует также отнести стоимость проектных К пр и строительных К стр работ по определению месторасположения и установки станции на местности. Значения этих статьей расходов могут быть приняты, например такими:

где kр – коэффициент затрат на установку станции, (о.е.).

Затраты на установку станции включают в себя подготовку площадки и фундамента под ВЭУ и ее монтаж. Величина коэффициента kр в расчетах принималась постоянной и равной 0,04.

К эксплутационным расходам следует отнести затраты на обслуживание С экс и ремонт С рем :

где k рем – коэффициент затрат на ремонт (о. е.), принимаемый в нашем примере равным 0,2.

Количество кВт·ч электроэнергии, которое способно выработать ВЭУ в год, определяется из выражения:

где t – время энергозатиший и отключения ВЭУ из-за сильного ветра на уровне ступицы ветроколеса, (час).

1. Основные элементы ветроэлектростанции и их взаимосвязь.

2. Характеристики быстроходных крыльчатых ветростанций.

3. Режимы работы ветроэлектростанций с постоянной и переменной частотой вращения ветрогенератора.

4. Зависимости мощности ВЭС с аэродинамическим регулированием и без него от скорости ветра.

5. Способы аккумулирования энергии ветроэлектростанции.

6. Поясните необходимость согласования мощности и энергии ветроэлектростанции с энергетическими характеристиками ее нагрузок.

7. Приведите примеры вариантов согласования автономных ветроэлектростанций с потребителями электроэнергии.

8. Поясните принципы выбора установленной мощности ветроэлектростанции с конкретным графиком электрических нагрузок.

9. Способы построения децентрализованных систем электроснабжения с участием ветроэлектростанций.

10. Каковы критерии технико-экономической эффективности ветроэлектростанции?

11. Поясните условия конкурентноспособности ветроэлектростанций в сравнении с традиционными дизельными станциями.

12. Охарактеризуйте возможные режимы гибридных энергетических комплексов на основе ветровых и дизельных электростанций.

Глава 3. Малая гидроэнергетика в децентрализованном Существенное место по запасам и масштабам использования занимает энергия потоков воды. Объясняется это высокой энергетической плотностью потока воды и относительной временной стабильностью режима стока большинства рек. Большая плотность воды по сравнению с воздухом (в 846 раз) определяет, при прочих равных условиях, соответствующее уменьшение массогабаритных и стоимостных показателей рабочего колеса гидротурбины по сравнению с ветроколесом. Стабильность потока воды и широкие возможности по регулированию его энергии позволяют использовать более простые и дешевые системы генерирования и стабилизации параметров производимой электроэнергии. В итоге, гидроэлектростанции производят более дешевую электроэнергию по сравнению с ветроэлектростанциями, а также с энергоустановками, использующими другие виды возобновляемых энергоресурсов.

Следует отметить, что гидроэлектростанции могут устанавливаться практически на любых водотоках: от небольших ручьев до крупнейших рек. Соответственно изменяется и мощность их гидроагрегатов. В настоящее время принята следующая классификация: станции мощностью до 100 кВт – микроГЭС, от 100 до 1000 кВт – миниГЭС, от 1000 до 10000 кВт – малые ГЭС и свыше 10000 кВт – крупные гидроэлектростанции. Конструкция и принципы построения этих классов энергоустановок могут существенно отличаться.

Станции класса «мини» и более мощные обычно используют в своей конструкции плотину, обеспечивающую запас воды в водохранилище и необходимый напор воды на гидротурбине.

МикроГЭС отличаются большим разнообразием конструктивных исполнений. Они могут строиться, как и более мощные станции, с использованием плотины, могут быть деривационного типа с использованием напорного трубопровода или канала. Наконец, микроГЭС могут устанавливаться в речной поток без всяких гидротехнических сооружений – свободопоточные микроГЭС.

Исторически, первые гидроэлектростанции относились к классу микроГЭС, и время их появления совпадает с успехами в промышленном освоении электромашинных генераторов. Такие простейшие, часто полукустарные установки имели широкое распространение, особенно в сельской местности. В частности, в СССР в 1937 году доля гидроэнергии в сельскохозяйственном электроснабжении достигала 11 % [35].

До войны малая гидроэнергетика развивалась у нас главным образом путем индивидуального строительства электростанций из элементов, выпускавшегося в то время специального оборудования и использования подходящих узлов и деталей от автомобилей, сельскохозяйственной техники и т. д. Гидротурбины выпускались на заводах им. Калинина (г. Москва), им. Сталина (г. Бобруйск), Штампметиз (г. Ленинград), на Благовещенском заводе и некоторых других заводах местной промышленности. Зачастую использовались самодельные, в том числе деревянные и деревометаллические конструкции гидротурбин. В качестве редукторов использовались задние мосты автомобилей, а в качестве гидрогенераторов – серийные генераторы постоянного и переменного тока [35].

Основные теоретические и опытно-конструкторские разработки проводились во Всесоюзном институте гидромашиностроения (Москва) под руководством профессора Квятковского B.C., в Ленинградском индустриальном институте, во Всесоюзном институте гидротехники и мелиорации (Москва) и других организациях. Результатом этих работ явилась первая отечественная серия автоматизированных микроГЭС из типов, спроектированная и принятая к производству на Ленинградском заводе «Электросила». В этих микроГЭС использовались турбины типов «Каплан» и «Френсис» с вертикальной осью вращения и диаметром рабочих колес от 200 до 500 мм. Турбины были рассчитаны на рабочие напоры от 2 до 35 метров при расходах воды от 50 до 1200 литров в секунду. Заводская марка этих турбин имела обозначение «К». Мощность агрегатов составляла ряд от 0,7 до 55,2 кВт. Станции снабжались генераторами завода «Электросила»: мощностью менее 8 кВт типа «П» и более 8 кВт – генераторами переменного тока 220/380 В типа «MСB».

МикроГЭС имели автоматические регуляторы частоты вращения на базе масляного насоса, которые воздействовали на угол поворота лопастей турбины, и угольные регуляторы возбуждения электромашинных генераторов [35].

Эта серия микроГЭС впервые имела полный набор автоматических устройств, необходимых для стабилизации параметров производимой электроэнергии в любых режимах работы станции. Однако уровень развития техники того времени не позволил обеспечить приемлемых потребительских и производственно-технологических качеств станций.

В этом смысле, полностью автоматизированные микроГЭС опережали технический уровень своего времени. Изготовление и опытная эксплуатация первых образцов серии микроГЭС завода «Электросила» показали относительную сложность их конструкции, затруднявшую широкое развертывание заводского производства и трудности эксплуатационного характера. По результатам испытаний пришлось признать необходимость свести автоматизацию агрегатов к немногочисленным, хотя и грубым, но надежно действующим деталям [35].

Следует отметить, что упрощение конструкции микроГЭС, прежде всего, сводилось к использованию нерегулируемых гидротурбин и, соответственно, совершенствованию электрической части станций, в первую очередь генераторов. Так, в ВЭИ С.Б. Юдицким были разработаны самовозбуждающиеся синхронные генераторы марки COГ-10/4 и СОГ-16/6, возбуждение которых осуществлялось с помощью селенового выпрямителя. Выпуск этих, по существу одних из первых образцов вентильных электрических машин, был освоен на заводе «Вольта» г.

Баранча [35].

Дальнейшие работы над микроГЭС затормозила война 1941– годов. После войны успехи в области «большой», в том числе ядерной энергетики, привели к практически полному прекращению в СССР работ по микрогидроэнергетике. Гидроэнергия использовалась путем построения крупных ГЭС, которые, наряду с известными достоинствами, обладают рядом существенных недостатков, особенно с экологической точки зрения. И только в последние годы интерес к возобновляемым энергоисточникам, в том числе и микроГЭС, вновь усилился. В нашей стране, в отличие от большинства зарубежных, где развитие микрогидроэнергетики осуществлялось параллельно с другими энергоисточниками, эти работы приходилось начинать практически с нуля. За время длительного игнорирования малой энергетики вообще, а микроГЭС в частности, был утрачен даже имевшийся опыт использования энергии малых рек, ликвидированы многие из имевшихся гидроэлектроустановок и свернуто производство оборудования для них.

В то же время, создание современных автоматизированных микроГЭС требует проведения глубоких исследований, необходимость которых объясняется сложностью процессов преобразования потока воды в электроэнергию со стабильными параметрами. Эта область исследований объединяет такие разделы науки и техники как гидротехника, электромашиностроение, теория автоматического регулирования, преобразовательная техника, вопросы электроснабжения.

Между тем, современные достижения в области электромашиностроения, полупроводниковой и преобразовательной техники привели к появлению нового класса электрических машин, который получил название вентильных. Вентильные машины обладают принципиально новыми свойствами и позволяют решать ранее недоступные задачи.

Например, вентильные электрические машины позволяют строить на их основе автономные источники электропитания, обеспечивающие генерирование высококачественной электроэнергии при минимальных требованиях к приводному двигателю. Применительно к микроГЭС, это дает возможность строить автоматизированные гидроагрегаты с нерегулируемыми турбинами. Как показал еще довоенный опыт, именно это направление развития микроГЭС в наибольшей степени отвечает как производственно-технологическим, так и эксплуатационным требованиям. Обзор зарубежной информации также показывает, что микроГЭС с применением вентильных электрических машин получают в настоящее время наибольшее распространение во всем мире [36].

Тенденция к упрощению гидротехнической части станций существенно повышает требования к устройствам генерирования электроэнергии и стабилизации ее параметров. Соответственно, вопросы, связанные с исследованиями режимов работы электромашинных генераторов микроГЭС в комплексе со статическими полупроводниковыми системами регулирования величины и частоты выходного напряжения, приобретают первостепенное значение для создания современных микрогидроэлектростанций.

Обычно микроГЭС содержит в своей конструкции такие обязательные элементы как гидротурбина, электромашинный генератор, система стабилизации выходного напряжения и ряд элементов, наличие и конструкция которых зависит от типа и особенностей станции: определенные гидротехнические сооружения, запорная арматура, балластные нагрузки и т. д.

В качестве гидродвигателей, преобразующих энергию потока в механическую энергию приводного вала генератора, в той или иной степени используются все типы гидротурбин: поворотно-лопастные, радиально-осевые, импульсные, осевые, турбины с горизонтальной и наклонной осями вращения и т. д. [35,37].

Как правило, микроГЭС не требуют возведения сложных гидротехнических сооружений – плотин. Поэтому их турбины устанавливаются либо в свободном потоке воды, либо в специальном напорном трубопроводе. Для работы в свободном потоке воды применяют, в основном, гидротурбины активного типа, типичным примером которых могут служить водяные мельницы. Достоинством активных турбин является их максимальная простота и относительная жесткость механических характеристик. Тем не менее, низкая частота вращения и малый коэффициент полезного действия активных гидродвигателей ограничивают их применение в гидроэнергетике.

Напорный трубопровод позволяет повысить энергию рабочего потока воды, применять более эффективные типы гидротурбин реактивного типа. Мощность, развиваемая гидротурбиной, определяется из выражения:

где – вес единицы объема воды; Q – расход воды; Н – рабочий напор;

– угловая частота вращения; Т – полный КПД турбины.

Очевидно, что мощность гидротурбины с напорным трубопроводом не будет зависеть от водного режима реки, если ее минимальный сток превышает количество воды, поступающей в трубопровод. Диаметр трубопровода и перепад высот между его верхней и нижней точкой определяют расчетную мощность станции. Трубопровод микроГЭС может выполняться из стальных, бетонных, резиновых и других труб, широко применяемых в оросительных системах. Его стоимость существенно зависит от рельефа местности, определяя целесообразность применения микроГЭС, прежде всего в горных районах с большими уклонами русла реки. Правильное использование рельефа местности, а также простейшие сооружения типа деривационных каналов, во многих случаях, позволяют уменьшить длину, и соответственно, и стоимость напорного трубопровода.

Следует отметить, что мощность и частота вращения гидротурбины определяют расчетную мощность генератора, его массу, габариты и стоимость. В общем случае эти параметры связаны соотношением [38,39]:

где D – внутренний диаметр статора электрической машины; l – расчетная длина воздушного зазора; Р – расчетная полная мощность;

– частота вращения; А – линейная нагрузка; B – магнитная индукция в воздушном зазоре; – коэффициент пропорциональности.

При относительно постоянных значениях расчетной мощности и электромагнитных нагрузок генератора его объем, характеризующийся произведением D 2 l, определяется частотой вращения. С этой точки зрения, быстроходные гидротурбины позволяют использовать генераторы, обладающие хорошими массогабаритными показателями и низкой стоимостью.

В случае, когда частота вращения гидротурбины микроГЭС мала (практически менее 400 об/мин) целесообразно применение мультипликаторов. Это позволяет добиться максимального КПД преобразования и минимальной массы установки в целом.

Применительно к низконапорным микроГЭС, преимущественное распространение получили реактивные гидротурбины пропеллерного типа с номинальной частотой вращения от 1000 до 3000 об/мин. Этот тип турбин позволяет исключить мультипликатор из состава гидроэнергоустановки.

Рис. 25. Характеристики гидротурбины типа К- На рис. 25 показаны экспериментальные мощностные и механические характеристики нерегулируемой пропеллерной гидротурбины типа К-245, диаметром 289 мм, при напоре Н = 9 м, для двух положений открытия направляющего аппарата (а) [40]. Как видно из рис. 25 мощность, развиваемая гидротурбиной, равна нулю в двух случаях:

1) при = 0, когда происходит протекание воды, но нет вращения и, следовательно, работа не совершается – энергия воды растрачивается на гидравлическое сопротивление;

2) при = у, когда под действием напора воды турбина развивает максимальные обороты, растрачивая энергию на гидравлические и механические сопротивления. Угонная частота вращения у гидротурбины пропеллерного типа достигает 2…2,5 номинальной частоты.

С уменьшением открытия направляющего аппарата мощность турбины и максимальная частота вращения уменьшаются, поскольку падают расход воды и энергия потока.

Следовательно, частота вращения гидроагрегата может существенно изменяться в зависимости от энергии рабочего потока воды и колебаний величины мощности нагрузки, уравновешивающей мощность, развиваемую гидродвигателем.

Очевидно, что особое внимание при создании микроГЭС необходимо обращать на системы стабилизации ее рабочих режимов.

Уравнение движения системы "гидротурбина - генератор" имеет вид:

где M m – механический момент, развиваемый гидротурбиной; M г – момент сопротивления генератора; J – момент инерции вращающихся частей; – угловая частота вращения гидроагрегата.

Статическая устойчивость системы «гидротурбина – генератор» и погрешность стабилизации частоты ее вращения определяются суммарным коэффициентом саморегулирования микроГЭС:

где е г, е т – коэффициенты саморегулирования генератора и гидротурбины соответственно; М г.н, М т.н – номинальные (расчетные) значения моментов генератора и гидротурбины в точке номинального режима;

н – номинальная частота вращения гидроагрегата.

Для устойчивой работы гидроагрегата суммарный коэффициент саморегулирования должен иметь положительное значение.

В зависимости от условий в микрогидроэлектростанциях применяются практически все типы гидротурбин: поворотно-лопастные, радиально-осевые, ковшовые, капсульные и др. Для максимального упрощения и удешевления гидроагрегатов достаточно широко используется стандартное насосное оборудование. Насосы отличаются от традиционных гидротурбин тем, что у них нет устройств регулирования расхода воды и, следовательно, мощности [41]. Насосы предназначены для работы в одном режиме, что определяет их простоту и меньшую стоимость по сравнению с регулируемыми турбинами, мощность которых приводится в соответствие с мощностью нагрузки путем регулирования расхода воды или поворотом рабочих лопастей. Оптимизацию условий работы насоса в турбинном режиме несложно выполнить с помощью простейших гидротехнических сооружений, например напорного трубопровода и системы стабилизации электрической мощности гидроагрегата.

Генератор является важнейшим элементом электрооборудования автономной энергоустановки. Кроме основного назначения, заключающегося в генерировании электрической энергии, генератор должен выполнять определенные функции по стабилизации или регулированию параметров, характеризующих её качество. Поэтому одним из требований, предъявляемых к генератору автономной электроустановки, является управляемость. Конструктивное выполнение генератора должно обеспечить возможность его эксплуатации на открытом воздухе с высокой степенью надежности в течение длительного времени.

В агрегатах микроГЭС в основном применяются генераторы переменного тока синхронного или асинхронного типов. Преимуществами асинхронных генераторов являются высокая надежность, малые габариты, низкая стоимость, простота включения на параллельную работу. К основным их недостаткам относятся необходимость в конденсаторной батарее для самовозбуждения и относительная сложность регулирования выходного напряжения. Синхронные машины имеют несколько большие габариты и массу, а также более дороги, чем асинхронные. Тем не менее, меньшая мощность возбуждения и простота возбуждающих и регулирующих устройств в ряде случаев делают более предпочтительным применение в микроГЭС синхронных генераторов.

В зависимости от условий работы энергоустановки, можно рекомендовать применение асинхронных генераторов, если станция работает на мощную электрическую сеть или на пассивную автономную нагрузку. При автономном режиме работы на нагрузку с изменяющимся коэффициентом мощности преимущества имеют микроГЭС, построенные на основе синхронных генераторов [42, 43].

За рубежом выпускаются различные модификации генераторов, специально предназначенных для работы в составе микроГЭС [36].

Среди них имеются как синхронные, так и асинхронные машины. В России и странах содружества специальных генераторов для рассматриваемых целей не выпускается, поэтому следует обратить внимание на общепромышленные электрические машины, автотракторное электрооборудование и некоторые типы синхронных генераторов серий ЕСС, ГО, ГСФ, СГВ и др., применяемых в передвижных электростанциях с двигателями внутреннего сгорания и ветроэлектроустановках. Заслуживает внимания так же опыт использования в генераторном режиме асинхронных двигателей с емкостным возбуждением.

К основным показателям качества источников электропитания в соответствии с ГОСТ 4.171-85 относятся параметры выходного напряжения, характеризуемые номинальной величиной и частотой. Поэтому, важнейшим элементом энергоустановки является система стабилизации, обеспечивающая статически устойчивый режим работы гидроагрегата и стабилизацию его выходного напряжения.

Методы построения системы стабилизации частоты переменного тока автономного источника электропитания можно разделить на две группы: стабилизация частоты вращения приводного двигателя и генерирование переменного тока стабильной частоты при изменяющейся скорости привода. Основные варианты построения стабилизирующих систем показаны на рис. 26.

Регулирование частоты вращения турбины заключается в изменении угла поворота рабочих лопастей или регулировании расхода воды.

При этом происходит выравнивание мощности, развиваемой турбиной, и мощности нагрузки. В микрогидроэлектростанциях наибольшее распространение получило регулирование расхода воды путем изменения величины открытия направляющего аппарата. Схема энергоустановки с регулированием частоты вращения турбины путем изменения энергии рабочего потока или угла атаки рабочих лопастей показана на рис. 26, а.

Основными недостатками регулируемых турбин являются усложнение их конструкции, а также необходимость в электромеханической системе регулирования частоты вращения установки. Из-за наличия в системе регулирования инерционных элементов частота выходного напряжения может изменяться в широких пределах. В литературе приводятся данные, что время регулирования для малых гидротурбин равно 1,5…3 с [45].

Рис. 26. Варианты построения систем стабилизации:

W – энергия потока воды; ГТ – гидротурбина; Г – генератор;

Н – полезная нагрузка; АБН – автобалластная нагрузка;

ППС – привод постоянной скорости; МВИ – машинновентильный источник.

Упростить конструкцию турбин и добиться большего быстродействия регуляторов частоты возможно путем регулирования величины нагрузки энергоустановки. Такая возможность определяется зависимостью частоты вращения турбины от развиваемой ею мощности, которая в автономной системе электроснабжения потребляется электрической нагрузкой. Следовательно, выбирая соответствующую нагрузку источника электропитания, можно стабилизировать частоту вращения генератор-приводная турбина. Изменять величину нагрузки микроГЭС возможно включением на выход генератора регулируемой балластной нагрузки.

Если под «балластной» понимать некоторую полезную нагрузку, то данный способ стабилизации подразумевает автоматическое перераспределение электрической мощности между некоторыми потребителями, часть из которых допускает снижение величины питающего напряжения или его отключение. Схема энергоустановки с автобалластным регулированием выходных параметров представлена на рис. 26, б.

Достоинством данного способа является полное исключение электромеханических устройств из системы стабилизации частоты вращения гидродвигателя. Замена их статическим регулятором весьма выгодна и с точки зрения улучшения характеристик микроГЭС, и с точки зрения чисто экономической. Так, по данным [44, 46], стоимость регулятора автобалласта может составлять лишь 20 % от механического регулятора гидротурбины.

Системы с автобалластным регулированием имеют высокое быстродействие, что положительно сказывается на качестве выходного напряжения. За счет стабилизации частоты вращения гидроагрегата, в рассматриваем типе энергоустановок, могут применяться общепромышленные генераторы без большого запаса механической прочности, а в качестве гидродвигателя – насос в турбинном режиме. Кроме того, автобалластный способ стабилизации хорошо сочетается с регулированием выходных параметров асинхронного генератора с емкостным самовозбуждением, что позволяет применять в автономных микроГЭС как синхронные, так и асинхронные машины [44, 47, 48].

Одним из способов стабилизации частоты вращения электрического генератора, входящего в состав энергоустановки с нерегулируемым двигателем, является применение приводов постоянной скорости (ППС), которые обеспечивают постоянство частоты вращения выходного вала при изменяющейся в определенных пределах частоте вращения приводной турбины. Схема такой установки показана на рис. 26, в. ППС применительно к микроГЭС является аккумулятором механической энергии, которая запасается в виде воды, поднятой в резервуар. В гидроэнергоустановках подобные системы могут применяться при малых кинетических энергиях потока, когда для создания необходимого напора вода поднимается в бак, расположенный на определенной высоте относительно турбины.

Машино-вентильные источники электропитания позволяют стабилизировать частоту генерируемого переменного тока при изменяющейся в широком диапазоне частоте вращения привода (системы типа переменная скорость – постоянная частота, ПС – ПЧ). Достоинствами таких устройств являются высокое качество выходного напряжения и независимость электрических параметров генератора от режима работы турбины. Недостатки подобных систем заключаются в их сложности, а значит, более высокой стоимости. Кроме того, нерегулируемая турбина определяет повышенные требования к механической мощности генератора. Для пропеллерных турбин угонное число оборотов в 2,5 раза превышает частоту вращения при номинальном режиме. В то же время для общепромышленных электрических машин допускается превышение номинальной частоты вращения не более чем на 30 %. Поэтому возникает необходимость либо использовать специальные электрические машины, способные работать в широком диапазоне изменения частоты вращения, либо ограничивать частоту вращения гидротурбины. Схема установки, содержащей машинно-вентильный источник электропитания (МВИ), показана на рис. 26, г.

Таким образом, способ построения и стабилизации выходных электрических параметров микроГЭС зависит от напора воды, характеристик двигателя и от структуры и состава нагрузок.

В результате обзора существующих конструкций микроГЭС можно сделать вывод, что наиболее перспективным вариантом автономной станции является установка, содержащая машинно-вентильный источник электропитания. Среди различных машинно-вентильных систем существенными преимуществами обладают системы стабилизации автобалластного типа.

Опыт разработки и эксплуатации микроГЭС доказал, что наиболее перспективным вариантом построения станций является бесплотинная конструкция с автобалластной системой стабилизации напряжения.

Именно по этому принципу выполнено большинство автономных систем электроснабжения, которые успешно эксплуатируются во многих странах мира: США, Японии, Китае, Дании, Швеции и т. д. Также, следует отметить, что микроГЭС автобалластного типа могут выполняться в различных модификациях, например [45…54].

В настоящее время основные усилия разработчиков микроГЭС направлены на совершенствование систем стабилизации выходного напряжения энергоустановки, что позволяет использовать максимально простое и дешевое гидротехническое оборудование. В результате стоимость микроГЭС снижается при одновременном повышении её надежности.

3.2. Режимы работы микроГЭС с автобалластной Энергоустановки, рабочие режимы которых регулируются с помощью управления мощностью их электрических нагрузок, могут быть разделены на две группы. К первой группе относятся системы стабилизации частоты вращения гидроагрегата за счет создания тормозного момента на валу дополнительной электрической машины. Стабилизация другого параметра микроГЭС – величины выходного напряжения осуществляется известными методами регулирования напряжения генераторов. В качестве дополнительной электрической машины, создающей управляющее механическое воздействие на гидротурбину, могут применяться различные типы машин.

Например, в [43] используется дополнительный синхронный генератор, расположенный на одном валу с гидроагрегатом. Основной генератор работает на полезную нагрузку, а дополнительный на балластную нагрузку, равную по мощности полезной. Обмотка возбуждения дополнительного генератора подключена к регулятору, который при изменении величины полезной нагрузки изменяет величину тока возбуждения синхронного генератора таким образом, чтобы суммарный момент сопротивления двух генераторов оставался на уровне, обеспечивающем постоянство частоты вращения энергоустановки (рис. 27).

Достоинствами таких схем являются простота, небольшая мощность цепей управления, высокое быстродействие, отсутствие влияния регулирующих элементов на цепь нагрузки.

Рис. 27. Структурная схема микроГЭС автобалластного типа, построенная на базе двух генераторовСГ – синхронный генератор;

К недостаткам следует отнести использование двух электрических машин соизмеримой мощности, что значительно ухудшает массогабаритные показатели источника электропитания. Для стабилизации напряжения на полезной нагрузке необходим дополнительный регулятор напряжения основного генератора. Несимметрия нагрузки источни ка не компенсируется системой стабилизации, что вызывает дополнительные потери электроэнергии и ухудшение её качества.

Отмеченные недостатки ограничивают применение в микроГЭС автобалластных систем, предназначенных только для регулирования тормозного момента гидроагрегата. Гораздо эффективнее управлять электрической мощностью генератора микроГЭС, регулируя его нагрузку.

Можно предложить несколько способов регулирования электрической нагрузки станции. Простейший из них заключается в отключении части нагрузок при уменьшении энергии, подводимой к гидродвигателю [51]. Более совершенный тип регулятора предусматривает наличие ряда дозированных нагрузок, которые могут подключаться или отключаться в определенных сочетаниях с помощью тиристорного коммутатора [50, 52, 54, 55].

Структурная схема микроГЭС с тиристорным коммутатором дискретных балластных нагрузок показана на рис. 28. При изменении величины полезной нагрузки Н система управления СУ выдает управляющий сигнал на определенные тиристорные ключи K1–Kn, которые коммутируют одну или несколько ступеней балластной нагрузки БН1 – БНn. В результате происходит изменение величины тормозного момента генератора, компенсирующее отклонение момента турбины, и частота вращения стабилизируется. Кроме того, регулируется ток якорной обмотки генератора, что положительно сказывается на стабильности его напряжения.

Рис. 28. Структурная схема микроГЭС Коммутация вентилей коммутатора обычно осуществляется естественным образом, поэтому для ряда схемных решений тиристорных ключей характерно отсутствие искажений формы напряжения генератора. В этом заключается важнейшее достоинство автобалластных систем стабилизации с тиристорными коммутаторами.

Регулирование мощности балласта гидроагрегата может осуществляться по току, напряжению, частоте и другим параметрам [42, 53…56]. В общем случае, когда изменяется не только полезная нагрузка станции, но и энергия рабочего потока воды, необходим частотнорегулируемый автобалласт, действующий, прежде всего, на частоту вращения гидроагрегата. Коррекцию выходного напряжения целесообразно осуществлять по цепи возбуждения генератора. Несомненные преимущества в этом случае имеют синхронные машины.

Специальные генераторы для микроГЭС в нашей стране не выпускаются, поэтому приходится использовать имеющиеся машины, например синхронные генераторы, предназначенные для передвижных и стационарных электроустановок серии ЕСС. Для рассматриваемого диапазона мощностей подходят типы генераторов ЕСС5-61-4У2, ЕСС5-62-4У2, ЕСС5-81-6У2, ЕСС5-83-6У2 на мощности, соответственно 8, 12, 20, 30 кВт. Генераторы имеют систему фазового компаундирования возбуждения, обеспечивающую автоматическое поддержание напряжения в пределах ± 5 % от средне регулируемого значения при любых нагрузках в диапазоне изменения коэффициента мощности от 0, до 1. Частота выходного напряжения в соответствии с паспортными данными серии может изменяться от 49,2 до 50,7 Гц.

Одним из наиболее перспективных схемных решений регуляторов балластной нагрузки микроГЭС является цифровой регулятор частоты (ЦРЧ). Цифровой способ измерения, широко применяемый в современной схемотехнике, характеризуется высокой точностью и хорошо сочетается со ступенчатым автобалластом, коммутируемым тиристорными ключами.

Структурная схема микроГЭС с цифровым регулятором частоты показана на рис. 29, где гидротурбина ГТ приводит во вращение синхронный генератор СГ, к обмотке статора которого подключена полезная нагрузка Zна, Zнв, Zнс и набор балластных сопротивлений Rб1 – RбN, включенных через биполярные тиристорные ячейки, управляемые цифровым регулятором частоты ЦРЧ. В общем случае ЦРЧ может управлять N балластными сопротивлениями дозированной величины. Число ступеней балластной нагрузки определяет погрешность регулирования результирующей эквивалентной нагрузки станции в установившихся режимах. Под эквивалентной нагрузкой СГ понимается суммарная нагрузка на зажимах электрической машины, определяемая как параллельное соединение полезной и балластной нагрузок [57].

Рис. 29. Структурная схема микроГЭС с цифровым регулятором частоты С точки зрения уменьшения погрешности регулирования эквивалентной нагрузки, необходимо увеличивать количество ступеней балласта N. Однако это приводит к усложнению схемы регулятора, ухудшению ее массо-габаритных и стоимостных показателей. Оптимальным вариантом ЦРЧ можно считать регулятор, в котором мощности балластных нагрузок выбираются в отношении: 1,2,4,... 2N. В этом случае можно существенно сократить количество дозированных балластных сопротивлений и обеспечить равномерную погрешность регулирования эквивалентной нагрузки во всем диапазоне. Например, если принять мощность одной ступени балласта Р, равной 5 % максимальной мощности установки Р, то при одинаковых балластных сопротивлениях их потребуется N = 20. При использовании приведенной выше рекомендации количество балластных резисторов и соответственно ключей регулятора можно сократить до N = 4 при той же погрешности регулирования балласта.

Величину эквивалентной нагрузки СГ микроГЭС в относительных единицах несложно подсчитать по формуле:

где Zн – полезная нагрузка СГ; п = 0 (2N – 1) – десятичное число, соответствующее двоичному коду, записанному в выходных каскадах ЦРЧ. Двоичный код ЦРЧ соответствует частоте генерируемого напряжения и получается в результате подсчета импульсов опорной частоты за период напряжения станции.

Структурная схема ЦРЧ показана на рис. 30 и состоит из следующих блоков. Генератор опорной частоты (ГОЧ) содержит высокочастотный кварцевый генератор и счетчики, формирующие последовательности управляющих импульсов. Датчик частоты генератора (ДЧГ) преобразует синусоидальное напряжение генератора в последовательность коротких импульсов с периодом повторения, равным периоду генерируемого напряжения. Измеритель частоты генератора (ИЧГ) на основе сравнения частоты генератора с опорной производит измерение частоты напряжения микроГЭС. Счетно-логическое устройство (СЛУ) обрабатывает по определенному алгоритму двоичный код, соответствующий измеренной частоте, и через усилитель мощности (УМ) управляет работой тиристорных ключей балластной нагрузки.

Алгоритм работы и принципы построения СЛУ могут быть различны: на основе регистра, оперативного запоминающего устройства, реверсивного счетчика и др. Экспериментальные исследования позволили выявить преимущества ЦРЧ с использованием реверсивного счетчика, обеспечивающего последовательное изменение величины балластной нагрузки на Р за каждый цикл работы. При таком регулировании удается избежать резких бросков тока и обеспечить устойчивый режим работы микроГЭС практически с любым типом генератора и турбины.

ИЧГ СЛУ

Принцип действия ЦРЧ на базе реверсивного счетчика заключается в следующем. Подсчитывается количество импульсов ГОЧ за период напряжения генератора микроГЭС. Если двоичный код, зафиксированный на счетчике ИЧГ, соответствует частоте генератора в пределах 49…51 Гц, то комбинация включенных балластных сопротивлений не изменяется, т. е. зона 50 ± 1 Гц является зоной нечувствительности ЦРЧ.

Если частота генератора вышла за пределы зоны нечувствительности, то реверсивный счетчик СЛУ переводится в режим вычитания – когда частота снизилась до 49 Гц и в режим прямого счета – когда частота увеличилась до 51 Гц. При этом балластная нагрузка в соответствии с двоичным кодом счетчика ступенчато увеличивается на Р за каждый период напряжения микроГЭС до тех пор, пока частота выходного напряжения не войдет в заданные пределы. Таким образом, время задержки, соответствующее полному изменению балластной нагрузки от 0 до Р, определяется как:

где Тиз – время измерения или счета импульсов.

Например, для ЦРЧ, в котором счет импульсов происходит за каждый период напряжения для N = 3; 4; 5, время задержки Тр будет равно 0,14; 0,3; 0,62 с соответственно. Следовательно, увеличение числа ступеней балластной нагрузки и периода измерений импульсов приводят к увеличению времени задержки ЦРЧ, а соответственно и длительности переходных процессов в микроГЭС.

В данном случае динамические характеристики микроГЭС вступают в противоречие со статическими. Статическая погрешность стабилизации частоты зависит также от жесткости механической характеристики гидротурбины и точности стабилизации напряжения генератора в установившихся режимах, т.е. системы регулирования напряжения СГ.

Следовательно, при построении автоматизированной микроГЭС с цифровым регулятором частоты возникают вопросы выбора минимальной ступени дискретизации балластной нагрузки Р, обеспечивающей заданную погрешность стабилизации для определенного типа генератора со своей системой регулирования возбуждения и конкретной гидротурбины, характеризуемой жесткостью механической характеристики ет.

Решить эту достаточно сложную задачу можно методами математического моделирования на ЭВМ.

В качестве исходных уравнений исследования принимаются следующие:

где U г, i г, г – вектора-матрицы напряжений, токов и потокосцеплений генератора; Z э, Z н – матрицы нагрузки; R э, X э, R г, X г – матрицы активных и индуктивных сопротивлений эквивалентной нагрузки и генератора; М г, М т – тормозной момент генератора и вращающий момент турбины; J – момент инерции вращающихся частей электроустановки;

k u, k i – коэффициенты усиления; ЭВ – энергия водотока.

Математическая модель микроГЭС позволяет установить взаимосвязь между параметрами ЦРЧ и показателями микроГЭС и получить рекомендации к выбору параметров регулятора, обеспечивающих требуемые характеристики автономной электроустановки.

В качестве основных параметров ЦРЧ можно выделить: число ступеней балластной нагрузки N, зону нечувствительности регулятора Dн и время задержки Тр.

На рис. 31 представлены расчетные зависимости погрешности стабилизации частоты вращения СГ типа ЕСС со стандартной системой компаундирования возбуждения от коэффициента саморегулирования гидротурбины для различных значений N. Из рис. 31 видно, что значительное повышение точности стабилизации частоты происходит при изменении числа ступеней балластной нагрузки до значения N = 5.

Дальнейшее увеличение N существенного эффекта не дает, однако требует усложнения схемы ЦРЧ и увеличения количества дозированных балластных сопротивлений.

По рис. 31 должны выбираться такие параметры ЦРЧ как количе ство ступеней балластных сопротивлений N и зона нечувствительности Dн. Величины N и Dн выбираются по известному коэффициенту саморегулирования гидротурбины ет и требуемой точности стабилизации частоты вращения. Величина зоны нечувствительности ЦРЧ должна выбираться большей, чем максимальная погрешность стабилизации частоты вращения при заданном ет и выбранной величине N. В противном случае возможны динамически неустойчивые режимы микроГЭС, Рис. 31. Зависимость погрешности стабилизации частоты вращениямикроГЭС от коэффициента саморегулирования когда при постоянной величине полезной нагрузки станции часть балластных сопротивлений будет периодически подключаться и отключаться.

Влияние рассматриваемого ЦРЧ на переходный процесс микроГЭС проявляется в основном через время задержки Тр, определяющее время изменения величины балластной нагрузки, включенной в цепь якоря генератора. Обычно, для рассматриваемого диапазона мощностей инерционная постоянная вращающихся частей энергоустановки больше времени задержки ЦРЧ и в переходных режимах изменение балластной нагрузки происходит быстрее, чем частоты вращения гидроагрегата.

Поэтому на длительность переходных процессов оказывает влияние и величина, на которую изменяется полезная нагрузка станции.

В качестве характеристик микроГЭС с цифровым автобалластным регулятором частоты на рис. 32 изображены осциллограммы переходных процессов, вызванных внезапным изменением полезной нагрузки станции. Осциллограммы получены на экспериментальной установке, построенной на базе СГ серии ЕСС 12 кВт, со стандартной системой фазового компаундирования. ЦРЧ имеет следующие параметры: N = 4, Dн = 2 %, Тиз= 0,02 с.

Рис. 32. Переходные процессы внезапного изменения нагрузки в микроГЭС с частотной системой стабилизации: а) – сброс 50 % нагрузки; б) наброс 100 % нагрузки if – ток возбуждения; iн –- ток нагрузки; iб – ток балласта; iг – ток генератора; Uн – напряжение на нагрузке Из рис. 32 видно, что при включении 100 %-й активной нагрузки длительность переходного процесса составляет 0,3 с; сброс же 50 %-й нагрузки приводит к увеличению времени переходного процесса до 1,2 с, что объясняется «перерегулированием» ЦРЧ сразу после изменения режима. Однако наиболее заметные отклонения токов и напряжения генератора от установившихся значений в этом случае также лежат в интервале времен до 0,3 с после начала переходного процесса, что соответствует времени задержки ЦРЧ. На осциллограмме хорошо видны участки, в которых частота вращения СГ находится в зоне нечувствительности ЦРЧ, в эти промежутки времени величина балластной нагрузки, соответственно, её ток и ток генератора остаются постоянными.

Отклонение напряжения данной микроГЭС в переходных режимах составляет не более 10…15 % от номинального значения. Максимальное отклонение частоты вращения СГ в переходных режимах не превышает 7 %.

Из вышесказанного можно сделать вывод, что использование ЦРЧ предлагаемого типа для стабилизации частоты вращения автономной микроГЭС обеспечивает достаточно хорошие динамические показатели электроустановки и устойчивую работу станции практически с любым типом гидротурбин. Для обеспечения требуемой точности регулирования частоты вращения гидроагрегата выбор параметров ЦРЧ должен производиться в соответствии с приведенными выше рекомендациями.

Рис. 33. Структурная схема микроГЭС с фазовым управлением: СУВ - система управления вентилями;

Недостатком схем с дискретным регулированием мощности является необходимость использования большого числа управляемых вентилей, что усложняет и удорожает систему регулирования. Для достижения приемлемой точности стабилизации напряжения число дозированных ступеней балластной нагрузки выбирается не меньше чем N = 15. Кроме усложнения схемы, дробление балласта на ряд точно дозированных ступеней затрудняет полезное использование рассеиваемой на нем мощности. Поэтому тиристорные коммутаторы более целесообразны в установках небольшой мощности, в пределах нескольких кВт [55, 58].

Устранить эти недостатки, при определенном ухудшении качества вырабатываемой электроэнергии, позволяет использование в регуляторах автобалласта схем с фазовым регулированием. Такие регуляторы требуют значительно меньшего количества тиристоров для построения силовых схем и в наибольшей степени удовлетворяют основным требованиям, предъявляемым к микроГЭС – простота и надежность [52].

Структурная схема микроГЭС, система стабилизации которой построена на тиристорном преобразователе с фазовым регулированием мощности балласта, показана на рис. 33. Система управления вентилями регулятора, обычно вертикального типа (СУВ), формирует определенный угол управления тиристорами регулятора (ТР) в зависимости от величины управляющего воздействия, характеризующего отклонение выходных электрических параметров установки относительно номинальных значений.

Основным недостатком регуляторов автобалласта с фазовым регулированием по сравнению с тиристорными коммутаторами является искажение формы кривых фазных токов и напряжений генератора микроГЭС.

К параметрам автономной энергоустановки, по которым целесообразно осуществлять регулирование рабочих режимов гидроагрегата относятся, прежде всего, ток нагрузки и его составляющие, частота выходного напряжения и его величина.

Для стабилизации частоты переменного тока микрогидроэлектростанции необходимо так изменять мощность результирующей нагрузки энергоустановки, чтобы частота вращения системы «генератор – гидротурбина» оставалась неизменной при колебаниях полезной нагрузки и энергии рабочего потока воды. Регулировать величину балластной нагрузки в этом случае целесообразно по отклонению частоты переменного тока источника электропитания от номинального значения. При изменении энергии рабочего потока воды, поступающего на турбину, с помощью частотно-регулируемого балласта невозможно добиться стабилизации величины выходного напряжения установки. Для этого необходим дополнительный канал регулирования напряжения генератора, который строится в зависимости от типа генератора, условий его работы и требований к точности стабилизации.

Таким образом, система стабилизации выходного напряжения и частоты микрогидроэлектростанции представляет собой двухканальную систему автоматического регулирования, обладающую адаптивными свойствами. В зависимости от величины возмущающих воздействий – полезной нагрузки и энергии рабочего потока воды система автоматически выбирает необходимую мощность балластной нагрузки так, чтобы частота вращения гидроагрегата оставалась неизменной. Регулятор возбуждения генератора обеспечивает стабилизацию величины его напряжения.

Работа автоматических систем стабилизации напряжения станции должна, прежде всего, обеспечивать устойчивость рабочего режима энергоустановки.

Статически устойчивый режим работы микроГЭС характеризуется суммарным коэффициентом саморегулирования е, который зависит как от параметров турбины, так и генератора.

Коэффициент саморегулирования генератора графически определяется как тангенс угла наклона касательной к кривой электромагнитного момента в рассматриваемой точке. Электромагнитный момент генератора зависит от многих факторов, среди которых определяющим является способ управления балластной нагрузкой.

Если управление балластной нагрузкой осуществляется по частоте выходного напряжения, то приближенно можно считать, что в статических режимах активная мощность, частота вращения и момент сопротивления на валу гидроагрегата неизменны. Соответственно, величина er = 0.

Более сложно оценить er при токовом способе управления автобалластной нагрузкой, когда момент сопротивления генератора и частота вращения гидроагрегата могут изменяться.

Следовательно, статическая устойчивость микроГЭС зависит от выбора параметра, по которому осуществляется регулирование балластной нагрузки. При частотном регулировании микроГЭС сохраняет устойчивость независимо от типа и параметров генератора и турбины.

Точность поддержания выходных параметров станции на номинальном уровне определяется статическими погрешностями регуляторов возбуждения и автобалласта.

Если напор и расход воды гидротурбины не меняются, что характерно для установок с напорным трубопроводом, то для стабилизации рабочего режима микроГЭС достаточно стабилизировать мощность, потребляемую результирующей нагрузкой. В этом случае может оказаться вполне достаточным применение только одноканальной стабилизирующей системы автобалластного типа. Регулирование балласта в этом случае целесообразно осуществлять по мощности результирующей нагрузки, по активной составляющей тока генератора, а также и по полному току, если характер нагрузки источника изменяется в небольших пределах. Благодаря постоянству и равенству мощности, потребляемой нагрузкой источника электропитания, и мощности, развиваемой гидротурбиной, энергоустановка работает в статическом режиме, который легко может быть оптимизирован по энергетическим показателям.

Регулирование по нагрузке микроГЭС позволяет достаточно просто компенсировать несимметрию нагрузки генератора. Например, на рис. 39 показана схема системы регулирования балласта по току нагрузки. Фазные токи нагрузки I А, I В, I С измеряются регуляторами тока РТ А, РТ В, РТ С и, если они отличаются от номинальных значений, то токи балластной нагрузки I бА, I бВ, I бС изменяются таким образом, чтобы ток каждой фазы генератора оставался неизменным.

Постоянство результирующей нагрузки и частоты вращения генератора автономного источника электропитания определяет стабильность его выходного напряжения, что позволяет исключить из состава системы стабилизации канал регулирования напряжения. Конструкция микроГЭС, особенно на базе асинхронного генератора, в этом случае существенно упрощается.

БНА РТА

БНВ РБВ РТВ

Рис. 34. Структурная схема микроГЭС с управлением по току Быстродействие системы регулирования балластной нагрузки по нагрузочному току обеспечивает высокое качество стабилизации напряжения в переходных режимах, вызванных коммутацией в цепи нагрузки. Однако статическая устойчивость микроГЭС с токовым автобалластом существенно зависит от систем регулирования возбуждения синхронного генератора. Для генераторов с независимым возбуждением микроГЭС сохраняет устойчивый режим работы практически с любым типом гидротурбин, поскольку коэффициент саморегулирования генератора в этом случае равен ег = 0,1…0,12.

Как показали исследования, в качестве общей рекомендации для обеспечения необходимого запаса устойчивости системы, регулятор возбуждения генератора должен иметь зону нечувствительности порядка 4…6 %. В этом случае микроГЭС будет устойчиво работать в диапазоне изменения cos от 0,8 до 1 практически с любым типом гидротурбин.

Исследования авторов доказали, что хороших результатов позволяют добиться комбинированные системы стабилизации, в которых используются несколько параметров регулирования. Например, представляет интерес двухканальная система, в которой объединены токовый и частотный способ регулирования мощности, рассеиваемой на балластных нагрузках.

Структурная схема такой установки показана на рис. 35. Балластная нагрузка в данной схеме разделена на две части: БН1 – частотного канала, БН2 – токового канала. Балластную нагрузку токового канала целесообразно выбирать такой мощности, на которую может измениться мощность полезной нагрузки микроГЭС. Высокое быстродействие токового регулирования обеспечивает хорошие динамические показатели станции при внезапных изменениях ее нагрузки, а балластная нагрузка частотного регулятора БН1 служит для более точной стабилизации частоты выходного напряжения. Мощность БН1 выбирается с учетом возможного изменения энергии рабочего потока воды. Автономный источник электропитания построен на базе синхронного генератора СГ, что позволяет легко регулировать величину его выходного напряжения с помощью включения в цепь возбуждения регулятора напряжения РН.

Рис. 35. Структурная схема микроГЭС с комбинированной Для обеспечения хороших динамических характеристик станции, мощность токового балласта должна быть не менее 80 % от суммарной мощности токового и частотного каналов регулирования [59].

Достоинствами предложенного варианта микроГЭС являются не критичность к нестабильным параметрам энергоносителя, несимметрии фаз нагрузки, тяжелым пусковым режимам. Однако схема стабилизации параметров выходного напряжения установки усложняется.

Для иллюстрации возможностей автобалластных систем на рис. 36 представлены осциллограммы переходных процессов в микроГЭС с комбинированной системой стабилизации. Силовая схема регулятора балласта токового канала выполнена по мостовой полууправляемой схеме с линейным законом управления вентилями пропорционально току полезной нагрузки. Частотный регулятор построен на биполярных тиристорных ячейках. Эксперименты проводились на лабораторном образце микроГЭС мощностью 12 кВт. Мощность балласта токового канала равна 9,5 кВт, частотного – 2,5 кВт.

По осциллограмме, показанной на рис. 36, видно, что при сбросе 60 % нагрузки, суммарная мощность, потребляемая полезной нагрузкой и балластом токового канала, не изменяется. Частотный канал стабилизации в этом случае не работает и время выхода станции на новый установившийся режим минимально и равно 0,01 секунды.

При выключении всей нагрузки микроГЭС, в первый полупериод напряжения генератора происходит включение балласта токового канна ла. Однако его мощности оказывается недостаточно для поддержания активной мощности генератора неизменной.

Рис. 36. Переходные процессы внезапного изменения нагрузки в микроГЭС с комбинированной системой стабилизации Uн – напряжение на нагрузке; if – ток возбуждения; iг – ток генератора;

iн – ток нагрузки; iбт – ток балласта токового канала;

Частота вращения энергоустановки начинает увеличиваться и в работу вступает частотный канал. Выходные электрические параметры станции в течение электромеханического переходного процесса изменяются незначительно, так как мощность балласта частотного канала не превышает 20 % от мощности генератора, а изменение ее величины происходит достаточно плавно. Время переходного процесса в этом случае увеличивается до 0,26 с.

В качестве силовых схем регуляторов балластной нагрузки, построенных как на принципе коммутаторов, так и схем с фазовым регулированием, могут быть использованы практически любые варианты схемных решений тиристорных преобразователей. Разница в их применении заключается лишь в том, что в первом случае тиристорный преобразователь используется как ключ, а в фазовых регуляторах – в режиме плавного регулирования угла включения тиристоров. Эти особенности позволяют упрощать схемы тиристорных ключей путем замены управляемых вентилей неуправляемыми – диодами, построения схем включения ступеней балластной нагрузки с минимальным количеством ключевых элементов и т. д. Основными требованиями к тиристорным ключам в данном случае являются надежность запирания при естественном способе коммутации вентилей и отсутствие или минимум искажений кривых токов и напряжений генератора, вносимых тиристорным ключом.

Тиристорные регуляторы балластной нагрузки с фазовым регулированием вентилями принципиально вносят существенно большие искажения токов и напряжений генератора микроГЭС. Кроме того, переменная величина угла управления вентилями регулятора изменяет характер балластной а, следовательно, и результирующей нагрузки генератора, коэффициент использования его мощности. Поэтому, кроме требования к возможно меньшим искажениям формы кривых токов и напряжений, для схем фазовых регуляторов важное значение имеют диапазон изменения углов управления тиристорами, закон регулирования мощности на балластной нагрузке, коэффициент использования мощности генератора.

Основные схемы силовой части тиристорных регуляторов автобалласта показаны на рис. 37. Это трехфазные коммутирующие или регулирующие устройства на основе симметричных биполярных тиристорных ячеек. В зависимости от типа системы электроснабжения (трех или четырехпроводная), можно рекомендовать схему, показанную на рис. 37, а, или на рис. 37, б. Данные схемы характеризуются отсутствием искажений формы токов и напряжений в режиме максимума мощности, рассеиваемой на балластных нагрузках, а также плавным законом изменения углов управления тиристорами во всем диапазоне регулирования и простой возможностью индивидуальной регулировки по фазам.

Кроме этих основных схем, иногда может оказаться целесообразным применение какой-либо другой схемы, например на основе несимметричных биполярных ячеек или трехфазного мостового выпрямителя.

Рис. 37. Основные схемы силовой части тиристорных Высокой точности стабилизации выходных электрических параметров микроГЭС позволяют достичь комбинированные системы регулирования балластной нагрузки, использующие принципы фазового и дискретного управления.

Например, авторами предложено устройство для регулирования амплитуды и частоты напряжения автономного электрогенератора [60].

На рисунке 38 представлена структурная электрическая схема устройства, которое содержит логический блок 1, блоки дискретного управления 2 и соответствующие им блоки сопротивлений балластной нагрузки 3, блок фазового управления 4 и соответствующий ему блок сопротивлений балластной нагрузки 5, блок управления реактивной нагрузкой 6 и дополнительный блок реактивных сопротивлений 7.

На вход устройства поступает сигнал Uу, пропорциональный требуемой величине рассеиваемой на балластных сопротивлениях мощности. Этот сигнал поступает на вход логического блока 1, в котором формируются сигналы U1 – Un, поступающие на входы блоков дискретного управления 2, сигнал Uф, поступающий на вход блока фазового управления 4 и сигнал Uр, поступающий на вход блока управления реактивной нагрузкой 6.

Принципиальная электрическая схема логического блока 1 может быть выполнена по одному из известных принципов дискретного и фазового управления.

Входной сигнал, поступающий на логический блок 1, формируется датчиком, установленным в якорной цепи генератора. Измеряемыми сигналами могут служить активная и реактивная составляющие тока или вырабатываемая мощность генератора.

Логический блок 1 формирует три сигнала: Uд (U1 – Un ) – сигнал дискретного управления, который обеспечивает подключение необходимого количества балластных сопротивлений; Uф – сигнал фазового управления, обеспечивающий плавное регулирование активной составляющей нагрузки; Uр – сигнал блока управления реактивной нагрузкой, обеспечивающий плавное регулирование реактивной составляющей нагрузки.

Uу логический управления Рис. 38. Устройство для регулирования амплитуды и частоты напряжения автономного электрогенератора Блоки дискретного управления 2 представляют собой тиристорные ключи, нагрузкой которых являются балластные сопротивления 3.

Величина балластных сопротивлений блоков дискретного управления может быть выбрана пропорциональной ряду геометрической прогрессии с коэффициентом 2, например: 1, 2, 4, 8. При этом логический блок 1 будет обеспечивать такую комбинацию включения тиристорных ключей, при которой полная мощность, потребляемая дискретной балластной нагрузкой 3, будет изменяться в диапазоне от 0 до максимальной с равным дискретным шагом, равным 1/(2N – 1), где N – число ступеней дискретных балластных сопротивлений.