+7 (495) 981-9839
+7 (495) 642-5882

Rus Eng
Заказ обратного звонка
заказать звонок тел.: +7 (495) 981-9839
+7 (495) 642-5882
+7 (498) 653-4068
sales@khomovelectro.ru
Отправить заявку
Компания «Хомов электро» — завод-изготовитель, имея многолетний опыт работы на рынке электротехнического оборудования по производству конденсаторных установок и налаженные прямые поставки комплектующих высокого качества для компенсации реактивной мощности от мировых производителей, — признанных лидеров в своих отраслях бизнеса, готова оперативно и качественно выполнить ваш заказ на изготовление и поставку оборудования в срок.
большой опыт работы
качество продукции
оперативность выполнения
индивидуальный подход

Аспекты качества электроэнергии на ветряных электростанциях


	
		
			

Влияние компенсации реактивной мощности на стабильность напряжения

Подобно обычным электростанциям ветряные электростанции также должны обеспечивать качество электроэнергии, необходимое для обеспечения стабильности и надёжности подключенных к ним систем энергоснабжения и удовлетворения потребителей, подключенных к сети. Когда начиналось развитие ветряной электроэнергетики, ветроэлектростанции были очень маленькими, с мощностями от одного до 10 МВт и имели меньше 100 турбин в каждой электростанции. Поэтому влияние ветроэлектростанций на сеть было очень небольшим и любые нарушения, создаваемые такими станциями, считались соответствующими уровню шума.

За последние 30 лет размеры ветряных турбин и размеры ветроэлектростанций значительно возросли. В то же время отсутствие правил, стандартов и нормативов в начале развития ветряной электроэнергетики стало растущей угрозой для стабильности и качества электроэнергии в сети, подключенной к ветроэлектростанции.

Сегодня многие новые ветроэлектростанции оснащены современной техникой, которая позволяет им обеспечить оптимальную работу и поставлять в сеть качественную электроэнергию. Достижения силовой электроники позволяют обеспечить гибкость систем энергоснабжения и плавность регулирования. Современные ветроэлектростанции имеют такие функции, как компенсация реактивной мощности, статические переключатели нагрузки, накопление энергии, регулируемая частота генерации.

С работой ветроэлектростанций связано много аспектов, в том числе и качество электроэнергии. Очень важно понимать, что является источником влияния, которое воздействуют на качество электроэнергии при подключении ветроэлектростанции к сети. В общем случае напряжение и частота должны поддерживаться как можно более стабильными. Рассмотрим далее искажения напряжения и тока, создаваемые гармониками, а также возможность самовозбуждения на ветряной электростанции из-за потерь в линии.

Например, в Калифорнии мощности ветряной электроэнергетики превзошли потребности инфраструктуры, для которой они были предназначены. Инфраструктура была рассчитана на работу с небольшими и разбросанными ветряными генераторами. Поскольку ветроэлектростанции были малы, нормативы, регулирующие ветряную генерацию электроэнергии, были нестрогими и не стимулировали развитие. К примеру, в прошлом требовалось только наличие компенсирующего конденсатора у каждой турбины для компенсации реактивной мощности на холостом ходу. Количество ветряных генераторов всё более увеличивается. А отсутствие правил, стандартов и нормативов в начале развития ветряной электроэнергетики стало растущей угрозой для стабильности и качества электроэнергии в сети, подключенной к ветроэлектростанции.

Измерения напряжения и частоты

Для анализа взаимодействия ветроэлектростанции, компенсации реактивной мощности и сети энергоснабжения использовалась схема энергоснабжения Tehachapi от 1999 г. Поэтому результаты моделирования, представленные ниже, могут не отражать текущую ситуацию. Так как в настоящее время в систему энергоснабжения внесены улучшения для повышения совместимости с ветряными силовыми установками.

Поскольку нагрузка и выход ветроэлектростанции изменяются в течение дня, наилучшим решением для поддержания нормального уровня напряжения является использование компенсации реактивной мощности. Компенсация реактивной мощности может минимизировать небаланс реактивной мощности, который влияет на окружающую систему энергоснабжения.

Как ветроэлектростанции влияют на распределительную сеть, и как происходит взаимодействие распределительной сети и компенсация реактивной мощности при изменении ветра? Чтобы ответить на эти вопросы, обратимся к моделированию 24 ветроэлектростанций.

И так, в моделировании участвуют 24 ветроэлектростанции мощностью от 1 до 70 МВт, подключенные к остальной передающей сети. Линия 1 (подстанция Antelope) используется в качестве шлюза для гораздо большей сети за пределами региона и рассматривается как шина источника бесконечной мощности. Каждая ветроэлектростанция представлена следующими характеристиками:

  1. характеристики ветровых ресурсов (уровень турбулентности, средняя скорость, плотность воздуха и т.п.)
  2. различия скорости ветра в зависимости от расположения каждой ветроэлектростанции в районе Tehachapi;
  3. характеристики ветряных турбин (Cp-TSR) и асинхронного генератора;
  4. характеристика P-Q (активная и реактивная мощность) каждой ветроэлектростанции.

Когда проводилась работа, представленная в здесь, не было доступных моделей ветряных турбин или ветряных электростанций, поэтому использовалась модель, разработанная NREL. Сегодня доступны для приобретения много моделей ветряных турбин, которые можно загрузить с веб-сайтов GE, Siemens Power Technologies International и других разработчиков программного обеспечения.

Изменения напряжения

Далее рассмотрим изменения напряжения при изменениях скорости ветра и сравнение между компенсированной и некомпенсированной системами. Термин «компенсированный» относится к использованию статической компенсации реактивной мощности для улучшения характеристик напряжения ветроэлектростанции.

На подстанции CalCement (линия 22) установлен конденсатор компенсации 18 Мвар. Другие линии региона имеют компенсацию общей мощностью 77,3 Мвар. Общая нагрузка в регионе (включая окружающие небольшие населённые пункты) составляет около 259 МВт и 46,4 Мвар. Электростанции Kern River и Bailey дают соответственно 24 МВт и 20 МВт. Моделирование проводилось для неравномерной скорости ветра, чтобы охватить весь регион. Общее время моделирования 6000 с (100 мин.) использовано, чтобы охватить весь спектр возможных колебаний скорости ветра. Для систем ветроэлектростанций стандарт МЭК 61400-21 устанавливает, что за 10-минутный интервал измерения напряжение в процессе его флуктуаций не должно выходить из «коридора» ±5% относительно номинальной величины.

Типовая конденсаторная установка реактивной мощности может быть реализована с использованием постоянного конденсатора, коммутируемых конденсаторов или статического компенсатора. Простейшим способом компенсации реактивной мощности является статический компенсатор (СКРМ). При правильном выборе величин индуктивности и ёмкости СКРМ может генерировать реактивную мощность от – Qlolim до + Qhilim. К примеру, с конденсатором на 100 Мвар и индуктивностью на 200 Мвар может быть достигнуто плавное регулирование в пределах ± 100 Мвар. Если отрицательная реактивная мощность не нужна, комбинация конденсатора на 100 Мвар и индуктивности на 100 Мвар обеспечит диапазон от 0 до + 100 Мвар.

Компенсация реактивной мощности находится на ветроэлектростанции VarWind, линия 40. С помощью рис. 1 и рис. 2 можно сравнить некомпенсированную и компенсированную ветроэлектростанции. Без компенсации реактивной мощности провалы напряжения в CalCement (линия 22) достигают 0,905 о.е., а с соответствующей компенсацией – 0,95 о.е., что считается допустимым для ветроэлектростанций. Отметим, что поток реактивной мощности от Antelope значительно падает (с 26 Мвар до 18 Мвар), если реактивная мощность локально компенсируется. Отметим, что линия напряжения точно следует за линией реактивной мощности. При этом минимальному напряжению соответствует минимальный поток реактивной мощности от CalCement (или максимальный поток реактивной мощности от Antelope к CalCement).

Изменения частоты

Изменение частоты зависит от скорости изменения потока активной мощности. Соответственно, имеется различие между тенденциями в кривых «напряжение – реактивная мощность» и «частота – активная мощность». Реактивная мощность улучшает стабильность напряжения на ветроэлектростанции и в окружающем ее районе. Из сравнения рис. 3 и рис. 4 видно, что поток активной мощности не зависит от компенсации реактивной мощности. Хотя изменения частоты почти незаметны, они показывают, что имеется разница в скорости изменения активной мощности между компенсированной и некомпенсированной системами. Имеется определённое уменьшение колебаний частоты, но поскольку оно очень мало, вероятно, нет оснований утверждать, что компенсация реактивной мощности помогает уменьшить изменения частоты. Минимум частоты наблюдается не при максимальной мощности, а при максимальной скорости изменения мощности.

Одиночная турбина и множество турбин

Представление в виде одиночной турбины

Ветроэлектростанция, представленная в виде одной группы турбин - это наихудший случай, потому что все ветряные турбины синхронизированы. В этом случае одни и те же колебания ветра и эффекты тени башни будут влиять на выходную мощность электростанции и качество электроэнергии в точке присоединения.

Представление в виде множества турбин

В этом разделе мы рассматриваем влияние «агрегации» турбин на выходные характеристики ветроэлектростанции в точке ее присоединения к системе. При этом используются те же значения степени турбулентности и импеданса линии передачи. Измеряются активная и реактивная мощности и колебания напряжения в точке присоединения. Количественно определяется разница колебаний мощности и напряжения, если рассматривать ветроэлектростанцию как одну турбину или как несколько групп турбин. Измерение уровня фликера может быть выполнено с использованием технических требований стандарта МЭК 61000-4-15.

Желательно моделировать каждую турбину ветроэлектростанции. Однако большие ветроэлектростанции могут иметь более 100 турбин. Следовательно, одновременно смоделировать все турбины невозможно, так как время вычислений будет чрезмерно большим. Для близкого к реальному представлению ветроэлектростанции без моделирования каждой турбины мы сделали следующие допущения.

Большая ветроэлектростанция (200 турбин) делится на несколько групп турбин:

  • cкорость ветра одинакова для каждой группы турбин;
  • группы располагаются последовательно;
  • интерес представляет моделирование «долговременных» процессов, а процессы запуска каждой из турбин не представляют интереса. Скорости ветра не одинаковы в местах расположения турбин, поэтому турбины запускаются неодновременно;
  • все турбины ветроэлектростанции подвергаются воздействию ветра со скоростью 18,7 м/с и уровнем турбулентности 19,7%. Графики скорости ветра изменяются ежеминутно для каждой группы;
  • доля каждой группы в общей мощности выбрана случайно. Например, для ветроэлектростанции с тремя группами доля первой группы может быть 35%, второй – 25% и третьей – 40%;
  • эта концепция группировки повторяется для различного числа групп, но общее число турбин во всей электростанции остаётся одним и тем же - 200;
  • в конечном итоге мы будем сравнивать воздействие распределения ветра по турбинам путём сравнения уровней фликера и колебаний напряжения, основываясь на схеме группирования (только одна группа, 2, 4 и 8 групп).

Сравнение между представлением в виде одиночной турбины и представлением в виде множества турбин

Рассмотрим временные интервалы, показанные на рис. 5. При рассмотрении одиночной турбины считается, что ветер воздействует на одиночную турбину, а её выходная мощность умножается на количество турбин в ветроэлектростанции. При рассмотрении множества турбин временные интервалы скорости ветра подразделяются на несколько фрагментов, каждый из которых прикладывается к отдельной группе турбин. Например, как показано на рис.5, временные интервалы скорости ветра разделены на 4 разные части с начальным временем (t = 0) в w1, w2, w3 и w4. Это допущение является аппроксимацией времени, которое требуется для перехода скорости ветра от одной группы к другой. Хотя это допущение не самое совершенное, но, если предположить, что скорость ветра имеет характеристику с постоянной турбулентностью, и что турбулентность не меняется при прохождении турбины, реальная ситуация моделируется более точно.

Рассмотрим выходы одиночной турбины и множества турбин, поместив рядом два графика для лучшего сравнения. На рис. 6 показаны колебания выходной мощности в точке подключения для обоих представлений. Шкала времени изменена, чтобы упростить наблюдение природы колебаний мощности в коротком промежутке времени. На этих графиках очень хорошо просматриваются «следы» тени башни. Теневой эффект башни – это эффект колебаний мощности из-за снижения её выработки при прохождении лопасти мимо башни турбины. Обычно эффект тени башни наблюдается три раза за оборот и известен как 3Р-эффект. Кроме тени башни причиной изменений мощности также являются изменения во времени скорости ветра.

При рассмотрении электростанции как одиночной турбины колебания мощности отражают колебания мощности одиночной турбины. Они усиливаются в соответствии с числом турбин на ветроэлектростанции. При рассмотрении электростанции как множества турбин колебания мощности определяются коллективным поведением нескольких групп турбин, при этом на каждую группу подаётся воздействие в различные временные интервалы, как показано на рис. 5.

Обозначение WP1G – это «представление в виде одиночной турбины», а обозначение WP16G – «в виде 16 групп турбин». При сравнении двух графиков становится очевидным, что имеется эффект некоторого сглаживания колебаний мощности, если считать, что ветроэлектростанция состоит из 16 различных групп турбин. На рис. 7 показаны колебания напряжения при изменении скорости ветра для двух разных представлений. При рассмотрении «в виде одиночной турбины» видно, что имеются очень большие колебания напряжения в точке подключения при изменении скорости ветра, а колебания выходного напряжения для представления в виде 16 групп гораздо меньше.

Самовозбуждение и гармоники

Обычные ветроэлектростанции имеют в своём составе асинхронные генераторы. Такие генераторы предпочтительны, потому что они недороги, надёжны и почти не требуют обслуживания. Однако для работы асинхронных генераторов необходима реактивная мощность сети и в связи с этим часто используется конденсаторная компенсация. Поскольку величина реактивной мощности меняется вместе с выходной мощностью, конденсаторная компенсация регулируется также в соответствии с выходной мощностью. Совместная работа ветряной турбины, сети энергоснабжения и конденсаторной компенсации (см. рис. 8) является важным аспектом ветрогенерации. Далее мы рассмотрим взаимосвязи асинхронного генератора, конденсаторной компенсации, сети электроснабжения, магнитного насыщения и причины возникновения самовозбуждения и токов гармоник.

Самовозбуждение в ветряной турбине

Самовозбуждение может произойти в ветряной турбине с фиксированной частотой вращения, оборудованной асинхронным генератором. Наиболее частым способом компенсации реактивной мощности ветряной турбины с фиксированной скоростью является использование конденсаторов с постоянной ёмкостью. Асинхронный генератор сам по себе не может возбудиться. Для его нормальной работы необходима реактивная мощность из сети. Параметры сети задают напряжение и частоту генератора.

Самовозбуждение не может возникнуть при нормальной работе с подключенной сетью, оно может случиться во время работы при отключенной сети. К примеру, если ветряная турбина, работающая в нормальном режиме, отключается от сети электроснабжения из-за внезапной аварии или повреждения фидера, то конденсатор, подключенный к асинхронному генератору, будет продолжать являться источником реактивной мощности. Напряжение и частота будут определяться соотношением параметров системы.

Одним из недостатков самовозбуждения является проблема безопасности. Поскольку генератор продолжает вырабатывать напряжение, может оказаться под угрозой безопасность персонала, проверяющего или ремонтирующего линию или генератор. Другим недостатком является то, что рабочее напряжение генератора и частота определяются балансом между активной и реактивной мощностями системы. Поэтому если к генератору при самовозбуждении подключено чувствительное оборудование, оно может подвергнуться воздействию повышенного или пониженного напряжения или повышенной или пониженной частоты. Несмотря на недостатки асинхронного генератора при работе с самовозбуждением оно иногда используется для динамического торможения, чтобы помочь контролировать скорость ротора в аварийной ситуации, например, в условиях потери сети. Таким способом при правильном выборе ёмкости и нагрузочного резистора (для сброса энергии ветряной турбины) турбина может быть доведена до безопасной скорости при потере сети и неисправности механического торможения.

При изолированной работе должно поддерживаться постоянство активной и реактивной мощности. Выражение, определяющее работу системы, может быть упрощено, если рассмотреть импеданс (или проводимость) асинхронной машины. Для работы в изолированном режиме суммарный импеданс асинхронной машины и оставшейся подключенной нагрузки должен быть равен нулю. Напряжение системы определяется величиной магнитного потока и частотой системы. Таким образом, уровень насыщения играет важную роль в поддержании или прекращении процесса самовозбуждения.

На рис. 9 показаны осциллограммы скорости ротора, выходной мощности и напряжения асинхронного генератора с компенсацией конденсатором при отключении от сети в момент t = 3,1 с, питании локальной нагрузки и повторном подключении в момент t = 6,5 с. Во время переходного процесса выходная мощность генератора и скорость вращения ротора меняются в соответствии со скольжением асинхронного генератора, уровнем насыщения и нагрузкой изолированной системы. Напряжение увеличивается на 11%, частота увеличивается на 4,2%. Напряжение и частота определяются балансом активной и реактивной мощностей.

Гармоники

Для представления гармоник в схеме мы заменили сеть энергоснабжения, показанную на рис. 8, эквивалентной схемой фазы (рис. 10). На этой схеме буква «h» обозначает кратность гармоники по отношению к частоте 60 Гц, то есть h = 5 обозначает 5-ю гармонику (300 Гц). В ветряной турбине асинхронный генератор, трансформатор и конденсаторы трёхфазные и соединены в звезду или треугольник. Поэтому чётные гармоники и гармоники кратные трём не существуют (имеются только h = 5, 7, 11, 13, 17 и т.д.).

  1. Бесконечная шина и фидерная линия. Шина бесконечной мощности и фидер, подключающий ветряную турбину к подстанции, показаны на схеме, на которой большая сеть представлена в виде активного двухполюсника. Таким образом, мы рассматриваем простую RL-цепь.
  2. Трансформатор. Мы рассмотрели трёхфазный трансформатор со стандартным импедансом 6%. Поскольку индуктивность намагничивания большого трансформатора обычно очень велика по сравнению с индуктивностью рассеяния, будем рассматривать только индуктивность рассеяния. Принимая КПД трансформатора при полной нагрузке равным 98% и потери в меди равными потерям в сердечнике (обычное допущение для мощных трансформаторов с высоким КПД), мы можем определить примерное значение сопротивления обмотки, которое у мощных трансформаторов с высоким КПД обычно очень мало.
  3. Конденсаторная компенсация. Для компенсации ветряной турбины применяются переключаемые конденсаторы. Хотя изготовитель оснастил ветряную турбину только компенсацией реактивной мощности 400 квар, мы считаем, что турбина оборудована дополнительной компенсацией 1,5 Мвар. Уровни компенсации выбираются в зависимости от уровня генерации. Конденсатор представлен в виде ёмкости С. Последовательно с ним соединён резистор Rc, представляющий сопротивление потерь в конденсаторе. В высококачественных конденсаторах величина этого сопротивления очень мала.
  4. Асинхронный генератор. Асинхронный генератор 1,5 МВт (480 В, 60 Гц), применяемый в этой ветряной турбине, может быть представлен в виде однофазной эквивалентной схемы. Эквивалентная схема генератора показана на рис. 8. Рабочее скольжение генератора на основной частоте (60 Гц) – около 1%. Скольжение асинхронного генератора на частотах гармоник может быть определено в соответствии с выражением:

где Sh – скольжение для h-й гармоники, h – порядок гармоники, ωs – синхронная частота вращения, ωr – частота вращения ротора генератора.

Из выражения следует, что для гармоник высокого порядка (5-й и выше) скольжение близко к единице и для практических целей его можно принять равным единице (Sh = 1). Из схемы мы можем определить импеданс для источника гармоник:

Z(C, h) = (Zline + 0,5 Zxfmr) / (0,5 Zxfmr + ZC / Zgen)

Адмиттанс (проводимость) может быть найден из импеданса:

Адмиттанс пропорционален току гармоники для данного напряжения гармоники. Поскольку имеющиеся данные включают в себя только общие гармонические искажения и не дают информацию об отдельных гармониках, мы можем только сравнивать тенденции изменения адмиттанса. На рис. 11а показан общий адмиттанс, рассчитанный для всех гармоник высокого порядка (до 23-й гармоники кроме чётных и кратных третьей), как функция общей реактивной мощности (в о.е.) меняющейся величины переключаемых конденсаторов. Для сравнения на рис. 11b представлена зависимость результатов измерений общих гармонических искажений от общей реактивной мощности (в о.е.).

Из рис. 11а и 11b видно, что при увеличении компенсации импеданс схемы (рис. 11а) и общие гармонические искажения (рис. 11b) имеют резонанс на различных высших гармониках. Оба графика имеют общую тенденцию. Имеются два значения ёмкости, на которых происходит усиление общих гармонических искажений. Эти значения выявляются как расчётным путём, так и натурными измерениями. Хотя величины полностью не совпадают, значения реактивной мощности, на которых наступают два резонанса, имеют хорошую корреляцию между результатами измерений и вычислений.

Из рис. 11 видно, что схема будет иметь резонанс на различных высших гармониках при наличии отдельных гармоник или их воздействии на схему. Источник гармоник можно найти в насыщении ветви намагничивания трансформатора, нелинейной индуктивности намагничивания и искажённом токе линии. На рис. 12 показана искажённая форма тока в результате работы трансформатора в условиях насыщения. Отметим, что отклонение формы тока от синусоидальной может стать причиной появления гармоник в цепи, созданной индуктивностью линии и ёмкостью конденсатора компенсации.

Как правило, напряжение каждой турбины ветроэлектростанции меняется независимо от различий между турбинами в скорости ветра, импедансе линии и компенсации. Однако наиболее важной является точка подключения, которая обеспечивает «выход в мир» ветроэлектростанции. Мы рассмотрели с вами, что компенсация реактивной мощности стратегически влияет на стабильность напряжения в очень большом районе, содержащем много ветроэлектростанций. Также определили на основе проведенного анализа, что большую ветроэлектростанцию нельзя представлять в виде одиночной турбины. А очень мощные ветроэлектростанции должны быть представлены как группы ветряных турбин со своими характеристиками, отражающими их расположение, тип, настройки управления и импеданс линии. И в заключительном разделе мы убедились в том, что конденсаторная компенсация реактивной мощности, используемая в асинхронных генераторах ветроэлектростанции, может привести к самовозбуждению и усилению гармоник.

143405, Московская область, г. Красногорск, ул. Ильинский тупик, д.6, Бизнес-центр "Березовая роща", офис 5.
Тел.: +7 (495) 981-98-39, +7 (495) 642-58-82, +7 (498) 653-40-68, факс:+7 (498) 653-40-69.
E-mail: sales@khomovelectro.ru. Время работы: с 8:00 до 17:00. © 2017 «Хомов электро»