Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Система по использованию избыточного магистрального давления жидкости, как способ энергосбережения 9
1.1 Малая гидроэнергетика в России 9
1.2 Система по использованию избыточного магистрального давления жидкости (СИИД) 13
1.3. Проблемы использования асинхронного генератора(АГ) в системе по использованию избыточного давления 19
1.3.1. Включение асинхронного генератора на параллельную работу с сетью 20
1.3.2 Автономная работа асинхронного генератора 24
Глава 2 Включение синхронного генератора на параллельную работу с сетью 34
2.1 Самосинхронизация 34
2.2 Точная синхронизация 36
2.3 Математическое описание переходного процесса при включении синхронного генератора на параллельную работу с сетью 39
2.4 Исследование переходного процесса при включении синхронного генератора на параллельную работу с сетью с помощью компьютерной
имитационной модели 422.5 Моделирование переходных процессов при включении синхронного генератора на параллельную работу 46
Глава 3 Устройства автоматической синхронизации синхронных генераторов с сетью 52
3.1 Автоматическая самосинхронизация 52
3.2 Точная автоматическая синхронизация 57
3.3 Выбор устройства автоматической синхронизации 70
3.4. Описание физической модели 79
Глава 4 Разработка системы возбуждения синхронного генератора 85
4.1 Выбор закона регулирования возбуждения синхронного генератора при параллельной работе 85
4.2 Моделирование схемы автоматического регулирования возбуждения при параллельной работе генератора 90
4.3 Выбор закона регулирования возбуждения синхронного генератора и моделирование системы автоматического регулирования возбуждения при автономной работе генератора 98
4.4 Разработка физической модели системы АРВ синхронного генератора 103
Глава 5 STRONG Технико-экономическая оценка замены асинхронного генератора
синхронным STRONG 109
5.1 Сравнение массогабаритных показателей генераторов 109
5.2 Сравнение генераторов в различных режимах работы 111
5.3 Сравнение генераторов по стоимости 111
Заключение 122
Список литературы 123
- Система по использованию избыточного магистрального давления жидкости (СИИД)
- Математическое описание переходного процесса при включении синхронного генератора на параллельную работу с сетью
- Выбор устройства автоматической синхронизации
- Выбор закона регулирования возбуждения синхронного генератора и моделирование системы автоматического регулирования возбуждения при автономной работе генератора
Система по использованию избыточного магистрального давления жидкости (СИИД)
Проблема снижения энергетических затрат, проблема энергосбережения становится все более актуальной в мировом аспекте. Особенно актуальна эта проблема для российской экономики, поскольку в России энергоемкость промышленного производства и социальных услуг оказывается во много раз выше общемировых показателей[1].
Россия располагает одним из наиболее существенных в мире технических потенциалов повышения энергоэффективности, который составляет более 40% от уровня потребления энергии. В абсолютных объемах – не менее 420 млн. тонн условного топлива. Это выше, чем предусмотренный в Энергетической стратегии РФ на период до 2030 года прирост производства первичной энергии в 2008-2020 годах, рассчитанный на уровне 244-270 млн. т.у.т. [2, 3].
Эта проблема еще более обостряется в связи с постоянным увеличением в нашей стране стоимости энергоносителей: природного газа, нефтепродуктов, электроэнергии и т.д. В себестоимости продукции в России доля энергозатрат часто становится доминирующей. В связи с этим конкурентоспособность отечественной продукции все больше зависит именно от экономного расходования энергетических ресурсов. Подавляющую часть энергоресурсов представляют в настоящее время так называемые невозобновляемые источники энергии в виде органических минеральных топлив. Это природный газ, нефть, уголь, торф и другие виды топлив.
Использование этих топлив как энергетических источников приводит и к значительным выбросам, как парниковых газов, так и вредных веществ (пыли, оксидов серы и азота и т.д.). Поэтому проблема энергосбережения тесно связана с решением ряда важных экологических проблем, в том числе и глобальных. В этих условиях существенно повышается роль прогнозирования и перспективного планирования в области энергетики, совершенствования энергетических технологий, сочетания использования различных видов топлива, потенциала энергосбережения. При решении проблем энергосбережения важно определить основные стратегические подходы и методы рационального использования энергоресурсов, которые могут быть как общими для всей экономики, так и специфичными для отдельных отраслей промышленности, сельского хозяйства и социальной сферы. Среди таких наиболее общих подходов в стратегии энергосбережения можно было бы назвать применение высоких ресурсосберегающих технологий в сфере энерготехнологических объектов, использование методов математического моделирования и оптимизации при проектировании и реконструкции предприятий, замену дорогостоящих энергоемких видов энергоносителей, на более дешевые, все более широкое использование возобновляемых источников энергии (ВИЭ)— ветра, солнца, воды и др[4].
Целесообразность и масштабы использования возобновляемых источников энергии определяются в первую очередь их экономической эффективностью и конкурентоспособностью с традиционными энергетическими технологиями. Основными преимуществами ВИЭ по сравнению с энергоисточниками на органическом топливе являются практическая неисчерпаемость ресурсов, повсеместное распространение многих из них, отсутствие топливных затрат и выбросов вредных веществ в окружающую среду. Однако они, как правило, более капиталомкие, и их доля в общем энергопроизводстве пока невелика[5].
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. Принцип выработки гидроэнергии основан на использовании энергии воды, которая вращает турбину, связанную с гидрогенератором. При производстве электроэнергии этим способом не используются природные ресурсы недр, которые являются исчерпаемыми, и отсутствуют загрязняющие выбросы в окружающую среду.
Современная гидроэнергетика по сравнению с другими традиционными видами электроэнергетики является наиболее экономичным и экологически безопасным способом получения электроэнергии. Малая гидроэнергетика идет в этом направлении еще дальше. Небольшие электростанции позволяют сохранять природный ландшафт, окружающую среду не только на этапе эксплуатации, но и в процессе строительства. При последующей эксплуатации отсутствует отрицательное влияние на качество воды: она полностью сохраняет первоначальные природные свойства. В реках сохраняется рыба, вода может использоваться для водоснабжения населения. В отличие от других экологически безопасных возобновляемых источников электроэнергии - таких, как солнце, ветер, - малая гидроэнергетика практически не зависит от погодных условий и способна обеспечить устойчивую подачу дешевой электроэнергии потребителю[6, 7].
Перечень потенциальных источников энергии для малой гидроэнергетики необычайно широк. Это небольшие реки, ручьи, естественные перепады высот на озерных водосбросах и на оросительных каналах ирригационных систем. Турбины малых (микро) гидроэлектростанций (МГЭС) можно использовать в качестве гасителей энергии на перепадах высот питьевых и других трубопроводов, предназначенных для перекачки различных видов жидких продуктов. Кроме того, установка небольших гидроагрегатов возможна на технологических водотоках, таких как промышленные и канализационные сбросы.
Первоочередными объектами рассмотрения для сооружения МГЭС являются существующие и незадействованные гидроузлы. По предварительным оценкам, 58% средних и 90% небольших водохранилищ страны (это 20 и 1 млн. м3 соответственно) не используются для выработки электроэнергии. Энергоэкологической нишей для МГЭС может стать водоснабжение промышленности городов и пр. В системах водоснабжения на участках трассы с большой разницей отметок поверхности вместо различного рода шахтных сопряжений, энергогасителей и других сооружений могут быть построены микро-ГЭС. При расходах воды в пределах от 5 до 100 л/с их мощность может достигать от 20 до 200 кВт.
Рентабельность МГЭС обеспечивается упрощением схемы их управления (например, за счет балластной нагрузки) и работы без обслуживающего персонала. Эффективность МГЭС может быть повышена также за счет многоцелевого использования ее сооружений, а также при выдаче мощности в местную сеть (без длинных ЛЭП).
Математическое описание переходного процесса при включении синхронного генератора на параллельную работу с сетью
В качестве генератора гидроагрегата был выбран серийный синхронный генератор. Наряду с большим преимуществом, заключающимся в том, что благодаря электромагнитному возбуждению он может работать с cos=1 и не потреблять при этом реактивной мощности из сети, а при работе с перевозбуждением даже отдавать реактивную мощность в сеть; синхронный генератор имеет существенный недостаток - сложность включения на параллельную работу [22].
При включении генератора на параллельную работу необходимо избегать чрезмерно большого толчка тока и возникновения ударных электромагнитных моментов и сил способных вызвать повреждения генератора и приводной турбины, а также аппаратов управления, контроля и защиты. Поскольку в данной установке имеют место частые включения, то эти броски могут сказаться на наджности ее работы. Поэтому предварительно необходимо определить, а затем и обеспечить допустимые условия включения[23].
Включение на параллельную работу может осуществляться способами самосинхронизации и точной синхронизации. В первом случае генератор включается в сеть невозбужденным, а затем за счет подаваемого нормального возбуждения втягивается в синхронизм с нарастающим (с ростом тока возбуждения) синхронным моментом. Во втором случае синхронная машина включается в сеть с нормальным возбуждением[24].
Включаемый по способу самосинхронизации (СС) генератор разворачивается первичным двигателем до частоты вращения, близкой к синхронной, и включается невозбужденным (незначительную ЭДС остаточного намагничивания ротора Ег.ост можно не учитывать). После включения со скольжением в обмотке возбуждения генератора наводится ЭДС, пропорциональная скольжению, представляющая опасность для изоляции обмотки. Поэтому перед включением эта обмотка должна быть замкнута на активное сопротивление (служащее для гашения поля генератора) или на якорь возбудителя. После включения подается нормальное возбуждение и нарастающий экспоненциально с постоянной времени цепи возбуждения при замкнутом статоре ток возбуждения создает нарастающий синхронный момент Мc, обеспечивающий втягивание генератора в синхронизм с электрической сетью. До подачи возбуждения на вал генератора действуют моменты: механический турбины Мм, средний асинхронный Мас и явнополюсности Мяп, обусловленный магнитной несимметрией ротора генератора в продольной и поперечных осях. Оба электромагнитных момента пропорциональны квадрату напряжения.
Асинхронный момент имеет знак, зависящий от знака скольжения генератора, и действует всегда в сторону уменьшения скольжения. Благодаря своему большому значению (рис. 2.1) он быстро подтягивает генератор к области небольших скольжений, что является определяющим для успеха втягивания в синхронизм синхронным моментом[25, 26]. неявнополюсные генераторы; 2 — явнополюсные генераторы с демпферной клеткой; 3 – явнополюсные генераторы без демпферной клетки
Избыточный механический момент, относительно небольшой при холостом ходе генератора, в области больших скольжений легко подавляется большим асинхронным моментом. В области малых
скольжений Мас уменьшается практически пропорционально уменьшению скольжения и, когда он становится равным (и противоположным) механическому моменту, наступает установившийся асинхронный ход со скольжением Sy тем меньшим, чем меньше Мм. Момент явнополюсности меняет знак с двойной частотой скольжения, и его эффект при больших скольжениях незаметен. Однако в области небольших скольжений Мяп может втянуть генератор в синхронизм. После такого втягивания скольжение и асинхронный момент Мас равны нулю и механический момент уравновешивается моментом явнополюсности Мяп .
Включение генератора в сеть сопровождается броском тока от системы, эквивалентным начальному току КЗ за реактивным сопротивлением генератора, которое в зависимости от угла включения (т. е. положения продольной и поперечной осей генератора) имеет значение от x"d до х"q. За счет внешнего сопротивления этот ток, даже в худшем случае, меньше тока КЗ на зажимах генератора. При использовании способа самосинхронизации во избежание асинхронного хода генератора, создающего нежелательные колебания тока и вибрации машины, рекомендуется включение с частотой скольжения примерно 1-1,5 Гц[24]. Точная синхронизация
Как показывает само ее название, точная синхронизация предполагает включение генератора в условиях, близких к идеальным, при которых в момент включения амплитуды, частоты и фазы напряжений генератора и электрической системы одинаковы. Эти условия могут быть обеспечены как вручную, так и специальными автоматическими устройствами. В соответствии с этим различают два вида синхронизации - ручную и автоматическую. Возможен и промежуточный вариант - так называемой полуавтоматической синхронизации, когда часть операций выполняется персоналом станции вручную, а другая -автоматически[24].
При ручной синхронизации используется синхроноскоп, стрелка которого вращается с разностью угловых частот генератора и электрической системы (х)5 = (х)т- о)с, именуемой далее угловой частотой скольжения, и образует с вертикалью угол, равный электрическому углу S между векторами синхронизируемых напряжений. Таким образом, синхроноскоп отображает векторную диаграмму, соответствующую вращению с угловой частотой скольжения a)s вектора напряжения генератора относительно вектора напряжения системы, принятого за неподвижный (рис. 2.2).
Синхроноскоп н отображаемая им векторная диаграмма. Задачами оператора являются: выравнивание напряжения генератора (равное при холостом ходе его ЭДС) и напряжения сети, подведение частоты генератора возможно ближе к частоте сети, выбор момента подачи команды на включение, чтобы оно произошло, по возможности, при синфазности напряжений («оптимум») и угол включения (угловая ошибка синхронизации бош) был бы минимален.
Для этого с учетом времени включения выключателя команда должна быть подана, когда вектор сближаясь с вектором Ес еще сдвинут на определенный угол д=доп называемый углом опережения, и существует разность частот, без которой в реальных условиях обойтись нельзя. После подачи команды вектор Ег поворачивается на угол 5р = costB, где tB — время включения выключателя (рис. 2.3).
Выбор устройства автоматической синхронизации
Блок задания внешнего момента – блок, имитирующий работу турбины с учетом принятых в работе допущений – постоянства этого момента.
Блок возбуждения синхронного генератора – блок, имитирующий работу системы возбуждения машины. Задает напряжение на обмотке возбуждения генератора.
Идеальный трехфазный ключ – стандартный блок библиотеки SimPowerSystems (Three-Phase Braker) блок моделирует трехфазное устройство включения и выключения переменного тока. Блок может управляться внешним входным сигналом или от встроенного таймера. Включение прибора происходит в случае, если на управляющий вход подан единичный положительный сигнал. Выключение прибора осуществляется нулевым сигналом, при этом выключение устройства происходит при уменьшении тока до нуля. В модели параллельно контактам ключа присоединена последовательная RC – цепь, выполняющая демпфирующие функции.
Электрическая сеть - стандартный блок библиотеки SimPowerSystems (Three-Phase Source), имитирующий работу сети бесконечной мощности. Вырабатывает синусоидальное трехфазное напряжение заданной амплитуды и частоты. Измерительный блок – блок служит для измерения выходных параметров электрической машины; в данной модели отслеживаются ток статора, скорость вращения ротора, выходная активная и реактивная мощность и электромагнитный момент.
В параметрах блока «синхронная машина» были введены параметры рассчитанного синхронного генератора, в соответствии с методикой [32, 33] (см. Приложение 1): номинальная мощность Pn = 10 кВА; линейное напряжение Vn = 400 В; частота fn = 50 Гц; синхронное индуктивное сопротивление по продольной оси Xd = 2,235 о.е.; переходное индуктивное сопротивление по продольной оси Xd = 0,36 о.е.; сверхпереходное индуктивное сопротивление по продольной оси Xd = 0,36 о.е.; синхронное индуктивное сопротивление по поперечной оси Xq = 1,096 о.е.; сверхпереходное индуктивное сопротивление по перечной оси Xq = 1,096 о.е.; постоянные времени: Tdo = 0,012 c, Tdo = 0,003 c, Tqo = 0,0001 c; сопротивление обмотки статора Rs – 0,06 о.е.; коэффициент инерции H = 0,032 с; число пар полюсов p = 2.
Данные рассчитанного генератора укладываются в интервал стандартных значений для синхронных генераторов общего назначения и близки к параметрам синхронных генераторов выпускаемых в настоящее время отечественной электротехнической промышленностью. Таким образом расчетные значения можно принять как достоверные.(см. Приложение 2).
Моделирование производилось в относительной системе единиц. При моделировании были приняты следующие допущения: отсутствие насыщения синхронного генератора, постоянство момента приводной турбины и электрическая сеть бесконечной мощности. В первой части эксперимента генератор на холостом ходу подключается к сети по методу самосинхронизации. Осциллограммы этого процесса приведены на рис.2.9, 2.10.
Переходные процессы при самосинхронизации Из рис. 2.9, 2.10 видно, что в момент подключения генератора к сети (t = 1 с) происходит значительный бросок тока, и затем генератор втягивается в синхронизм за счет момента явнополюсности. На рис. 2.9 видно, что в момент подачи возбуждения (t = 2 с) поле ротора направлено по полю статора и ток быстро спадает. На рис.3.10 поле ротора направлено против поля статора из-за чего в момент подачи возбуждения ротор проворачивается на 180 градусов и возникает ещ один переходной процесс с броском тока.
Во второй части эксперимента генератор на холостом ходу подключается к сети по методу точной синхронизации при различных фазах напряжения генератора и сети. На рис.2.12 представлены переходные процессы при угле рассогласования 0. Ударный ток при этом близок к 0. Рис.2.12. Переходные процессы при точной синхронизации
Следовательно, задавшись ограничением тока в два номинала, нужно было выяснить, с каким максимальным ускорением можно попасть, в нужный нам диапазон углов рассогласований с учетом времени срабатывания коммутационной аппаратуры. В Таблице 2.1 представлены результаты экспериментов.
1. Разработана компьютерная имитационная модель электрической части генераторной установки на базе синхронного генератора, в графической среде имитационного моделирования Simulink. Модель генератора реализована на базе стандартного блока Synchronous Machine pu Standard библиотеки SymPowerSystem.
2. Получены численные зависимости Iударн(s) и Iударн() для методов самосинхронизации и точной синхронизации.
3. Получена зависимость времени разворота генератора на угол рассогласования =30 от момента на валу генератора с учетом времени срабатывания коммутационной аппаратуры. Глава 3 Устройства автоматической синхронизации синхронных генераторов с сетью
Операция включения синхронных машин на параллельную работу принадлежит к числу весьма ответственных и требует наличия определенных условий, несоблюдение которых может приводить к повреждению машин. Вместе с тем, желательно убыстрить эту операцию, не прибегая к участию в ней человека, что, заодно, позволяет исключить возможные ошибки последнего. Все это в совокупности предопределяет автоматизацию включений на параллельную работу (АВПР)[34].
Поскольку в системе по использованию избыточного давления не предполагается постоянного обслуживающего персонала, система управления установки должна обеспечивать автоматическое включение синхронного генератора на параллельную работу с сетью.
Автоматическая самосинхронизация Продолжительность пуска гидроагрегата с последующей самосинхронизацией зависит от величины открытия направляющего аппарата. Чем больше открытие направляющего аппарата, тем больше момент турбины и тем быстрее нарастает частота вращения агрегата[35, 36].
Зависимость нарастания частоты вращения в функции времени называют пусковой характеристикой. Каждой характеристике соответствует определенное открытие направляющего аппарата на холостом ходу. На рис. 3.1 показаны три характеристики: сниженная 1, нормальная 2 и повышенная 3.
Выбор закона регулирования возбуждения синхронного генератора и моделирование системы автоматического регулирования возбуждения при автономной работе генератора
Существует большое количество схемных решений, позволяющих осуществить автоматическое регулирование возбуждения (АРВ) синхронных генераторов. Схемы АРВ различаются как по задачам регулирования, так и по тому, изменение какого параметра генератора используется в качестве датчика, осуществляющего заданный закон регулирования[49].
Закон регулирования возбуждения синхронного генератора – это уравнение (или его график), выражающее зависимость между током возбуждения синхронного генератора и его параметром, по которому, система АРВ осуществляет регулирование. В зависимости от требований, предъявляемых к генератору, и других факторов, связанных с характеристиками электрической сети, мощности генератора, можно выделить два основных закона по которым осуществляется регулирование[50]: Регулирование возбуждения генератора на постоянство напряжения на шинах питающей подстанции. Регулирование возбуждения генератора на постоянство коэффициента мощности генератора coscp=const.
Схемы автоматического регулирования возбуждения на постоянство напряжения предназначены для стабилизации напряжения на шинах питающей сети, применяются при небалансе реактивной мощности в системе. Целесообразность регулирования возбуждения на постоянство напряжения на шинах питающей подстанции вытекает из того простого факта, что при всяком отклонении напряжения от номинального условия работы (технико-экономические показатели) потребителей электроэнергии, питающихся с шин данной подстанции, ухудшаются. Как известно, загрузка заводских сетей и питающих линий активной и реактивной мощностями все время изменяется в зависимости от изменения нагрузки отдельных потребителей, а также включения и отключения других потребителей электроэнергии по условиям технологии производства. Так как электроустановки промышленных предприятий обычно получают питание от энергосистемы через понижающие трансформаторы, то колебания напряжения на шинах питающей подстанции, вызванные падением напряжения в этих элементах и линиях, зависят от соотношения активных и реактивных мощностей. Не редко в существующих системах электроснабжения снижение напряжения на шинах питающей подстанции вызывается дефицитом реактивной мощности в энергосистеме или из-за ограниченной пропускной способности питающих линий, что особенно сильно проявляется в часы утреннего и вечернего максимума. Вполне очевидно, что путем регулирования величины реактивной мощности можно компенсировать изменения напряжения па шинах питающей подстанции. Регулирование возбуждения синхронного генератора на постоянство коэффициента мощности обеспечивает его независимость от величины активной нагрузки. Регулирование на постоянство коэффициента мощности (cos p=l) экономически выгодно для синхронных генераторов малой и средней мощности. Высокий коэффициент мощности, поддерживаемый АРВ, обеспечивает минимальные потери, как в синхронном генераторе, так и в сети. Регулирование на постоянство коэффициента мощности (cos(p=l) особенно эффективно в условиях, когда узел нагрузки имеет сравнительно высокий общий коэффициент мощности.
Поскольку мощность синхронного генератора на порядок меньше мощности трансформаторной подстанции питающей тепловой пункт, можно сделать правомерное допущение о том, что режим работы генератора практически не влияет на электрическую сеть теплового пункта и напряжение на шинах к которым подключен синхронный генератор вс время остается постоянным U=const.
Длина отрезка BD пропорциональна активной мощности Р. Следовательно, учитывая, что Р = const , при всех изменениях режима работы синхронного генератора в заданных условиях длина этого отрезка на векторной диаграмме меняться не будет. Это означает, что при изменении 1в и, следовательно, Eq конец вектора Ёй (точка В) всегда будет находиться на прямой ММ, параллельной вектору [/[51].
Аналогично, длина отрезка AD пропорциональна реактивной мощности Q и изменяется при изменении ЭДС Ed (тока возбуждения /в). При этом точка D может быть выше фиксированной точки A{U = const ), совпадать с ней или быть ниже. Этим трем случаям соответствуют следующие условия:
Зависимость реактивной мощности (а), тока статора (б) и угла (в) от тока возбуждения (ЭДС) синхронного генератора в режиме U = const , Р = const.
При I в = Iв о реактивная мощность генератора равна нулю, при I в I в.о она положительная (выдается в систему) и увеличивается c увеличением в Iв. При I в Iв.о реактивная мощность отрицательная, что соответствует потреблению е из системы. Следует заметить, что значение тока Iв.о зависит от величины активной мощности Р и увеличивается с увеличением Р. При I в = Iв о ток I минимален и определяется только активной мощностью синхронного генератора. При I в I в.о к активному току прибавляется реактивный и полный ток статора генератора становится больше.
Устойчивость работы синхронного генератора в системе определяется значением угла нагрузки 3 между векторами d и [/(рис. 4.2 в). При уменьшении Iв угол 3 увеличивается. При некотором значении Iв = Iвмин , которому соответствует EdMm = PXd/U, этот угол достигает значения 3 =ж / 2, что, означает предел по устойчивости синхронной работы синхронного генератора. Дальнейшее уменьшение Iв неизбежно приводит к выходу генератора из синхронизма, т.к. при таком значении Iв синхронный генератор не в состоянии выдать в систему заданную активную мощность P при синхронной скорости вращения ротора[51]. Проанализировав данные законы возбуждения синхронного генератора, можно сделать вывод, что в нашем случае наиболее подходит закон регулирования на постоянство коэффициента мощности. Данный закон наиболее благоприятно влияет на технико - экономические показатели генератора, а также сети в целом. Регулирование целесообразно вести на постоянство номинального коэффициента мощности, который выбирается на основе критерия рентабельности. Практически в качестве стандартных принимаются коэффициенты мощности coscp = 1 или coscp = 0,8. С точки зрения минимума потерь рекомендуется регулировать возбуждение на постоянство COS(p=l.
