Содержание к диссертации
Введение
1 Основные подходы к регулированию потоков мощности в управляемых системах передачи переменного тока
1.1 Общие сведенья о регулировании активной и реактивной мощностей и мощности искажения в электрических сетях
1.2 Обзор современных технологий генерации электроэнергии малой распределенной энергетики
1.2.1 Классификация ветроэнергетических установок 25
1.2.2 Способы регулирования выходной мощности ВЭУ 28
1.2.3 Перспективы использования ВЭУ на основе технологии малоинерционного генератора
1.3 Структурная схема подключения преобразователя параметров электроэнергии
1.4 Анализ схемотехнических решений устройств и способов егулирования потоков мощности
1.4.1 Устройства поперечного регулирования коэффициента мощности
1.4.2 Устройства продольного регулирования коэффициента мощности
1.4.3 Объединённый регулятор потоков мощности 45
1.5 Определение принципиальной электрической схемы 47
преобразователя параметров электроэнергии вставка постоянного тока
Выводы 53
2 Математическая модель основных элементов ППЭ ВПТ
2.1 Векторное описание потоков мощности в стационарной системе координат
2.2 Векторное описание потоков мощности во вращающейся системе координат
2.3 Принципы регулирования величины и направления потоков мощности в ППЭ ВПТ
2.4 Математическая модель силового модуля ППЭ ВПТ
2.4.1 Математическая модель трехфазного мостового ИН с 72 нейтралью
2.4.2 Математическая модель фильтра выходной цепи переменного 76 тока
2.5 Математическая модель ВЭУ МИГ 78
2.5.1 Математическая модель турбины ВЭУ 81
2.5.2 Математическая модель электрической машины 84 ВЫВОДЫ 87 3 Разработка алгоритма работы основных элементов ППЭ ВПТ 3.1 Принцип управления ППЭ ВПТ на стороне ВЭУ МИГ 90
3.1.1 Структурная схема системы управления ППЭ ВПТ на стороне 95 ВЭУ МИГ
3.2 Принцип управления ППЭ ВПТ на стороне нагрузки 100 потребителя
3.2.1 Структурная схема системы управления ППЭ ВПТ на стороне 101 нагрузки потребителя в автономном режиме работы
3.2.2 Структурная схема системы управления ППЭ ВПТ на стороне 107 нагрузки потребителя в синхронном режиме работы
3.3 Программный комплекс моделирования основных ПО
составляющих ППЭ ВПТ
3.3.1 Имитационная модель турбины ВЭУ 111
3.3.2 Имитационная модель МИГ 115
3.3.3 Имитационная модель силового модуля ППЭ ВПТ 120
Выводы 123
4 Исследование режимов работы ППЭ ВПТ 125
4.1 Осуществление пуска ВЭУ МИГ и реверсирование потоков 128 мощности ППЭ ВПТ
4.2 Компенсация коэффициента мощности 133
4.3 Исследование процесса коммутации силовых ключей ППЭ 138 ВПТ
4.3.1 Метод пространственно-векторной модуляции 138
4.3.2 Методы адаптивного контроля тока с динамически изменяемой 141 шириной гистерезиса и фиксированной шириной гистерезиса
ВЫВОДЫ 146
5 Техническая реализация системы управления и анализ работы 147
экспериментальной установки ППЭ ВПТ
5.1 Описание силового модуля ППЭ ВПТ 147
5.2 Проектирование системы управления ППЭ ВПТ
5.2.1 Цифровая система управления контроллера ППЭ ВПТ 154
5.2.2 Аналоговая система управления блока синхронизации с сетью 159
5.3 Тестирование экспериментальной установки ППЭ ВПТ 164
Выводы 171
Заключение 172
Список использованных источников
- Обзор современных технологий генерации электроэнергии малой распределенной энергетики
- Векторное описание потоков мощности во вращающейся системе координат
- Структурная схема системы управления ППЭ ВПТ на стороне 107 нагрузки потребителя в синхронном режиме работы
- Методы адаптивного контроля тока с динамически изменяемой 141 шириной гистерезиса и фиксированной шириной гистерезиса
Введение к работе
Актуальность темы. Мировые тенденции развития современной энергетики направлены, в первую очередь, в сторону разработки и исследования энергоэффективных технологий. Возрастающая потребность общества в энергоресурсах обусловлена истощением запасов органического топлива, а с дальнейшим развитием человечества их потребление будет только увеличиваться.
В электроэнергетике тема энергосбережения и энергоэффективности в последние годы получает всё большую значимость и в нашей стране. Общий износ распределительных сетей единой энергетической системы России (ЕЭС) достиг 70%, а постоянно увеличивающееся энергопотребление приводит к снижению качества и стабильности электрических параметров, росту числа аварийных ситуаций на электрических подстанциях и электроустановках потребителя.
Проблема электроснабжения встает наиболее остро на территориях с большим количеством малых и децентрализованных потребителей. По причине значительной удаленности от основных промышленных и энергетических центров, низкой плотности населения, слабой развитости транспортных систем присоединение районов с изолированными энергосистема к ЕЭС становится малорентабельным. В связи с этим, одним из рациональных способов решения сложившейся проблемы можно считать развитие распределенной энергетики на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) с генерирующими установками, расположенными в непосредственной близости от потребителя. Одним из таких источников является ветроэнергетика.
Для более активного внедрения ветроэнергетических установок (ВЭУ) малой и средней мощности необходима разработка новых технических комплексов, направленных на повышение энергоэффективности преобразования энергии низкопотенциального течения воздушного потока. В связи с этим, наибольший интерес представляют конструкции ВЭУ основанные, на использовании концепции малоинерционного генератора (МИГ).
Вместе с тем, совместное использование возобновляемых и традиционных источников энергии и объединение их в распределенную электрическую сеть формирует следующие требования к преобразователям параметров электроэнергии (ППЭ):
автономная и синхронная передача потоков мощности от различных генерирующих источников электроэнергии распределенной сети в нагрузке потребителя;
регулирование величины и направления передаваемой активной, реактивной мощностей и мощности искажения в отдельном канале линии электроснабжения;
сопряжение разнородных источников энергии, и приведение параметров генерируемой электроэнергии к стандартным параметрам электрических сетей;
стабилизация выходного напряжения и достижение бесперебойного питания в цепи нагрузки потребителя;
компенсация реактивной мощности и мощности искажения в узле подключения к электроэнергетической системе.
На данный момент в электротехнике уже существуют теоретические и практические наработки в области схемотехники ППЭ и топологии распределенной электрической сети. Однако системы измерения электрических параметров в реальном масштабе времени, обработки информации, и формирование законов управления силовыми преобразователями требуют глубокого изучения и анализа.
Большой вклад в решение проблем, связанных с уменьшением дефицита электроэнергии децентрализованных потребителей, регулированием потоков мощности и увеличением показателей качества передаваемой мощности в высоковольтных системах электроснабжения внесли отечественные и зарубежные ученые: Ю.К. Розанов, Г.С. Зиновьев, B.C. Моин, Ю.И. Колобов, Ю.В. Шаров, И.И. Карташев, Н. Akagi, Е.Н. Watanabe, N.G. Hingorani и др. Однако тема сопряжения генерируемых мощностей ВЭУ с конечным потребителем в низковольтных электрических сетях изучена недостаточно.
Объект исследования - преобразователь параметров электроэнергии с реверсируемым направлением передачи потоком мощности.
Предмет исследования - методы управления и оптимизации потоков мощности между ветроэнергетической установкой с нестабильными электрическими параметрами и распределенной энергосистемой путем использования ведомых инверторов напряжения (ИН), объединённых в топологию вставки постоянного тока (ВПТ).
Целью диссертационной работы является исследование режимов работы реверсируемого преобразователя параметров электроэнергии вставки постоянного тока (ППЭ ВПТ), и разработка системы управления, позволяющей регулировать потоки мощности и повышать качество передаваемой электроэнергии в распределенной электрической сети класса напряжения 0,4 кВ.
Для достижения поставленной цели автором решались следующие задачи:
анализ перспективности использования ветроэнергетической установки малоинерционного генератора (ВЭУ МИГ) в распределенной системе электроснабжения децентрализованных потребителей;
обзор существующих схемотехнических решений построения силовой части ППЭ и сравнительная оценка их функциональных возможностей;
исследование систем и методов регулирования потоков мощности в электрических сетях, способов сопряжения ВЭУ МИГ с традиционными первичными источниками электропитания и потребителями;
разработка математической модели для регулирования потоков мощности посредством ППЭ ВПТ, в соответствии с законами общей теории мгновенной мощности;
создание компьютерной имитационной модели для исследования регулировочных, энергетических, спектральных характеристик ППЭ ВПТ и анализа автономного и синхронного режимов передачи потока мощности от ВЭУ МИГ в распределенную энергосистему.
проектирование системы управления ППЭ на основе компьютерной имитационной модели, работающей в реальном масштабе времени, и дальнейшее прототипирование органов управления с использованием современных программируемых аналоговых интегральных схем (ПАИС).
Методы исследования. Для решения поставленных задач при выводе математических зависимостей напряжений и токов инвертора использовались основные положения теории электрических цепей с применением классического, а так же операторного методов решения обобщённых дифференциальных уравнений. При описании основных законов регулирования потоков мощности применялась модифицированная теория мгновенной мощности, а так же методы преобразования в стационарную а, р, у и векторную d, q,0 систему координат. В
системе управления ППЭ ВПТ использовались совместно методы пространственно-векторной модуляции (ПВМ) и прогноза среднего значения выходного напряжения ИН за один период коммутации силовых ключей. При регулировании выходного тока ИН применялись методы адаптивного контроля с динамически изменяемой шириной гистерезиса (ДШГ) и фиксированной шириной гистерезиса (ФШГ) опорного сигнала. Для поддержания заданного значения скорости вращения ротора ВЭУ МИГ использовался метод прямого управления моментом (ПУМ). В качестве инструмента анализа статических и динамических процессов в исследуемой системе применялся метод модельно-ориентированного проектирования в компьютерной среде разработки MatLablSim ulink.
Научная новизна работы.
-
Разработан способ регулирования активной мощности посредством ППЭ ВПТ с использованием метода прогноза среднего значения модулирующего сигнала за один период коммутации силовых ключей и последующего формирования выходного напряжения инвертора по методу пространственно-векторной модуляции. Данные методы обеспечивают уменьшение коэффициента гармоник и снижение коммутационных потерь по сравнению со способами управления, основанными на базе двухполярной трехфазной широтно-импульсной модуляции (ШИМ).
-
Разработан алгоритм компенсации реактивной мощности и мощности искажения посредством ППЭ ВПТ на основе метода адаптивного контроля тока с динамически изменяемой шириной гистерезиса, что позволило обеспечить фиксированную частоту коммутации силовых ключей, при заданных пределах отклонения амплитуды выходного тока инвертора и исключить из системы управления задержки, вызванные постоянной времени ПИ-регулятора, который используется для расчёта выходного напряжения инвертора в соответствии с опорным значением тока задания.
-
Исследованы физические процессы в механической и электрической системах ВЭУ МИГ при регулировании величины и направления потока мощности через ППЭ ВПТ по методу прямого управления моментом. Использование данного метода управления малоинерционным генератором позволяет осуществлять регулирование выходной мощности ветроэнергетической установки без необходимости непосредственного измерения скорости вращения ротора на стороне механической системы.
-
Разработана математическая модель в компьютерной среде MatLablSimulink для стационарных, переходных и аварийных режимов работы ППЭ ВПТ при динамически изменяющихся опорных значениях тока задания.
Практическая ценность.
-
Разработанные способы управления ППЭ ВПТ обеспечивают решения задач по регулированию активной мощности, компенсации реактивной мощности и мощности искажения в распределенной энергосистеме, что позволяет повысить уровень качества и стабильности параметров электроэнергии, поставляемой потребителем.
-
Полученные результаты исследований и разработанные алгоритмы управления ВЭУ МИГ создают предпосылки для интеграции нового класса ВИЭ в распределенную энергосистему. Путем использования ППЭ ВПТ обеспечивается передача потока мощности в прямом направлении - для генераторного режима работы МИГ, в обратном направлении - для двигательного режима МИГ (запуск ВЭУ).
-
Разработано математическое описание и компьютерная модель ППЭ ВПТ в среде MatLablSimulink, позволяющее моделировать аварийные режимы работы, исследовать переходные процессы. На основе компьютерной модели была создана система управления ИН, работающая под управлением операционной системы реального времени (ОСРВ) - MatLab хРС Target.
Связь работы с научными программами. Исследования по данной тематике проводились в рамках ряда государственных контрактов:
-
Государственный контракт № 02.516.11.6045 по теме: «Разработка технических решений для обеспечения сопряжения потребителей и различных типов источников электрической энергии» шифр: 2007-6-1.6-31-04-034.
-
Государственный контракт № 16.516.11.6114 по теме: «Разработка технологии эффективного использования возобновляемых источников энергии в локальной системе электроснабжения потребителей» шифр: 2011-1.6-516-047-096.
-
Государственный контракт № 16.516.11.6063 по теме: «Разработка новой технологии распределения электрической энергии в электроэнергетических установках (Распределенные электрические сети)» шифр: 2011-1.6-516-008-186.
Положения, выносимые на защиту.
-
Принципы построения и схемные решения ППЭ для регулирования активной мощности, компенсации реактивной мощности и мощности искажения в распределенной энергосистеме.
-
Алгоритм регулирования активной и реактивной мощности и мощности искажения в реальном масштабе времени в распределенной энергосистеме.
-
Математические и компьютерные модели для исследования стационарных и динамических режимов работы ППЭ ВПТ.
-
Система управления ППЭ ВПТ.
-
Результаты анализа работы ППЭ ВПТ в режиме регулирования активной мощности и коррекции коэффициента мощности в распределенной энергосистеме.
Личный вклад автора. Постановка задачи и формирование цели исследования, разработка математической и имитационной моделей, анализ результатов компьютерного моделирования, синтез систем управления и проектирование экспериментальной установки.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы и отдельные ее разделы докладывались и обсуждались на: «Актуальные проблемы электроэнергетики», Нижний Новгород, 2009; IX Международной
молодежной научно-технической конференции «Будущее технической науки», Нижний Новгород, 2010; VII Всероссийская научная молодежная школа «Возобновляемые источники энергии», МГУ им. М.В. Ломоносова, Москва, 2010; Международная научно-техническая конференция «Электроэнергетика глазами молодёжи», Самара, 2011; 17-я Нижегородской сессии молодых ученых (технические науки), Татинец, 2012; Конкурс студенческих проектов «Энергия развития», Москва, 2012; 5-ая Международная конференция «Russia Power», молодёжная программа «Инвестируя в будущее», Москва, 2013.
Публикации. По материалам диссертации опубликовано 11 научных работ, в том числе 2 статьи в издании рекомендованных перечнем ВАК, 1 статья в иностранном журнале и 1 монография.
Структура диссертационной работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы из 101 наименований и 2 приложений. Основная часть диссертации изложена на 166 страницах, содержит 85 рисунков и 5 таблиц.
Обзор современных технологий генерации электроэнергии малой распределенной энергетики
Основные положения диссертационной работы и отдельные ее разделы докладывались и обсуждались на: «Актуальные проблемы электроэнергетики», Нижний Новгород, 2009; IX Международной молодежной научно-технической конференции «Будущее технической науки», Нижний Новгород, 2010; VII Всероссийская научная молодежная школа «Возобновляемые источники энергии», МГУ им. М.В. Ломоносова, Москва, 2010; Международная научно-техническая конференция «Электроэнергетика глазами молодёжи», Самара, 2011; 17-я Нижегородской сессии молодых ученых (технические науки), Татинец, 2012; Конкурс студенческих проектов «Энергия развития», Москва, 2012; 5-ая Международная конференция «Russia Power», молодёжная программа «Инвестируя в будущее», Москва, 2013.
Единая энергетическая система (ЕЭС) России является одной из крупнейших в мире централизованно-управляемых энергообъединениий, которая включает в себя 69 региональных энергосистем, работающих в составе семи объединенных энергетических систем (ОЭС): Востока, Сибири, Урала, Средней Волги, Юга, Центра и Северо-Запада [1] (рисунок 1). интеграция с европейскими энергетическими системами. Примером такого международного сотрудничества можно считать проект о параллельной работе энергосистем Беларуси, России, Эстонии, Латвии, Литвы (БРЭЛЛ), в котором установлены общие принципы организации совместной работы электрического кольца (ЭК), образованного сетями этих стран [2]. Кроме того, ЕЭС России через Выборгский преобразовательный комплекс сопряжена с энергосистемой Финляндии, которая в свою очередь входит в состав энергообъединения стран Северной Европы (NORDEL) [3].
В результате, ЕЭС России в совокупности с энергосистемами стран СНГ и Балтии образует Восточный энергетический союз (ЕЭС/ОЭС) [4]. Конечной целью, которого является интеграция с европейской сетью системных операторов передачи электроэнергии (международное обозначение - ENTSO-E). Такое объединение означало бы создание самого большого в мире энергетического объединения (рисунок 2), расположенного в 12 часовых поясах с суммарной установленной мощностью более 860 ГВт [5].
Однако кроме декламируемых преимуществ использования ЕЭС для транспорта электроэнергии и сопряжения генерирующих мощностей с нагрузкой потребителя, существует целый ряд технических факторов, замедляющих процесс интеграции ЕЭС России внутри страны и, как следствие, в международную энергосистему [6, 7]. Данные факторы, в первую очередь, связан с наличием проблем в электропередающих сетях и дефицитом электроэнергии в отдельных районах страны. Проблемы электропередающих сетей в ЕЭС обусловлены следующими причинами [8, 9, 10]: - недостаточная пропускная способность межсистемных и системообразующих линий электропередач (между ОЭС Центра и ОЭС Юга, ОЭС Урала и ОЭС Северо-Запада, ОЭС Средней Волги и ОЭС Юга); - изолированность отдельных ОЭС от ЕЭС (отсутствие межсистемных связей ОЭС Востока (энергосистемы республик Саха (Якутия), Камчатского края, Сахалинской области, Магаданской область и Чукотского автономного округа)); - недоиспользование сетей и неоптимальное распределение потоков мощности по параллельным линиям различного класса напряжений (ОЭС Северо-Запада, линии 330/220/110 кВ, ОАО Мосэнерго, линии 500/220/110 кВ и т.д.). - недостаточная степень устойчивости электрических сетей при суточном изменении потребления электроэнергии (ОЭС Центра, Средней Волги и Северо-Запада и др.);
Большинство из указанных проблем могут эффективно решаться на базе уже существующих линий электропередач путем использования технологии гибких (управляемых) систем передачи переменного тока (международное обозначение - FACTS) [11, 12, 13]. Которая вобрала в себя достижения современной силовой преобразовательной техники и теории управления потоками мощности электрических сетей в реальном времени.
Кроме проблем электропередающих сетей в ЕЭС России существует дефицит вырабатываемой электроэнергии в удалённых районах страны. Более 2/3 территории государства находятся в зоне децентрализованного энергоснабжения (см. рисунок 3), на которой проживает около 12,8 млн. человек [14, 15, 16]. Для энергоснабжения населения данной территории используется малая энергетика на органическом топливе (в основном дизельные электростанций (ДЭС)). Кроме того, отсутствие технической возможности осуществления параллельной работы ОЭС Сибири и ОЭС Востока значительно осложняет развитие электроэнергетики в этих регионах.
Одним из рациональных путей решения возникшей проблемы дефицита электроэнергии в удалённых от ЕЭС регионах страны является введение новых генерирующих мощностей за счёт использования ВИЭ. С учётом географических и климатических особенностей расположения зон децентрализованного энергоснабжения наиболее перспективными ВИЭ являются малые гидроэлектростанции (МГЭС), а так же ВЭУ [17, 18].
В результате, введения новых генерирующих установок (в частности ВИЭ) в непосредственной близости к децентрализованному потребителю, а так же учитывая возможность будущей интеграции с ЕЭС, необходима разработка и исследование нового электротехнического оборудования в сетях 0,4 кВ. Которое может выполнять функции как элемента силовой регулирующей активно-адаптивной электроники, так и устройства сбора, обработки и передачи информации. 1.1 Общие сведенья о регулировании активной и реактивной мощностей и мощности искажения в электрических сетях
В теоретических основах электротехники активную мощность Р принято определять как среднее значение мгновенной мощности p(t) за период Т [19]:
При передачи электроэнергии от генератора к потребителю с максимальным КПД сигналы напряжения и тока содержат только основную гармонику. В частном случае при рассмотрении идеализированной однофазной системы электропитания, в которой к синусоидальному источнику ЭДС подключена активно-индуктивная нагрузка (рисунок 4), напряжения и ток представлены в следующем виде:
Векторное описание потоков мощности во вращающейся системе координат
При работе ППЭ ВПТ в режиме передачи активной мощности из цепи постоянного тока в энергосистему, а так же передачи активной мощности из одной энергосистемы в другую, на выходе ППЭ ВПТ необходимо формировать напряжение, синхронизированное по частоте и амплитуде с напряжением первой гармоники основной энергосистемы. Величина фазового угла сдвига между выходным напряжением ППЭ ВПТ и основной энергосистемой будет определять величину передаваемой активной мощности (20). Таким образом, ведомый инвертор ППЭ ВПТ должен формировать на выходе компенсационный ток синусоидальной формы находящийся в фазе с активной составляющей тока нагрузки. Под используемым термином компенсационный ток автор подразумевает ток, который обеспечивает передачу в энергосистему необходимой составляющей полной мощности.
Для улучшения качества передаваемой мощности от различных источников энергии разветвленной сети, ППЭ ВПТ должен скомпенсировать вырабатываемую нелинейной нагрузкой потребителя неактивную мощности. Под используемым термином неактивная мощность автор подразумевает геометрическую сумму реактивной мощности и мощности искажений. Компенсация которых может быть осуществлена за счёт формирования на выходе ведомых инверторов ППЭ ВПТ компенсационных токов, уменьшающих значения передаваемой реактивной мощности и мощности искажения.
В случае уменьшения влияния реактивной мощности, ведомый инвертор ППЭ ВПТ должен формировать на выходе синусоидальный ток равный по амплитуде, но находящийся в противофазе с реактивной составляющей тока нагрузки. Для компенсации мощности искажения в состав сетевого напряжения и тока должны вноситься токи и напряжения, не содержащие основной гармоники, но находящиеся в противофазе и равные по амплитуде, таким же наивысшим гармоникам генерируемым нелинейной нагрузкой. В соответствие с вышеизложенными положениями, для формирования токов задания ведомого инвертора ППЭ ВПТ необходима взаимозависимая система, обеспечивающая связь между передаваемой мощностью и компенсационными токами. Такая взаимосвязь отражается в теории мгновенной мощности, которая может быть представлена в стационарной векторной системе координат (а, Р, у -система координат), а так же в синхронной векторной системе координат (d, q,0 -система координат ) [41, 50, 51].
Векторное описание потоков мощности в стационарной системе координат. Концепция теории мгновенной мощности заключается в нахождении опорных компенсационных токов в результате разложения мгновенной активной и неактивной мощностей на их постоянные и переменные составляющие.
В соответствии с теорией мгновенной мощности, используя преобразование Кларка, трёхфазная система координат а,Ъ,с может быть преобразована в стационарную векторную систему координат а,Р,у [52]:
Обратное преобразование Кларка осуществляет преобразование из стационарной векторной системы координат а, Р, у в трёхфазную симметричную систему координат а,Ъ,с\ xa Любую несимметричную трёхфазную систему координат можно представить в виде трёх систем: нулевой, прямой и обратной последовательности фаз [19]. При преобразовании несимметричной трёхфазной системы а Ъ с в векторную а, Р, у, параметр ху - делает вклад в нулевую составляющую фазного сигнала, а параметры ха,ха - в прямую и обратную последовательность.
В трёхфазной системе электропитания с нейтралью возникают токи нулевой последовательности, создающие падение напряжения в нулевом проводе, система фазных напряжений записывается следующими уравнениями:
В реальных условиях, форма напряжения и тока отличается от синусоидальной формы сигнала. В общем виде сетевое напряжение и ток может быть несимметричным и содержать наивысшие гармоники. Запишем уравнения нелинейной несимметричной трёхфазной системы напряжений и токов, для и-ой гармоники при разложении несинусоидального сигнала в ряд Фурье: где, n - номер гармонической составляющей; UQH, U+n, U_n - действующее значение нулевой, прямой и обратной последовательности напряжения сети для и-ой гармоники, при разложении несинусоидального сигнала в ряд Фурье; ип - круговая частота «-ой гармоники; Ф0и Ф+и Ф-и фазовый угол сдвига нулевой, прямой и обратной последовательности напряжения, от произвольного начала отсчёта. Из выражений (ЗО) и (31) видно, что напряжение и токи прямой и обратной последовательности содержатся в a, Р -составляющих, в то время как напряжение и ток нулевой последовательности присутствует только в у-компоненте. В трёхфазной системе электропитания, мгновенная передаваемая мощности описывает общее количество передаваемой энергии между источником и приёмником в текущий период времени:
Дальнейшим развитием теории мгновенной мощности в стационарной системе координат, является представление мгновенных значений напряжений и токов в виде векторов вращающихся с заданной синхронной скоростью.
Используя геометрические свойства обобщённого вектора напряжения и тока (26), (27) можно осуществить переход от стационарной векторной системы координат к вращающейся, сориентированной вдоль оси у и развёрнутой Переход из стационарной а,Р во вращающуюся d,q систему координат, используя рисунок 23, можно осуществить из следующего соотношения:
Структурная схема системы управления ППЭ ВПТ на стороне 107 нагрузки потребителя в синхронном режиме работы
Регулирование направления потоков мощности ППЭ ВПТ на стороне нагрузки потребителя осуществляется в инверторном и выпрямительном режиме работы ИН2. Энергия, поступающая в звено постоянного тока ЕН от ВЭУ МИГ через ИН2 передается в нагрузку потребителя. Преобразованное постоянное напряжение в трехфазное переменное напряжение используется для питания однофазных или трехфазных нагрузок потребителя, соединенных по схемам «звезда», «звезда» с нейтралью и «треугольник». В данном случае, используется инверторный режим работы ИН2. При осуществление пуска ВЭГ, а так же при дефиците генерируемой мощности ВЭУ МИГ, ИН2 должен обеспечить заряд ЕН от ДЭС или ЕЭС. Для этого, реверсируется направление потоков энергии и используется выпрямительный режим работы ИН2 [78, 79]. Управление ГШЭ ВПТ на стороне нагрузки потребителя, осуществляется в автономном и синхронном режимах работы. Переключение между данными режимами управления происходит по логическому сигналу S (рисунок 34).
Под автономным режимом работы подразумевается использование ВЭУ МИГ в ВЭС класса А и В, т. е. подключение ВЭГ к энергосистеме ограниченной мощности (совместная работа ВЭУ с ДЭС) [27, 28]. В данном режиме, в системе управления ИН2, был использован метод векторного управления в стационарной а, Р, у-системе координат.
В синхронном режиме работы использование ВЭУ МИГ происходит в ВЭС класса С, т. е. подключение ВЭГ к энергосистеме значительно более мощной и имеющей жесткую внешнюю характеристику (интеграция ВЭУ МИГ с ЕЭС и параллельная работа на общую нагрузку потребителя). Для такого режима работы в системе управления ИН2 был использован метод векторного управления во вращающейся d, qjd -системе координат.
На рисунок 37 представлена структурная схема системы управления ППЭ ВПТ на стороне нагрузки потребителя в стационарной а, Р, у -системе координат, для автономного режима работы. На вход системы управления ИН2 поступают сигналы мгновенных значений сетевого напряжения (мС2) и тока в цепи нагрузки (/н). После преобразования величин из трехфазной в векторную систему координат (а,Р,у) блоком преобразования Кларка (22) вычисляется мгновенная передаваемая мощность в соответствие с выражением (42). Из полученного сигнала мгновенной активной мощности выделяется постоянная составляющая фильтром нижних частот (ФНЧ), к которой добавляется составляющая мощности PDC-, необходимая для подержания фиксированного уровня напряжения на ЕН цепи постоянного тока. Из сигнала мгновенной неактивной мощности выделяются две постоянные составляющие при помощи ФНЧ и фильтра верхних частот (ФВЧ), соответствующие реактивной мощности и мощности искажения. Кроме этого, ко всем составляющим передаваемых мощностей добавляются сигналы задания блока регулятора потоков мощности. Данный блок задает величину и направление передаваемой активной (ic2) реактивной ( 2С2) мощностей и мощности искажения (DC2) в цепи между нагрузкой потребителя и источником (ВЭУ МИГ, ДЭС).
После расчёта необходимых значений передаваемых мощностей в блоке формирования компенсационных токов ИН2 вычисляются опорные токовые сигналы (43), которые необходимо сформировать на выходе инвертора. Блок обратного преобразования Кларка, в соответствие с выражением (23), используется для преобразования сигналов из векторной системы координат (а,Р,у) в трёхфазную (а,Ь,с). Результирующие трёхфазные сигналы компенсационных токов поступают на вход логического устройства (ЛУ), которое формирует модулирующий сигнал для переключения силовыми ключами инвертора (рисунок 37).
Не зависимо от способа вычисления компенсационных токов основной задачей при управлении преобразователем является поддержание величины выходного тока ИН в соответствие с опорными значениями. В преобразовательной технике один из распространенных способов регулирования выходного тока инвертора заключается в вычислении модулирующего сигнала напряжения преобразователя с использованием пропорционально-интегрирующего (ПИ) регулирования [83, 84]. В данном способе управления динамические характеристики инвертора ограничены постоянной времени ПИ-регулятора. Этот недостаток может привести к перерегулированию в переходных режимах работы в цепях емкостного накопителя. Поэтому в системе управления ИН2 в автономном режиме работы был применен гистерезисный (релейный) метод непосредственного регулирования фазными токами.
Использование метода контроля выходного тока ИН с фиксированной шириной гистерезиса (ФШГ) - h, характеризуется высокой стабильностью, точностью и быстротой отклика регулятора [80, 81, 82]. Такой способ обеспечивает увеличение скорости реакции системы управления на изменения сигнала задания и обратной связи [85]. Это особенно важно при работе с сетью ограниченной мощности, когда изменение потоков мощности в ИН приводит к изменению фазы напряжения сети в точке подключения [86].
Формы тока и напряжения формируемые блоком гистерезисного контроля тока с ФШГ На вход блока гистерезисного контроля тока (рисунок 37) подаётся сигнал ошибки, определяемый как разница между током задания /щ вычисленного математически, и реальным выходным током инвертора іШІ2. На выходе гистерезисного элемента формируются логические сигналы управления ИН (рисунок 38). В случае превышения выходного фазного тока, над током задания и зоной нечувствительности гистерезисного элемента ИН2 0ин2 + ) на выходе блока ЛУ формируется сигнал логического «0», обеспечивающий закрывание соответствующего силового ключа формирующего данный выходной ток инвертора. При снижении тока обратной связи ниже допустимого значения тока задания /щ ( ) на соответствующий силовой ключ подаётся сигнал логической 1, тем самым, происходит увеличение выходного тока ИН.
Из рассмотренного принципа управления следует, что частота импульсов управления, а следовательно и частота коммутации силовых ключей будет зависеть от того, как быстро будет изменяться ток от верхнего предела гистерезисного элемента к нижнему и наоборот. На частоту переключения силовых ключей будет влиять индуктивность выходного фильтра, а так же величина напряжения на накопительном конденсаторе цепи постоянного тока. Тем самым, использование данного способа управления определяет несколько нежелательных особенностей: непостоянная частота коммутации ключей (увеличение потерь) в ИН, расширение спектра высокочастотных гармоник в выходном токовом сигнале, трудности в проектировании фильтрующих устройств и возникновение акустического шума [87].
Одним из перспективных вариантов развития гистерезисного метода контроля выходного тока ИН заключается в применение адаптивного способа управления с динамически-изменяемой шириной гистерезисного элемента (ДШГ). Для более детального рассмотрения данного метода, запишем уравнения определяемые форму выходного тока ИН, в соответствие с рисунком 38.
Методы адаптивного контроля тока с динамически изменяемой 141 шириной гистерезиса и фиксированной шириной гистерезиса
При разработке современных цифровых систем управления для различных электронных, электромеханических и преобразовательных устройств возникают проблемы, непосредственно связанные с решением задач моделирования реальных физических объектов, проектирования аппаратуры систем управления, тестирования и создания рабочих прототипов.
При традиционном методе проектирование системы управления в первую очередь формируются технические требования и задания, в соответствие с которыми производятся вычисления, подбирается элементная и аппаратная база для реализации законченного решения. В качестве среды для компьютерных вычислений обычно используются программы Matcad, Mathematica, Maple и др. После выполнения расчётов необходимо разработать схему электрическую принципиальную, по которой будет трассироваться печатная плата опытного образца. Для выполнения данных операций принято использовать специализированые САПР: Altium Designer, DipTrace, P-CAD, OrCAD и др. На выходе САПР генерируются технологические файлы, по которым изготавливается опытный образец СУ. Затем под данный образец с установленным микропроцессорным устройством необходимо написать программное обеспечение (ПО), которое будет описывать все возможные алгоритмы работы объекта управления. В зависимости от используемой архитектуры микропроцессора для написания встраиваемого ПО обычно используются следующие среды разработки: для микроконтроллеров (MCU) - IAR Systems, Keil MDK-ARM, Eclipse; для цифровых сигнальных процессоров (DSP) - Code Composer Studio, CodeWarrior Development Studio, CrossCore; для программируемых логических интегральных схем (ПЛИС (FPGA)) - Quartus, ISE Design. В результате, окончательным этапом проектирования СУ будет тестирование готового образца и отладка в реальной системе совместно с объектом управления.
К основным недостаткам традиционного метода проектирования СУ можно отнести: - длительный период разработки, включающий в себя время между постановкой задачи и получением готового опытного образца, может вызвать повторение всех этапов проектирования в случае возникновения ошибки на самом раннем этапе; - разнообразие программных и инструментальных средств разработки формируют предпосылки возникновения ошибок проектирования на стыке отдельных этапов; - на ранних этапах проектирования для подтверждения заданных требований натурные прототипы и эксперименты неудобны, сложны и затратны;
При решении указанных сложностей в задаче проектирования контроллера ВПТ автором предлагается использовать инновационный метод модельно-ориентированного проектирования (МОП), сосредоточенного вокруг математической и имитационной моделей на всех этапах разработки [94].
Для сравнения, на рисунке 70 показаны маршруты разработки СУ основанной на традиционном методе проектирования и перспективном методе МОП в программно-аппаратной среде MatLab.
При использовании МОП по исходным данным и математической модели системы и объекта управления производится компьютерное моделирование в среде MatLab/Simulink. В качестве объекта управления выступает имитационная модель турбины ВЭУ, МИГ, силового модуля ППЭ ВПТ. Система управления представляет собой имитационную модель контроллера ППЭ ВПТ.
После компьютерного моделирования из имитационной модели контроллера ППЭ ВПТ автоматически генерируется ПО для прототипа СУ, в качестве которого может выступать промышленный компьютер под управление управлением операционной системы реального времени (ОСРВ) - MatLab хРС Target, а так же целевые платформы, выполненные на MCU, DSP, FPGA [95]. Прототип СУ подключается к исходной компьютерной модели объектов управления (см. рисунок 71 (а)). Таким образом, обеспечивается проверка работоспособности алгоритма работы контроллера ППЭ ВПТ. Данный способ тестирования в среде разработки MatLab называется процессорно-программным тестирование (Processor-inhe-Loop, PIL). Стоит отметить, что автоматическая генерация кода из модели позволяет избежать ошибок, связанных с человеческим фактором и снижает временные затраты на текущем этапе разработки.
Следующий этап - программно-аппаратное тестирование (Hardware-inhe-Loop, HIL), которое позволяет тестировать и исследовать алгоритм работы контроллера ППЭ ВПТ, реализованный в прототипе СУ в реальном масштабе времени [96, 97]. На этом этапе вместо компьютерной модели объекта используется модель исполняемая в реальном времени. Прототип СУ подключается к компьютеру, который моделирует объект управления и работает в реальном времени (см. рисунок 71 (б)).