В этом примере показано фазовое моделирование ветровой электростанции мощностью 9 МВт с использованием индукционного генератора с двойным питанием (DFIG), приводимого в действие ветровой турбиной.
Рихард Ганьон, Бернар Сонье, Ален Форсионе (Гидро-Квебек)
Примечание.В этом примере используется общая модель ветряной турбины DFIG. Модель полезна для образования и академических работ.
Ветровая электростанция на 9 МВт, состоящая из шести ветряных двигателей на 1,5 МВт, связанных с системой распределения на 25 кВ, экспортирует власть в сетку на 120 кВ через 30 км, едока на 25 кВ. Установка 2300V, 2-MVA, состоящая из нагрузки двигателя (асинхронный двигатель мощностью 1,68 МВт при 0,93 ПФ) и 200-kW резистивной нагрузки, подключена к тому же фидеру на шине B25. Как ветряная турбина, так и нагрузка двигателя имеют систему защиты, контролирующую напряжение, ток и скорость машины. Также контролируется напряжение линии постоянного тока DFIG.
В ветряных турбинах используется индукционный генератор с двойным питанием (DFIG), состоящий из индукционного генератора с намотанным ротором и преобразователя PWM на основе переменного/постоянного/переменного тока IGBT. Обмотка статора подключена непосредственно к сетке 60 Гц, а ротор питается с переменной частотой через преобразователь переменного/постоянного/переменного тока. Технология DFIG позволяет извлекать максимальную энергию из ветра для низких скоростей ветра за счет оптимизации скорости турбины, при этом минимизируя механические напряжения на турбине во время порывов ветра. Оптимальная скорость турбины, производящая максимальную механическую энергию для данной скорости ветра, пропорциональна скорости ветра. При скоростях ветра ниже 10 м/с ротор работает с подпереходной скоростью. При высокой скорости ветра он движется с гиперзвуковой скоростью. Откройте меню турбины, выберите «Данные турбины» и проверьте «Отображение характеристик мощности ветротурбины». Механическая мощность турбины как функция скорости турбины отображается для скоростей ветра в диапазоне от 5 м/с до 16,2 м/с. Управление DFIG осуществляется для следования красной кривой. Оптимизация частоты вращения турбины достигается между точкой B и точкой C на этой кривой. Другим преимуществом технологии DFIG является способность силовых электронных преобразователей генерировать или поглощать реактивную мощность, таким образом устраняя необходимость установки конденсаторных батарей, как в случае индукционных генераторов с белым каркасом.
Модель ветротурбины - это фазорная модель, позволяющая проводить исследования типа переходной устойчивости с длительным временем моделирования. В этом примере система наблюдается в течение 50 с.
Откройте меню блока ветротурбины и просмотрите четыре набора параметров, заданных для турбины, генератора и преобразователей (со стороны сетки и со стороны ротора). 6-ветротурбинная установка моделируется единым ветротурбинным блоком путем умножения следующих трех параметров на шесть:
1. Номинальная механическая мощность ветротурбины: 6 * 1 .5e6 Вт, указанная в меню данных турбины
2. Номинальная мощность генератора: 6 * 1,5/0,9 МВА (6 * 1,5 МВт при 0,9 PF), указанная в меню данных генератора
3. Номинальный конденсатор шины постоянного тока: микрофарады 6 * 10000, указанные в меню данных преобразователей
Также обратите внимание в меню Control parameters, что для параметра «Mode of operation» (Режим работы) установлено значение «Voltage regulation» (Регулирование напряжения). Напряжение на клемме будет регулироваться до значения, определяемого опорным напряжением (Vref = 1 pu) и падением напряжения (Xs = 0,02 pu).
1. Реакция турбины на изменение скорости ветра
Откройте блок шага «Скорость ветра», определяющий скорость ветра. Первоначально скорость ветра устанавливается на уровне 8 м/с, затем при t = 5с скорость ветра резко возрастает на уровне 14 м/с. Запустить моделирование и наблюдать за сигналами в объеме «Ветротурбины», контролирующими напряжение ветротурбины, ток, генерируемую активную и реактивную мощности, напряжение шины постоянного тока и скорость турбины. При t = 5 с генерируемая активная мощность начинает плавно увеличиваться (вместе со скоростью турбины), достигая номинального значения 9 МВт приблизительно за 15 с. За это время частота вращения турбины увеличится с 0,8 pu до 1,21 pu. Первоначально угол наклона лопаток турбины равен нулю, а рабочая точка турбины следует красной кривой характеристик мощности турбины до точки D. Затем угол наклона увеличивается с 0 ° до 0,76 ° для ограничения механической мощности. Проверьте также напряжение и генерируемую реактивную мощность. Реактивная мощность регулируется для поддержания напряжения 1 pu. При номинальной мощности ветротурбина поглощает 0,68 Мвар (генерируемый Q = -0,68 Мвар) для управления напряжением при 1pu. При изменении режима работы на «Var regulation» с нулевым значением «Generated reactive power Qref» (генерируемая реактивная мощность Qref) будет наблюдаться увеличение напряжения до 1,021 pu, когда ветряная турбина генерирует свою номинальную мощность при единичном коэффициенте мощности.
2. Моделирование провисания напряжения в системе 120-kV
Теперь вы увидите влияние провисания напряжения в результате удаленной неисправности на 120-kV систему. Во-первых, в блоке шага скорости ветра отключите шаг скорости ветра, изменив конечное значение с 14 до 8 м/с. Затем откройте меню источника напряжения 120-kV. В параметре «Изменение времени» выберите «Амплитуда». Падение напряжения 0,15 pu, продолжающееся 0,5 с, запрограммировано так, чтобы оно происходило при t = 5 с. Убедитесь, что режим управления все еще находится в режиме регулирования Var с Qref = 0. Запустите моделирование и откройте область «Grid». Проверьте напряжение и ток установки, а также скорость двигателя. Отметим, что ветропарк производит 1,87 МВт. При t = 5 с напряжение падает ниже 0,9 pu, а при t = 5,22 с система защиты отключает установку из-за обнаружения пониженного напряжения более 0,2 с (см. настройки защиты и состояние в подсистеме «Установка»). Ток установки падает до нуля и скорость мотора постепенно снижается, при этом ветряная электростанция продолжает вырабатывать на уровне мощности 1,87 МВт. После отключения установки в сеть экспортируется мощность 1,25 МВт (P_B25, измеренная на B25 шины).
Теперь измените режим управления ветровой турбиной на «Регулирование напряжения» и повторите испытание. Вы заметите, что завод больше не путешествует. Это происходит потому, что поддержка напряжения, обеспечиваемая реактивной мощностью 5 Мвар, генерируемой ветровыми турбинами во время провала напряжения, поддерживает напряжение установки выше порога защиты 0,9 pu. Напряжение установки во время провисания напряжения теперь составляет 0,93 pu.
3. Моделирование неисправности в системе 25-kV
Наконец, Вы будете теперь наблюдать воздействие единственной фазы к замыканию на землю, происходящей на линии на 25 кВ в автобусе B25. Сначала отключите шаг напряжения на 120 кВ. Теперь откройте меню блока «Fault» и выберите «Phase A Fault». Проверьте, что неисправность запрограммирована на применение 9-цикличного однофазного отказа к земле при t = 5 с.
Следует отметить, что при нахождении ветротурбины в режиме «Регулирование напряжения» напряжение положительной последовательности на клеммах ветротурбины (V1_B575) при неисправности падает до 0,8 pu, что выше порога защиты от пониженного напряжения (0,75 pu для t > 0,1 с). Поэтому ветряная электростанция остается в эксплуатации. Однако при использовании режима «Регулирование Var» с Qref = 0 напряжение падает ниже 0,7 pu, и защита от пониженного напряжения отключает ветроэлектростанцию. Теперь мы можем наблюдать, что скорость турбины увеличивается. При t = 40 с угол тангажа начинает увеличиваться для ограничения скорости.
Этот пример настроен так, что все состояния инициализированы так, что моделирование начинается в установившемся состоянии. Исходные условия были сохранены в файле «power_wind_dfig.mat». При открытии этой модели обратный вызов InitFcn (в окне Свойства модели/обратные вызовы) автоматически загружает в рабочую область содержимое этого файла .mat (переменная xInitial).
Если изменить эту модель или значения параметров компонентов питания, исходные условия, сохраненные в переменной «xInitial», перестанут быть действительными, и Simulink ® выдаст сообщение об ошибке. Чтобы регенерировать исходные условия для измененной модели, выполните следующие действия.
1. На панели Configuration Parameters снимите флажок «Initial state».
2. Дважды щелкните на блоке Step (Шаг) со знаком «Скорость ветра (м/с)» и временно отключите изменение скорости ветра, умножив время шага на 100.
3. Дважды щелкните по блоку Breaker и убедитесь, что неисправность не применена (флажки фазы A, B и C не установлены).
4. Дважды щелкните на блоке источника напряжения 120 кВ и убедитесь, что для параметра «Time variation of» установлено значение «None».
5. Начать моделирование. После завершения моделирования убедитесь, что достигнуто устойчивое состояние, посмотрев на формы сигналов, отображаемые в областях. Конечные состояния, сохраненные в массиве «xFinal», могут использоваться в качестве начальных состояний для будущего моделирования. Выполнение следующих двух команд копирует эти окончательные условия в «xInitial» и сохраняет эту переменную в новом файле (myModel_init.mat).
>> xInitial=xFinal;
>> save myModel_init xInitial
6. В окне InitFcn панели Свойства модели (Model Properties) замените строку «xInitial = init_power_wind_dfig;» на «load» myModel_init.mat. При следующем открытии этой модели переменная xInitial, сохраненная в файле myModel_init.mat, будет загружена в рабочую область.
7. На панели «Параметры конфигурации» установите флажок «Начальное состояние».
8. Запустите моделирование и убедитесь, что модель запущена в установившемся состоянии.
9. Дважды щелкните на шаговом блоке «Скорость ветра (м/с)» и снова включите изменение скорости ветра при t = 5 с (удалите коэффициент умножения 100).
10. Сохраните модель.