Дослідження впливу відновлюваних джерел енергії з віртуальною інерцією на процеси регулювання частоти та потужності електроенергетичної системи

Размещено на http://www.allbest.ru/

УДК 621.311

ДОСЛІДЖЕННЯ ВПЛИВУ ВІДНОВЛЮВАНИХ ДЖЕРЕЛ ЕНЕРГІЇ ЗВІРТУАЛЬНОЮ ІНЕРЦІЄЮ НА ПРОЦЕСИ РЕГУЛЮВАННЯЧАСТОТИ ТА ПОТУЖНОСТІ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИЧНОЇ СИСТЕМИ

О.С. Яндульський, д-р техн. наук, професор, А.Б. Нестерко Національний технічний університет України «Київський політехнічний інститут»

Анотація

Вплив відновлюваних джерел енергії (ВДЕ) на основні режимні параметри електроенергетичної системи (ЕЕС) в усталених та перехідних режимах зумовлює зміни в роботі систем керування ЕЕС. В умовах змінного генерування ВДЕ системи керування повинні підтримувати основні режимні параметри в заданих межах та забезпечувати стійку роботу ЕЕС, що є першочерговою задачею керування режимом. Впровадження ВДЕ ставить нові вимоги до швидкодії та інформаційного забезпечення систем керування. Приєднання до мережі ВДЕ за допомогою силових перетворювачів (інверторів) зменшує постійну інерції ЕЕС, що призводить до пришвидшення перехідних процесів зміни частоти. В статті запропоновані підходи до планування резервів кінетичної енергії ЕЕС та використання контролерів віртуальної інерції вітрових електростацій для зменшення швидкості перехідних процесів зміни частоти ЕЕС.

Ключові слова: регулювання частоти та потужності, відновлювані джерела енергії, вітрова турбіна, кінетична енергія, інерційний відгук

The impact of renewables on the basic parameters of electric power systems (EPS) mode in transient conditions causes changes in the control fundamentals of electric power systems (EPS). Under new conditions, control systems must support the basic mode parameters within specified limits and maintain standardized safety factor. Ensuring stable operation is a priority control mode of EPS. The introduction of renewables puts new demands for speed and data management systems of EPS. Coupling RES with the network using power converters (inverters) reduces inertia constant of EPS. Reducing constant inertia of EPS leads to acceleration of frequency change transients. The article suggested approaches to planning kinetic energy reserves of EPS and using virtual inertia controllers for the main types of renewable energy sources to decelerate frequency change transients.

Keywords: load frequency control, renewable energy sources, wind turbine, the kinetic energy, inertial response

Влияние возобновляемых источников энергии (ВИЭ) на основные режимные параметры электроэнергетической системы (ЭЭС) в устоявшихся и переходных режимах приводит к изменению в работе систем управления ЭЭС. В условиях переменного генерирования ВИЭ, системы управления должны поддерживать основные режимные параметры в заданных пределах и обеспечивать устойчивую работу ЕЭС, что является первоочередной задачей управления режимом. Внедрение ВИЭ предъявляет новые требования к быстродействию и информационному обеспечению систем управления. Присоединение к сети ВИЭ с помощью силовых преобразователей (инверторов) уменьшает постоянную инерции ЕЕС, ведет к ускорению переходных процессов изменения частоты. В статье предложены подходы к планированию резервов кинетической энергии ЕЭС и использования контроллеров виртуальной инерции ветровых електростаций для уменьшения скорости переходных процессов изменения частоты ЕЭС.

Ключевые слова: регулирование частоты и мощности, возобновляемые источники энергии, ветровая турбина, кинетическая энергия, инерционный отклик.

Вступ

Відомо, що відхилення миттєвої частоти ЕЕС від номінальної характеризує миттєвий небаланс між виробництвом та споживанням електричної енергії. Межі відхилення системної частоти регламентуються ГОСТ 13109-97, при цьому основною задачею системи регулювання частоти та потужності ЕЕС є безперервна підтримка частоти у заданих межах (рис.1).

Аналіз роботи систем первинного та вторинного регулювання показав, що на інтервалі часу від моменту збурення до 5с системна частота підтримується виключно за рахунок накопиченої кінетичної енергії в синхронних обертових масах генераторів. Електрична потужність, отримана з накопиченої кінетичної енергії, називається інерційним відгуком [1], при цьому загальносистемний параметр, який характеризує всю накопичену кінетичну енергію генераторів, електрично приєднаних до ЕЕС, називається постійною інерції ЕЕС (Ні). У зв'язку з безперервним процесом оперативного керування параметр Ні залежить від часу.

Приєднання до мережі генеруючих потужностей, в тому числі ВДЕ, за допомогою силових перетворювачів (інверторів) зменшує постійну інерції ЕЕС. Зменшення постійної інерції ЕЕС призводить до пришвидшення перехідних процесів зміни частоти. Зважаючи на це, автоматичне регулювання частоти та потужності (САРЧП) повинно забезпечити швидшу активацію резервів потужності при виникненні небалансу. Проте час активації первинних резервів потужності обумовлений не лише часом прийняття рішення САРЧП, але й технологічними обмеженнями щодо швидкості завантаження генераторів, виділених під первинне регулювання.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 1. Часові інтервали, на яких працюють системи первинного та вторинного регулювання частоти та потужності

Метою роботи є дослідження способів залучення ВДЕ з інверторним приєднанням до регулювання частоти та потужності, що дозволить вирішити проблему з швидкодією первинного регулювання частоти. Згідно проведених досліджень [2] швидкодія інверторів на завантаження та розвантаження обмежена здебільшого інертністю первинних джерел енергії. Для основних типів ВДЕ, таких як сонячні та вітрові електростанції, розроблені алгоритми керування їхньою потужністю в перехідних режимах [3,4], які дозволяють формувати інерційний відгук. Величина запасів кінетичної енергії безпосередньо повязана зі стійкістю ЕЕС. Тому використання описаних у [5] методів керування потужністю ВДЕ необхідно узгоджувати з умовами стійкої та надійної роботи електроенергетичної системи.

кінетичний енергія вітровий електростанція

Контролер віртуальної інерції ВЕС

Для виробництва електричної енергії за допомогою енергії вітру, використовуються вітрові турбіни, що мають рухомі частини, і, відповідно, мають запас кінетичної енергії. Деякі вітрові турбіни працюють на фіксованій швидкості обертання і можуть бути підключені безпосередньо до мережі. Ці турбіни здатні забезпечити інерційний відгук подібно до синхронних генераторів [5]. Структурну модель типової ВЕС зображено на рис.2.

Рис. 2. Структурна модель вітрової електричної станції

На основі даних про поточну частоту обертання турбіни та уставку активної потужності контролер швидкості обертання турбіни (КШОТ) визначає нову оптимальну уставку за активною потужністю, яка відповідає точці максимальної ефективності перетворення енергії вітру. Для видачі додаткової потужності в перехідних режимах контролер віртуальної інерції (КВІ) у складі КШОТ збільшує уставку за активною потужністю. В результаті турбіна ВЕС уповільнюється, контролер оптимальної швидкості обертання (КОШО) протидіє КВІ, зменшуючи уставку за активною потужністю (рис.3). Проте швидкодія КВІ більша ніж КОШО, тому в перехідних режимах уставка КВІ переважає уставку КОШО. В квазіусталених режимах частота змінюється повільно, тому уставка КВІ наближено дорівнює нулю.

Кількість енергії, яка буде вивільнена при зміні частоти обертання турбіни з ш_пот до оу у вигляді інерційного відгуку, визначається рівнянням [6] (1)

(1)

де j- момент інерції вітрової турбіни [кг м²].

Для синхронного генератора електрична частота обертання агрегату відповідає системній частоті, тобто зменшення частоти обертання турбіни пропорційне зменшенню частоти мережі.

У випадку вітрової турбіни з інверторним приєднанням швидкість обертання може зменшитись від номінальної частоти обертання аж до мінімального її значення, незалежно від частоти мережі [6] (табл.1).

Таблиця 1 Зміни кінетичної енергії синхронної машини та вітрової турбіни при зміні системної частоти.

Вимоги до інерційного відгуку від несинхронних генераторів описані в мережевому кодексі Канади; проект вимог до інерційного відгуку наразі знаходиться на погодженні entso-e [7].

Згідно вимог [7], для підтримки мережі при збуреннях, що призводять до значних небалансів потужності, вітрові турбіни повинні забезпечувати інерційний відгук: “Щоб досягти цього, система керування видачею потужності повинна забезпечити інерційний відгук на рівні еквівалентного синхронного генератора зі сталою часу 3.5с. За вимогою інерційного відгуку регулюючі станції повинні збільшувати свою активну потужність що найменше на 5% на час не менше 10с.”

Відповідно до мережевого кодексу entso-e, у разі виникнення аварійного небалансу за активною потужністю від електростанцій вимагається «відгук» за активною потужністю у формі рис.3 «для обмеження швидкості зменшення частоти при втраті генерації». Реакція повинна бути реалізована протягом 200мс, та «первинна видача додаткової потужності повинна бути узгоджена з рівнем швидкості зміни частоти енергосистеми». Системні оператори повинні визначити часові рамки реалізації підтримки мережі та інтервал відновлення «резервів». Контролер віртуальної інерції повинен містити блок налаштування зони нечутливості до швидкості зміни частоти та блок обмеження потужності.

Згідно вимог entso-e, для створення аналогічного синхронним машинам “інерційного відгуку”

ВЕС повинні реалізувати диференційний закон керування частотою ( контролер, рис.4a). В свою чергу, згідно вимог Hydro-Quebec ВЕС повинні збільшувати свою активну потужність щонайменше на 5% , на час не менше 10с, тобто релізувати стрибкоподібний закон регулювання (Af -контролер, рис.4б).

Рис. 3. Форма інерційного відгуку згідно вимог entso-e

Основною задачею контролера вітротурбіни є формування інерційного відгуку, форма реалізації якого заснована на інформації про наявні запаси кінетичної енергії ВЕС, характері та якості перехідного процесу ЕЕС, а також інформації про алгоритми та уставки систем релейного захисту та автоматичного управління електричної мережі. У випадку помилкових дій контролера (занадто сильний/слабкий інерційний відгук, зарання/пізна активація, тощо) інерційний відгук може утяжнити перехідний режим. Для вітростанцій контролер віртуальної інерції визначає корекцію уставки “оптимального” моменту для конкретного режиму [8].

Рис. 4. Контролер віртуальної інерції в складі контролера швидкості обертання турбіни ВЕС

Резерви для інерційного відгуку являють собою додаткову енергію AE_Boost, яка може бути отримана від вітротурбіни та віддана в електричну мережу для стабілізації перехідного режиму. Важливо зауважити, що AE_Boost розглядається як резерв на завантаження та розвантаження. Для «безпечного» використання інерційного відгуку ВЕС необхідно визначити:

1) Скільки додаткової енергії AE_Boost може бути згенеровано/поглинуто з мережі вітровою турбіною?

2) Протягом якого часу (T_Boost) необхідно генерувати/споживати додаткову енергію AE_Boost?

3) На скільки зміниться власне генерування ВЕС (AP_Drop), та як зміниться частота обертання вітротурбіни після закінчення інерційного відгуку?

4) Скільки потрібно часу (T_Recovery) для відновлення нормальної роботи ВЕС після інерційного відгуку?

У випадку активації контролера віртуальної інерції на час T_Boost, енергетичний баланс набуває вигляду

^AEAero -- AEElectric -- AELosses -- AEKinetic = 0 (2)

де AE_Aero - зміна в енергії, отриманої з енергії вітру [Дж]; AE_Electric - зміна в енергії, згенерованїй в мережу [Дж]; AE_Losses - зміна втрат енергії ВЕС (електричні та механічні) [Дж]; AE_Kinetic- зміна енергії, отриманій з кінетичної енергії обертових частин ВЕС [Дж].

На основі енергетичного балансу типової ВЕС [6] було визначено аналітичну залежність між AEAero, AEElectric, AELosses та AE_Kinetic з незалежними змінними AEBoost, TBoost та A«t (3).

де K_Aero - коригуючий коефіціент, що враховує площу захоплення вітру, щільність повітря та математичні константи [в.о.]; R_t- радіус вітротурбіни [м]; V- швидкість вітру [м/с]; J_t- момент інерції вітротурбіни [кг м2];- чутливість коефіцієнту потужності вітротурбіни до зміни кутової швидкості обертання;

Важливо відмітити, що згідно (3) зміна частоти обертання турбіни A«t - залежить не тільки від AE_Boost , але й від T_Boost. Причому, у разі зменшення T_Boost при постійному AE_Boost, Awt - зменшується.

Залежність (3) може бути використана для пошуку оптимальних значень T_Boost при врахуванні можливих технологічних обмежень ВЕС: мінімальна швидкість обертання турбіни, максимально допустима (короткострокова) швидкість обертання турбіни, максимальне перевантаження за потужністю, максимальне перевантаження за механічним моментом, мінімальна електрична потужність, максимальна швидкість зміни уставки за потужністю, максимальна зміна потужності за аеродинамічною ефективністю, мінімальна аеродинамічна потужність, обмеження ротора за напругою, струмом, електричною потужністю.

Для контролю запасів кінетичної енергії ВЕС доцільно використати метод обмеження ефективності ВЕС. За допомогою керованих лопатей вітроустановка перетворює потужність потоку повітряної маси в механічну енергію з різною ефективністю. Ефективність перетворення енергії залежить від аеродинамічних характеристик лопатей та чисельно характеризується показником А:

X = Rw/v(4)

де v - швидкість вітру, R - радіус турбіни (робочої зони)^ - кутова швидкість обертання турбіни Крива ефективності використання енергії вітру С_р(А) показана на рис.5. Дана залежність нелінійна та має максимум у точці C°^pt(A). на оптимальному коефіцієнті A_opt.

Рис. 5. Крива ефективності перетворення потужності Ср(А).

У загальному випадку потужність турбіни виражається залежністю

P(V, А) = 2 npR2Cp(A)v3(5)

1. F. Gonzalez-Longatt, E. Chikuni, W. Stemmet and K. Folly, "Effects of the Synthetic Inertia from Wind Power on the Total System Inertia after a Frequency Disturbance," Power Conference and Exposition in Africa, 9-13 July 2012

2. J.F. Conroy and R. Watson, "Frequency Response Capability of Full Converter Wind Turbine Generators in Comparison to Conventional Generation," IEEE Transactions on Power Systems, vol.23, no.2, pp.649,656, May 2008

3. J. Brisebois and N. Aubut, "Wind Farm Inertia Emulation to Fulfill Hydro-Quebec's Specific Need," Power and Energy Society General Meeting, 24-29 July 2011

4. X. Lie, "Coordinated Control of DFIG's Rotor and Grid Side Converters During Network Unbalance," IEEE Transactions on Power Electronics, vol.23, no.3, pp.1041,1049, May 2008

5. Amund Stromnes 0verjordet, "Synthetic Inertia from Wind Farms - Impacts on Rotor Angle Stability in Existing Synchronous Generators" M.Sc. thesis. As, Norwegian University of Life Sciences, 74 p.

6. M. H. Bollen and F. Hassan, "Integration of Distributed Generation in the Power System". John Wiley &Sons. Institute of Electrical and Electronics Engineers Press. Pp 7. 2011

7. M. Wang-Hansen, R. Josefsson, and H. Mehmedovic, “Frequency Controlling Wind Power - Modeling of Control Strategies,” AF Industry, 2012

8. Tielens, P.; De Rijcke, S.; Srivastava, K.; Reza, M.; Marinopoulos, A.; Driesen, J. "Frequency support by wind power plants in isolated grids with varying generation mix", Power and Energy Society General Meeting, 2012 IEEE, On page(s): 1 - 8

9. B.G. Rawn, M. Gibsecu, and W.L. Kling, "A Static Analysis Method to Determine the Availability of Kinetic Energy from Wind Turbines", accepted for PES General Meeting, July 2010.

Размещено на Allbest.ru