227
уравнение движения ротора, выраженное через частоту
сети:
*
*
*
J
Т
ЭМ
df
T
P
P
dt
=
−
(2.4)
Из полученного выражения следует, что скорость
изменения частоты сети, в первые моменты времени
нарушения
баланса
мощности
не
зависит
от
регулирующего эффекта и определяется только
величинами первичного небаланса мощности ∆P
*
и
постоянной
времени
механической
инерции
энергообъединения T
J
.
*
0
.
ном
t
J
P
df
f
dt
T
=
=
(2.5)
Эквивалентная постоянная времени механической
инерции энергосистемы определяется как суммарная
постоянная времени механической инерции отдельных
агрегатов, отнесенных к базовой мощности.
а J ном
J
Б
T
P
T
Р
=
(2.6)
Топология
ветроэнергетических
установок,
использующих вставку постоянного тока на базе
преобразователей напряжения, показана на рисунке 2.1.
Генератор подключается через два преобразователя
напряжения, соединенных «встречно-ответной» цепью
постоянного
тока.
Управление
преобразователем
генератора осуществляется за счет регулирования тока
статора. Вся мощность, вырабатываемая генератором P
ген
,
выводится через вставку постоянного тока [6].
Рис 2.1 – Топология ветроэнергетических установок, использующих
вставку постоянного тока на базе преобразователей напряжения
Система отсчета, необходимая для векторного
управления преобразователем генератора, определяется из
положения ротора θ
Р
и положения поля статора, последнее
получается с помощью контура фазовой автоподстройки
частоты (ФАПЧ). Результирующая вращающаяся система
отсчета позволяет регулировать требуемые составляющие
тока i
d
, i
q
независимо от скорости ротора.
Разделение скорости ротора и частоты системы,
достигается
за
счет
отдельного
управления
преобразователями и буферного эффекта, конденсатора
вставки постоянного тока, который позволяет напряжению
в вставке постоянного тока оставаться относительно
неизменным.
Связь
между
крутящим
моментом
ротора,
определяемого произведением ψ
qС
∙i
dР
и частотой сети,
осуществляется путем изменения напряжения статора U
qC
по оси q, а также регулирования потокосцепления ψ
qC
по
оси q. Скорость реакции управления крутящим моментом
модели определяется выбором пропорционального
коэффициента усиления k
p
контура регулирования тока.
III.
О
ПИСАНИЕ РАСЧЕТНОЙ МОДЕЛИ
MATLAB
S
IMULINK
Для оценки влияния ветроэнергетических установок на
инерционный отклик энергосистемы, была разработана
модель энергосистемы в программном комплексе
MATLAB Simulink. Модель включает в себя блоки
эквивалентной тепловой электростанции (ТЭС), блок
ветряной электростанции (ВЭС), блок шин бесконечной
мощности (ШБМ) электроэнергетической системы, блоки
трансформаторов и воздушных линий [7]. Структурная
схема модели энергосистемы представлена на рисунке 3.1.
Рис.3.1 – Структурная схема модели энергосистемы
1 – Блок модели ТЭС; 2 – Блок модели ВЭС; 3 – Блок модели ШБМ;
4 – Блок нагрузки; 5 – Блоки трансформаторов и линий связи.
Блок ТЭС включает в себя модели паровой турбины К-
500-240, турбогенератора ТВВ-500-2, тиристорной
системы возбуждения и автоматики регулировки скорости
вращения турбины. Параметры постоянной времени
инерции: паровой турбины – T
JT
= 4,14 с., турбогенератора
T
JT
= 1,98 с [8]. Блок ВЭС включает в себя модель
эквивалентной ветряной электростанции, с задаваемым
количеством ветряных турбин, мощностью 2 МВт,
подключаемых в сеть через управляемые преобразователи
на базе IGBT транзисторов. Постоянная времени инерции:
ВЭУ – T
JВЭУ
= 2,4 с. [2]. Связь между электростанциями и
энергосистемой осуществляется посредством блоков
моделей повышающих трансформаторов и воздушных
линий классом напряжения 220 кВ. Блок нагрузки
представлен моделью параллельного шунта 500 МВт
активной и 50 Мвар реактивной мощности, cos(φ) = 0,995.
IV.
Р
ЕЗУЛЬТАТЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ
Для моделирования принят случай выведения
дефицитного энергорайона на автономную работу в
результате потери связи с энергосистемой. были
произведены замеры частоты при различных уровнях
внедрения ВЭУ и величинах дефицита активной мощности
в энергорайоне. Уровень внедрения ВЭУ определялся
величиной мощности ветроэнергетических установок и
долей покрытия мощности нагрузки, в диапазоне от 0 до
100% с шагом в 20% что эквивалентно покрываемой
мощности в 100 МВт. На рисунке 4.1 приведен сводный
график осциллограмм изменения частоты при различных
уровнях внедрения ВЭУ и дефиците активной мощности в
энергорайоне 50МВт.
На рисунках 4.2 (а) и 4.2 (б) приведены графики
предельного отклонения и скорости изменения частоты
сети соответственно, при различных мощностях ВЭУ и
величинах дефицита активной мощности в энергорайоне.
Работа выполнена при поддержке Министерства науки и
высшего образования РФ, грант МК-5320.2021.4.
