Praca generatorów elektrowni wiatrowych

Wojciech JARZYNA1, Paweł SZCZEŚNIAK2
Politechnika Lubelska, Katedra Napędów i Maszyn Elektrycznych(1), Uniwersytet Zielonogórski, Instytut Inżynierii Elektrycznej (2)
Praca generatorów elektrowni wiatrowych podczas zapadów
napięcia
Streszczenie. W artykule scharakteryzowano wymagania operatorów sieci elektroenergetycznych w zakresie przepisów dotyczących zapadów
napięcia oraz dynamicznej regulacji mocy biernej. Wymagania te omówiono dla charakterystyk podczas zapadów napięcia (FRT) oraz
charakterystyk wstrzykiwania prądu biernego (RCI). Omówiono różne układy elektrowni wiatrowych, a główną uwagę skupiono na rozwiązaniach z
generatorem PMSG. Badania symulacyjne wykonano dla tego generatora wyposażonego w pełno-sterowalny przekształtnik sieci. Uzyskane
rezultaty wskazują, że współczynnik regulatora wstrzykiwanego prądu biernego musi być strojony z uwzględnieniem parametrów sieci jak i
parametrów obwodu prądu stałego układu przekształtnikowego.
Abstract. The paper describes requirements of Transmission System Operators in the range of grid codes for instantaneous voltage disturbances
and especially during voltage sags. These requirements are explained by Fault Ride Through (FRT) and Reactive Current Injection (RCI)
characteristics. Different kinds of wind power plants are discussed and the main attention is focused on PMSG generators. Simulation tests are
performed for mentioned system equipped with full scale grid converter. Obtained results show that RCI controller should be tuned in dependence
on grid parameters and parameters of dc converter line. (Operation of Wind Power Plants at Voltage Sags).
Słowa kluczowe: Elektrownie wiatrowe, zapady napięcia, wymagania operatorów sieci, charakterystyki FRT i RCI.
Keywords: Wind power station, voltage sags, TSO codes, FRT and RCI characteristics.
Wstęp
Wbrew wielu sceptycznym opiniom, w ostatnich latach
obserwuje się bardzo dynamiczny wzrost mocy
zainstalowanej w elektrowniach wiatrowych w Polsce. W
połowie 2012 roku, sumaryczna moc elektrowni
przyłączanych w Polsce do sieci elektroenergetycznej
przekroczyła już 2 GW. Wynika to między innymi z faktu
dość sprzyjającej polityki państwa, bogatej ofercie
rozwiązań elektrowni wiatrowych a zwłaszcza dużemu
zainteresowaniu inwestorów prywatnych upatrujących dużej
opłacalności finansowej takich inwestycji.
Wielkość zainstalowanych mocy elektrowni wiatrowych i
wzrost ich udziału w systemie energetycznym powoduje
jednak szereg problemów. Elektrownie wiatrowe, a przede
wszystkim farmy wiatrowe, stają się znaczącym
producentem energii elektrycznej. Z tego względu na
elektrownie wiatrowe nakłada się obowiązek wypełniania
przepisów analogicznych do przepisów, które obowiązują
dla dużych jednostek wytwórczych. Wśród tych przepisów
wyróżnić można statyczne, a od niedawna również
dynamiczne
warunki
współpracy
z
siecią
elektroenergetyczną [1-7].
Statyczne warunki to przede wszystkim konieczność
pracy w określonym zakresie napięć, częstotliwości i
współczynnika mocy [6]. Warunki te są znane i definiowane
od lat przez operatorów sieci. Natomiast sformułowanie
dynamicznych warunków pracy dla elektrowni wiatrowych
pojawiło się wraz ze wzrostem inwestycji, koniecznością
zapewnienia wysokiej jakości generowanej energii
elektrycznej oraz potrzebą aktywnej współpracy elektrowni
wiatrowych z siecią w stanach awaryjnych tych sieci [2].
Warunki dynamiczne to pewna nowość w odniesieniu do
przepisów polskich [1]. Obecnie określają one tylko tzw.
„warunki przeżycia” elektrowni podczas zapadów napięcia
(Fault Ride Through - FRT). Natomiast w przepisach
europejskich obowiązują również, bezpośrednio z nimi
związane, wymagania dynamicznej kompensacji mocy
biernej określane jako „wstrzykiwanie prądu biernego”
(Reactive Current Injection – RCI). Są one już dostępne w
projekcie ENTSO-E, a więc w przepisach opracowywanych
przy współudziale ekspertów z Polski, które w przyszłości
obowiązywać będą również w Polsce [2].
W niniejszym artykule krótko scharakteryzowano
zagadnienia dotyczące zapadów napięcia. Wyjaśniono,
dlaczego regulacje dotyczące wymagań pracy elektrowni
wiatrowej są przedmiotem uregulowań prawnych.
Scharakteryzowano
wybrane konstrukcje elektrowni
wiatrowych pod względem możliwości spełnienia wymagań
pracy dynamicznej [8-11]. Podano zaprezentowano opis
sposobów regulacji energoelektronicznych przekształtników
stanowiących integralny element nowoczesnych układów
generatorowych [12-15]. Ponadto określono ważniejsze
procesy zachodzące podczas stanu nieustalonego
towarzyszące zapadom napięcia, które mogą stanowić
zagrożenie spełnienia wymagań przepisów operatorów
sieci.
Warunki odbudowy napięcia
Zapady napięcia spowodowane są krótkotrwałymi,
przemijającymi zwarciami sieci elektroenergetycznej. Do
niedawna, podczas takich stanów pracy, jeżeli spadek
napięcia był głęboki, elektrownie wiatrowe były wyłączane.
Ponowne
załączenie
wymagało
uruchamiania
czasochłonnej procedury, a elektrownie wiatrowe nie
wspierały systemu elektroenergetyczne-go podczas tego
typu zakłóceń.
Wobec wzrastającego udziału elektrowni wiatrowych w
bilansie energetycznym, nastała konieczność określenia dla
nich wyższych wymagań, które przyczynią się do
wzmocnienia systemu elektroenergetycznego. Do wymagań
tych należą wymagania FRT i RCI [2].
A) Wymagania w zakresie odbudowy napięcia
Podstawowym wymaganiem dla elektrowni wiatrowej
podczas zapadów napięcia jest spełnienie charakterystyki
Fault Ride Through określającej graniczne wartości
napięcia w zakresie głębokości zapadu i czasu trwania
zapadu [1-7]. Wymagania te określone są w przepisach
narodowych
operatorów
sieci
[1].
Przykładowe
charakterystyki dla operatorów niemieckich, duńskich,
norweskich, polskich oraz wymagania określone w
projekcie ENTSO-E przedstawia Rys. 1 [2].
Powierzchnia zawarta pomiędzy pionową linią spadku
napięcia w chwili t=0, graniczną wartością minimalnego
napięcia oraz linią odbudowy napięcia określa obszar
wymaganej zdolności pracy. Elektrownie wiatrowe nie mogą
więc być wyłączone, jeżeli zapad napięcia trwa krócej niż
precyzują to lokalne przepisy.
Źródła różnic w przepisach operatorów zależą od wielu
czynników. Decydującymi wydają się różnice w poziomie
rozwoju technologicznego sieci oraz dotychczasowych
regulacji energetycznych. Natomiast interpretacja tych
różnic prowadzi do wniosku, że przepisy polskie są
najbardziej wymagające spośród wyróżnionych na rysunku.
W polskich uregulowaniach poziom odbudowy napięcia do
80%UN jest najbardziej rygorystyczny, a wymagany czas
pracy najdłuższy, aż do wartości 3 sekund.
U(p.u.)
niezmienności napięcia, w przypadku przejściowych
zakłóceń polegających na chwilowym jego obniżeniu lub
podwyższeniu, decydującą rolę odgrywa regulacja
dynamiczna mocy biernej.
Zmiana wartości prądu biernego następuje zgodnie z
prostą określoną wzorem (1) z uwzględnieniem strefy
martwej 2X (Rys. 2) oraz współczynnika k należącego do
przedziału <2÷10> [2].
1.0
N
0.9
G
0.8
(1)
PL
DK
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
-0.5
0
1
2
3
4
time (s)
Rys. 1. Charakterystyki wymaganego zakresu pracy elektrowni
wiatrowej w przypadku wystąpienia zapadów napięcia
Przepisy operatorów narodowych należy jednak
traktować jako przejściowe, gdyż projekt wspólnych
przepisów europejskich znany pod nazwą ENTSO-E [2] w
niedalekiej przyszłości pozwoli na unifikację wymagań.
Łatwo zauważyć (Rys. 1), że opracowanie tych przepisów
to przykład kompromisu pomiędzy spółkami przesyłowymi
różnych międzynarodowych operatorów.
B) Dynamiczna regulacja mocy biernej
Wymagania FRT, precyzujące sposób zachowania się
elektrowni podczas zapadów napięcia, nie wyczerpują
oczekiwań jakości pracy względem nowoczesnych
elektrowni wiatrowych. Między innymi w Niemczech oraz w
projekcie ENTSO-E określa się ponadto dynamiczne
warunki generacji mocy biernej podczas odbudowy napięcia
sieci. Warunki te precyzuje się definiując charakterystykę
określającą prąd bierny w funkcji zmiany napięcia sieci. W
przepisach ENTSO-E warunki te noszą nazwę Reactive
Current Injection (RCI) [2], co w bezpośrednim tłumaczeniu
oznacza wstrzykiwanie prądu biernego (Rys. 2). Niekiedy
warunki takie określane są również jako Reactive Power
Injection, czyli wstrzykiwanie mocy biernej.
Rys. 2. Charakterystyki wstrzykiwanego prądu biernego w funkcji
zmian napięcia [2]
Znaczenie wymagań przedstawionych na Rys. 2 wynika
z potrzeby dbania o jakość napięcia. Dla utrzymania
⎛ U −U0
IB
= k⎜⎜
IN
⎝ UN
⎞
⎟⎟
⎠
gdzie:
U0 – napięcie przed wystąpieniem zapadu,
U, – napięcie podczas trwania zapadu,
UN, IN – wartości znamionowe napięcia i prądu
IB – prąd bierny podczas zapadu napięcia,
Wypełniając wymagania przedstawione na Rys. 2,
operator musi korygować chwilową wartość prądu biernego
według funkcji wyznaczonej dla określonego współczynnika
k. Współczynnik ten może być wybrany z zakresu 2÷10, w
zależności
od
parametrów
sieci.
Wartość
tego
współczynnika odpowiada za nachylenie charakterystyk
prądu biernego w funkcji spadku napięcia. Można go
również traktować jako współczynnik wzmocnienia układu
zadawania prądu biernego przy wymuszeniu od spadku
napięcia. Linia ciągła (Rys.2) odnosi się do najmniejszej
wartości współczynnika (k=2) a przerywana do najwyższej
wartości (k=10). Łuki ze strzałkami pokazują, że operatorzy
mogą dostosować nachylenie swojej charakterystyki w
obszarze między tymi dwoma przypadkami granicznymi.
Jeżeli napięcie w punkcie przyłączenia do sieci spadnie
poniżej lub wzrośnie powyżej pewnej wartości względem
wartości znamionowej, należy dostarczyć prąd bierny
proporcjonalnie do spadku/wzrostu napięcia. Warto
zauważyć, że zarówno graniczna różnica napięcia jak i
współczynnik
k
mogą
być
regulowane
przez
poszczególnych operatorów zgodnie z przyjętymi normami i
lokalnymi parametrami sieci. Strefa martwa regulacji dla
zmian napięcia podana na Rys. 2 i określana jako
„Deadband” jest definiowana pomiędzy granicznymi
wartościami od 0% do ±10% wartości względnej zmiany
napięcia. Poza obszarem strefy martwej należy dostarczyć
prąd bierny zgodnie ze współczynnikiem k [2].
Charakterystyka układów generacji w elektrowni
wiatrowych
Podłączanie elektrowni wiatrowej starszej generacji do
sieci elektroenergetycznej może stanowić obciążenie dla tej
sieci ze względu na pobieraną moc bierną oraz brak
możliwości pracy podczas chwilowych zapadów napięcia.
Stosowane w tamtych rozwiązaniach generatory indukcyjne
klatkowe (Rys. 3) bądź pierścieniowe z układem rezystorów
w obwodzie wirnika nie posiadają możliwości pracy w
stanach awaryjnych [9-11]. Wspomniane generatory
przewidziane są do pracy w przybliżeniu ze stałą
prędkością obrotową. Obniżenie napięcia powoduje
zmniejszenie strumienia magnetycznego a w konsekwencji i
momentu oporowego dla turbiny wiatrowej. W rezultacie
takiego stanu, prędkość obrotowa rośnie ponad wartość
poślizgu krytycznego pracy generatorowej. Wówczas,
powrót do nominalnego napięcia może spowodować
przepływ prądów zbliżonych do wartości zwarciowych
generatora i natychmiastowe jego wyłączenie. Elementem
zapobiegawczych dla takich sytuacji może być
zastosowanie regulacji kąta natarcia łopat. Regulacja ta
jednak jest powolna i może nie przynieść spodziewanych
efektów.
nT
Sieć
nG
Reg.
kąta
natarcia
GI
Generator
indukcyjny
RU
bateria
kondensatorów
Rys. 3. Stało prędkościowy generator klatkowy bezpośrednio
przyłączony do sieci
Aby uzyskać satysfakcjonujące, ze względu na
szybkość i dokładność regulacji, własności elektrowni
wiatrowych należy zastosować dostosowane do oczekiwań
rozwiązania. W pierwszym rzędzie, układ wykonawczy musi
mieć możliwość szybkiej reakcji, na stany awaryjne.
Ponadto reakcja ta ma być określona przez algorytmy
opracowane dla modeli stanu nieustalonego.
Przedstawione własności mają układy generacji
posiadające w swoich strukturach pełni sterowalne
przekształtniki energoelektroniczne [8-11] o regulacji
wektorowej (z ang. full scale, vector controlled power
electronic converters). Układy tego typu pracują ze
zmienną, w szerokich granicach, prędkością kątową
generatora. Ponadto, wyposażone w nadrzędną pętlę
optymalizacji mocy, dostosowują aktualną prędkość
obrotową do bieżących warunków wietrzności.
Obecnie dostępnymi rozwiązaniami generatorów
wiatrowych,
posiadających
przekształtniki
energoelektroniczne są (Rys. 4) [8-11]:
• generatory dwustronnie zasilane (z ang. double fed
induction generators - DFIG),
• generatory synchroniczne z magnesami trwałymi (z ang.
permanent magnet synchronous generators - PMSG),
wykonane najczęściej jako maszyny z bardzo dużą
liczbą par biegunów, co pozwala wyeliminować
przekładnię mechaniczną;
• generatory indukcyjne klatkowe, czyli (z ang. induction
generators - IG);
• generatory synchroniczne, czyli (z ang. synchronous
generators - SG).
Wymienione
układy
generatorów
najczęściej
konstruowane są z wykorzystaniem dwóch w pełni
sterowalnych
dwukierunkowych
przekształtników
energoelektronicznych AC-DC, które połączone są
obwodem prądu stałego. Taka konfiguracja zapewnia
niezależną regulację wartości chwilowych mocy czynnej i
biernej, obydwu przekształtników. Sterowanie to umożliwia
dostosowanie się do wymagań pracy podczas zapadów i
innych zakłóceń sieci elektroenergetycznej. Obejmuje ono
dotrzymanie warunków statycznych zdefiniowanych w
instrukcji ruchu operatora energetycznego [1] jak również
spełnia funkcje zabezpieczające dla samego układu
generatora [2].
Spośród wymienionych typów generatorów elektrowni
wiatrowej największą popularność zyskały układy z
generatorem indukcyjnym dwustronnie zasilanym [8-10]. W
podstawowej strukturze posiada on przekształtnik w
obwodzie wirnika, który z jednej strony podłączony jest do
wirnika maszyny pierścieniowej z drugiej strony do sieci
elektroenergetycznej. Strukturę taką można określić jako
maszynę indukcyjną pierścieniową synchronizowaną
napięciem
przemiennym.
Realizacja
tego
typu
synchronizacji wymaga kontroli chwilowych wartości
amplitudy napięcia, częstotliwości i kąta prądu fazowego
względem napięcia.
Zasilanie prądem przemiennym trójfazowego uzwojenia
maszyny pierścieniowej w generatorach DFIG jest znacznie
bardziej
skomplikowane
od
zasilania
maszyny
synchronicznej prądem stałym, pozwala jednak uzyskać
zdecydowanie szersze własności regulacyjne. Poza
możliwością dostarczenia mocy biernej do magnesowania
obwodu magnetycznego, obwodami wirnika reguluje się
również moc czynną oddawaną przez generator. Dzięki
temu, można kontrolować współczynnik mocy po stronie
stojana tak, aby generator pracował jako źródło lub
odbiornik mocy biernej indukcyjnej. O takich możliwościach
łatwo się przekonać analizując przybliżone zależności
pomiędzy mocą czynną stojana (Ps) i wirnika (Pr) oraz mocą
bierną magnesowania (Q0), stojana (Qs) i zmienną (Qzm):
(2)
Pturbiny = Ps + Pr + ΔP oraz Qs = Q0 − Qzm ,
Przy czym:
(3)
Pr ≈ − sPs ; Q0 ~ U s ; Qzm = f Q ( s,U s ,U rm e jθ ) ,
2
gdzie Q0 to moc bierna w idealnym stanie jałowym i przy
zwartych pierścieniach wirnika. Funkcja fQ określa
regulowaną wartość mocy biernej zależnej od poślizgu s,
amplitudy Ur m i kąta położenia ϴ napięcia przekształtnika
generatora.
Rys. 4. Układy zmienno prędkościowych generatorów elektrowni
wiatrowych
z
pełno
sterowalnymi
przekształtnikami
energoelektronicznymi a) DFIG, b) GI, c) PMSG, d) GS
Dodatkową zaletą DFIG jest również możliwość
generowania mocy wykraczającej poza wartości nominalne
maszyny elektrycznej. Moc generowana powyżej prędkości
synchronicznej dostarczana jest równocześnie obwodami
stojana i wirnika, a poniżej prędkości synchronicznej tylko
obwodami stojana.
Uwzględniając równania (2) moc przekształtników
zależy od zakresu prędkości obrotowej maszyny.
W przybliżeniu można określić, że moce te są
proporcjonalne do modułu dopuszczalnego poślizgu i do
mocy
znamionowej
generatora.
Dla
najczęściej
stosowanego
zakresu
prędkości
±30%
prędkości
synchronicznej, moc przekształtników jest więc ograniczona
do 30% wartości mocy nominalnej generatora. Stanowi to
niewątpliwie istotną zaletę, ograniczającą koszty układu
przekształtnikowego.
Obok przedstawionego rozwiązania DFIG często
stosowany jest generator PMSG o bardzo dużej liczbie par
biegunów [8-11]. Dzięki temu prędkość pracy generatora
dostosowana jest do prędkości turbiny i układ nie wymaga
przekładni mechanicznej. Eliminuje się więc straty
mechaniczne, których szacowana wielkość osiąga około
1,5% PN.
Dla konstrukcji o mocach rzędu megawatów liczba par
biegunów znacząco przekracza 100. Umieszczenie tak
dużej liczby biegunów w wirniku wymaga jego zwiększonej
średnicy. Taka budowa niesie za sobą negatywne
konsekwencję, jakim jest wzrost oporów aerodynamicznych
gondoli i konieczność wzmocnienia fundamentów oraz
konstrukcji wieży.
Układy z generatorami synchronicznymi są najczęściej
stosowane w systemach dużej mocy i łączone z siecią
poprzez przekształtnik dwukierunkowy [8-11]. Przekształtnik
sieciowy umożliwia kontrolę mocy czynnej i biernej
przekazanej do sieci. Przekształtnik od strony generatora
służy do regulacji momentu elektromagnetycznego.
Regulatory
stosowane
w
tych
systemach
są
zaprojektowane dla osiągnięcia maksymalnej mocy
dostarczanej do sieci. Generatory te mają wysoką
wydajność, ponieważ cały prąd stojana jest stosowane
podczas wytwarzania momentu elektromagnetycznego.
Kolejną zaletą jest zminimalizowanie prądu stojana przez
bezpośrednie
sterowanie
współczynnikiem
mocy
generatora.
Za najmniej atrakcyjne uważa się układy z generatorami
indukcyjnymi [8-11]. Podobnie jak układy z PMSG
wymagają
one
zastosowania
przekształtników
energoelektronicznych
o
mocach
równych
mocy
znamionowej maszyny elektrycznej. Zarówno przekształtnik
generatora jak i sieci muszą być w pełni sterowalne. Dzięki
temu możliwa jest regulacja mocy biernej sieci jak i
magnesowanie prądem biernym obwodu magnetycznego
generatora.
Każdy
z
wymienionych
zmiennoprędkościowych
układów generacji pozwala więc regulować moc czynną i
bierną dostarczaną do sieci. Podczas zapadów napięcia
występują jednak zjawiska przejściowe, które wymagają
dużej szybkości i dokładności działania. Uzyskanie tych
cech zależy przede wszystkim od zastosowanych układów
regulacji i przyjętych modeli matematycznych sterowanego
obiektu.
Zjawiska towarzyszące zapadom napięcia
Zapady napięcia sieci stanowią poważne zakłócenie w
pracy elektrowni wiatrowej. Są one niebezpieczne niemal
dla
wszystkich
podzespołów
elektrowni.
Wśród
konsekwencji zapadów napięcia wymienić można [3]:
• powstanie prądów zwarciowych i przepięć w obwodach
generatora i przekształtników,
• duże zamiany o charakterze oscylacyjnym wartości
mocy czynnej i biernej,
• szybki przyrost prędkości turbiny z powodu utraty
momentu hamującego,
• powstawanie
wysokich
naprężeń
w
układzie
przeniesienia momentu w początkowej fazie zapadu
oraz podczas odbudowy napięcia.
Wymienione konsekwencje i powstający stopień
zagrożenia, dla każdego typu generatora scharakteryzować
można nieco inaczej.
Najmniej wrażliwe na zapady napięcia są układy z
generatorami synchronicznymi GS oraz PMSG i
generatorami indukcyjnymi IG. Rolę bufora ochronnego
stanowią przekształtniki. Przekształtnik sieciowy, ogranicza
prąd i moc generowaną do poziomu dopuszczalnych
wartości.
Równocześnie
przekształtnik
generatora
odpowiednio redukuje moment generatora obciążający
turbinę. Skutkuje to wzrostem prędkości obrotowej. Aby
wzrost ten nie przekroczył dopuszczalnych wartości
uruchamiany jest układ regulacji kąta natarcia łopat turbiny,
który powoduje zmniejszenie napędowego momentu
aerodynamicznego turbiny.
Po powrocie napięcia do wartości nominalnych
prędkość turbiny jest dostosowywana do wartości
energetycznie optymalnych. Prędkość kątowa zwiększona
w czasie zapadu stanowi zakumulowaną dodatkową
energię kinetyczną ruchu obrotowego, która może być
przekształcona na energię elektryczną. W układach z
generatorami PMSG spadek napięcia nie powoduje
rozmagnesowania obwodu magnetycznego, dlatego
generatory tego typu stosunkowo najlepiej radzą sobie z
zakłóceniami napięcia.
Zdecydowanie groźniejsze zjawiska towarzyszą pracy
generatorów dwustronnie zasilanych DFIG. Układy DFIG
instalowane
w
okresie
wcześniejszym
przed
wprowadzeniem norm dotyczących FRT, musiały być
wyłączane podczas zapadów napięcia z uwagi na
generowanie bardzo dużych prądów zwarciowych zarówno
w obwodzie wirnika jak i stojana. Z powodu obniżenia
napięcia stojana us, zmieniają się warunki magnesowania
obwodu stojana. Brak napięcia skutkuje pojawieniem się
składowej stałej strumienia ψs0, zależnej od chwili, w której
nastąpił zapad napięcia.
t
(4)
Ψ s = Ψ s 0 + ∫ (u s − Rs is )dt
0
Składowa stała strumienia i duża prędkość obrotowa
powodują indukowanie w wirniku podwyższonego napięcia i
prądów zwarciowych. W następstwie tego zjawiska
powstają przejściowe oscylacje mocy czynnej i biernej
powodujące zmienne naprężenia układu mechanicznego i
niestabilną pracę przekształtnika.
Ponadto zwiększone napięcie powodować mogą
zagrożenia dla przekształtnika, a prądy zwarciowe są
niebezpieczne także dla samej maszyny elektrycznej. W
celu ograniczenia pojawienia się tych zjawisk stosowane są
obecnie różne metody ograniczające wzrost przejściowych
prądów i napięć. W literaturze opisywanych jest szereg
rozwiązań, wśród których wymienić można [9, 11]:
• tyrystorowe układy tłumienia przepięć i prądów
zwarciowych przyłączane równolegle do obwodów
wirnika i uruchamiane aż do momentu odłączenia
stojana od sieci – SCR crowbars,
• tranzystorowe układy tłumienia przepięć i prądów
zwarciowych niewymagające odłączenia stojana od
sieci – active IGBT crowbars,
• układy łagodnej kontroli napięcia stojana o strukturze
identycznej jak układy soft start,
• statyczne szeregowe kompensatory ograniczające
wpływ zapadów napięcia na elektrownie wiatrowe Static
Series Compensators (SSC) – instalowane w punkcie
przyłączenia do sieci elektrowni wiatrowych,
• statyczne synchroniczne kompensatory mocy biernej –
Static Synchronous Compensators (STATCOM),
•
nieliniowe algorytmy sterowania pracą przekształtnika
maszyny.
Firmy
produkujące
elektrownie
wiatrowe
są
zobowiązane do dostosowania istniejących konstrukcji do
aktualnych przepisów zgodnie z procedurami FRT. Jakie
rozwiązania firmy te przyjęły jest tajemnicą firm. Swoje
rozwiązania określają one indywidualnymi nazwami
własnymi, np.: UVRT (Enercon), Advanced Grid Option
(Vestas), Fold-back control concept, Extended grid
compatibility package, Infeed Inverter.
Badania symulacyjne turbiny wiatrowej podczas
zapadu napięcia
A. Strategia sterowania
Przekształtniki sieciowe powinny pobierać prąd o kształcie
zbliżonym do sinusoidy, przy jednoczesnej kontroli
współczynnika mocy we wszystkich stanach pracy. Aby
spełnić te wymagania konieczne jest zastosowania
odpowiedniego algorytmu sterowania. W literaturze
naukowej wyróżnić można następujące metody sterowania
przekształtnikami sieciowymi AC/DC [12-14]:
-
VOC (Voltage Oriented Control),
-
VFOC (Virtual Flux Oriented Control),
-
V-DPC (Voltage Based Direct Power Control),
-
VF-DPC (Virtual Flux Based Direct Power Control).
W artykule do badań generatorów wiatrowych podczas
zapadów napięcia sieci zastosowano metodę napięciowozorientowaną (z ang. Voltage Oriented Control - VOC) [1215], której schemat blokowy wraz z wykresami wskazowymi
ilustrującymi działanie pokazano na Rys. 5. Strategię tą
rozszerzono o algorytm detekcji zapadu napięcia oraz
algorytm obliczania i zadawania prądu biernego podczas
zapadu napięcia.
Cechą charakterystyczną dla metody VOC jest
przetwarzanie sygnałów w dwóch układach współrzędnych
[12-15].
Pierwszy
jest
nieruchomym
układem
współrzędnych α-β, a drugi jest układem wirującym
synchronicznie
d-q.
Mierzone
trójfazowe
sygnały
napięciowe i prądowe są transformowane do dwufazowego
układu równoważnego α-β, a następnie transformowane do
wirującego układu współrzędnych d-q. Dzięki tego rodzaju
transformacji uzyskujemy sygnały stałoprądowe sygnały,
dla których stosowane są regulatory ciągłe typu PI.
Wartość zadana napięcia obwodu pośredniczącego
uDC ref porównywana jest z wartością mierzoną napięcia w
obwodzie pośredniczącym przekształtnika uDC, a uchyb
porównania doprowadzany jest do regulatora RuDC, który
generuje wartość zadaną składowej czynnej prądu sieci
iLd ref. Wartość iLd ref po porównaniu z wartością mierzoną iLd
doprowadzana jest do regulatora prądu RiLd. Wartość
zadana składowej biernej prądu sieci dla normalnych
warunków pracy powinna wynosić zero (iLq ref=0). Wówczas
do sieci przesyłana jest tylko energia czynna, zależna od
składowej prądu iLd ref. W celu kompensacji mocy biernej w
sieci, należy w zależności od potrzeb zadawać składową
iLq ref prądu sieci. Podczas zapadów napięcia sieci, w celu
zapewniania wymogów Fault Ride Through, należy
zadawać składową bierną prądu (Reactive Current
Injection) zgodnie z zależnością (1). Obliczona wartość
referencyjna składowej biernej prądu sieci iLq ref
porównywana jest z wartością mierzoną iLq. Następnie
uchyb porównania podawany jest na regulator RiLq. Z
regulatorów składowych prądu RiLd oraz RiLq uzyskuje się
składowe wektora napięcia przekształtnika uLd, uLq, które są
następnie transformowane w do stacjonarnego układu
współrzędnych α-β. Uzyskane sygnały są wykorzystywane
w modulatorze wektorowym (SVM) do sterowania
przekształtnikiem sieciowym [13].
B. Symulacja pracy elektrowni wiatrowej podczas
zapadów napięcia
Przykładowe wyniki badań symulacyjnych, układu
turbiny wiatrowej z generatorem synchronicznym oraz
przekształtnikiem energoelektronicznym, (Rys. 5), podczas
zapadów napięcia przedstawione są na Rys. 6. Turbina
przyłączona jest poprzez transformator do sieci sn 25 kV.
Parametry systemu zestawione są w Tabeli 1. W symulacji
wykorzystano dwu-masowy model turbiny wiatrowej
opisany w pracy [16]. Zanik napięcia generowany jest w
przedziale czasu od 0.2 s do 0.7 s i wynosi 50%
znamionowej wartości napięcia sieci. Przed zapadem
napięcia turbina pracuje ze znamionową mocą, i zerowym
L
uDC
LLc
iLa iLb iLc
PLL
uLabc
abc
iLα
iLβ
αβ
iLd
d-q
iLq
uLα
αβ
γUL
d-q
Rid
Riq
-
Układ obliczania
referencyjnego
prądu biernego iLq ref
ENKODER
uSβ
Układ
detekcji
zapadu
napięcia
ω
Regulator
podwyższania
napięcia DC
Modulator
PWM
αβ
uLβ
αβ
SG
Sa Sb Sc
uSα
TURBINA
Sieć
LLa
iLd ref
- uDC ref
RuDC
β
q
iL
iLβ
uLβ
ω
uL=uLd
φ
i
γUL Ld
iLq
iLα
d
uLα
α
Rys. 5. Schemat układu sterowania turbiny wiatrowej, z wykorzystaniem metody napięciowo-zorientowanej (VOC) z implementacją
algorytmu Reactive Current Injection podczas zapadów napięcia sieci elektroenergetycznej
prądem biernym iq=0. Wartości prądów i napięć sieci
wyrażone są w jednostkach względnych. Napięcie w
obwodzie pośredniczącym uDC przekształtnika w stanie
ustalonym wynosi 1,1 kV.
Tabela 1. Parametry symulowanego systemu
Parametr
Wartość
Moc znamionowa turbiny
Napięcie znamionowe generator
Częstotliwość znamionowa
Napięcie w punkcie przyłączenia
Indukcyjność dławika sprzęgającego
Napięcie sieci sn
Indukcyjność sieci sn
Rezystancja sieci sn
Znamionowa prędkość wiatru
2 MW
730 V
60 Hz
575 V
0.4 mH
25 kV
31.5 mH
3.4 Ω
15 m/s
Na rysunku 6a, przedstawione są wyniki badań dla
układu bez algorytmu Reactive Current Injection. Wówczas
zadana wartość współczynnika k w zależności (1) wynosi
zero (k=0) co odpowiada iLq ref=0 pu. Jak widać z
przedstawionych rezultatów podczas zapadu napięcia sieci,
napięcie w układzie DC przekształtnika rośnie do
znacznych
wartości,
co
może
skutkować
jego
uszkodzeniem. Jednocześnie wzrasta nieznacznie wartość
prądu czynnego oddawanego do sieci, przy zerowej
wartości prądu biernego. Napięcie DC przekształtnika
oscyluje, co przy dłuższych zapadach może doprowadzić
do niestabilnej pracy turbiny. Dlatego dla zapadów napięcia
do 50%, w Polskim systemie elektroenergetycznym
dopuszcza się pracę turbiny do około 2 s.
1
uDC
[kV]
uS
0.2
0.4
(a)
iSd
0.8
0.6
1
uDC
[kV]
0.
0
2 [pu]
uS
0
iS
2 [pu]
iSq
iSd
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
(b)
[kV]
uDC
0.5
0
2 [pu]
uS
0
-2
2
iS
[pu]
iSd
iSq
0
-2
0
iS
iSq
iSd
0.2
0.4
0.6
0.8
0.2
0.4
0.6
0.8
1
Rys. 7. Wyniki badań symulacyjnych turbiny wiatrowej w układzie
sterowania przedstawionym na Rys. 5 podczas głębokiego zapadu
napięcia sieci elektroenergetycznej równego 20% z zastosowaniem
algorytmu wstrzykiwania prądu biernego podczas zapadu dla
iLq ref=2.4 pu (k=3)
iSq
0
1
uS
0
-4
0
iS
-2
2 [pu]
0
uDC
0
0
1
1.5 [kV]
1
0.5
0
4 [pu]
-4
4 [pu]
0.5
0
2 [pu]
-2
0
Rys. 6b przedstawia natomiast wyniki dla k=2, co
odpowiada iLq ref=1 pu. Napięcie w obwodzie DC
przekształtnika wzrasta nieznacznie. Ponadto nieznacznie
również wzrasta składowa czynna prądu. Składowa bierna
zgodnie z wartością zadaną wynosi iLq=1 pu. Praca turbiny
dla tego przypadku jest stabilna, gdyż nie ma większych
oscylacji napięcia obwodu DC.
Wyniki badań symulacyjnych dla k=4, przedstawione są
na Rys. 6c. System również pracuje stabilnie obserwowany
jest wyższy poziom napięcia w obwodzie DC, jak również
nieznaczne oscylacje prądu czynnego w momencie
wystąpienia zaniku i jego ustąpienia. Dalsze badania
symulacyjne pokazały, że dla założonych parametrów sieci
oraz wartości elementów całego systemu elektrowni
wiatrowej, zwiększanie współczynnika k powodowało
niestabilną pracę systemu.
Podczas głębokich zapadów, utrzymanie stabilnych
warunków pracy turbiny wiatrowej jest jeszcze trudniejsze
do realizacji. Przykładowe wyniki badań symulacyjnych
pokazane są na Rys. 7, przy k=3, iLq ref=2.4 pu. Dla niższych
wartości k, w systemie występowały duże tętnienia napięcia
obwodu DC przekształtnika. Również zwiększenie k>5 było
związane z występowaniem tych samych niekorzystnych
właściwości.
1
(c)
Rys. 6. Wyniki badań symulacyjnych turbiny wiatrowej w układzie
sterowania przedstawionym na Rys. 5 podczas zapadu napięcia
sieci elektroenergetycznej równego 50% z zastosowaniem
algorytmu wstrzykiwania prądu biernego podczas zapadu: a) dla
iLq ref=0 pu (k=0), b) iLq ref=1 pu (k=2), iLq ref=2 pu (k=4)
Podsumowanie i wnioski
Pracę elektrowni podczas krótkotrwałego obniżenie
napięcia sieci elektroenergetycznej definiują odpowiednie
przepisy. W zależności od głębokości zapadu określa się
maksymalny czas „przetrwania” elektrowni w warunkach
zakłócenia sieci. Porównując standardy w różnych krajach,
widoczne są istotne różnice między nimi. Różnice te
dotyczą prawie wszystkich wymagań pracy turbin
wiatrowych w systemie elektroenergetycznym i wynikają
przede wszystkim z różnych poziomów rozwoju sieci
energetycznej.
W artykule omówiono podstawowe układy konfiguracji
turbin wiatrowych współpracujących z przekształtnikami
energoelektronicznymi. Ponadto wskazano jakie warunki
musi spełnić układ sterowania turbiny wiatrowej podczas
zapadów napięcia sieci. W artykule skupiono się przede
wszystkim
na
części
wymagań
związanych
z
wstrzykiwaniem prądu biernego (Reactive Current
Injection). Również zostały scharakteryzowane negatywne
skutki będące następstwem niewłaściwego stanu pracy
systemu elektroenergetycznego.
Kluczową częścią artykułu jest przedstawienie wyników
badań symulacyjnych turbiny wiatrowej z przekształtnikiem
energoelektronicznym
ze
sterowaniem
napięciowozorientowanym (VOC) przekształtnika sieciowego. W model
sterowania VOC zaimplementowano algorytm Reactive
Current Injection, umożliwiający wprowadzanie do sieci
prądu biernego, podczas jej zapadów. Zasymulowano
pracę elektrowni przy różnych poziomach zapadu napięcia
sieci i różnych wartościach prądu biernego. Jak widać z
zaprezentowanych wyników, nieprawidłowy stan systemu,
powoduje nadmierny wzrost napięcia w obwodzie DC
przekształtnika oraz jego oscylacje, co może prowadzić do
niestabilnej pracy turbiny oraz jego uszkodzenie. Poprzez
odpowiednie sterowanie, umożliwiające zadawanie prądu
biernego, możliwa jest niwelacja tych niepożądanych
stanów pracy przekształtnika. Ze wstępnych wyników
badań symulacyjnych, można stwierdzić, że prąd bierny
wprowadzany do sieci dla różnej głębokości zapadu
napięcia sieci elektroenergetycznej, należy dobierać ze
względu na parametry sieci, wielkości magazynu energii DC
oraz rodzaj dodatkowych układów zabezpieczających przed
skutkami będącymi wynikiem zapadów napięcia sieci.
LITERATURA
[1] Instrukcja Ruchu I Eksploatacji Sieci Przesyłowej. Warunki
korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania
rozwoju sieci. Wersja 2,0. 01 stycznia 2012
[2] ENTSO-E Draft Network Code for Requirements for Grid
Connection applicable to all Generators. European Network of
Transmission System Operators for Electricity, 24 January
2012. https://www.entsoe.eu
[3] Di Marzio G., Eek J., Tande J.0., Fosso 0.B., Implication of grid
code requirements on reactive power contribution and voltage
control strategies for wind power integration, International
Conference on Clean Electrical Power, ICCEP’07, (2007),
pp. 154 – 158
[4] Tsili M., Papathanassiou S., A review of grid code technical
requirements for wind farms. IET Renew. Power Gener., 3
(2009), no. 3
[5] Altin M., Göksu, O., Teodorescu R., Rodriguez P., Jensen B.B., Helle L., Overview of recent grid codes for wind power
integration. 2010, 12th International Conference on
Optimization of Electrical and Electronic Equipment, OPTIM
(2010)
[6] Jarzyna W, Lipnicki P., The comparison of polish grid codes to
Certain European Standards and resultant differences for WPP
requirements, EPE Joint Wind Energy and T&D Chapters
Seminar, 2012
[7] Schulz D., Improved grid integration of wind energy systems,
Bulletin of the Polish Academy of Sciences - Technical
Sciences, 57 (2009), no. 4
[8] Melícioa, R. Mendesb V.M.F., Catalão, J.P.S., Power converter
topologies for wind energy conversion systems: Integrated
modeling, control strategy and performance simulation,
Renewable Energy, 35 (2010), no. 10, pp. 2165-2174
[9] Chen Z., Guerrero J. M., Blaabjerg, F., A Review of the state of
the art of power electronics for wind turbines, IEEE Trans.
Power Electron., 24 (2009), no. 8, pp.1859–1875
[10] Baroudi J.A., Dinavahi V. Knight A.M., A review of power
converter topologies for wind generators, Renewable Energy,
32 (2007), pp. 2369–2385
[11] Benysek G., Strzelecki R., Modern power-electronics
installations in the Polish electrical power network, Renewable
and Sustainable Energy Reviews, 15 (2011), pp. 236–251
[12] Blaabjerg F., Teodorescu R., Liserre M., Timbus A.V.,
Overview of control and grid synchronization for distributed
power generation systems, IEEE Trans. Ind. Electron., 53
(2006), no. 5, pp. 1398-1409
[13] Wilamowski B.M., Irwin D.J., Power Electronics and Motor
Drives. The Industrial Electronics Handbook, CRC Press,
(2011)
[14] Malinowski M., Kazmierkowski M.P., Trzynadlowski A.M.,
A comparative study of control techniques for PWM rectifiers in
AC adjustable speed drives, IEEE Trans. Ind. Electron., 52
(2005), no. 2, pp. 1390–1396
[15] Pucci M., Vitale G., High performance VOC-FOC based wind
generator system with induction machine, IEEE International
Electric Machines and Drives Conference, IEMDC '09, (2009)
pp. 1474- 1479
[16] Miller N.W, Price W.W., Sanchez-Gasca J.J., Dynamic
Modeling of GE 1.5 and 3.6 Wind Turbine-Generators, General
Electric Company, U.S.A. October 27, (2003), Version 3.0
Autorzy: Dr hab. inż. Wojciech Jarzyna, prof. PL, Katedra
Napędów i Maszyn Elektrycznych, Politechnika Lubelska,
[email protected];
Dr inż. Paweł Szcześniak, Instytut Inżynierii Elektrycznej,
Uniwersytet Zielonogórski, [email protected]