Wymagania AVR dla El bezobsługowej

WYMAGANIA DLA UKŁADU REGULACJI NAPIĘCIA GENERATORA
SYNCHRONICZNEGO ZAINSTALOWANEGO W ELEKTROWNI
BEZOBSŁUGOWEJ, NA PRZYKŁADZIE REGULATORA
NAPIĘCIA P100C
Mariusz Mazur
Instytut Energetyki Jednostka Badawczo-Rozwojowa Oddział Gdańsk
Wprowadzenie
Podstawowymi parametrami energii elektrycznej są częstotliwość oraz napięcie. W
przypadku generatorów synchronicznych, za właściwą wartość częstotliwość produkowanej
energii odpowiedzialny jest regulator obrotów turbiny, za wartość skuteczną napięcia, układ
wzbudzenia generatora. Dyskusją nad właściwościami oraz wymaganiami jakie spełniać
powinien układ wzbudzenia generatora synchronicznego, poświęcony jest niniejszy artykuł.
Typy generatorów stosowanych w małych elektrowniach wodnych
Znacząca część pracujących obecnie w Polsce elektrowni wodnych wybudowana została
wiele lat temu, często jeszcze przed II wojną światową. Wówczas to ze względu na wielkość
systemu, kaŜda elektrownia zasilająca system bądź grupę odbiorców musiała regulować
napięcie raz częstotliwość systemu, a takŜe zapewnić moŜliwość pracy wyspowej. Z definicji
musiała to być elektrownia oparta o generator synchroniczny.
Obecnie system elektroenergetyczny ze względu na swoją wielkość, oraz oparcie na duŜych
elektrowniach systemowych, umoŜliwia podłączanie takŜe elektrowni opartych o generatory
asynchroniczne, które korzystając z napięcia oraz częstotliwości sieci elektroenergetycznej
dostarczają jedynie moc czynną. Generatory te dodatkowo pobierają z systemu mc bierną,
dlatego podłączanie do sieci tego typu generacji wymaga odpowiednio silnej sieci. Co prawda
pobieraną przez generator asynchroniczny moc bierną, moŜna skompensować za pomocą
baterii kondensatorów, niemniej jednak przechodzące z momentu napędowego oscylacje
wpływają niekorzystnie na sub-harmoniczne napięcia w miejscu przyłączenia objawiające się
tzw. zwiększonym Flickerem. PoniewaŜ elektrownie oparte o generatory asynchroniczne są
tańsze w budowie, nowo budowane elektrownie o mocach zespołu poniŜej 1MW oparte są w
znacznej części o hydrozespoły tego typu. Obecnie dopuszcza się przyłączanie do sieci
generatorów asynchronicznych pod warunkiem Ŝe moc zwarciowa w miejscu podłączenia
generacji jest co najmniej 20-krotnie większa od mocy instalowanej generacji. Zachowanie tej
proporcji gwarantuje Ŝe sieć w miejscu przyłączenia jest na tyle „sztywna” Ŝe zniweluje
niekorzystny wpływ generatora asynchronicznego.
W ostatnich latach daje się zauwaŜyć, ze strony spółek dystrybucyjnych, próby ograniczenia
przyłączania do sieci generacji opartej o generatory asynchroniczne. WiąŜe się to z
prognozami ogromnego wzrostu tzw. generacji rozproszonej, czyli przyłączanych do sieci
rozdzielczych małych lokalnych generacji. Działania te są szczególnie widoczne w
odniesieniu do energetyki wiatrowej. Na rynku turbin wiatrowych jeszcze 4 lata temu
dominowały turbiny współpracujące z generatorami asynchronicznym, które były tańsze i
bardziej niezawodne w eksploatacji, obecnie takie rozwiązania nie spełniają wymagań
większości operatorów.
W przypadku generatora synchronicznego z prawidłowo działającymi układami regulacji
korzystnie wpływa on na parametry energii, zwiększa moc zwarciową podnosi niezawodność
sieci a stanach awaryjnych moŜe słuŜyć jako element obrony i odbudowy systemu.
Współpraca
generatora
elektroenergetyczną
synchronicznego
z
siecią
Podstawowym zadaniem kaŜdej elektrowni jest produkcja mocy czynnej, warunki jej
sprzedaŜy są dokładnie określone w umowie przyłączeniowej. Maksymalizacja produkcji
mocy czynnej jest zatem , obopólnym interesem właściciela elektrowni jak i spółki
dystrybucyjnej. Zwykle jednak nie wykorzystuje się moŜliwości korzystnego oddziaływania
na sieć, przez małe generatory synchroniczne, korzyści te związane są z dostarczaniem mocy
biernej oraz utrzymywaniem właściwych poziomów napięć. W umowach pomiędzy spółkami
dystrybucyjnymi a właścicielami elektrowni wymaga się wręcz, utrzymywania zerowej mocy
biernej, a za jej produkcję, spółki dystrybucyjne naliczają kary. Z punktu widzenia właścicieli
elektrowni takie wymagania są nawet korzystne bowiem praca z zerową mocą bierną jest
najmniej uciąŜliwa dla generatora ze względu na najmniejsze straty jak i jego zuŜycie. Jednak
z punktu widzenia sieci jest to niewykorzystanie naturalnych własności generatorów
synchronicznych. Dodatkowo priorytetem regulatorów napięcia staje się utrzymanie zadanej
(np. zerowej) mocy biernej lub odpowiedniego współczynnika mocy. PoniewaŜ kryterium
oceny prawidłowej pracy takiego układu jest: jak dokładnie trzymana jest zadana wartość
mocy biernej czy współczynnika mocy, układy tego typu stroi się coraz częściej tak, aby
działały jak najszybciej, w efekcie regulator napięcia nie reaguje na zmiany napięcia sieci i
nawet przy duŜych zapadach napięcia, generator nie dostarczy tzw. prądu podtrzymania
zwarcia, bowiem łączy się to z produkcją mocy biernej. W efekcie po takim nastawieniu
układu wzbudzenia moŜe nawet dojść do nieselektywnego działania zabezpieczeń w sieci.
Jednym z czynników który wpłynął na przebieg awarii z 26 czerwca 2006 roku było
niewykorzystanie źródeł mocy biernej w sieciach dystrybucyjnych. Obowiązkiem operatora
systemu przesyłowego jest zapewnienie właściwego poziomu napięcia w sieci przesyłowej
jednak w sytuacjach zagroŜenia dla bezpieczeństwa systemu istotne jest wykorzystanie
wszystkich moŜliwości jakie są w systemie, takŜe w zakresie uruchomienia rezerw
zainstalowanych w sieci dystrybucyjnej. WaŜne zatem, aby moŜliwości które są w tym
zakresie nie blokować a sprzyjać powstawaniu dodatkowych generacji które te moŜliwości
powiększą.
Funkcje układu wzbudzenia generatora synchronicznego.
Współczesne układy wbudzenia generatorów synchronicznych wykonywane są praktycznie
wyłącznie w technologii cyfrowej. W takim wykonaniu zwiększanie funkcjonalności tego
typu układów wiąŜe się z rozbudową jedynie oprogramowania. W efekcie regulatory napięcia
nawet nieduŜych zespołów wyposaŜone są we wszystkie moŜliwe funkcjonalności związane z
pracą generatora synchronicznego w sieci elektroenergetycznej. Układy te mogą pracować w
jednym z trybów regulacji:
Tryb regulacji napięcia generatora (regulacja automatyczna) uŜywana jest podczas
normalnej pracy. W trybie tym wartość mierzona regulatora napięcia porównywana
jest z wartością zadaną i zaleŜnie od róŜnicy tych sygnałów generowany jest
odpowiedni sygnał sterowania wzmacniaczem mocy.
Tryb regulacji prądu wzbudzenia (regulacja ręczna). Mierzona wartość prądu
wzbudzenia porównywana jest z wartością zadaną i zaleŜnie od niej generowany jest
odpowiedni sygnał sterowania wzmacniaczem mocy.
Regulacja współczynnika mocy. Z aktualnych wartości mierzonej mocy czynnej i
biernej obliczany jest współczynnik mocy tgϕ, jest on porównywany z jego wartością
zadaną, odpowiednio oddziaływując na wartość zadaną napięcia generatora (regulator
pracuje wówczas w trybie automatycznym).
Regulacja mocy biernej. Aktualna wartości mierzonej mocy biernej jest porównywany
z jego wartością zadaną odpowiednio oddziaływując na wartość zadaną napięcia
generatora (regulator pracuje wówczas w trybie automatycznym).
Dodatkowo w układ wzbudzenia wyposaŜa się w ograniczniki utrzymujące generator w
dopuszczalnym obszarze pracy:
Ogranicznika niedowzbudzenia – pojemnościowej mocy biernej (LKM) Ogranicznik
ten reguluje prąd wzbudzenia w zakresie określonej charakterystyki P-Q w taki sposób
aby nie dopuścić do utraty stabilności generatora.
Ograniczników maksymalnego prądu stojana (LIS). Ogranicznik ten reguluje prąd
wzbudzenia aby utrzymać prąd stojana poniŜej wartości ustalonej i zapobiec
przeciąŜeniu cieplnemu uzwojenia stojana. Sposób działania ogranicznika prądu
stojana zmienia się w zaleŜności od tego, czy maszyna jest przewzbudzona tj.
ogranicznik indukcyjnego prądu stojana działa z opóźnieniem czasowym zgodnie z
odwrotną charakterystyką czasową lub w przypadku niedowzbudzenia ogranicznik
pojemnościowego prądu stojana działa z odwrotnym znakiem. Regulator napięcia nie
jest w stanie regulować prądu czynnego generatora związanego z mocą czynną, jeŜeli
zatem wartość składowej czynnej prądu przekroczy wartość zadaną ogranicznika
ogranicznik przechodzi w tryb regulatora zerowej mocy biernej utrzymując tym
samym minimalny moŜliwy prąd stojana.
Ogranicznika pułapu prądu wzbudzenia i maksymalnego prądu wzbudzenia
(LIW,LPW) Ogranicznik ten ogranicza prąd wzbudzenia do dwóch indywidualnie
nastawianych wartości. Pierwsze ograniczenie określa pułap forsowania prądu
wzbudzenia i określane jest jako Ifmax. W razie potrzeby bez opóźnienia, prąd
wzbudzenia jest utrzymywany na poziomie maksymalnego pułapu prądu w
określonym wcześniej czasie, a następnie jest zmniejszany do wartości ograniczenia
cieplnego prądu zgodnie z odwrotną charakterystyką czasową. JeŜeli w trakcie
działania ogranicznika nastąpi skokowe obniŜenie napięcia generatora (dv/dt) to
maksymalny pułap prądu moŜe być zwolniony i forsowanie moŜe być rozpoczęte przy
załoŜeniu, Ŝe dopuszczalna wartość całki z prądu nie jest przekroczona.
Ogranicznika indukcji (LUF) ogranicza prąd wzbudzenia tak, aby chronić generator i
transformator blokowy przed wzrostem indukcji w Ŝelazie przy obniŜeniu
częstotliwości (prędkości obrotowej) generatora.
P
niedowzbudzenie
przewzbudzenie
ogranicznik
miedowzbudzenia
ogranicznik
minimalnego
prądu wzbudzenia
IGn
2
1-Ug
xd
Ifn
-1
xq
ϕ
ogranicznik
maksymalnego
prądu wzbudzenia
ogranicznik
prądu
generatora
1Q
Rys. 1
Granice działania ograniczników przedstawione na płaszczyźnie P-Q
Wpływ nastaw regulatorów nadrzędnych na zachowanie generatora
synchronicznego .
Ze względu na uwarunkowania finansowo formalne podstawowym trybem pracy układu
wzbudzenia w elektrowniach wodnych małej mocy jest praca z regulacją mocy biernej lub
współczynnikiem mocy.
Oba te tryby pracy są do siebie bardzo zbliŜone , róŜnią się jedynie wartością regulowaną. Na
rysunkach poniŜej podano schematy blokowe podstawowych rozwiązań w zakresie
regulatorów nadrzędnych. W wypadku typu I regulatory te oddziaływają na wartość zadaną
regulacji automatycznej, w przypadku typu II dodają się do pętli regulacji działając
równolegle z pętlą regulacji napięcia.
TVARC
VVARC_BW
Q zadana +
Zwiększ
S
Zmniejsz
Q mierzona
-VVARC_BW
Blokada
TPFC
VPFC_BW
Q/P zadana +
Zwiększ
S
Zmniejsz
Q/P mierzona
-VPFC_BW
Blokada
Rys. 2
Model regulatorów mocy biernej i współczynnika mocy typu I
W przypadku regulatora typu I następuje oddziaływanie na nastawnik napięcia generatora, o
ile róŜnica pomiędzy wartością mierzoną a zadaną przekroczy próg nieczułości
(VVARC_BW,VVPF_BW) przez określony czas (TVARC,TPFC). MoŜna zatem powiedzieć Ŝe w tym
wypadku mamy do czynienia z regulatorem kaskadowymi.
W przypadku regulatora typu II mamy do czynienia z oddziaływaniem na pętlę regulacji
napięcia, zatem mamy do czynienia z jednoczesną pracą dwóch pętli regulacji; pętli regulacji
napięcia oraz pętli regulacji nadrzędnej ( mocy biernej lub współczynnika mocy).
VCLMT
Q zadana +
kp +
S
kI
s
Q mierzona
-VCLMT
Blokada
VCLMT
Q/P zadana +
kp +
S
kI
s
Q/P mierzona
Blokada
Rys. 3
-VCLMT
Model regulatorów mocy biernej i współczynnika mocy typu II
WaŜne jest aby istniała właściwa korelacja pomiędzy nastawami regulatorów nadrzędnych a
pętlą regulacji napięcia. Pętla regulacji napięcia musi być z definicji szybka, aby umoŜliwić
właściwą reakcję generatora na zmiany obciąŜenia. Zgodnie z wymaganiami IRiESP
zregulowanie zrzutu znamionowej mocy biernej nie powinno trwać dłuŜej niŜ 0,5s dla
wzbudzenia statycznego oraz 1,5 s dla elektromaszynowego. Regulatory nadrzędne powinny
być odpowiednio wolniejsze. W zasadzie powinny odpowiadać pracującym na blokach
systemowych układom ARNE, gdzie czas zregulowania mocy biernej to nawet pojedyncze
minuty.
Trudno jednak nie zgodzić się z argumentacją właścicieli elektrowni Ŝe tak wolne regulatory
nadrzędne przyczyną się do powstania kar umownych, za wyprodukowaną bądź zuŜytą moc
bierną. Dopóki zatem w umowach sprzedaŜy energii będą zapisy takie jak obecnie, regulatory
nadrzędne psuć będą podstawowe funkcje regulatora napięcia. WaŜne jest jednak aby
zapewnić moŜliwość spowolnienia regulatorów nadrzędnych, poprzez zmianę ich nastaw, tak
aby po zmianie polityki spółek dystrybucyjnych w tym zakresie, co prędzej czy później musi
nastąpić, moŜna było wykorzystać w pełni właściwości generatorów synchronicznych.
Praca układu wzbudzenia generatora synchronicznego w elektrowni
bezobsługowej.
Na (Rys. 4) przedstawiono algorytm pracy układu wzbudzenia elektrowni bezobsługowej
Wzbudzenie generatora następuje automatycznie po otrzymaniu sygnału startu z regulatora
obrotów po automatycznym zsynchronizowaniu z siecią następuje przejście do pracy z
regulacją współczynnika mocy, sygnałem inicjującym moŜe iloczyn logiczny sygnału
zamknięcia wyłącznika blokowego oraz przekroczenie pewnego progu mocy czynnej lub
prądu generatora, aby uwiarygodnić pomiary mocy czynnej i biernej. Po wyjściu z sieci
następuje odwzbudzenie generatora.
MoŜliwa jest takŜe detekcja pracy wyspowej poprzez zdefiniowanie zakresu napięcia przy
którym generator pracuje w trybie regulacji współczynnika mocy. O ile nastąpiłoby
automatyczne przejście na wyspę, zmiany wzbudzenia powodowałyby natychmiastowe
zmiany napięcia generatora, oraz dosyć szybkie wyjście z zakresu napięć zdefiniowanego dla
pracy z regulacją nadrzędną.
START
Osiągnięcie obrotów
znamionowych
Praca z regulacją
nadrzędną
Wzbudzenie Generatora
Synchronizacja
Automatyczne załączenie
regulacji nadrzędnej
Praca w
sieci
Warunki
pracy wyspowej
Warunki
pracy wyspowej
TAK
NIE
NIE
TAK
ODSTAWIENIE
ODSTAWIENIE
NIE
NIE
TAK
TAK
Wyłącz wyłącznik bloku,
odwzbudź, zatrzymaj turbinę
STOP
Rys. 4.
Algorytm pracy układu wzbudzenia w elektrowni bezobsługowej
Kompaktowy regulator
bezobsługowej.
napięcia
typu
P100C
dla
elektrowni
Ze względu na dość dynamiczny rozwój hydroenergetyki oraz powszechnego stosowania
generatorów wyposaŜonych we wzbudzenia bezszczotkowe, nie wymagających duŜych
prądów sterujących, a jednocześnie stosunkowo duŜych wymagań co do funkcjonalności
nowych regulatorów napięcia, Instytut Energetyki Oddział Gdańsk, opracował kompaktowy
regulator napięcia, charakteryzujący się duŜymi moŜliwościami funkcjonalnymi, pełną
konfigurowalnością wszystkich wejść i wyjść, oraz konkurencyjną ceną.
Regulator ten charakteryzuje się bardzo intuicyjnym interfejsem umoŜliwiającym łatwą
zmianę wszystkich nastaw i parametrów regulacyjnych, zmian dokonuje się za pomocą
dostarczonego z urządzeniem oprogramowania serwisowego uruchamianego na komputerze
PC. Regulator posiada 6-pulsowy mostek tyrystorowy, umoŜliwiający rewersję napięcia
wzbudzenia oraz wbudowany stabilizator systemowy typu PSS2A umoŜliwiający stosowanie
go nawet do duŜych generatorów wyposaŜonych we wzbudzenia bezszczotkowe.
Rys. 5.
Zrzut ekranu programu do obsługi regulatora napięcia P100C
Podstawowe parametry regulatora napięcia:
Praca w trybie regulacji napięcia
Praca w trybie regulacji prądu wzbudzenia.
Regulator nadrzędny współczynnika mocy bądź mocy biernej.
Automatyczne dośledzenie się pętli regulacji.
Komplet ograniczników aktywnych w regulacji automatycznej i ręcznej:
•
Ogranicznik minimalnej mocy biernej
•
Ogranicznik prądu stojana
•
Ogranicznik prądu sterującego wzbudzeniem wzbudnicy.
•
Ogranicznik indukcji
•
Ogranicznik minimalnego prądu sterującego
Stabilizator systemowy typu PSS2A
Zabezpieczenia:
•
Dwustopniowe zabezpieczenie nadnapięciowe
•
Dwustopniowe zabezpieczenie prądu wyjściowego
•
Zabezpieczenie od uszkodzenia diody wirującej
•
Zabezpieczenie od zaniku pomiaru napięcia generatora
Podsumowanie.
Z punktu widzenia sieci elektroenergetycznej korzystnie jest instalowanie w systemie
generacji opartej o generatory synchroniczne, lub takie które mogą przyczynić się do poprawy
bilansu mocy biernej w stanach zagroŜenia bezpieczeństwa systemu.
Pomimo wyraźnych rozbieŜności pomiędzy wymaganiami stawianymi obecnie przez spółki
dystrybucyjne a rzeczywistymi potrzebami sieci, istotne jest aby generator synchroniczny
pracował nie generując niepotrzebnych strat związanych z karami za moc bierną, a więc w
trybie regulacji współczynnika mocy lub mocy biernej. NaleŜy się spodziewać Ŝe w
przyszłości doceniane będzie bardziej nie tylko produkcja mocy czynnej ale takŜe
współudział w funkcjach regulacyjnych sieci. Wówczas to, generator wyposaŜony będzie
musiał być, we wszystkie funkcje konieczne do utrzymania go w obszarze bezpiecznej pracy,
w kaŜdym z moŜliwych trybów regulacji. Automatyczne regulatory nadrzędne będą wówczas
pracowały, z wolnymi nastawami czasu regulacji, zastępującymi obsługę, a nie zmieniającymi
podstawowej funkcji regulatora napięcia i generatora synchronicznego. Funkcją tą jest
regulacja napięcia generatora i dostarczanie mocy biernej zgodnie z potrzebami sieci w
określonym przez moŜliwości generatora zakresie.
Literatura
[1]
Draft Recommended Practice for Excitation System Models For Power System
Stability Studies IEEE P421.5/D15 8 February 2005
[2]
“Final Report - System Disturbance on 4 November 2006” www.ucte.org
[3]
IRiESP 1.06.2006 , PSE-Operator, www.pse-operator.pl
[4]
Michał Izdebski, Mariusz Mazur „Współpraca cyfrowych układów wzbudzenia i
regulacji napięcia z systemami automatyki elektrowni” VII Ogólnopolska Konferencja
"Zabezpieczenia Przekaźnikowe w Energetyce" Gdańsk, 06-08.10.2004 r.