układy automatyki małej elektrowni wodnej

Nr 56
Prace Naukowe Instytutu Maszyn, Napędów i Pomiarów Elektrycznych
Politechniki Wrocławskiej
Nr 56
Studia i Materiały
Nr 24
2004
mała elektrownia wodna, sieć zasilająca,
automatyka zabezpieczeniowa, sterowanie
Bogusław KAROLEWSKI*, Piotr LIGOCKI*
UKŁADY AUTOMATYKI MAŁEJ ELEKTROWNI WODNEJ
Analizowano pracę układów automatyki małej elektrowni wodnej. Przedstawiono schematy układów sterowania: całą elektrownią, zmianami przełyku turbiny i wyłącznikami. Zaproponowano rodzaje zabezpieczeń i ich nastawienia. Opisano warunki pracy generatora.
1. WPROWADZENIE
Analiza dotyczy małej elektrowni wodnej (MEW) przepływowej, o spadzie H =
1,8 m i przełyku Q = 6,3 m. Elektrownię wyposażono w 3 jednakowe turbiny rurowe
Kaplana i trzy generatory indukcyjne o mocy po 30 kW. Dobór podstawowych parametrów turbiny, przekładni i generatora opisano w [1].
Schemat układu połączeń MEW przedstawiono na rys. 1. Sieć elektrowni składa
się z podłączeń 3 hydrozespołów oraz obwodu potrzeb własnych do szyn zbiorczych.
Szyny te przez linię wyprowadzającą energię i transformator połączone są z systemem
elektroenergetycznym. Głównymi odbiornikami potrzeb własnych są urządzenia:
− sterowania i zamykania aparatu kierowniczego – obwód 12 V prądu stałego,
− sterowania głównym odcięciem wody,
− automatyki i zabezpieczeń,
− oświetlenia i obwodów gniazd.
Rozdzielnię elektrownianą można wyposażyć w półpośredni układ pomiarowy
umożliwiający pomiary poboru i oddawania mocy, układy sterowania turbozespołami
oraz układ do kompensacji mocy biernej. Bateria kondensatorów jest załączana i wyłączana automatycznie wraz z załączeniem i wyłączeniem wyłącznika głównego.
__________
*
Politechnika Wrocławska, Instytut Maszyn, Napędów i Pomiarów Elektrycznych, 50-372 Wrocław,
ul. Smoluchowskiego 19, [email protected], [email protected]
Rys. 1. Schemat sieci elektrowni
Fig. 1. Power station’s network diagram
2. AUTOMATYKA I STEROWANIE
Automatyka i układy sterowania działają według załączonych rysunków: schemat
blokowy struktury zasilania elektrowni przedstawiono na rys. 2, a ogólny schemat
sterowania na rys. 3.
2.1. AUTOMATYKA ZABEZPIECZENIOWA
Proponuje się zastosowanie w elektrowni następujących zabezpieczeń [6]:
1. Zabezpieczenie nadczęstotliwościowe (działające przy podwyższeniu częstotliwości powyżej wartości nastawionej). Przekaźniki nadczęstotliwościowe f > należy
nastawić na 51 Hz, zaś ich człony czasowe na 0,5 s.
2. Zabezpieczenie podczęstotliwościowe (działające na obniżenie częstotliwości poniżej wartości nastawionej). Przekaźniki podczęstotliwościowe f < będą nastawione na 49 Hz, a ich człony czasowe na 0,5 s.
3. Zabezpieczenie nadnapięciowe. Założono, że znamionowe napięcie fazowe sieci
n/n wynosi 220 V. W związku z tym przekaźniki nadnapięciowe U > będą nastawione na 231 V, a ich człony czasowe na 10 s.
4. Zabezpieczenie podnapięciowe. Przekaźniki podnapięciowe U < będą nastawione
na 198 V, zaś człony czasowe na 10 s.
5. Zabezpieczenie od zaniku napięcia na szynach n/n. Przekaźnik reagujący szybciej
przy dużych zanikach napięcia U << należy nastawić na 0,8 UN, a czas opóźnienia
0,3 s.
6. Oddzielne zabezpieczenia w polach każdego z generatorów działające na wyłączenie chronionego generatora:
a. Zabezpieczenie termiczne przeciążeniowe generatora. Działa na przeciążenie
mocą czynną. Jego nastawa jest ograniczona mocą turbiny napędzającej generator.
b. Zabezpieczenie od przeciwnego kierunku wirowania pola oraz asymetrii obciążenia. Działa w przypadku wystąpienia asymetrii prądów stojana. Pojawiająca
się wtedy składowa przeciwna prądu powoduje przepływ dodatkowego prądu w
obwodzie wirnika, co może doprowadzić do przegrzania jego uzwojeń.
Rys. 2. Schemat struktury zasilania MEW
Fig. 2. Diagram of the hydroelectric power station supply structure
Rys. 3. Ogólny schemat układu sterowania MEW
Fig. 3. General diagram of the hydroelectric power station control system
c. Zabezpieczenie od poboru energii z sieci. Działa na pobór energii z sieci przez
generator. Jest to zabezpieczenie kierunkowo – mocowe.
d. Zabezpieczenie kontrolujące prędkość obrotową z blokadą załączenia. Działa
przy nieprawidłowych obrotach i blokuje załączenie generatora.
e. Zabezpieczenia mechaniczne w polach generatora, działające na wyłączenie generatora :
⎯ zabezpieczenie od obrywu pasa; Działa na rozsprzęglenie turbiny z generatorem;
⎯ zabezpieczenie stanu otwarcia i zamknięcia przełyku turbiny; Są to wyłączniki krańcowe;
⎯ zabezpieczenie powodujące zamknięcie i zahamowanie turbiny po zadziałaniu wyłącznika głównego;
⎯ zabezpieczenie przed zwyżką obrotów turbiny; Jest to tzw. zabezpieczenie
bezwładnościowe.
7. Zabezpieczenia elektryczne w polu linii odejściowej będą wspólne dla wszystkich
generatorów. Powodują zadziałanie wyłącznika jednocześnie blokując załączenie.
Dobór czasów i nastaw zabezpieczeń należy skonsultować z Wydziałem Zabezpieczeń Zakładu Energetycznego.
2.2. STEROWANIE URZĄDZENIAMI
Schemat układu sterowania otwarciem przełyku turbiny przedstawiono na rysunku
4, a sterowanie wyłącznikami na rys. 5. Obwody z rys. 5 stanowią dalszy ciąg układu
przedstawionego na rys. 3, przy jego prawej krawędzi. Analiza tych schematów umożliwia poznanie sekwencji działań poszczególnych układów w normalnych i awaryjnych stanach pracy.
Rys. 4. Schemat sterowania otwarciem przełyku turbiny
Fig. 4. Diagram of turbine capacity opening control
Rys. 5. Schemat sterowania wyłącznikami
Fig. 5. Diagram of switches control
3. OPIS PRACY GENERATORA [2, 3, 4]
3. 1. ZAŁĄCZANIE DO SIECI
W przypadku elektrowni o małej mocy najkorzystniejsze jest przyłączenie generatorów do sieci n/n. Cena energii sprzedawanej do tej sieci jest wyższa niż do sieci s/n.
Jednak nie zawsze można łączyć MEW z siecią n/n. Jeśli stopień wodny pozwoliłby
na uzyskanie mocy rzędu kilkuset kilowatów, to prądy płynące przy napięciu 0,4 kV
wynosiłyby kilkaset amperów. Tak duże prądy wymagają zwiększenia przekroju
przewodów, co przy długich odcinkach kablowych znacznie podnosi koszty instalacji.
Podobnie jest z samym generatorem, którego przekrój uzwojenia nie może być zbyt
duży. Rozwiązaniem w tym wypadku jest zastosowanie generatora na wyższe napięcie
np. 3 kV (elektrownia wodna Marszowice) lub 10 kV (elektrownia wodna Wrocław).
W pierwszym przypadku w związku z brakiem sieci 3 kV konieczne jest zainstalowanie transformatora np. 3/20 kV. Wraz ze wzrostem napięcia rośnie cena izolacji uzwojenia, a maleje cena drutu nawojowego. Przyczyny technologiczne stwarzają bariery
poziomu napięcia generatorów. Maksymalne napięcie na jakie wykonuje się uzwojenia to 10 kV. W sytuacji gdy linia s/n pracuje na napięcie 10, 15, 20 kV a w przypadku linii napowietrznej 15, 20 kV, zawsze pojawia się problem zastosowania transformatora blokowego. Często bywa tak, że moc generatora pozwoliła by na przyłączenie
go do sieci n/n ale najbliższa stacja z sieci n/n jest bardzo daleko. Przepływ dużego
prądu przez długi odcinek linii powoduje spadki napięć, których nie można zaakceptować. W tej sytuacji również należy podjąć decyzję o przyłączeniu do sieci s/n. Istotną różnicą między współpracą MEW z siecią s/n a n/n - poza wymienionymi wcześniej - jest konstrukcja zabezpieczeń i pomiaru energii. Dla sieci s/n zabezpieczenia
pracują w układzie pośrednim przez przekładniki prądowe i napięciowe. Podobnie jest
z układem pomiarowym. W przypadku elektrowni przyłączonej do sieci n/n zabezpieczenia pracują w układzie bezpośrednim, a pomiar ze względu na duże prądy odbywa
się w układzie półpośrednim.
Załączenie generatora do sieci energetycznej odbywa się po wcześniejszym doprowadzeniu go do prędkości znamionowej. Jest to niezbędne ze względu na konieczność złagodzenia przebiegu prądu sieciowego w momencie zamknięcia wyłącznika.
Prędkość obrotowa kontrolowana jest przez programowalny miernik prędkości i
uniemożliwia załączenie wyłącznika przy obrotach niezgodnych z założonymi.
Poziom założonych obrotów ustalono w oparciu o symulację załączenia generatora
przy różnych prędkościach obrotowych. Obliczenia wykonano z wykorzystaniem
programu T-CAD wersja 6.2. Jako badany obiekt przyjęto silnik asynchroniczny klatkowy o mocy znamionowej 30 kW. Przebiegi prądu sieciowego przedstawiono na rys.
6. Poszczególne krzywe dotyczą przebiegów prądu pobieranego z sieci w przypadku
załączenia wyłącznika sieciowego po osiągnięciu przez silnik różnych wartości prędkości. Najszybsze ustabilizowanie prądu zasilającego następuje w zakresie prędkości
początkowej generatora +/– 5% prędkości znamionowej. W takim przypadku po
dwóch okresach prąd praktycznie nie przekracza znamionowego.
Po załączeniu do sieci następuje obciążanie prądnicy mocą czynną dokonywane
przez obsługę elektrowni regulacją przełyku turbiny.
Rys. 6. Obliczeniowe przebiegi prądu przy załączaniu generatora do sieci [5]
Fig. 6. Analytical courses of current while connection of generator to the supply network [5]
3. 2. PRACA GENERATORA
Współpraca generatora z siecią kontrolowana jest przez zabezpieczenia elektryczne, chroniąc sieć przed nieprawidłowymi parametrami generowanej energii. Jeśli nie
ma zakłóceń w sieci, a warunki hydrotechniczne spowodują, że generator zacznie
pobierać energię z sieci, zabezpieczenie przed poborem energii z sieci wyłączy urządzenie. Zabezpieczenie powinno zadziałać przy poziomie +/– 0,05 mocy znamionowej
i być blokowane w czasie uruchamiania. Wydzielenie się generatorów na pracę wyspową jest możliwe w sytuacji dopasowania obciążenia do produkcji energii, ze
względu na przyłączoną baterię kondensatorów. Zabezpieczenia w polu linii odejściowej mają za zadanie wyłączenie wszystkich generatorów przy każdej niedopuszczalnej zmianie parametrów produkowanej energii. Generatory nie posiadają urządzeń
regulujących częstotliwość i napięcie w czasie pracy wydzielonej. Każdorazowa
zmiana obciążenia (w pracy wyspowej), lub zmiana warunków hydrotechnicznych
spowoduje wyłączenie pracujących urządzeń. Ponowne uruchomienie wykonywane
jest przez obsługę elektrowni.
3. 3. WYŁĄCZENIE I ODSTAWIENIE GENERATORA
Wyłączenie generatora może nastąpić w wyniku działania obsługi, lub w sytuacji
wystąpienia zakłócenia od strony elektrycznej czy mechanicznej.
Wyłączenie przez obsługę następuje po wcześniejszym przełączeniu automatyki na
sterowanie ręczne, zdjęciu obciążenia i pobudzeniu wyłącznika. Dalsze czynności to
zatrzymanie i zahamowanie hydrozespołu. Bezpośrednie wyłączenie wyłącznika powoduje automatyczne odstawienie hydrozespołu. W przypadku zadziałania zabezpieczeń cały proces przebiega automatycznie. Dla turbin z elektrycznie sterowanym aparatem kierowniczym, wyłączenie powiązane jest z zamknięciem aparatu
kierowniczego sprzęgniętego z hamulcem mechanicznym. Dla turbin „lewarowych”
funkcje te pełni zawór napowietrzający komorę wlotową, sprzęgnięty z hamulcem
mechanicznym. W obu przypadkach odstawienie hydrogeneratora jest niezależne od
zasilania potrzeb własnych. Aparat kierowniczy jest zamykany za pomocą silnika 12V
prądu stałego, który ma zasilanie gwarantowane przez akumulator. W przypadku turbin rurowych elektromagnes uruchamiający zawór napowietrzający wykonany jest w
postaci luzownika, który w stanie beznapięciowym utrzymuje zawór otwarty.
4. PODSUMOWANIE
W omówionym przykładzie MEW zastosowano układ trzech hydrogeneratorów o
łącznej mocy 90 kW. Zaproponowane układy sterowania wystarczą do poprawnej
pracy układu. Dla zapewnienia pełnej kontroli i automatyzacji MEW można w przyszłości zastosować układ automatycznego sterowania oparty na sterowniku PLC z
możliwością wizualizacji pracy elektrowni.
Podstawową zaletą generatora indukcyjnego jest prostota budowy. Uruchamianie i
załączania go do sieci nie wymaga skomplikowanych czynności. Ujemną stroną tego
rozwiązania jest brak możliwości dłuższej pracy na wydzieloną grupę odbiorców.
Wprawdzie przyłączona bateria kondensatorów jest w stanie podtrzymać napięcie przy
dobrej regulacji poziomu napięcia, ale w żadnym przypadku nie ma możliwości wyregulowania częstotliwości, co powoduje zmniejszenie poślizgu wraz ze zmianą obciążenia. Regulator taki – gdyby się go dało skonstruować – byłby prawdopodobnie bardzo drogi, a skuteczność jego działania wątpliwa. Jeżeli przewiduje się pracę
wyspową, należy zastosować generator synchroniczny. W tym przypadku proces załączania do sieci musi zostać poprzedzony synchronizacją generatora z siecią, co znacznie komplikuje proces rozruchu. Jednak proces ten można w całości zautomatyzować.
Przy zastosowaniu jako wzbudnicy prądnicy samowzbudnej prądu stałego można
całkowicie uniezależnić się od sieci zasilającej, co w przypadku zaniku napięcia albo
konfliktu ze spółką dystrybucyjną jest bardzo wygodnym rozwiązaniem. Jednak ze
względu na to, iż najczęściej spotykane MEW są niewielkie i mają ograniczone zyski,
więc właścicielom nie opłaca się stosować generatorów synchronicznych. Koszt układu regulacji i automatyki, podobnie jak i samej prądnicy mógłby kilkukrotnie przewyższyć zyski.
LITERATURA
[1] KAROLEWSKI B., LIGOCKI P., Wyznaczanie parametrów małej elektrowni wodnej, Pr. Nauk. Inst.
Masz. Napęd. i Pom. Elektr. PWr. Nr 56, Studia i Materiały nr 24, Wrocław 2004.
[2] LAUDYN D., PAWLIK M., STRZELCZYK F., Elektrownie, WNT, Warszawa 2000.
[3] Materiały z pierwszej krajowej konf. Nauk. – Tech. Wykorzystanie energii ze źródeł odnawialnych,
Stowarzyszenie Wspierania Inicjatyw Gospodarczych, oddział we Wrocławiu 2002.
[4] Pr. Zbiorowa pod red. M. Hoffmana, Małe elektrownie wodne, poradnik, Wyd. Nabba, Warszawa
1992.
[5] PUCEK R., Współpraca małej elektrowni wodnej z systemem energetycznym, Pr. dypl. inż., Wydz.
El. PWr., Wrocław 2003.
[6] ŻYDANOWICZ J., NAMIOTKIEWICZ M., KOWALEWSKI B., Zabezpieczenia i automatyka w
energetyce, WNT, Warszawa 1985.
AUTOMATICS SYSTEMS OF SMALL HYDROELECTRIC POWER STATION
The work of automatic control engineering systems of small electric power station was analysed. Diagrams of control systems of hydroelectric station, turbine and switches were presented. Types of protections and their’s settings were proposed. Regime of generator was described.