Praca generatorów elektrowni wiatrowych
Transkrypt
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]