Вдосконалення системи керування потужністю вітроенергетичної установки в стаціонарному стані та за умов збурень у електричній мережі

Лавренко, Тарас Леонідович

Будь ласка, використовуйте цей ідентифікатор, щоб цитувати або посилатися на цей матеріал: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7169

Назва:	Вдосконалення системи керування потужністю вітроенергетичної установки в стаціонарному стані та за умов збурень у електричній мережі
Автори:	Плахотний, Олександр Петрович Лавренко, Тарас Леонідович
Ключові слова:	вітроенергетика;вдосконалення
Дата публікації:	30-січ-2026
Короткий огляд (реферат):	У першому розділі визначено основні напрямки розвитку, виявлено ключові проблеми, що виникають при проєктуванні, надано опис систем перетворення енергії вітру за допомогою вітроелектростанції. У другому розділі описано метод керування роботою асинхронного генератора подвійного живлення (ГПЖ) при глибоких провалах напруги статора (мережі), з описом розробленої математичної моделі вітроелектричної установки, призначеної для дослідження роботи ВЕУ з використанням різних методів та алгоритмів регулювання потужності. У третьому розділі описано метод керування відстеженням точки максимальної потужності, методику визначення продуктивності ВЕУ при швидкості вітру, що безперервно змінюється, і дії алгоритму управління вітроелектричною установкою з горизонтальною віссю обертання. У третьому розділі описано принципи регулювання потужності з відстеженням точки максимальної потужності. Також глава присвячена розробці методики визначення продуктивності вітроенергоустановок при швидкості вітру, що безперервно змінюється, а також тестуванню розроблених алгоритмів управління вітроелектричною установкою з горизонтальною віссю обертання. У четвертому розділі наведено конструкцію розробленого віртуального контролера вітроелектричної установки. У п’ятому розділі виконано модернізацію системи загального штучного освітлення дослідного центру
URI (Уніфікований ідентифікатор ресурсу):	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7169
Розташовується у зібраннях:	144 Теплоенергетика (Теплоенергетика)

Файли цього матеріалу:

Файл	Опис	Розмір	Формат
Диплом Лавренко.pdf Restricted Access		3.55 MB	Adobe PDF	Переглянути/Відкрити Запит копії

Показати повний опис матеріалу Перегляд статистики

Усі матеріали в архіві електронних ресурсів захищено авторським правом, усі права збережено.

Extracted text

2
АНОТАЦІЯ

На магістерську кваліфікаційну роботу на тему: «Вдосконалення системи
керування потужністю вітроенергетичної установки в стаціонарному стані та за умов
збурень у електричній мережі».
Виконавець: ст. гр. мТЕ-45 Лавренко Тарас Леонідович.
Керівник: д.т.н., професор Плахотний Олександр Петрович.
Захищено: "____" грудня 2025 р.
118 с.; 50 рис.; 8 таблиць; 46 літературних джерел.
У першому розділі визначено основні напрямки розвитку, виявлено ключові
проблеми, що виникають при проєктуванні, надано опис систем перетворення енергії
вітру за допомогою вітроелектростанції.
У другому розділі описано метод керування роботою асинхронного генератора
подвійного живлення (ГПЖ) при глибоких провалах напруги статора (мережі), з
описом розробленої математичної моделі вітроелектричної установки, призначеної
для дослідження роботи ВЕУ з використанням різних методів та алгоритмів
регулювання потужності.
У третьому розділі описано метод керування відстеженням точки максимальної
потужності, методику визначення продуктивності ВЕУ при швидкості вітру, що
безперервно змінюється, і дії алгоритму управління вітроелектричною установкою з
горизонтальною віссю обертання.
У третьому розділі описано принципи регулювання потужності з відстеженням
точки максимальної потужності. Також глава присвячена розробці методики
визначення продуктивності вітроенергоустановок при швидкості вітру, що
безперервно змінюється, а також тестуванню розроблених алгоритмів управління
вітроелектричною установкою з горизонтальною віссю обертання.
У четвертому розділі наведено конструкцію розробленого віртуального
контролера вітроелектричної установки.
У п’ятому розділі виконано модернізацію системи загального штучного
освітлення дослідного центру.

3
ЗМІСТ

ВСТУП ............................................................................................................................. 5
РОЗДІЛ 1. СТАН ПИТАННЯ ТА ЗАВДАННЯ ДОСЛІДЖЕННЯ ............................ 8
1.1. Система перетворення енергії вітру ....................................................................... 9
1.2. Управління потужністю вітроенергетичної установки в стаціонарному стані та
при збуреннях мережі .................................................................................................... 22
1.3. Мотивація дослідження .......................................................................................... 30
Висновок до першого розділу ...................................................................................... 31
РОЗДІЛ 2. МОДЕЛЮВАННЯ І УПРАВЛІННЯ ГЕНЕРАТОРОМ ПОДВІЙНОГО
ЖИВЛЕННЯ (ГПЖ). АНАЛІЗ РОБОТИ ПРИ ПАДІННЯХ НАПРУГИ ................. 33
2.1. Вступ ........................................................................................................................ 34
2.2. Компоненти генератора подвійного живлення (ГПЖ) ....................................... 36
2.3. Комп'ютерна модель вітроенергетичної установки ............................................ 37
2.4. Математичний опис вітроенергетичної установки ............................................. 38
2.5. Принцип роботи генератора подвійного живлення ГПЖ .................................. 39
2.6. Узагальнене динамічне моделювання асинхронної електричної машини
(модель d-q) ..................................................................................................................... 42
2.7. Дослідження роботи ВЕУ з ГПЖ при змінній швидкості вітру та моделюванні
.......................................................................................................................................... 44
2.8. Розробка та моделювання ПСМ контролера для ГПЖ ...................................... 47
2.9. Розробка та моделювання ПСР контролера для ГПЖ ........................................ 48
2.10. Моделювання вітроенергетичної установки ..................................................... 49
2.11. Робота ГПЖ під час падіння напруги статора ................................................... 53
2.12. Перевірка моделі на адекватність ....................................................................... 61
Висновок до другого розділу ........................................................................................ 65

МКР 25.144.22 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Лавренко Літ. Арк. Акрушів
Зміст
Перевір. Плахотний
магістерської
Реценз.
Н. Контр. кваліфікаційної роботи ЧДТУ, мТЕ-45
Затверд. Калєйніков
4
РОЗДІЛ 3. ПРОДУКТИВНІСТЬ І МОДЕЛЮВАННЯ З ВІДСТЕЖЕННЯМ
МАКСИМАЛЬНОЇ ТОЧКИ ПОТУЖНОСТІ ВІТРОЕНЕРГЕТИЧНОЇ УСТАНОВКИ
........................................................................................................................................ 66
3.1. Управління відбором потужності вітроенергетичних установок ..................... 67
3.2. Аеродинаміка вітроенергетичної установки ....................................................... 69
3.3. Моделювання вітроенергоустановки зі змінною швидкістю ............................ 70
3.4. Управління змінною швидкістю ротора .............................................................. 74
3.5. Електрична система, що працює зі змінною швидкістю ................................... 81
3.6. Електрична система ВЕУ змінної швидкості обертання на основі ГПЖ ........ 82
3.7. Захист шунтом та трансформатор ......................................................................... 83
3.8. Стійкий режим генератора ..................................................................................... 84
Висновок до третього розділу ...................................................................................... 90
РОЗДІЛ 4. МОДЕЛЮВАННЯ ТА ПРОЕКТУВАННЯ ВІРТУАЛЬНОГО
КОНТРОЛЕРА ВЕТРОЕНЕРГЕТИЧНОЇ УСТАНОВКИ ......................................... 92
4.1. Віртуальний контролер вітроелектричної установки ......................................... 93
4.2. Результати моделювання падіння напруги .......................................................... 93
4.3. Результати відстеження максимальної точки потужності ................................. 98
Висновок до четвертого розділу ................................................................................... 99
РОЗДІЛ 5. ОХОРОНА ПРАЦІ ТА БЕЗПЕКА В НАДЗВИЧАЙНИХ СИТУАЦІЯХ
...................................................................................................................................... 101
5.1. Аналіз небезпек та шкідливостей, що впливають на співробітника науково-
технічного центру......................................................................................................... 102
5.2. Модернізація системи загального штучного освітлення .................................. 107
Висновок до п’ятого розділу ....................................................................................... 112
ВИСНОВОК ................................................................................................................ 113
СПИСОК ВИКОРИСТАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ ........................................................... 114

5
ВСТУП

Вітроенергетика за останні кілька десятиліть виділилася в низці країн в окремий
енергетичний сектор, що успішно конкурує з традиційними джерелами енергії. В
основному, на 90% вітроенергетичні (вітроелектричні) установки (ВЕУ) представлені
виробами великої та середньої одиничної потужності у складі магістральних,
розподільчих та локальних (у тому числі мікро-грид або надмалих) мереж. Як
правило, ВЕУ об'єднані у вітропарки з кількістю 10-100 одиниць. У більшості
сучасних мережевих ВЕУ використовуються електричні генератори подвійного
живлення (ГПЖ), що дозволяють здійснювати вироблення електроенергії при різних
швидкостях вітру і різних частотах обертання ротора ВЕУ з подачею енергії
безпосередньо в мережу через обмотки статора. Динамічний взаємозв'язок між ГПЖ
та мережею є об'єктом управління при перехідних процесах у мережі відповідно до
вимог як розробників ВЕУ, так і мережевих компаній щодо захисту
електрообладнання ВЕУ від перехідних процесів та автоматичного відновлення
нормального регулювання потужності після відновлення мережі. Наприклад, при
глибокому падінні напруги мережі і зниженні потенціалу на обмотках статора, на
обмотках ротора генератора при обертанні ротора (вітроколеса) ВЕУ може виникнути
надвисока напруга, яка неминуче призведе до виходу з ладу керуючих електронних
пристроїв. У зв'язку з тим, що такі відключення призводять до серйозних збоїв у
роботі вітропарків та значних мережевих втрат, стійкість роботи окремої ВЕУ з
максимально можливою ефективністю, у тому числі при критичних змінах
мережевих параметрів та після закінчення їх дії є актуальною областю досліджень.
Основною характеристикою, від якої залежить продуктивність вітроелектричної
установки, є коефіцієнт використання енергії вітру КВЕВ, або коефіцієнт потужності
Ср– відношення фактичної механічної потужності, що виробляється вітроустановкою,
до інтегральної аеродинамічної потужності вітрового набігаючого потоку через
омиваючу площину. Коефіцієнт потужності є величиною нестабільною та залежною
від низки статичних факторів – форми та особливостей ротора та лопатей ВЕУ, а
також поточних динамічних змінних – швидкохідності, пітч-кута установки лопатей,
кута орієнтації. Одним з ефективних способів регулювання потужності та
6
підвищення СР є MPPT-управління або відстеження точки максимальної потужності
(Maximum Power Point Tracking). Підхід досить універсальний, може застосовуватися
на основі цілого ряду методів: метод сходження, метод оптимального управління
крутним моментом, метод підсилювача сигналу зворотного зв'язку і метод нечіткої
логіки [16]. Проте застосування всіх методів обмежено режимами рівномірного
вироблення електроенергії, тобто їх можна застосовувати тільки коли ВЕУ
знаходиться в стаціонарному робочому стані. При перехідних процесах чи нештатних
ситуаціях не застосовуються.
У нестаціонарному стані (під час перехідних процесів) MPPT-управління може
працювати некоректно або взагалі вийти з ладу. Особливу небезпеку системи
управління становлять критичні зміни параметрів мережі, зокрема, глибоке падіння
напруги, у якому обмотки статора фактично шунтуються. У цьому випадку при
нормальній роботі ВЕУ за рахунок кінетичної енергії потоку набігаючого вітру
створюється механічний крутний момент на валу генератора ВЕУ і, відповідно,
індукується ЕРС в обмотках ротора, що призводить до зростання напруги на стороні
ротора. З урахуванням того, що обмотки статора закорочені і створюють
електромагнітний гальмівний момент мережа може залишатися під напругою
статора, механічні компоненти ВЕУ будуть відчувати позаштатні перевантаження, а
система управління (контролер) на стороні ротора може вийти з ладу. Таким чином,
запобігання нештатним ситуаціям та підвищення ефективності роботи ВЕУ щодо
прискорення виходу з аварійних режимів з відновленням MPPT-регулювання після
закінчення перехідних процесів у мережі є також актуальною областю досліджень.
Мета роботи - вдосконалення системи керування потужністю горизонтально-
осьової вітроенергетичної установки з генератором подвійного живлення для
забезпечення максимально ефективного використання енергії вітру та стабільної
роботи в умовах падіння напруги електричної мережі.
Для досягнення поставленої мети було сформульовано такі завдання:
1. Провести аналіз існуючих типів вітроенергетичних установок, їх
конструктивних особливостей та типових конфігурацій горизонтально-осьових ВЕУ.
2. Дослідити робочі області вітроенергетичної установки залежно від швидкості
вітру та режимів керування потужністю.
7
3. Розробити математичну модель горизонтально-осьової вітроенергетичної
установки з генератором подвійного живлення.
4. Побудувати імітаційну модель ВЕУ, що включає: перетворювач на стороні
ротора (ПСР), перетворювач на стороні мережі (ПСМ), MPPT-контролер, систему
захисту з шунтуванням ротора (crowbar).
5. Перевірити адекватність розробленої моделі шляхом порівняння результатів
імітаційного моделювання з типовими характеристиками промислових ВЕУ.
6. Виконати модернізацію системи загального штучного освітлення науково-
технічного центру.

8

РОЗДІЛ 1. СТАН ПИТАННЯ ТА ЗАВДАННЯ
ДОСЛІДЖЕННЯ

МКР 25.144.22 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Лавренко Літ. Арк. Акрушів
Перевір. Плахотний РОЗДІЛ 1. СТАН ПИТАННЯ ТА
Реценз. ЗАВДАННЯ ДОСЛІДЖЕННЯ
Н. Контр. ЧДТУ, мТЕ-45
Затверд. Калєйніков
9
1.1. Система перетворення енергії вітру

За останні десятиліття в багатьох країнах світу були проведені дослідницькі
роботи зі створення вітроелектростанцій потужністю кілька сотень мегават для
використання в потужних вітроенергетичних господарствах, підключених до
державних мережевих енергосистем. Особливо успішні проєкти були реалізовані у
Німеччині, Данії, Голландії, США, Англії, Японії та Китаї. У цих країнах участь у
розробці вітроенергетичного обладнання беруть великі компанії з енергетичної,
авіаційної та машинобудівної галузей. З року в рік підвищується обсяг та рівень
якості робіт у вітроенергетиці та збільшується їхнє фінансування. Рівень розвитку
промисловості дозволяє створювати великі поодинокі ВЕУ із генераторами
потужністю до 14 мегават (ВЕУ «Haliade-Х» компанії General Electric) [1].
Сучасний рівень технологій і техніки може забезпечити створення
вітроенергетичних систем, здатних забезпечити енергією всі країни. Аналіз
планетарних геофізичних процесів підтверджує можливість створення міжнародної
міжконтинентальної вітроенергетичної системи. Досвід використання енергії вітру
багатьма країнами переконує в тому, що цю енергію можна використовувати таким
чином, щоб забезпечити електроенергією усі галузі промисловості, транспорту,
сільського господарства, тощо [2].
Основою роботи ВЕУ є система перетворення енергії вітру (СПЕВ), яка
перетворює кінетичну енергію потоку вітру на механічну енергію обертання ротора,
що використовується далі для обертання валу електричного генератора. СПЕВ по суті
складається з двох основних компонентів (рис. 1.1):

Рис. 1.1. Структурна схема системи перетворення енергії вітру, підключеної до
енергосистеми.
10
1 - механічної (аеродинамічної) частини (ротора з лопатями) і пов'язаної з нею
механічної трансмісії, включаючи коробку передач (мультиплікатор), і 2 -
електричної (електродинамічної) частини (електричного генератора з системою
перетворення електричної енергії).

1.1.1 Механічна (аеродинамічна) частина

Вітроенергетична установка – це пристрій, який витягує кінетичну енергію з
вітру та перетворює її на електричну енергію. Вироблення енергії вітроустановкою
залежить від режиму взаємодії між лопатою та потоком вітру. Робочі параметри ВЕУ,
такі, як вихідна потужність, швидкість обертання і крутний момент визначаються
аеродинамічними силами і моментами, що виникають при контакті лопатей з вітром.
Параметри вітроенергетичної установки можна представити у вигляді
функціональної комп'ютерної моделі. Двома основними параметрами комп'ютерної
моделі (блок «less»), що характеризують механічні характеристики вітроустановки, є
швидкохідність (Tip Speed Ratio) TSR (λ) та коефіцієнт потужності (Cp), пов'язані
наступним рівнянням:

��
λ = �� (1.1)
����

де λ – швидкохідність або TSR (Tip Speed Ratio – відношення лінійної швидкості
кінця лопаті до швидкості вітру), Ωt – кутова швидкість обертання ротора
вітроустановки, R – довжина лопатей (радіус ротора) та Vv – швидкість вітру.
При проєктуванні компонентів вітроенергоустановок для отримання
максимального ККД ротора необхідно узгодити кутову швидкість обертання ротора
зі швидкістю вітру, отримавши оптимальну швидкохідність TSR, на якій коефіцієнт
потужності (СР) і відповідно вихідна потужність будуть максимальними для даної
швидкості вітру. Згідно з формулою (1.1) графік коефіцієнта потужності від
швидкохідності буде різним для різних типів ВЕУ. Однак кожен графік матиме точки
максимуму (оптимальні точки), яким відповідає оптимальна швидкохідність і на яких
ротор (вітроколесо) цієї ВЕУ працює з максимальною ефективністю: межа Беца
11
0,593; ідеальне вітроколесо (0,593); швидкохідні малолопатеві вітроколеса (0,45);
тихохідне багатолопатеве вітроколесо (0,3); ротор Савоніуса (0,2); гелікоїдний ротор
(0,4); ротор Дар’є (0,3).
Якщо ротор вітроустановки обертається занадто повільно (ділянка кривої зліва
від оптимальної точки), велика частина вітру проходитиме безперешкодно між
лопатями, віддаючи малу кількість енергії. І навпаки, якщо ротор вітроустановки
обертається занадто швидко, обертові лопаті будуть перешкоджати проходженню
через ротор вітрового потоку, що знизить вилучення енергії [17]. Крім цього, якщо
швидкохідність (λ) занадто висока, ротор обертається з дуже високою частотою,
лопаті працюють у турбулентності, постійно відчуваючи змінні (а в ряді випадків
знакозмінні) навантаження. У цьому випадку вихідна потужність буде
неоптимальною, а ротор перебуватиме в постійній напрузі, будучи схильний до
ризику руйнування конструкції.
Наявність навантаження для досягнення максимальної ефективності ВЕУ має
працювати в оптимальній точці з узгодженням потужності навантаження. Якщо точка
режиму роботи знаходиться ліворуч від оптимальної (швидкохідність (λ) низька, Ср
також низький), необхідно знизити потужність навантаження, ротор почне
прискорюватися і Ср почне зростати до оптимальної точки. Але потім, для
збереження рівня потужності навантаження, Ср розпочне падати у ту область, де
швидкохідність (λ) висока, проте Ср низький. У цей час слід збільшити потужність
навантаження, і тоді швидкохідність (λ) почне знижуватися, тим самим підвищуючи
Ср. Описана проблема є основною областю, де сфокусована дана робота. Отже, метою
роботи є отримати максимальний коефіцієнт потужності (Ср), оптимальну TSR та
максимальну ефективність ротора за різних швидкостей вітру за рахунок розробки
набору алгоритмів та віртуального контролера.
«Коефіцієнт потужності» або «коефіцієнт використання енергії вітру» (КВЕВ)
вітроустановки (Ср) описує, наскільки ефективно ротор перетворює аеродинамічну
(кінетичну) енергію вітру ���� в механічну (або з відповідним ККД електричну)
енергію ����. КВЕВ визначається формулою:

����
Ср = (1.1)
����
12
Максимальний коефіцієнт потужності вітроустановки теоретично дорівнює
≈59,3% (межа Жуковського-Бетца) [18]. Ефективні вітроенергоустановки мають
коефіцієнт потужності в діапазоні 36-45%. Це значення нижче теоретичної межі
(межі Жуковського-Бетца) у зв'язку з геометричними особливостями ротора,
втратами на тертя компонентів ротора повітря, зриву потоку і т.д. [19]. Швидкість
обертання ротора можна регулювати для підтримки оптимальної TSR на різних
швидкостях вітру з метою отримання максимально можливої енергії з вітру
(максимум Ср).

1.1.2. Типи вітроенергетичних установок

Сучасні вітроустановки поділяються на два основні види: вертикально-осьові
вітроенергетичні установки (ВОВЕУ) та горизонтально-осьові вітроенергетичні
установки (ГОВЕУ) (рис. 1.2). Традиційні пропелерні 3-лопатеві ГОВЕУ
найпоширеніші, їх частка становить близько 90% серед ВЕУ. Конструкції ВОВЕУ
менш поширені, але вважаються перспективнішими у зв'язку з відсутністю
необхідності орієнтації ротора на вітер, а розташування механічного редуктора та
генеруючого обладнання може бути наземним біля вежі. Проте такі обставини
призвели до обмеженої присутності ВОВЕУ на комерційному ринку [20]:
- ГОВЕУ використовують усі сучасні досягнення авіації у зв'язку зі схожістю
лопаті з крилом літака, а розробки ВОВЕУ розпочато лише наприкінці XX століття та
їх конструкцією займаються поодинокі інститути та компанії;
- конструкції ГОВЕУ добре досліджені та передбачувані на відміну від
малодосліджених ВОВЕУ;
- У ГОВЕУ знижена аеродинамічна ефективність: більша частина поверхні
лопаті знаходиться близько до осі обертання ротора і створює менший крутний
момент проте у ВОВЕУ частина ротора знаходиться нижче іншої частини, тим самим
викликаючи додаткові навантаження і часом гальмування ротора;
- ГОВЕУ піддаються реверсивним (знакомозмінним) гравітаційним
навантаженням (структурне навантаження реверсивне, коли лопата переходить із
нижнього положення у верхнє і навпаки) [21]. Однак цей недолік усіляко знижується
13
розробниками за рахунок заходів щодо підвищення міцності та пружності лопатей;
- Корпус ВОВЕУ з обладнанням, як правило, знаходиться на рівні землі, що не
завжди є доцільним через високу вартість трансмісійного валу (хоча і часом
подається як перевага). Цей факт стримує зростання потужності ВОВЕУ, що
розробляються [22], хоча розробки в цій галузі продовжуються.
У зв'язку з цим і завдяки широкому поширенню для досліджень було відібрано
конструкцію ГОВЕУ, лопаті ротора якої обертаються навколо осі, паралельної землі,
умовно колінеарному вітровому потоку (вісь, як правило, відхилена від горизонталі
на 6-70 для більш стійкого положення підшипника та валу ротора).
Типова вітроустановка має два основні режими роботи: перетворення енергії при
змінній та постійній швидкості вітру. Вітроколесо (ротор) також може мати
постійний або змінний режим, що реалізується за рахунок зміни кута установки лопат
або пітч-контролю, при якому лопаті можуть провертатися навколо своїх лінійних
осей [23]. Вітроколесо з лопатями та їх механізацією також називається
вітродвигуном, або пристроєм для перетворення вітрової енергії на механічну
енергію обертання вітроколеса. Розрізняють два типи вітродвигунів за режимами
роботи – вітродвигуни із постійною та змінною швидкістю обертання.

Рис. 1.2. Горизонтально-осьова вітроенергетична установка (ГОВЕУ) а) та
вертикально-осьова вітроенергетична установка (ВОВЕУ) б).

Вітродвигун із постійною швидкістю обертання: ротор вітродвигуна
14
обертається з постійною (фіксованою) кутовою швидкістю. Вал ротора з'єднаний з
валом асинхронного генератора подвійного живлення (ГПЖ) з короткозамкненим
ротором, частота обертання якого прив'язана до частоти мережі, до якої він
підключений, і залежить від зміни швидкості вітру в певному діапазоні.
Переваги вітроустановки з фіксованою швидкістю обертання: проста міцна
конструкція, низька собівартість.
Недоліки: неможливість вилучення повної енергії з вітру; немає можливості
незалежного регулювання активної та реактивної потужності, що подається в мережу,
у зв'язку з особливостями даного типу генератора; велике механічне навантаження на
мультиплікатор (коробку передач) при змінній швидкості вітру
Вітродвигун зі змінною швидкістю обертання: ротор вітродвигуна
обертається зі змінною кутовою швидкістю.
Переваги вітроустановки зі змінною швидкістю обертання: ВЕУ змінної
швидкості може працювати на ідеальних співвідношеннях швидкохідності в
ширшому діапазоні швидкостей вітру, у зв'язку з чим можна отримати і перетворити
максимум енергії вітру та максимально ефективно використовувати ВЕУ; є
можливість видавати харчування на постійній напрузі при змінній частоті обертання
ротора; управління активною та реактивною потужністю, що видається в мережу.
Недоліки: ВЕУ генерує змінну частоту та змінний струм/напруга, що потребує
подальшого силового (електронного) перетворення.
Слід зазначити, що в сучасній вітроенергетиці в основному експлуатуються
вітроагрегати зі змінною швидкістю обертання у зв'язку з більш високою
продуктивністю. В основному використовуються переваги регулювання потужності
навантаження при варіативності швидкості вітру, причому при одночасному
зниженні механічної напруги і коливань потужності, що забезпечує більш високу
вихідну потужність порівняно з вітроустановками, що працюють на основі постійної
швидкості, а також підвищує надійність експлуатації обладнання [24].

1.1.3. Робочі зони ВЕУ

Сучасні розробки зосереджено на поліпшенні параметрів вітроустановок зі
15
змінною швидкістю обертання ротора. Підходи до управління таких установок
варіюються залежно від сфери управління (робочої зони).
Вітродвигун зі змінною швидкістю обертання має три робочі області (рис. 1.3).
Коефіцієнт потужності Cp визначається як відношення електричної вихідної
потужності ротора Pt до вхідної потужності Pv [25]:

Р��
Ср = (1.3)
Р��
1
Р�� = ������3
�� (1.4)
2

де ρ – густина повітря, кг/м3, A – обмітована площа ротора, м2, Vv – швидкість
вітру, м/с; Pt - аеродинамічна потужність ротора, кВт.

Рис. 1.3. Три робочі області вітроенергетичної установки.

Область 1 - частина суцільної (червоної) кривої (кубічна залежність), яка
розташована до швидкості вітру 5 м/с (дономінальна швидкість вітру).
Вітроустановка в цій області запускається. У загальному випадку метою алгоритму
управління в області 1 є моніторинг швидкості вітру для прийняття рішення про те,
чи підпадає вона під технічні умови роботи вітроустановки чи ні, і, якщо так,
здійснюється запуск ротору [26].
Область 2 – область суцільної (червоної) кривої (кубічна залежність), яка
16
розташована між швидкістю вітру 5 м/с (дономінальна швидкість вітру) та
номінальною швидкістю вітру 14 м/с, яка є робочою областю, в якій витягується
найбільша кількість енергії. У цій області методи управління крутним моментом
генератора та орієнтацією ротора широко застосовуються протягом більшої частини
часу зі збереженням постійних пітч-кутів лопаті.
Область 3 – область вище номінальної швидкості вітру (від номінальної
швидкості вітру 14 м/с до постномінальної швидкості 23 м/с), в якій система
управління повинна підтримувати певну фіксовану швидкість обертання
вітродвигуна і фіксовану вихідну номінальну потужність. Управління пітч-контролем
(розворотом) лопатей здійснюється для того, щоб позбавитися від зайвої потужності
на постномінальних швидкостях вітру. Для управління пітч-контролем найбільш
ефективним і досить простим методом управління, що обмежує швидкість обертання
ротора і, відповідно, потужність є пропорційно-інтегрально-диференціюючий (ПІД)
регулятор [26].

1.1.4. Генератор вітроенергетичної установки

В даний час найбільшого поширення у світі набули великі мережеві
горизонтально-осьові вітроенергоустановки ГОВЕУ потужністю 2 МВт і вище. Як
правило, в сучасних установках застосовується генератор подвійного живлення
(ГПЖ) із системою управління, що служить для перетворення напруги, змінної по
фазі, частоті та амплітуді, в напругу, що узгоджується з мережею. ГПЖ зазвичай є
асинхронний генератор з фазним ротором, у якого обмотки статора підключені
безпосередньо до трифазної мережі постійної частоти, а обмотки ротора підключені
до мережі через двонаправлений AC/DC/AC перетворювач. Його вихідна потужність
може регулюватися як за допомогою пітч-керування, так і за рахунок управління
перетворювачем [27]. Гібридне управління частотою обертання генератора та пітч-
контроль лопатей є найбільш оптимальними підходами до управління вихідною
потужністю. Відповідно, методи управління швидкістю обертання валу генератора та
управління кутом установки лопатей (пітч-контролем) з відповідною зміною кривої
потужності можуть бути наступними: змінно-швидкісний – змінно-кутовий, змінно-
17
швидкісний – постійно-кутовий, постійно-швидкісний – змінно-кутовий. Ці способи з
використанням регулювання частоти обертання валу генератора та пітч-контролю
застосовуються в управлінні потужністю вітроенергетичними (вітроелектричними)
установками:
Тип 1: ВЕУ, що функціонують на основі методу управління «постійно-
швидкісний – постійно-кутовий» ПоШ-ПоК, оснащені традиційним асинхронним
генератором з короткозамкненим ротором (ГКЗР), який на стороні статора з'єднаний
з підвищуючим трансформатором (рис. 1.4). Частота обертання ротора прив'язана
(фіксована) до частоти електричної мережі, таким чином, генератор ВЕУ (ГОВЕУ)
генерує потужність, коли вал ротора обертається дещо швидше, ніж частота мережі,
створюючи негативне ковзання. Найвища частота ротора, відповідно до вимог
відповідних стандартів, на 1% вище частоти мережі [28]. Простота конструкції та
низька вартість є основними перевагами цього типу. Однак така конструкція вимагає
великої кількості реактивної потужності для збудження електричної машини та має
великий пусковий струм.

Рис. 1.4. Типова конфігурація ГОВЕУ, тип 1.

Цей тип електричних машин не має керування на стороні мережі, тому
швидкість обертання ротора повинна підтримуватись у межах дуже вузького
діапазону. У системі управління генератора зазвичай використовуються пристрій
плавного пуску та дискретні щаблі конденсаторних батарей [29]. Пітч-контроль лопат
може бути присутнім, але тільки для обмеження частоти обертання на бурових
швидкостях вітру. Існує кілька обмежених застосувань цієї конструкції у
вітроенергетичних системах.
18
Тип 2: ВЕУ, що функціонують на основі методу управління «постійно-
швидкісний – змінно-кутовий» ПоШ-ЗмК, оснащені, як правило, традиційним
асинхронним генератором з короткозамкненим ротором (ГКЗР), який з'єднаний з
підвищуючим трансформатором аналогічно типу 1 в частині статора схеми. У ланцюг
ротора для керування потужністю введені змінні зовнішні резистори, за допомогою
яких система керування може досить швидко керувати струмами ротора для
підтримки постійної потужності навіть в умовах поривів вітру, зі зміною динамічної
характеристики ВЕУ під час збурень у мережі. Цей тип працює на основі постійної
швидкості обертання ротора на швидкості вітру нижче номінальної, а також з пітч-
регулюванням кута установки лопат на швидкості вітру вище номінальної. Таким
чином, при роботі з постійною (фіксованою) швидкістю обертання ротора
максимальна вихідна потужність є номінальною потужністю, як правило, що
визначається на максимальній швидкості вітру. Подібно до генератора
вітроенергоустановки (ГВЕУ) типу 1, ГВЕУ типу 2 постійно споживає реактивну
потужність, що видається конденсаторними блоками, або динамічними
компенсаторами реактивної потужності для відповідності стандартам мережного
з'єднання [30] (рис. 1.5).

Рис. 1.5. Типова конфігурація ГОВЕУ, Тип 2.

Тип 3: ВЕУ, що функціонують на основі методу управління «змінно-
швидкісний - постійно-кутовий», оснащені, як правило, асинхронними
генераторами подвійного живлення (ГПЖ). Генератор із фазним ротором працює на
змінній швидкості вітру з частковим електронним перетворенням потужності у схемі
19
ротора. Термін «подвійне живлення» означає, що активна і реактивна потужність
подаються в мережу безпосередньо в обмотку статора через двонаправлений
перетворювач, що регулює різницю між частотою обертання ротора і мережі.
Перетворювачі на стороні ротору (ПСР) і на стороні статору (ПСС) з каналом
постійного струму використовують управління електрообладнанням ВЕУ на стороні
мережі. Схема ротора складається з ПСР, підключеного через ланку постійного
струму ПСС. Перетворювачі є джерелом напруги, що використовують як управління
потужністю такі перемикачі, як інтегральний вентильний біполярний транзистор
(Integrated Gate Bipolar Transistor або IGBT). Ротор генератора живиться через
перетворювач джерела напруги, тоді як статор з'єднаний безпосередньо з мережею.
Рівняння потужності виглядають так [31]:

3 3
���� = (�� �� + ��
2 ���� ���� ����������), ���� = (��
2 ���������� − ������������), (1.5)
3 3
���� = (������������ + ������������), �� = (��
2 �� 2 ���������� − ������������), (1.6)

де ���� - активна потужність ротора, ���� - активна потужність статора, ���� -
реактивна потужність статора; ���� - реактивна потужність ротора. Vdsids та Vdridr –
компоненти реактивної напруги та струму статора та ротора. Vqsiqs та Vqriqr –
компоненти активної напруги та струму статора та ротора. Система потоків активної
та реактивної потужності від генератора до мережі наведено на рис. 1.6.

Рис. 1.6. Система перетікання активної та реактивної потужності [32].
20

Система управління потужністю заснована на теорії d-q [32], в якій активна та
реактивна потужності оцінюються за струмом та напругою джерела. Для генерації
потужності при постійній напрузі та частоті служать два перетворювачі - на стороні
ротора ПСР і на стороні статора ПСС, пов'язані ланкою постійного струму. Видача
енергії в мережу здійснюється навіть за умов відхилень параметрів мережі в
широкому діапазоні. Тим не менш, амплітуда потужності знаходиться не на ідеально
постійному рівні і має пульсації, для зниження яких потрібні ідеальні опорні сигнали.
Pg і Qg активна потужність мережі та реактивна потужність мережі відповідно.
Комбінація ПСР-ПСС дозволяє регулювати швидкість обертання ротора щодо
швидкості вітру за допомогою силової електроніки, що керує частотою обертання
валу генератора. Такий тип управління передбачає, що ротор і вал генератора можуть
обертатися з частотою, яка залежить від частоти мережі.
Схема перетворювача потужності і двох основних частин: перетворювача на
стороні ротора (ПСР) і перетворювача на стороні статора чи мережі (ПСС), які
управляються незалежно один від одного. ПСР контролює активну та реактивну
потужність, керуючи струмом ротора, в той час як ПСС контролює напругу лінії
постійного струму та напругу на клемах ГПЖ (або коефіцієнт потужності загальної
системи ГПЖ), регулюючи рівень видачі реактивної потужності при роботі з
мережею. На стороні статора в мережу завжди подається активна потужність, у той
час як реактивна потужність подається в ротор або з нього залежно від умов
генератора. При швидкості обертання вище за частоту синхронізації потужність
подається від ротора через перетворювач до мережі, тоді як при роботі нижче за
частоту синхронізації вона подається у зворотному напрямку. На рис. 1.7 наведено
загальну конфігурацію ВЕУ на основі ГПЖ, підключеного до мережі.

21

Рис. 1.7. Типова конфігурація ГОВЕУ, тип 3, мережевий, на основі ГПЖ.
Переваги ВЕУ з ГПЖ для Типу 3:
1. Маємо можливість управління реактивною потужністю при розподілі
управління активною та реактивною потужністю, за рахунок незалежного управління
струмом збудження ротора. На основі цього в такій системі може бути реалізовано
управління коефіцієнтом потужності ВЕУ.
2. ГПЖ – це асинхронна електрична машина з фазним ротором, що відрізняється
простотою конструкції і нижчою ціною в порівнянні з синхронною машиною.
Номінальна потужність перетворювача зазвичай становить 25-30% від загальної
потужності системи, що призводить до зниження витрат на перетворювач, зменшення
кількості гармонік у підключеній мережі та підвищення загальної ефективності.
3. ГПЖ меншої номінальної потужності може використовуватися у ВЕУ більш
високої номінальної потужності.
4. Більш висока ефективність перетворення енергії в порівнянні зі звичайним
асинхронним генератором
5. У разі наявності слабкої мережі з коливаннями напруги ГПЖ може виробляти
або поглинати реактивну потужність у межах своєї номінальної потужності, для
регулювання напруги на виході.
Недоліки: обмежена реактивна потужність та низька ремонтопридатність;
потреба в контактних кільцях та коробці передач (мультиплікаторі), що потребують
більш частого технічного обслуговування.
Тип 4: ВЕУ, що функціонують на основі методу управління «змінно-
швидкісний – змінно-кутовий» ЗмШ-ЗмК, оснащені асинхронними генераторами
подвійного живлення (ГПЖ) або синхронними генераторами (у тому числі на
постійних магнітах). ГПЖ забезпечує більшу гнучкість конструкції та експлуатації,
22
оскільки вихід електричної машини з'єднаний з мережею за допомогою
перетворювача потужності [33]. Ротор може обертатися з будь-якою, оптимальною в
даний момент кутовою швидкістю, з генерацією широкого діапазону вихідного
змінного струму. Крім того, коробка передач (мультиплікатор) може бути виключена,
тому вал тихохідного генератора може обертатися повільніше і генерувати
електричну енергію з частотою значно нижчою за частоту мережі. Однак для
конструкції типу 4 це проблемою не є, оскільки за допомогою мережевого інвертора
можна перетворювати потужність, що генерується, і видавати її, в тому числі поряд з
реактивною потужністю, в мережу [34]. Типову конфігурацію ВЕУ типу 4 наведено
на рис. 1.8.

Рис. 1.8. Типова конфігурація ГОВЕУ, Тип 4.

Переваги та ВЕУ з ГПЖ для Типу 4: менші механічні навантаження; низький
аеродинамічний і механічний шум; висока аеродинамічна ефективність; відсутній
редуктор (мультиплікатор); експлуатація на нижчій швидкості обертання, за рахунок
чого надійність роботи ВЕУ збільшена; за допомогою перетворювача можна
отримати більш високий коефіцієнт потужності машини в широкому діапазоні
швидкостей вітру.
Недоліки: великі габарити перетворювачів, дороговизна, більша вага, великий та
складний генератор.

1.2. Управління потужністю вітроенергетичної установки в стаціонарному
стані та при збуреннях мережі

Задача управління потужністю вітроелектричної установки полягає в тому, щоб
у кожний момент часу відстежувати точку максимальної потужності (MPPT -
23
maximum power point tracking) за допомогою певного алгоритму. В даний час існує
багато підходів до управління роботою вітроенергоустановки [35]. Практично всі
способи зводяться до того, щоб для кожної конкретної швидкості вітру
відрегулювати частоту обертання ротора ВЕУ в такий спосіб, щоб вихідна
потужність підтримувалася максимальному рівні (рис. 2.14 – залежність коефіцієнта
використання енергії вітру). Суть підходу в тому, щоб за допомогою регулювання
швидкохідності (λ=RΩt/Vv) (відношення лінійної швидкості кінця лопаті RΩt до
швидкості вітру Vv, формула (1.1)) або електричного навантаження можна було
регулювати величину Cp. В свою чергу Ср виражається формулою (1.3 та 2.3). Таким
чином, два основні алгоритми роботи регулятора потужності полягають у
наступному. В першому випадку регулюється оптимальна кутова швидкість
обертання турбіни (оптимальна лінійна швидкість кінця лопаті ротора ВЕУ). Він
називається прямим регулятором швидкості (DSC – Direct Speed Controller). Інший
алгоритм полягає в тому, щоб мати табличний електромагнітний крутний момент в
якості цільового еталона, пов'язаного з точкою максимальної потужності для кожного
значення частоти обертання турбіни. Такий алгоритм - контролер називається
непрямим регулятором швидкості (ISC – Indirect Speed Controller).
Наприклад, Ср не максимальний, а RΩt знаходиться ліворуч від оптимального
положення, що відповідає оптимальному (максимальному) положенню Ср. Тоді, для
досягнення максимального Ср необхідно збільшити лінійну швидкість кінця лопаті
RΩt (або кутову частоту обертання Ωt) для того, щоб за графіком піднятися кривою до
максимального значення Cp. Це можна зробити різними способами: знизити
електричне навантаження генератора, відрегулювати (пітч) кут лопатей, розвернути
ротор на інший кут до напрямку вітру і т.п. Відповідність RΩt швидкості вітру Vv, як
правило, розраховується системою управління в реальному часі. Таким чином, при
кожному значенні змінної швидкості вітру Vv системою управління обчислюється
відповідне значення швидкохідності (тобто RΩt), після чого активується той чи інший
варіант управління, закладений в конкретній системі управління ВЕУ – зниження
навантаження, пітч-регулювання тощо.
При перехідних процесах відбуваються певні втрати потужності. Наприклад, під
час глибокого падіння (провалу) напруги в мережі, напруга статора генератора,
24
обмотки якого підключені безпосередньо до мережі, також знижується і
відновлюється тільки після усунення несправності, в той час як напруга ротора
повинна бути захищена від такого збурення мережі.
Для роботи в перехідних режимах пропонується наступний алгоритм керування
роботою вітроенергоустановки: ВЕУ динамічно стабільно працює в кожній точці
кривої потужності. Це означає, що при зміні кутової швидкості обертання відносно
робочої точки на кривій потужності ВЕУ, що працює зі змінною кутовою швидкістю,
режим повертається назад у свою робочу точку. Використовуючи цю функцію
стабільності, аеродинамічний крутний момент Tt може підтримуватися на
максимальному рівні при будь-яких флуктуаціях вітру. Таким чином, якщо
електромагнітний крутний момент Tem керується шляхом відстеження максимуму за
допомогою методу непрямого регулятора швидкості, то зміни Tem і кутової швидкості
ω будуть пропорційні, оскільки між цими змінними немає динамічної залежності.
Отже, ключовим недоліком методу непрямого регулювання швидкості є те, що
динаміка механічного зв'язку між даними змінними відсутня, що призводить до
плавного відгуку системи та відгуку із затримкою. Для прямого регулятора
швидкості крива максимальної потужності відстежується більш точно, з більш
швидкою динамікою. Однак, даний метод на практиці не застосовується у зв'язку з
необхідністю використання великих обчислювальних потужностей, неточністю
результатів та похибками в онлайн обчисленнях та передачі даних.
Використовуючи запропонований принцип управління потужністю з непрямим
регулюванням швидкості обертання, ВЕУ працює із залученням максимального
коефіцієнта потужності, незважаючи на характер зміни швидкості вітру. Підтримка
системи в максимально можливій точці потужності відбувається з допомогою
використання табличних оптимальних значень змінних, що зберігаються в пам'яті
керуючого контролера. Ще одна перевага цього принципу управління полягає в тому,
що він може бути модифікований для вітроелектричних установок, оскільки не
залежить від характеристик ВЕУ. При використанні цього алгоритму для відстеження
точки максимальної потужності (MPPT) ефективність ВЕУ та коефіцієнт потужності
Cp були підняті на 8%. Це показано збільшенням (Cp) з 36% до 44% (8%) в п. 2.12
(перевірка моделі на адекватність) та на рис. 2.33.
25
Особливо важливо відстежувати електричні параметри ВЕУ при падіннях
напруги мережі, оскільки під час цих режимів можливий вихід з ладу ротора,
аварійне відключення від мережі тощо. Падіння напруги мережі – це різке падіння
напруги однієї чи кількох фаз мережі. Такий провал називається трифазним
збалансованим провалом або симетричним провалом, якщо несправність
еквівалентна у всіх фазах. Це падіння може бути викликане зростаючими струмами
під час запуску генератора або коротким замиканням між фазами та землею. У
реальних системах напруга зменшується з певною швидкістю, яка залежить від
властивостей несправності, що викликала падіння напруги, а також від властивостей
мережі. Коли відбувається глибоке падіння, напруга на клемах статора генератора
дорівнює нулю, тобто клеми статора практично коротко замкнуті. Вочевидь, що при
нульовій напрузі ГПЖ розмагнічується [36] з допомогою того, що магнітний потік
відсутній і в обмотках ротора не індукується електрорушійна сила (ЕРС).
Провали напруги визначаються як несподівані порушення напруги мережі через
збої, що відбуваються в мережі. Як тільки система управління фіксує падіння
напруги, необхідно дослідити стан статора, щоб зрозуміти проблеми, що виникають в
результаті порушень через падіння напруги. В математичних виразах котушки ротора
і статора можуть бути представлені двома обертовими котушками для ротора і двома
нерухомими котушками для статора відповідно до теорії просторових векторів [37]:
��������
��?⃗? �� ������ = ���������� +
?⃗? �� ��
�� = ������
�� + ⇒ { ����
�� }
���� ��������
������ = ���������� +
����
����
�� = �� �� + ���� + �� ��
�� �� ��?⃗⃗⃗? �� ���� �� ���� �� ����
?⃗? = �� �� �� �� ����
�� �� �� + − ������?⃗?�� ⇒ { ���� } (1.6)
���� �� = �� �� + ����
���� �� ���� − ��
���� ��������

де система статора (α-β) є стаціонарною, а система (DQ) обертається з кутовою
шви дкістю ����. Індекси “s”, “r” використовуються для позначення належності
просторового вектора до статора та ротора відповідно, �� �� та �� �� - вектори напруги
статора та ротора, �� ��та �� �� - вектори струму статора і ротора, ?⃗? �� та ?⃗? �� - вектори потоку
статора і ротора. Рівняння потоку статора і ротора в просторово-векторній формі
задаються рівняннями:
26

������ = ��
�� �� �� �������� + ����������
?⃗?�� = ������ �� + ������ �� ⇒ {������ = ���������� + �� �� } (1.7)
�� ����
������ = ���������� + �� ��
?⃗? �� �� �� ����
�� = ������ �� + ������
��
�� ⇒ {������ = ���������� + �� �� } (1.8)
�� ����

де Ls та Lr – самоіндукція статора та ротора, Lm – взаємна індуктивність. Крім
цього, Rs та Rr – опори статора та ротора, а ωm – кутова швидкість обертання ротора.
Комбінуючи рівняння (1.6) та (1.8) з виключенням струму статора, отримуємо
результат:
��?⃗⃗⃗? ���� = �� �� ���� �� ��
�� − ?⃗? ��
�� + ���� �� ��
���� �� �� �� (1.9)
�� ��

Можна помітити, що коли відбувається падіння напруги, потік статору не може
досягти свого стійкого стану. Кожна фаза потоку статора складається із суми
синусоїди та експоненти зі сталою часу Ls/Rs. Струм ротора може призвести до
швидкого загасання потоку.
Завдяки тому, що статор ГПЖ з'єднаний безпосередньо з мережею, генератор
має високу чутливість. Для керування потужністю статора ГПЖ під час падіння
напруги розроблено особливий метод управління. При керуванні потоком статора на
основі нового методу управління було застосовано збереження залишкової
намагніченості ГПЖ під час падіння напруги за допомогою захисту шунтом.
Вирішення проблеми полягає в тому, що при замиканні обмотки статора шунтом і
втраті управління генератором під час падіння напруги дозволили генератору
споживати реактивну потужність для забезпечення намагніченості генератора
протягом всього інтервалу падіння напруги, з поступовим поверненням до свого
значення. Тимчасовий інтервал склав t=4,17 с (рис. 2.11). Активна потужність статора
стає низькою і коливається від початку (t=3 с) до кінця провалу (t=3,1 с) з подальшим
поверненням напруги до номінального значення, при якому активна та реактивна
потужності також відновлюються до своїх нормальних значень. Процес
розмагнічування понижає вплив збурення мережі за рахунок прискорення
демпфування статора потоку постійним струмом, отже, таким чином, підвищуючи
продуктивність генератора.
27
Управління процесом розмагнічування здійснюється шляхом протидії. Цей
підхід вибраний з тієї причини, що його використання не потребує додаткових
апаратних компонентів. Він також задовольняє концепції запобігання за допомогою
шунтування щодо вимог мережевих компаній. Дослідження моделі підтверджує, що
керування розмагнічуванням може покращити продуктивність генератора. Єдиним
зазначеним недоліком є висока залежність режимів методу параметрів генератора,
оскільки потік статора залежить від значення опору статора. Оскільки опір статора
змінюється залежно від параметрів робочого режиму, а метод миттєвого отримання
поточного значення опору статора відсутній, управління процесом розмагнічування
може здійснюватися некоректно. Таким чином, запропоновано поєднання управління
процесом розмагнічування та схеми захисту шунтом. Така комбінація, до того ж,
скорочує час активації шунта.
Дане твердження справедливе, оскільки потік пропорційний напрузі статора, і
якщо несправність досить тривала, ГПЖ повністю розмагнітиться. Коли відбувається
падіння напруги на клемах статора, а в цей час ротор генератора, пов'язаний з
ротором ВЕУ продовжує обертатися під впливом крутного аеродинамічного моменту,
на роторі з'являється протидіючий електромагнітний момент зі зростанням струмів в
обмотці ротора. В цьому випадку, якщо ротор не буде зупинений, обмотка ротора
може згоріти через перевищення струму, керуюча електроніка може вийти з ладу.
Для цього може бути використаний потужний шунт на стороні ротора, який
пропускає у разі потреби потужний струм, запобігає підвищенню напруги та блокує
силову керуючу електроніку.
Схема захисту ротора у формі шунтування необхідна для захисту ПСР при
збуреннях у мережі. Активна схема захисту шунтуванням може бути розроблена з
використанням шести тиристорів, резистора та керуючого перемикача.
Перетворювач ПСР і ПСС є аналогічними контролерами і змодельовані з
використанням універсального випрямного моста з ізольованим затвором
біполярного транзистора (IGBT), підключеного до обмоток ротора ГПЖ відповідно
до ротора на одній стороні і до мережі на іншій стороні.
Імітаційна модель ГПЖ SimPowerSystems включає в себе захист ланцюга шунта.
Захист складається із симетричного трифазного опору, підключеного через
28
випрямний міст. Він з'єднаний із ПСР через керований автоматичний вимикач. Ця
конфігурація адекватна з метою оцінки загального впливу схеми шунта на систему
при глибоких провалах напруги (LVRT - Low Voltage Ride Through). Керований
автоматичний вимикач при нормальному режимі розімкнуто. Якщо напруга
постійного струму чи струм ротора стають високими, вимикач замикається,
закорочуючи ПСР через опір шунта. Вибір значення опору дуже важливий, оскільки
визначає, яку реактивну потужність може витримати генератор при активації схеми
захисту шунтом. ГПЖ із шунтовою схемою показано на рис. 1.9. Представлено
моделювання роботи асинхронного генератора з подвійним живленням при
збуреннях мережі із захистним шунтом та імітація провалів напруги при падінні
напруги статора до 90% від номінального нормального значення. Також
змодельовано діодний випрямний міст. Змодельовані струм ротора, струм статора,
струм мережі і крутний момент після активації захисту ланцюга шунтом наведено на
рис. 1.9 з демонстрацією напруги ротора, статора і ланки постійного струму при
включенні захисту шунтом. Ig та Vg струм мережі та напруга мережі відповідно.
Захист шунта складається з опору, що подається через трифазний діодний міст,
який з'єднаний з ПСР через керований автоматичний вимикач. Він активується і
виконує коротке замикання на стороні ротора, якщо струм у шині постійного струму
стає високим [39]. У трифазній електричній мережі провали напруги можна розділити
на два типи: несиметричні провали напруги, коли напруга несиметрична і всі три
фази не еквівалентні в частині напруги; симетричні провали напруги, де напруга
збалансована і всі три фази еквівалентні в частині напруги.

Рис. 1.9. ГПЖ ВЕУ з ланцюгом шунта [40].
29

Ланцюг захисту шунтом з'єднано з ланцюгом ротора. У цьому випадку генератор
працює як короткозамкнена асинхронна електрична машина. Силовий перетворювач
схеми шунтового захисту може бути виконаний в різних конфігураціях, основними
видами якої є пасивна та активна структура шунта. Активна структура виконується
на основі транзисторів IGBT і дозволяє за будь-якої ситуації замкнути та розімкнути
ланцюг примусово, за командою системи управління. Пасивна структура побудована
на тиристорному блоці і дозволяє замкнути ланцюг, але не дозволяє його розімкнути
до тих пір, поки струм шунта не впаде до певного рівня. Схема управління шунтовим
захистом може бути реалізована різними способами в залежності від необхідних
характеристик та параметрів силового перетворювача. Для пасивної схеми
управління час, необхідний для відключення статора, практично становить близько
0,1 с, що зумовлює відключення вітроустановки від мережі. Коли метою управління є
підтримка працездатності вітроустановки, підключеної до мережі під час глибокого
провалу напруги, необхідно контролювати вихідну напругу статора за рахунок
порівняння поточної напруги з її еталонними нормальними значеннями і
максимально можливими значеннями. В залежності від результату, система
управління активуватиме або деактивуватиме шунтовий захист. Ця стратегія
управління активна. В сучасних ВЕУ використовується активний шунтовий захист,
який використовує як мінімум один вимикач на основі IGBT. Така схема допускає
пряме ввімкнення-вимкнення захисного шунта та миттєве відключення системи
управління на стороні ротора, що дозволяє після відновлення напруги відновити
нормальну роботу. Активний захист має ще одну перевагу: шунтовий опір може
активуватися та деактивуватися на основі широтно-імпульсної модуляції (ШІМ).
Підбір параметрів опору та ШІМ надзвичайно складний. Однак, за допомогою
моделювання функцій змінного опору цей процес можна прискорити.
Основним недоліком схеми шунтового захисту є великий струм короткого
замикання, який проходить через обмотки ротора і статора ГПЖ при його
підключенні. Старі версії шунтового захисту самостійно не могли деактивуватися, у
зв'язку з чим ВЕУ відключалася від мережі, що призводило до простоїв ВЕУ [41].
Модель схеми шунтового захисту представлена випрямним діодним мостом,
30
опором шунта Rcrowbar та перемикачем. Значним результатом роботи є величина опору
шунта Rcrowbar та час перемикання, які на практиці підібрати дуже складно. Завдяки
цьому новому методу управління вся система після провалів напруги доволі швидко
відновлюється до свого нормального сталого стану. Запропонований алгоритм
управління забезпечує надійніший захист для перетворювача на стороні ротора.
Такий підхід обраний для економії витрат і комплектуючих за рахунок ретельно
підібраних параметрів шунтового захисту, що захищає ВЕУ від пошкоджень, не
відключаючи керуючу електроніку на стороні ротора під час перепадів напруги,
плавно і швидко повертаючи систему в нормальний стаціонарний стан.
1.3. Мотивація дослідження

Застосування відновлюваних джерел енергії як невід'ємної частини глобальної
енергетичної схеми останнім часом набуло великого інтересу у зв'язку з їх
позитивними екологічними характеристиками на тлі обмеження ресурсів викопних
видів палива. В даний час вітроелектростанції (ВЕС) проєктуються і експлуатуються
в усьому світі у великих масштабах, при цьому показники потужності, як поодинокі
для окремих ВЕУ (понад 14 МВт), так і для вітропарків (понад 20 ГВт у Китаї – Gansu
Wind Farm), динамічно зростають.
Як правило, великі ВЕУ мегаватного класу змінної швидкості оснащені
асинхронними генераторами подвійного живлення (ГПЖ). Такі системи
забезпечують перетворення потужності при менших витратах та знижених
механічних навантаженнях завдяки своїй особливості, яка полягає у зміні швидкості
обертання ротора генератора за рахунок перетворювача потужності з метою
керування машиною та досягнення максимальної потужності для даної швидкості
вітру.
На практиці вітроенергетичні установки з ГПЖ встановлюються, як правило,
далеко від основних споживачів, там, де електрична мережа досить слабка і
характеризується відносно малими струмами короткого замикання, а також
відповідними проблемами регулювання напруги. І у зв'язку з цим вимога наявності
реактивної потужності є головним недоліком вітроустановки з ГПЖ, підключеної до
слабкої електричної мережі.
31
Таким чином, для інтеграції ГПЖ в сучасну енергетичну систему важливо
оцінити динамічну поведінку ВЕУ, їх типові та стійкі характеристики, а також вплив
на взаємопов'язану з ними електричну мережу з точки зору її активної та реактивної
потужності та регулювання напруги. У будь-якому випадку зовнішнє місцеве
джерело реактивної потужності більш економічне і в ряді випадків необхідне. Однак,
необхідно відзначити, що управління напругою в слабкій віддаленій енергосистемі з
використанням звичайних електростанцій, розташованих в інших місцях мережі, є
дорогим та технічно складним заходом.
Іншим критичним фактором, пов'язаним з утилізацією енергії вітру, є його
мінливість або уривчастість, яка викликає коливання вихідної потужності
вітроустановки у зв'язку із постійними змінами швидкості вітру. Розмір вітропарку та
стійкість мережі, до якої він підключений, відіграють значну роль в потенційному
виникненні девіації частоти, яка може бути спричинена активною зміною потужності.
Таке відхилення частоти може призвести до помилкового спрацьовування захисних
реле, що мають поріг спрацьовування 1% [42]. Підтримка вітроустановки з ГПЖ у
робочому стані під час збоїв в електромережі стає дуже важливим заходом через
зростання вітропарків в електроенергетиці. Зважаючи на ці факти, інтеграція систем
накопичення енергії (СНЕ) в систему ВЕУ з ГПЖ є перспективним підходом у плані
зниження коливань вихідної потужності ВЕУ при змінах швидкості вітру.
В даний час електротехнічні комплекси та системи на основі відновлюваних
джерел енергії (у тому числі вітропарки) складаються з великої кількості
взаємозалежних елементів та підсистем, дослідження яких є складним процесом.
Моделювання значно полегшує та скорочує час на вивчення процесів генерації,
перетворення та передачі електроенергії.
Дана робота орієнтована на дослідження вітроелектричної установки з ГПЖ,
відстеження максимальної точки потужності, визначення максимального коефіцієнта
потужності (Cp_max) обчислення оптимального коефіцієнта крутного моменту (Ct_opt) і
провалів напруги.

Висновок до першого розділу

32
Наведено нову класифікацію типів ВЕУ з погляду режимів роботи компонентів
системи управління (регулювання кутової швидкості обертання ротора та кута
установки лопатей – пітч-контролю).
Аналізуючи описані способи управління потужністю ГОВЕУ з ГПЖ, можна
зробити висновок про те, що найпростішим і найпоширенішим способом управління
є робота при постійній (фіксованій) частоті обертання ротора. Однак, вітроустановки,
які працюють з використанням цього методу, не можуть забезпечити ефективну
роботу в широкому діапазоні змінних швидкостей вітру та вимагають додаткових
механізмів захисту конструкції ВЕУ. Відповідно до цього аргументу найбільш
перспективним способом забезпечення роботи вітроагрегату в широкому діапазоні
швидкостей вітру є робота ВЕУ із змінною частотою обертання ротора за заданим
алгоритмом управління. При зміні швидкості вітру змінюється частота обертання,
забезпечуючи роботу вітроагрегату з максимальним ККД.
Порушено проблему захисту ротора ГОВЕУ під час падіння напруги в мережі,
при яких ВЕУ з асинхронними та синхронними генераторами або виходять з ладу,
або не стартують самостійно після повернення мережі в нормальний режим.
Актуальною стає проблема переходу ВЕУ до нормального стану після відновлення
напруги мережі.
Розглянуті методи управління застосовні до різних конструкцій
вітроенергетичних установок, що дозволяє, зосередившись на вивченні методів
управління, застосувати отриманий досвід до різноманіття вітроенергетичних
установок. Роботу присвячено дослідженню регулювання потужності
вітроелектричної установки за допомогою математичного моделювання роботи ВЕУ
при різних режимах.

33

РОЗДІЛ 2. МОДЕЛЮВАННЯ І УПРАВЛІННЯ
ГЕНЕРАТОРОМ ПОДВІЙНОГО ЖИВЛЕННЯ (ГПЖ).
АНАЛІЗ РОБОТИ ПРИ ПАДІННЯХ НАПРУГИ

МКР 25.144.22 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Лавренко РОЗДІЛ 2. МОДЕЛЮВАННЯ І Літ. Арк. Акрушів
Перевір. Плахотний УПРАВЛІННЯ ГЕНЕРАТОРОМ
ПОДВІЙНОГО ЖИВЛЕННЯ (ГПЖ).
Реценз. АНАЛІЗ РОБОТИ ПРИ ПАДІННЯХ
Н. Контр. НАПРУГИ ЧДТУ, мТЕ-45
Затверд. Калєйніков
34
2.1. Вступ

Технології вітроенергетики отримали бурхливий розвиток останні кілька
десятків років. Потужність однієї вітрової турбіни зросла з кількох кВт до 14 МВт
[33]. Системи вітрогенерації можна розділити на три основні види в залежності від
загальної вихідної потужності:
а) Промисловий рівень, який представляють великогабаритні вітроенергетичні
установки (1000 кВт – 14 МВт), які зазвичай використовуються для виробництва
енергії у великій кількості для оптового ринку енергії;
б) Локально-виробничий рівень, який представляють середні вітроустановки
(100 кВт – 1000 кВт), які зазвичай використовуються в промисловості середнього
рівня з локальними мережами для вирішення місцевих потреб в електричній енергії;
в) Приватно-локальний рівень, який представляє вітроустановки невеликих
розмірів з 1-фазним або 3-фазним генератором (100 Вт – 100 кВт), які зазвичай
використовуються для живлення невеликого навантаження та заряджання
акумуляторів.
Підвищення надійності системи великих промислових ВЕУ як складової частини
енергосистеми призвело до відповідного збільшення терміну служби і, як наслідок,
до зниження собівартості виробленої електроенергії [44]. Більшість розробок
здійснено в частині поліпшення компонентів, пов'язаних з електричною машиною
(генератором), інтеграцією з мережею, методами управління та силовими
перетворювачами. Тим не менш, досі залишається безліч невирішених проблем та
тем для проведення досліджень. Зокрема, особливий інтерес представляє
регулювання активної та реактивної потужності ВЕУ під час роботи зі змінною
частотою обертання ротора. Ця область управління представлена великою кількістю
публікацій про перспективні дослідження з удосконалення технології регулювання та
управління. Цей підхід включає покращення конструкцій компонентів ВЕУ,
застосування силових електронних перетворювачів та схем управління, системної
інтеграції з мережами, а також удосконалення інфраструктури енергетичних систем,
об'єднаних загальними вимогами.
ВЕУ з генераторами подвійного живлення ГПЖ (Тип 3) є найбільш поширеними.
35
Порівняно з вітроустановками типу 1 з постійною швидкістю обертання на основі
асинхронних генераторів, ВЕУ з ГПЖ мають ряд переваг, у тому числі можливість
роботи в чотирьох квадрантах активної та реактивної потужності зі змінною
швидкістю обертання ротора. Така система дозволяє мінімізувати втрати потужності
перетворення в порівнянні з системою, оснащеною, наприклад, синхронним
генератором (Тип 4) з відповідним перетворювачем. Крім цього, вартість ГПЖ
набагато нижча порівняно з іншими електричними машинами аналогічного класу у
зв'язку з високою ефективністю перетворювача, що є суттєвою економічною
перевагою. Це пов'язано з тим, що ГПЖ - це асинхронна електрична машина з
фазним ротором, що відрізняється простотою конструкції та нижчою вартістю
порівняно з синхронною машиною. Номінальна потужність перетворювача зазвичай
становить 25-30% від загальної потужності системи, що призводить до зниження
витрат на перетворювач, скорочення кількості гармонік у підключеній мережі та
підвищення загальної ефективності.
Однією із ключових переваг ГПЖ є робота на змінній швидкості обертання з
видачею необхідних електричних характеристик за допомогою малопотужного
економічного перетворювача. Дані машини керуються перетворювачем,
розташованим на стороні ротора, де потужність становить лише малу частину
потужності статора. Ця характеристика робить використання ГПЖ особливо
доцільним для генераторів ВЕУ, де ковзання знаходиться у вузькому діапазоні. Однак
із зростанням потужності вітроустановок, оснащених ГПЖ, виявився головний їх
недолік: надзвичайна чутливість до збурень електричної мережі. Падіння однієї чи
кількох фазних напруг може бути фатально небезпечним для силового
перетворювача. Падіння напруги викликає перенапругу та перевантаження по струму
в обмотках ротора, що може призвести до пошкодження перетворювача,
підключеного до ротора, якщо не буде вжито контрзаходів.
У зв'язку з наведеними доводами ГПЖ був обраний як перспективний прототип
для дослідження в частині застосування його в складі генеруючого електротехнічного
комплексу у вигляді вітроелектричної (вітроенергетичної) установки.
Проводиться теоретичний аналіз динамічної поведінки асинхронної електричної
машини подвійного живлення при збуренні мережі. Зміни напруги серйозно
36
впливають на контури регулювання електричної машини і у випадку глибоких
провалів напруги можуть призвести до виходу з ладу перетворювача на стороні
ротора а, отже, і до втрати управління електричною машиною. Наведено підхід до
управління роботою асинхронного генератора подвійного живлення при глибоких
провалах статора напруги з описом розробленої математичної моделі ВЕУ,
призначеної для дослідження різних методів і алгоритмів управління потужністю.
Коди (стандарти) мережі зазвичай вимагають, щоб вітроустановка залишалася
підключеною до мережі навіть у разі глибоких провалів напруги для зниження
ймовірності виходу з ладу. Це пов'язано, як правило, з тим, що при запуску ВЕУ після
відновлення нормального режиму мережа зазнає великих втрат реактивної
потужності, що не підлягає відновленню надалі. Крім того, сучасні коди мережі
вимагають використання реактивного струму в разі провалів напруги з метою
усунення несправностей та відновлення напруги.

2.2. Компоненти генератора подвійного живлення (ГПЖ)

ГПЖ по суті являє собою звичайну індукційну (асинхронну) електричну машину
з короткозамкненим або фазним ротором, в якій статор з'єднаний із мережею через
трансформатор, а з'єднання ротора зі статором (і мережею) здійснюється за
допомогою зворотного перетворювача напруги. Схема перетворювача на стороні
мережі складається з силового перетворювача на стороні ротора (ПСР), з'єднаного
через ланку постійного струму з перетворювачем на стороні мережі (ПСМ).
Структурну схему вітроелектричної установки з ГПЖ наведено на рис. 2.1.
ГПЖ є електромашиною подвійного живлення, оскільки живлення статора та
ротора є роздільним. При використанні ГПЖ у вигляді генератора ВЕУ ротор
живиться від перетворювача, що видає частоту, рівній різниці частоти промислової
мережі та частоті обертання валу генератора ВЕУ. Таким чином, потужність
перетворювача виходить на 25-30% нижче за вихідну потужність генератора, що
дозволяє ГПЖ мати запас близько ±30% робочого діапазону швидкостей від
синхронної швидкості, а також знизити вартість за рахунок зниження номінальної
потужності [37].
37

Рис. 2.1. Конфігурація системи перетворення енергії вітру з урахуванням ГПЖ ВЕУ
за допомогою зворотного перетворювача.

Розмір перетворювача пов'язаний не із загальною потужністю генератора, а з
обраним діапазоном швидкостей і, отже, з потужністю "ковзання", тому вартість
перетворювача зростає, коли діапазон швидкостей стає ширшим. Вибір діапазону
швидкостей, таким чином, ґрунтується на параметрах економічної оптимізації
інвестиційних витрат та підвищення ефективності. Оскільки ГПЖ підключено до
мережі, високі перехідні струми через нестабільність мережі можуть призвести до
руйнування силових електронних пристроїв роторного перетворювача. Для
запобігання подібних ситуацій необхідна система захисту, як метод глухого
короткого замикання (ГКЗ), при якому обмотка ротора може бути закорочена під час
збою роботи мережі опором певного номіналу для запобігання подачі великого
струму на ротор з автоматичним розблокуванням ГКЗ при зникненні.

2.3. Комп'ютерна модель вітроенергетичної установки

Підвищення ефективності процесу розробки та проєктування систем керування
складними об'єктами доцільно здійснювати за допомогою імітаційного моделювання.
Задачею імітаційного моделювання в даному дослідженні, що проводиться з
використанням комп'ютерних моделей, є вивчення ефективності роботи
вітроенергетичних установок з використанням різних методів і алгоритмів
управління при режимах роботи, що безперервно змінюються. Для формулювання
необхідних вимог до загальної комп'ютерної імітаційної моделі вітроенергетичної
установки визначено відповідні граничні умови згідно з рекомендаціями [41].
Основною характеристикою, що впливає на ККД вітроустановки, є коефіцієнт
38
використання енергії вітру або коефіцієнт потужності (Cp) – відношення наявної
механічної потужності ротора до сумарної потужності потоку вітру [42]. Для
проведення дослідження комп'ютерна модель вітроенергетичної установки
розроблена з максимальним значенням коефіцієнта потужності (Cp). На рис. 2.2
наведено функціональну схему імітаційної моделі вітроелектричної установки де: Vv -
швидкість вітру; T - момент ротора; ω - кутова швидкість ротора; ug - вихідна напруга
генератора; ig - вихідний струм генератора.

Рис. 2.2. Функціональна схема імітаційної моделі вітроелектричної установки.

Особливістю запропонованої моделі є модуль контролера ВЕУ.

2.4. Математичний опис вітроенергетичної установки

Модель ротора представлена наступними рівняннями, що мають вид
головного диференційного рівняння, що описує динаміку обертального руху:

����
�� �� = ���� − ������ − ���� (2.1)
����

де J – момент інерції ротора; Ωt – кутова швидкість обертання; Tt –
аеродинамічний момент ротора; Tem – електромагнітний момент генератора; Tr –
момент опору (втрати тертя та інші).
Аеродинамічний момент ротора [44]:

��⋅��⋅��3
���� = ����(��)
�� , (2.2)
2⋅����

де Cp(λ) – коефіцієнт використання енергії вітру або коефіцієнт потужності
(залежить від швидкохідності, TSR або (λ)); ρ – густина повітря; Vv - швидкість вітру;
A – площа, що омивається; Ωt – кутова швидкість обертання ротора.
Аеродинамічна потужність:
39
��⋅��⋅��3
�� = �� (��) ��
�� �� , (2.3)
2

Залежність Cp від λ виражається рівнянням [45]:

�� ��3
����(��) = ( 1 − ��2) ⋅ ��−
�� + ��4, (2.4)
��

де c1…..c4 – коефіцієнти, що підбираються для конкретної конструкції ротора
ВЕУ на основі відомих аеродинамічних характеристик.

2.5. Принцип роботи генератора подвійного живлення ГПЖ

Великі асинхронні електрогенератори з подвійним живленням (ГПЖ) на ринку
представлені конструкцією з трифазним ротором та трифазним статором. Хоча
принципи їхньої роботи добре і давно відомі, масове їх застосування в промисловості
саме на початку XX століття пов'язано здебільшого з появою вітроенергетичних
технологій великої потужності. Дані електромашини забезпечують компенсацію
коливань частоти, мають велику динамічну стійкість, можуть працювати в режимі
значного споживання реактивної потужності. Обмотка статора ГПЖ підключена до
мережі. Обмотка ротора запитана через вентильний керуючий перетворювач, від
якого виведено напругу з частотою, меншою частоти мережі. При цьому частота та
амплітуда напруги регулюються системою керування. ГПЖ працює у двох режимах:
надсинхронному (швидкість обертання ротора вище, ніж синхронна швидкість) та
субсинхронному (швидкість обертання ротора нижче, ніж синхронна швидкість), що
забезпечує діапазон робочих швидкостей близько ±30% (знак плюс для більш високої
та знак мінус для більш низької) частоти.
Основна перевага ГПЖ при використанні у ВЕУ полягає в тому, що він має
можливість підтримувати амплітуду та частоту вихідної напруги, що дорівнює
напрузі мережі, незважаючи на швидкість обертання ротора ВЕУ. Завдяки цьому
ГПЖ може бути підключений безпосередньо до мережі змінного струму, постійно
синхронізованим з нею. Другою перевагою є можливість регулювання реактивної
потужності від ланцюгів ротора до мережі поряд з активною потужністю, що
40
дозволяє асинхронному генератору подвійного живлення підтримувати коефіцієнт
потужності (cos φ) на максимальному значенні при стабільній напрузі.
Особливість регулювання частоти обертання ротора ВЭУ за зміни швидкості
вітру залежить від підтримання частоти напруги змінного струму на обмотці ротора з
допомогою надсинхронного і субсинхронного режимів роботи [46].
Надсинхронний режим роботи
Коли частота обертання ротора генератора nrotor перевищує частоту синхронізму
ns (надсинхронний режим), частота змінної напруги та струму frotor, що живлять
обмотки ротора, також зростає, при цьому знак є негативним. Цей знак свідчить, що
трифазна обмотка ротора створює магнітне поле, протилежне напрямку обертання
ротора генератора. Отже, у надсинхронному режимі роботи ковзання (s) є негативним
(s<0), причому потужність Pr регулюється управлінням фазних струмів в обмотці
ГПЖ. У цьому режимі потужність позитивна і подається в мережу за допомогою
перетворювача на стороні ротора, що працює як випрямляч, при цьому перетворювач
на стороні мережі працює як інвертор.
Субсинхронний режим роботи
Коли частота обертання ротора генератора nrotor нижче частоти синхронізму ns
(субсинхронний режим), частота змінної напруги та струму frotor, що живлять обмотки
ротора, також зменшується, при цьому знак є позитивним. Цей знак говорить про те,
що трифазна обмотка ротора створює магнітне поле, що рухається у напрямку
обертання ротора генератора. Отже, у субсинхронному режимі роботи ковзання (s) є
позитивним (s>0). У цьому режимі потужність використовується з мережі за
допомогою перетворювача на стороні ротора. Даний підхід до регулювання
потужності в обмотці ротора ГПЖ в субсинхронному режимі може бути описаний
рівнянням потужності [37]:

���� = ���� + ���� = (1 − ��)���� + ������ (2.5)

де Pg – потужність у повітряному зазорі, Pm – механічна потужність, що
передається від валу ротора ВЕУ ротору генератора та Pr - потужність ковзання
(рівна sPg), що передається від перетворювача на стороні ротора ПСР мережі.
41
Ковзання “s” виражається так:
����−��
�� = ���������� (2.6)
����

Індуційний (асинхронний) генератор з фазним ротором працює зі швидкістю
нижче за його швидкість синхронізації. Механічна потужність Pm вважається
позитивною при передачі від ротора генератора до валу споживача та подальшої
передачі на привід механічного навантаження. У цьому випадку позитивне ковзання
(0<s<1), відповідно, потужність повітряного зазору Pg, що передається від статора до
ротора, буде позитивною. Якщо напрямок потоку для Pg та Pm обернений (Pg та Pm
обидва мають негативні значення), то ГПЖ працює в режимі субсинхронного
генератора. Потужність ковзання Pr також буде негативною і видаватиметься
перетворювачем на ротор генератора, причому в цьому режимі перетворювач на
стороні ротора (ПСР) працює як інвертор, а перетворювач на стороні мережі (ПСМ)
працює як випрямляч. На рис. 2.3 наведено напрямки потоку потужності ковзання
ГПЖ в суперсинхронному (ротор-мережа) режимі та субсинхронному (мережа-ротор)
режимі [38].

Рис. 2.3. Потоки потужності у системі ВЕУ з ГПЖ [38].

Рівняння для активної та реактивної потужності статора та потужності ротора
наведені у системах рівнянь (1.5). Генератор є так званим асинхронним генератором з
подвійним живленням, оскільки потужність подається від ланцюга ротору через
перетворювач статора до підключеної мережі. Напрямок потоку потужності залежить
від режиму роботи генератора. Якщо ГПЖ працює в суперсинхронному режимі, то
напрям потоку потужності буде від ротора до мережі, а якщо ГПЖ знаходиться в
субсинхронному режимі, напрям потоку потужності буде від мережі до ротора.
Загальна потужність, що передається в мережу, є сумою потужності, що приходить
42
від ротора і потужності, що надходить від статора.
Генератор видає енергію в електричну мережу від обмотки статора при Ps>0.
Сторона ротора отримує електроенергію від мережі при ωr<ωs, тобто Pr< 0, де Pr, Ps,
ωr, ωs – потужність ротора, статора та швидкості обертання ротора та статора
відповідно. Тому, при роботі генератора в суперсинхронному, синхронному та
субсинхронному режимах роботи вихідна потужність у перерахунку на ротор
становить Pr>0, Pr=0 та Pr<0 відповідно [39].
ПСМ використовується для часткового керування потоком активної та
реактивної потужності від вітроустановки до електричної мережі. ПСМ може
виробляти збалансовані трифазні напруги з керованою частотою живлення, фазою та
амплітудою.

2.6. Узагальнене динамічне моделювання асинхронної електричної машини
(модель d-q)

Першим кроком є отримання математичних виразів для перехідних процесів.
Для цього використовується модель d-q асинхронного генератора, яка забезпечує ряд
переваг в управлінні асинхронною машиною. Перетворення 3-фазної моделі
асинхронного генератора на 2-фазну (d-q) еквівалентну схему переслідує результат,
коли всі індуктивності, що змінюються в часі, в рівняннях напруги через спільну
зміну власної та взаємної індуктивності між обмоткою ротора і статором можуть бути
усунені. Усі індуктивності в перетвореній моделі будуть різночасними і можуть бути
вирішені за допомогою стандартних диференціальних рівнянь. Рівняння (2.7)
пояснює цей підхід з індукованою напругою у випадках індуктивності, що
змінюється в часі:

�� �� ��
��(��) = (��(��)����(��)) = ��(��) ����(��) + ����(��) ��(��) (2.7)
���� ���� ����

де v(t) - індукована напруга; L(t) – індуктивність; iL(t) - індукований струм.
Далі необхідно вирішити це диференціальне рівняння напруги для тимчасової
інваріантної (або постійної) індуктивності:
43
�� ��
��(��) = (������(��)) = �� ����(��) (2.8)
���� ����

Рівняння (2.7-2.8) демонструють принцип перетворення d-q. На рис. 2.4 наведено
(d-q) модельну еквівалентну схему ГПЖ. Асинхронний генератор може бути
виражений як (d-q) динамічна схема в певній системі відліку. Рівняння індукційного
генератора були використані для розробки еквівалентної схеми (d-q) ГПЖ. Модель
генератора (d-q) дуже корисна при перевірці продуктивності в надсинхронному та
субсинхронному режимах, а також для контролю реактивної вихідної потужності та
активної вихідної потужності.

Рис. 2.4. Еквівалентна модель асинхронного генератора [40].

Із динамічної еквівалентної схеми d-q асинхронного генератора на рис. 2.4,
виводиться набір основних рівнянь моделі. Формули зв'язків потоків наведено нижче:
�������� ��
= �� [�� + �� ��
�� + �� (2.9)
���� �� ���� �� ���� (��
�� ���� + ������)]
�� ����
�������� ��
= �� [�� − �� ��
�� + �� (�� + �� )] (2.10)
���� �� ���� �� ����
�� �� ���� ����
����
�������� (����−��
= �� [�� + ��) ��
�� �� (2.11)
���� �� ���� �� ���� + (������ + ������)]
�� ������
�������� (����−����) ��
= �� �� (2.12)
���� �� [������ − ������ + (������ − ������)]���� ������
��
�� = ��∗ ( ���� ��
+ ����) (2.13)
���� ���� ������ ������
������ ������
�� = ��∗ ( + ) (2.14)
���� ���� ������ ������
44
де ωb – кутова електрична базова частота; ωr та ωe – кутова електрична частота
ротора та кутова електрична частота статора відповідно; vqr, vdr, vqs, і vds – напруги
ротора та статора на вісі d-q відповідно; Fij – потокозчеплення (j=s або r, u i=d або q);
Fmd,Fmq – потокозчеплення по вісі d та вісі q; Fij=Ѱijωb,ij – потік; Xm – реактивний опір
намагнічування; Xlr та Xls – реактивні опори витоку ротора та статора; Rr та Rs – опори
1 1 1
ротора та статора і ��∗
���� = ( + ).
���� ������ ������
Рівняння для струмів ротора та статора наведені нижче:

1
�� = (�� − �� ) (2.15)
���� �� ���� ����
����
1
�� = (�� − �� ) (2.16)
���� �� ���� ����
����
1
�� = (�� − �� ) (2.17)
���� �� ���� ����
����
1
������ = (������ − ������)
(2.18)
������

де iqr, idr, iqs, та ids – струми ротора та статора при d-q перетворенні. Активна та
реактивна потужність статора наведені в рівняннях нижче:

3
���� = (������������ + ������������) (2.19)
2
3
���� = (������������ − ������������) (2.20)
2

де Qs і Ps – реактивна та активна потужність статора відповідно [41].

2.7. Дослідження роботи ВЕУ з ГПЖ при змінній швидкості вітру та
моделюванні

Механічна енергія, що генерується вітроустановкою, перетворюється на
електричну енергію за допомогою ГПЖ і передається в трифазну мережу через
статор і перетворювачі. Очевидно, що при змінній швидкості вітру ЕРС, що
генерується ротором, являє собою напругу, змінну по фазі, частоті та амплітуді.
Отже, задоволення мережевих вимог необхідний перетворювач напруги. Як правило,
у сучасних ВЕУ застосовується подвійне перетворення. Перетворювач напруги
змінного струму зі змінною частотою в постійну напругу і далі знову в змінну з
45
постійною частотою (AC/DC/AC) складається з двох модулів: перетворювача на
стороні ротора (ПСР) та перетворювача на стороні мережі (ПСМ). ПСР та ПСМ є
перетворювачами у вигляді джерел напруги. AC частина ПСР перетворювача
підключена з одного боку до ротора, а з іншого – до трифазної мережі. Джерело
постійної напруги DC, представлене у моделі конденсатора, з'єднано з модулем DC
перетворювача. ПСМ і статор підключені до трифазної мережі через трансформатор,
що перетворює низьку напругу на високу.
Система управління відбором потужності (регулювання потужності)
вітроенергетичної установки призначена для виконання наступних функцій:
регулювання струму генератора в умовах мінливої швидкості вітру в забезпечення
максимальної потужності ВЕУ; обмеження струму заряду акумуляторної батареї (за
його наявності); забезпечення умов безпечної експлуатації обладнання
вітроенергетичної установки у штатному та аварійному режимах.
Система управління (контролер) ГПЖ складається з трьох секцій [42]: ПСР -
перетворювач, що керує реактивною та активною потужністю ротора; ПСМ -
перетворювач, що керує постійною напругою, з утриманням його на певному рівні;
також може бути використаний для введення додаткової реактивної потужності в
мережу. Регулятор швидкості обертання, що управляє електричною потужністю
перетворювача за допомогою зміни кута установки лопатей (пітч-контролю).
Генератор
Асинхронний генератор подвійного живлення (ГПЖ) або синхронний генератор
з фазним ротором є загальними термінами визначення електричної машини з такими
характеристиками: ротор циліндричної форми, що має набір пазів на зовнішній
поверхні, в яких розташована трифазна обмотка, що генерує магнітне поле
повітряного зазору з парами полюсів. Статор циліндричної форми, що має набір пазів
у внутрішній поверхні (зазвичай 36 - 48), в яких розташована трифазна обмотка, що
генерує магнітне поле в повітряному зазорі з парами полюсів. Ротор (який є частиною
генератора, що обертається) забезпечений трьома контактними кільцями. Ці
контактні кільця вимагають постійного обслуговування та є одним із основних
компонентів для аналізу вартості, ефективності та надійності системи.
Магнітне поле, створене обмотками ротора і статора, повинно обертатися з
46
однаковою швидкістю зі зсувом фаз, що відрізняється на кілька градусів в залежності
від крутного моменту, створеного генератором.
Вимоги до вітроустановки, що працює на змінній швидкості обертання ротора:
обмотка ротора розрахована на рівень напруги, що відповідає номінальній напрузі
силового електронного обладнання при максимальному ковзанні. На основі
технічних даних, прийнято, що генератор має номінальну напругу статора і
максимальну напругу ротора 690 В і ковзання 33%, максимальна напруга ротора,
віднесена до статора, дорівнює 228 В. номінальна напруга ротора дорівнює 2090 В.
Отже, максимально підключеного до мережі, становить 690 В. Vr_max=Vr_nomSmax та
Vs_nom=Vr_nomu.
Обмотка статора призначена для обмотки низької напруги (690).
Робочий діапазон швидкості обертання від 900 об/хв до 2000 об/хв при
максимальному значенні до 2200 об/хв для 2-х пар полюсних генераторів [43].
Пар полюсів лише два (p=4). Це свідчить про те, що синхронна частота
обертання становить 1500 об/хв за частоти мережі 50 Гц, а робочий діапазон обертів
від 900 об/хв до 2000 об/хв, ns=120 f/p(P = 4). Генератор охолоджується водою чи
повітрям, у гондолі необхідний теплообмінник.
Силовий електронний двонаправлений перетворювач
ГПЖ генерує реактивну потужність та активну потужність через обмотку ротора
та статора, які керуються регулюванням фази, частоти та амплітуди напруги,
індукованої в ланцюги ротора. Синхронна швидкість знаходиться приблизно в центрі
робочого діапазону для вітроустановки змінної швидкості, що становить 1500 об/хв
для двополюсного ns=120 f/p(p=4) генератора з діапазоном швидкостей від 900 об/хв
до 2000 об/хв. Це означає, що генератор, що працює на субсинхронній швидкості з
позитивним крутним моментом і гіперсинхронної швидкості з негативним крутним
моментом відповідно, повинен живитися двонаправленим силовим перетворювачем.
Типовий силовий перетворювач являє собою електронний перетворювач із
зворотним зв'язком, що складається з двох трифазних перетворювачів (перетворювач
джерела напруги на стороні ротора, і перетворювач джерела напруги на стороні
мережі). Перетворювачі спільно використовують шину постійного струму. Причиною
47
використання двонаправлених перетворювачів з типовими IGBT транзисторами є
низька вартість вітроустановок і, зокрема досліджуваних ВЕУ потужністю 2,4 МВт
[74].
Два перетворювачі потужності наведено нижче:
Перетворювач джерела напруги на стороні ротора і фільтр виробляють трифазну
напругу зі змінною частотою і змінною амплітудою для управління реактивною
потужністю і крутним моментом генератора. Необхідно мати на увазі наступні два
основні поняття: амплітуда максимальної напруги ротора дорівнює номінальній
напрузі ротора, помноженій на максимальне ковзання (Vr_max=Vr_nomSmax), а
номінальна напруга статора дорівнює номінальній напрузі ротора, помноженій на
кількість витків (Vs_nom=Vr_nomu), де u - відношення кількості витків статора до
кількості витків ротора. Частота ротора буде різницею між частотою статора та
швидкістю обертання в електричних радіанах.
Перетворювач джерела напруги на стороні мережі і фільтр обмінюються
активною потужністю, що поглинається або генерується перетворювачем на стороні
ротора. Вихідна частота та змінна вихідна напруга для регулювання реактивної та
активної потужності фіксовані. Активна потужність управляється опосередковано за
допомогою контролера шини постійного струму.
Перетворювач з боку ротора повинен бути розрахований на подачу квадратної
складової крутного моменту. Перетворювач на стороні мережі повинен подавати
компонент струму реактивної потужності та компонент струму активної потужності.

2.8. Розробка та моделювання ПСМ контролера для ГПЖ

Ключовим завданням контролера ПСМ є підтримання постійної напруги на лінії
постійного струму, незважаючи на величину та напрямок потужності ротора. Також
контролер повинен керувати вихідною реактивною потужністю ГПЖ.
Система перетворення на стороні мережі складається з перетворювача на стороні
мережі (ПСМ) та фільтра. ПСМ складається з наступних компонентів:
Перетворювач на стороні мережі ПСМ імітується за допомогою стандартних
двонаправлених перемикачів. Він перетворює напругу постійного струму на напругу
48
змінного струму, проте обмін енергією може здійснюватися у двох напрямках: від
постійного струму до змінного (інверторний режим) та від змінного струму до
постійного (випрямляючий режим). Ідеальний перемикач, як правило, створюється
керованим напівпровідниковим транзистором з діодом, щоб забезпечити потік струму
у двох напрямках. У цій конструкції використовується керований напівпровідник
типу IGBT, що є ізольованим вентильним біполярним транзистором.
Фільтр зазвичай складається щонайменше з трьох індуктивностей (L) для
трифазної мережі, які є сполучною ланкою між кожною фазою перетворювача і
фазою мережі. З урахуванням високих вимог до фільтрів, кожна індуктивність може
бути доповнена конденсатором (LC) або конденсатором та ще однією індуктивністю
(LCL). Мережа зазвичай підключається через трансформатор. Напруга змінного
струму на виході трансформатора має бути синусоїдальною та стабільною для
забезпечення стандартних умов експлуатації.

2.9. Розробка та моделювання ПСР контролера для ГПЖ

Основним завданням контролера ПСР є управління активною та реактивною
потужністю статора ГПЖ незалежно один від одного шляхом управління струмової
складової ротора (iqr, idr). Схема управління ПСР і двох каскадних контурів
управління. Внутрішні контури регулювання струму керують компонентами струму
ротора iqr, idr по осі d і осі q, відповідно до деякої синхронно обертової системи
відліку.
ПСР, який живить ротор ГПЖ, аналогічний ПСС. У загальному випадку фільтр
призначений для захисту генератора від аварій джерела напруги перетворювача
(ДНП), таких як підвищена напруга електричної машини, струми підшипників і
ємнісні струми витоку. ПСР з'єднаний з ПСМ каналом постійного струму.
Фільтр призначений для зниження пульсацій напруги перетворювача на стороні
ротора генератора. Шкідливий вплив цього впливу на генератор, що компенсується
фільтром, характеризується комбінацією з трьох факторів. Цими трьома факторами є
характеристики генератора, а також характеристики та довжина кабелю, що
використовується для з'єднання перетворювача та генератора.
49
Фільтрація може бути здійснена за допомогою застосування різних видів
фільтрів. Одним із поширених рішень для зниження ступінчастих перенапруг на
виході генератора є послідовне підключення опору та індуктивності на виході
перетворювача. Індуктивність та опір необхідні для мінімізації падіння напруги та
втрат на низьких частотах у трифазному кабелі.

2.10. Моделювання вітроенергетичної установки

Розглядається та моделюється горизонтально-осьова вітроенергетична установка
(ГОВЕУ) потужністю 2,4 МВт. Найбільш поширеними марками даної потужності на
ринку є установки NORDEX N80, GE 2.5 та MITSUBISHI MWT 92, схожі за своїми
параметрами.
Вітроенергоустановка Mitsubishi була обрана для розробки системи управління
потужністю з наступних причин [46]:
1. Компанія Mitsubishi має великий досвід у проєктуванні аналогічних виробів:
розроблено понад 10 видів вітроенергоустановок потужністю 40-2400 кВт із
використанням індукційних, ГПЖ та синхронних генераторів.
2. Є адаптація до певного клімату.
3. Є мережа якісного обслуговування майже у всіх країнах світу: Mitsubishi має
безліч глобальних сервісних філій, що надають швидкі та довгострокові ремонтні
послуги.
4. Висока надійність ВЕУ – вироби Mitsubishi надійні та довговічні.
5. Установка використовує інноваційні комплексні рішення на основі технічного
аналізу, пропонує лабораторні випробування, виробничу підтримку та особливий
дизайн у разі потреби.
Модель аеродинамічної системи
Наступні дані були враховані під час моделювання ГОВЕУ потужністю 2,4 МВт:
радіус ротора становить 40-46 метрів, залежно від класу швидкості вітру
вітродвигуна (для дослідження обраний R, що дорівнює 46 метрам). Мінімальна
потужність розраховується для швидкості вітру у діапазоні 11-13 м/с. Частота
обертання ротора (низькошвидкісного валу) становить від 8,5 об/хв до 20 об/хв у
50
розрахунковому діапазоні швидкостей вітру. Передаточне число мультиплікатора
(редуктора або коробки) N становить 100 для 2-полюсного генератора і частоти 50 Гц
мережі.
Моделювання аеродинамічних параметрів ротора є досить складним процесом та
проведено з дотриманням певних параметрів. Максимальний коефіцієнт потужності
СР дорівнює 0,44, а оптимальна швидкохідність λ дорівнює 7,2 з урахуванням
використання запропонованих алгоритмів управління за допомогою віртуального
контролера для ПСР та ПСМ (табл. 2.1). При тестуванні моделі коефіцієнт
потужності при даній швидкохідності набув максимального значення.
Таблиця 2.1
Параметри ГОВЕУ
Параметр Величина Одиниці виміру
Радіус ротора 46 м
Номінальна швидкість вітру 12,5 м/с
Діапазон швидкостей обертання ротора (мін-макс) 9-18 об/хв
Оптимальна швидкохідність λopt 7,2 ―
Максимальний коефіцієнт потужності Cp_max 0,44 ―
Густина повітря ρ 1,225 кг/м3

Рівняння (2.4) може бути представлене у вигляді функції швидкохідності (λ) та
пітч-кута (β). Коефіцієнт потужності Ср буде:
�� ��7
Ср = ��1 ( 1 − ��3− ��4
��5 − ��6) �� �� (2.21)
��
�� = 1/(+ ��8) (2.22)
Редуктор та механічна модель
Передаточне відношення редуктора (або коробки передач) є функцією
максимальної швидкості машини та максимальної швидкості турбіни, тому для 2-
полюсного ГПЖ було обрано відношення 100. У табл. 2.2 наведено параметри
механічної системи, переведені до швидкохідного валу.
Таблиця 2.2
Параметри механічної системи
Параметр Значення Одиниця виміру
Момент інерції Jt 800 кг/м2
Момент тертя Dt 0.001 Н.м.с/рад
Ємність муфти Ktm 12500 Н.м/рад
51
Демпфування муфти, Dtm 130 Н.м.с/рад
Момент інерції Jm 127 кг/м2
Момент тертя Dm 0.001 Н.м.с/рад
Відповідна резонансна частота становить 2 Гц. Інерція (Jt) відноситься до мас
компонентів ротора, а також і (Jm) до електричної машини. Момент тертя (Dt)
відноситься до мас компонентів ротора, а також і (Dm) до електричної машини [37].
Характеристики генератора
У табл. 2.3 наведено еквівалентні моделі параметрів генератора, а табл. 2.4 -
основні характеристики генератора.
Таблиця 2.3
Еквівалентна модель параметрів генератора
Параметр Значення Одиниця виміру
Індуктивність намагнічування 2.5∙10-3 Гн
Індуктивність розсіювання в роторі 87∙10-6 Гн
Індуктивність розсіювання у статорі 87∙10-6 Гн
Опір ротора 2.9∙10-3 Ом
Опір статора 2.6∙10-3 Ом
Таблиця 2.4
Основні характеристики генератора
Параметр Значення Одиниця виміру
Номінальна активна потужність статора 2,0 МВт
Номінальний момент 12732 Нм
Напруга статора 690 В
Номінальна кутова швидкість обертання 1500 об/хв
Діапазон кутової швидкості обертання 900―2000 об/хв
Кількість пар полюсів 2 шт.

Конфігурація системи ГПЖ складається з асинхронного генератора подвійного
живлення з обмоткою ротора, підключеної до електричної трифазної мережі через
силовий перетворювач [38], і обмотки статора, безпосередньо підключеної до
електричної мережі (рис. 2.5), де наведено ГПЖ з перетворювачем змінних струмів
ротора. ГПЖ дає багато переваг: підвищення загальної ефективності системи;
мінімізація вартості інвертора (потужність інвертора становить близько 25% від
загальної енергосистеми) та зниження вартості фільтрів живлення перетворювача.
ГПЖ призначений для вироблення електроенергії на фіксованій частоті,
52
незважаючи на поточне значення швидкості вітру та швидкості обертання валу.

Рис. 2.5. Структура ГПЖ [39].

Модель системи ГПЖ у системі відліку, що обертається, реалізована за
допомогою наступних рівнянь:

������=����������+Ѱ����−����Ѱ���� (2.23)
������=����������+Ѱ����−����Ѱ���� (2.24)
������=����������+Ѱ����+����Ѱ���� (2.25)
Vqr=Rriqr+Ѱqr+ωrѰdr (2.26)

Необхідно зауважити, що частота струму ротора повинна задовольняти частоту
ковзання відповідно до ωr=ωs-ωm [40].
Залежність вихідної потужності від режимів керування
Для алгоритмів управління вітроенергоустановок важливо мати на увазі такі
параметри: діапазон кутової швидкості обертання від 900 до 1800 об/хв; радіус
ротора 46 м; оптимальна швидкохідність 7,2 модулів.
Діапазон швидкостей вітру для вітроустановки, що працює на змінній кутовій
швидкості обертання становить від 5,5 м/с для частоти обертання генератора 900
об/хв до 11 м/с при частоті обертання генератора 1800 об/хв. Дані потрібні для
відстеження максимальної точки потужності. На рис. 2.6 наведено графік кутової
швидкості обертання валу генератора в залежності від швидкості вітру. У
дономінальному діапазоні максимальну потужність можна отримати завдяки
регулюванню швидкості обертання валу генератора ВЕУ [41].
Графік вироблення потужності (Вт) в залежності від частоти обертання турбіни
(об/хв) у різних діапазонах швидкості вітру показаний на рис. 2.7. Поле графіка
розбите на ряд зон регулювання потужністю вітроенергоустановки:
53
Зона низьких швидкостей обертання швидкості вітру від 3,5 м/с до 5,5 м/с
(дономінальний режим).

Рис. 2.6. Кутова швидкість обертання валу в залежності від швидкості вітру.

Зона відстеження максимальної потужності швидкості вітру від 5,5 м/с до 11 м/с
(початок номінального режиму).
Зона номінальної швидкості обертання швидкості вітру від 11 м/с до 12 м/с. На
більш високих швидкостях вітру застосовується пітч-контроль або керування кутом
установки лопатей для зменшення швидкохідності та обмеження відбору потужності.

Рис. 2.7. Потужність ВЕУ (Вт) в залежності від частоти обертання турбіни (об/хв) при
різних діапазонах швидкості вітру.

2.11. Робота ГПЖ під час падіння напруги статора

54
Провали напруги - це недовгі падіння напруги, що зазвичай тривають до однієї
секунди або кількох мілісекунд. Провали напруги є досить частими явищами. У
трифазних мережах провали напруги можна розділити на два основні типи:
асиметричні провали напруги, при яких напруга у фазах несиметрична; симетричні
провали напруги, у яких напруга у фазах симетрично [42].
Провали напруги у трифазній мережі
Провал напруги – незаплановане тимчасове зменшення напруги у конкретній
точці електричної системи нижче встановленого порогового значення однієї чи
кількох фазах. Провал є трифазним збалансованим провалом або симетричним
провалом, якщо несправність ідентична у всіх фазах. Це падіння може бути
викликане стартовими струмами під час запуску генератора або коротким
замиканням між фазами та землею. У реальних системах напруга падає з певною
швидкістю (або похідною), яка залежить від властивостей аварії чи несправності, що
спричинила провал напруги [43].
Коли відбувається повний провал, напруга під час цього провалу дорівнює нулю,
що еквівалентно короткому замиканню клем генератора. Коли на клемах статора є
нульова напруга, ГПЖ розмагнічується, потік відсутній, і, отже, в обмотках ротора не
індукується електрорушійна сила ЕРС. Оскільки параметри потоку пропорційні
напрузі статора, при тривалому провалі ГПЖ повністю розмагнічується. На початку
роботи ГПЖ потік статора збільшується від початкового значення, що дорівнює
нулю, до деякого номінального.
Глибокі падіння напруги
У разі глибокого падіння напруги статора керування електромашиною відсутнє.
У генераторах ГПЖ вітроенергоустановок може бути використаний захисний
пристрій із шунтуванням ротора (ЗПШР), який знаходиться на боці ротора (рис. 2.8).
Він захищає ротор і перетворювач на стороні ротора.
ЗПШР підключається у разі позаштатної ситуації. При цьому струм протікає в
ланцюзі ЗПШР, а ланцюг перетворювача ізолюється. Як тільки підключається шунт
(crowbar), у ланцюзі з'являється дільник. Згідно рис. 2.8 ЗПШР складається з
випрямного діодного моста, резистора та керованого перемикача [46]. Щоб
забезпечити можливість отримання низької напруги, ГПЖ вітроенергоустановки має
55
залишатися підключеним до мережі під напругою. При сильному провалі напруги, як
правило, відбувається таке:
1. Вітроенергоустановка виробляє енергію у певній робочій точці.
2. У разі глибокого провалу напруги є запас часу близько 0,5-5 мілісекунд, поки
система управління ротором не зареєструє даний провал. У цей час система виходить
з-під контролю і в перетворювачі на стороні ротора індукується великий струм, що
супроводжується підвищенням напруги на постійному шині струму. Падіння напруги
супроводжується такими факторами: висока напруга в ланцюгу постійного струму,
великий струм у роторі.
3. З появою провалу, якщо захист від провалу буде увімкнено досить швидко,
ГПЖ розмагнітиться і весь струм ротора пройде через ланцюг ЗПШР.
4. Після того, як потік зникне, ланцюг ЗПШР вимикається і перетворювач може
почати знову управляти ГПЖ.

Рис. 2.8. Схема захисту шунтом [46].

Захисний пристрій із шунтуванням ротора
При провалі напруги виникають перехідні процеси струму в обмотках статора та
перетворювачі на стороні статора (мережі) ПСМ:
Збурення в статорі передається в ланцюг ротора, за рахунок чого виникають
неконтрольовані струми, які можуть призвести до пошкодження ПСМ через
перенапруження ланки постійного струму та перевантаження струмом. Коефіцієнт
перетворення між обмотками ротора і статора є зазвичай високим, тому ПСМ має
обмежений контроль над ГПЖ. ПСМ не втрачає керування струмом [38].
56
Ланка ЗПШР з'єднана з ланцюгом ротора для захисту бортового перетворювача
ротора, запобігаючи перевищенню напруги вище допустимого. Шунт перекриває
коротко ротор і електрична машина працює як короткозамкнена асинхронна
(рис. 2.8). Перетворювач потужності схеми захисту може бути виконаний із різними
конфігураціями живлення – пасивною та активною.
Активна конфігурація виконується на транзисторі IGBT і дозволяє розімкнути
ланцюг примусово. Пасивна конфігурація побудована на тиристорі і дозволяє
замкнути ланцюг, не дозволяючи йому розімкнутись доти, доки шунт не буде
відключений. У цьому дослідженні модель схеми захисту була побудована з
випрямного діодного мосту, опору Rcrowbar та керуючого перемикача, реалізуючи
найпростіший спосіб захисту та знижуючи складність та вартість схеми
перетворювача на стороні ротора. Схема керування захистом на основі шунту може
бути реалізована різними способами в залежності від необхідних характеристик та
системи силового перетворювача. Після того, як відбувається провал напруги,
перетворювач на стороні втрачає керування та енергія, що проходить від статорного
ланцюга до роторного ланцюга, заряджає байпасний конденсатор. Щоб запобігти
перевищенню напруги шини над гранично допустимими значеннями, необхідно
зупинити цей потік енергії, і в цьому випадку найпростішим процесом є коротке
замикання ротора.
Пасивна схема управління шунтом захищає систему в такий спосіб. Час,
необхідний для відкриття статорного перемикача, становить близько 0,1 секунди.
Перетворювач на стороні мережі контролює електричні параметри ВЕУ.
Найпростіший спосіб регулювання є порівняння напруги шини з її нормальними
опорними значеннями та максимальними значеннями та, залежно від результату,
активувати ланцюг захисту шунтом. Цей алгоритм керування є активним методом.
Іншими словами, схема ЗПШР є схемою, що зазвичай використовується для
захисту електронних систем від перевантаження по струму і напрузі. Вона
реалізується за допомогою установки низького опору чи короткого замикання між
клемами електричної машини. У вітроенергоустановках ланцюг ЗПШР
підключається з боку ротора (рис. 2.8) та блокує перевищену напругу, спричинену
пошкодженням перетворювача на стороні ротора при провалах напруги.
57
Ланка ЗПШР підключається при виявленні нештатного випадку, наприклад
низької напруги статора, перенапруги у ланці постійного струму або перевантаження
по струму в роторі. Струм ротора подається на ланцюг ЗПШР, і перетворювач на
стороні ротора відключається. Коли ЗПШР підключено, ланцюг стає дільником:
напруга перетворювача є частиною електрорушійної сили, індукованої в ланцюзі
ротора, більш високий струм проходить через обмотки ротора, забезпечуючи
підвищене падіння напруги на обмотках ротора, що знижує напругу, що залишилася
на перетворювачі. У сучасних вітроустановках використовується активна
конфігурація захисту [40], у якій включенням та вимкненням ЗПШР можна керувати.
Нові моделі активних конфігурацій засновані на методиці рис. 2.8 і містять один
перемикач з відключаючою здатністю на основі IGBT. Ця схема допускає пряме
відключення захисного шунта і миттєве відключення перетворювача на стороні
ротора, що дозволяє відновити регулярну роботу в системі за рахунок мінімальної
напруги на обмотках статора і ротора. Активне ЗПШР має ще одну перевагу: для
імітації змінного опору може бути застосована широтно-імпульсна модуляція (ШІМ)
[41], варіюючи опором і тим самим збільшуючи або зменшуючи струм.
Конструкція активного шунту
Активний захист шунтом ЗПШР містить два параметри, що підбираються: опір
шунта Rcrowbar та максимальне значення струму замикання на стороні ротора (Im).
Для опору Rcrowbar: якщо вибрано високий опір, то струм ротора буде низьким,
якщо ж опір надзвичайно високий, то шунт не візьме на себе напругу ротора. Тому
струм ротора проходитиме через діоди перетворювача за ротора, навіть якщо він
активний; якщо вибрано дуже низький опір, то струм короткого замикання буде
високим. Тоді перемикач шунта буде надто громіздким, і тому електромагнітний
момент Tem буде мати високе пікове значення. Щоб правильно захистити
перетворювач на стороні ротора, напруга повинна знаходитись у певних межах
відповідно до рівняння:
��
���� < ������ �� (2.27)
√3

де Vbus – напруга на шині постійного струму, шини постійного струму; Vr –
пікове значення напруги ротора; а u – відношення кількості витків у первинній
58
обмотці до кількості витків у вторинній обмотці.
Прі збільшення опору шунта, можливо, відбудеться перенапруга на шині
постійної напруги силового інвертора, тому правильний підбір значення опору шунта
є відповідальним заходом. Якщо Rcrowbar буде великим, це може призвести до малого
струму замикання, а отже, крутний момент ротора і амплітуда коливань потужності
будуть невеликі. Занадто малий Rcrowbar може призвести до виникнення перенапруги в
перетворювачі на стороні ротору ПСР, що в кінцевому підсумку може призвести до
перенапруги шини постійного струму.
Метод для обчислення опору шунта та максимального аварійного струму
наведено нижче. Максимальне значення струму замикання на боці ротора (Im) має
бути менше струму ротора (Ir), і тому:

���� < ���� (2.28)
√(��1����)2+��2
��������������

Із рівняння (2.28) слідує, що чим більше значення Rcrowbar у допустимому
діапазоні, тим більший опір, тим більш очевидним є ефект придушення струму в
ланцюзі ротора.
Після активації схеми захисту шунтом, щоб уникнути перенапруги, що виникає
на шині постійного струму, напруга повинна задовольняти рівняння:

√3�������������������� < ������ (2.29)
√(��1��
2
��) +��2
��������������

Із рівнянь (2.28-2.29) видно, що максимальні та мінімальні значення опору
шунта ротора дорівнюють:

�� 2 �� �� ��
����������������_������ = √( ��) − (�� 2
1����) , �� ���� 1 ��
��������������_������ = (2.30)
���� √3��2 2
�� −������

Рівняння (2.30) показують, що на стороні мережі не може з'явитися напруга без
появи напруги силового перетворювача, якщо опір шунта вибрано межах значення
відповідного діапазону, отже, ефект LVRT буде виконаний [42]. З рівняння (2.30)
59
Rcrowbar_min=0,12Ω та Rcrowbar_max=28Ω.
Час активації є іншим важливим критичним параметром шунтування. Коли шунт
активований, ГПЖ не керований, тому неможливо забезпечити реактивну
потужність, яку запитують коди мережі під час аварії. Крім того, раннє відключення,
коли потік ще дуже високий, призводить до того, що електрорушійна сила ротора
може вивести з ладу перетворювач на стороні ротора. У цьому випадку відбувається
втрата управління, і виникають перенапруги в шині постійного струму, або
перевантаження струмом ротора.
Моделювання шунту
Опір Rcrowbar обрано на 0,2 Ом на основі емпіричного підбору, в результаті
множинних експериментів з моделлю. Перемикач перебуває під контролем ланцюга
(C1), і спрацьовує, коли (Ir>Ir_limit) або (Vbus>Vbus_limit). Припускаючи, що падіння
напруги відбулося в момент часу 3 с, спрацьовує перемикач і активується ланцюг
захисту шунтом. На 3,1 с перемикач не активний, а ланцюг захисту шунтом
деактивований. Схема керування (C2) спрацьовуванням, яка запускає трифазний міст,
протилежна описаній вище схемі управління (C1), і використовується для захисту
ротора та перетворювача на стороні мережі. Коли захист шунтом активований,
відключається трифазний міст і ізолюється перетворювач на стороні ротора з метою
захисту його від вищого струму та напруги.
Робота при 3-фазному падінні
Ключовою проблемою для ГПЖ при 3-фазних провалах напруги є велика
електромагнітна сила, що індукується потоком у перетворювачі на стороні ротора.
Завдяки цьому активна схема захисту шунтом може бути рішенням для провалів
напруги: шунт активується негайно після настання провалу напруги, коли
електромагнітні сили досить високі, отже, за допомогою цього підходу можна
оберігати перетворювач на стороні ротора від пошкодження; після того, як потік впав
і небезпека усунена, ланцюг шунту може бути деактивований, і ГПЖ може перейти в
робочий стан. Час активації для глибоких падінь напруги вищий, ніж для низьких
падінь. Нахил падіння напруги на початку падіння та швидкість обертання є
факторами, що впливають на час спрацьовування захисту. У деяких виробників
вітроустановок схема шунта відключається, коли струм ротора відхиляється нижче
60
заданого значення [43]. В інших виробників під наглядом є кілька параметрів під час
активації шунта для більшої надійності. Включення шунта призводить до зростання
струму в перетворювачі на стороні ротора. Цей струм не впливає на перетворювач,
оскільки він відключений і струм дорівнює нулю. Струм ротора наведено на рис. 2.9
(тут використана безрозмірна одиниця (тобто)).

Рис. 2.9. Струм ротора та активація шунта при падінні.

Перевантаження по струму в роторі викликає швидке збільшення
електромагнітного моменту, що зазвичай у (2-3) рази перевищує його номінальне
значення. Вітроустановка оснащена ковзною муфтою, щоб запобігти руйнуванню
коробки передач у пік крутного моменту.
На рис. 2.10 (у безрозмірних одиницях (б.о.)), наведено активні та реактивні
потужності на стороні статора ГПЖ.

Рис. 2.10. Активна та реактивна потужності з використанням схеми захисту.

61
Під час активації шунта перетворювач на стороні ротора відключається, тому
ГПЖ стає некерованим і розглядається як електрична машина з короткозамкненим
ротором, з опором ротора вище його номінального значення. Таким чином, ГПЖ
поглинає реактивну потужність, у той час як може виробляти або поглинати активну
потужність, залежно від швидкості обертання.
Величина активної та реактивної потужностей залежить від напруги статора та
близька до нуля при глибокому падінні напруги. Коли шунт вимкнено, перетворювач
може продовжувати свою нормальну роботу, і тому потужністю статора можна
керувати далі [44-45].

2.12. Перевірка моделі на адекватність

1. Одна з двох умов дозволяє виявити падіння напруги: (Ir>Ir_limit) або
(Vbus>Vbus_limit) і, відповідно, активувати запропоновану схему захисту шунтом.
Падіння напруги починається з 3 с, коли відразу ж вмикається схема захисту шунтом.
Тому при падінні напруги мережі, напруга статора знижується до набагато меншого
значення (10% від його номінального значення) і починає поступово відновлюватися
до свого стану від 3,5 с. до повного відновлення на 4,17 с. (рис. 2.11).

Рис. 2.11. Точки перепадів напруги статора на стороні перетворювача мережі з
шунтом.

На рис. 2.12 наведено напругу статора за відсутності схеми захисту шунтом та
падіння напруги в момент часу на 3 с. Напруга статора дорівнює нулю, починаючи з
62
точки несправності і залишається нульовою, оскільки ланцюг шунта не інтегрований
в модель ВЕУ. Це доказ того, що модель схеми захисту шунтом є ефективною.
Схема шунтового захисту змодельована, спроєктована та перевірена на
адекватність. Ця удосконалена схема шунта допомагає вибрати оптимальне значення
опору шунта шляхом перевірки значень між мінімальним та максимальним для
досягнення оптимального значення. Це покращує загальну продуктивність системи за
рахунок швидкого та безпечного відновлення системи до нормального стабільного
стану та забезпечення системи максимально високим рівнем захисту.

Рис. 2.12. Напруга статора у разі виникнення несправності без захисту шунтом.

2. Для перевірки адекватності моделі, крива потужності та характеристики
вітротурбіни Nordex N80 потужністю 2,5 МВт вставлені у розроблену модель. В
результаті моделювання можна стверджувати, що модель є адекватною та може
працювати з усіма типами вітроенергоустановок з високою надійністю та якістю. На
рис. 2.13 наведено типові характеристики кривої потужності.

Рис. 2.13. Типові характеристики кривої потужності вітроустановки Nordex N80
63
2,5 МВт [13].
Основні характеристики вітроустановки NORDEX N80 потужністю 2,5 МВт
наведені у табл. 2.5 [13].
Таблиця 2.5
Вітроустановки NORDEX N80 потужністю 2,5 МВт.
Швидкість обертання 9.6-18 об/хв
Діаметр ротора 80
Передатне відношення мультиплікатора 1:68
Напруга генератора Статор/Ротор 660 В
Швидкість генератора (мін-макс) 740-1300 об/хв

Підставляючи ці дані з наведеної вище табл. 2.5 в модель, виходить результат
моделювання кривої вихідної потужності залежно від швидкості вітру (рис. 2.14) (з
імітаційної моделі).

Рис. 2.14. Моделювання кривої вихідної потужності Nordex N80 2,5 МВт в залежності
від швидкості вітру.

Якщо порівняти дві криві з рис. 2.14 (з імітаційної моделі), і рис. 2.13
(комерційна ВЕУ), то видно, що вони ідентичні, а це означає, що розроблена модель
працює адекватно, ефективно і для всіх типів установок, представлених на ринку.
64
3. При першому запуску роботи модель з віртуальним контролером та
алгоритмом MPPT для отримання більш високої ефективності Cp становить 44%, але
коли відключений MPPT, моделювання починається знову, але цього разу без
модельного контролера MPPT, ефективність Cp падає до 36% (рис. 2.15). Очевидно,
що цей метод керування збільшує коефіцієнт потужності Cp на 8%. Коефіцієнт
крутного моменту Ct становить 0,061.

Рис. 2.15. Коефіцієнт потужності (Cp) з MPPT та без MPPT.

Таким чином, в ході дослідження розроблено конструкцію перетворювача на
стороні ротора, перетворювача на стороні мережі, віртуального контролера (MPPT),
моделі вітряної турбіни. Розроблено систему керування потужністю та покращено
загальну продуктивність системи за рахунок збільшення загального ККД
(максимального коефіцієнта потужності), проведено оптимізацію оптимального
коефіцієнта крутного моменту та розроблено захист від провалів напруги самої ВЕУ,
генератора та зв'язаних перетворювачів з обох боків IS HI. Ця розробка ще раз
протестована на іншому типі запропонованих на ринку ВЕУ, якою є NORDEX, для
доказу, що запропонована модель ефективно працює на всіх типах комерційних
вітрових турбін.
У звичайному режимі максимальний коефіцієнт потужності становить 36%
(звичайний випадок без запропонованого модифікованого контролера MPPT). При
підключенні розробленого контролера MPPT максимальний коефіцієнт потужності
становить 44%, що є очевидним фактом покращення характеристики будь-якої
65
комерційної ВЕУ.
Висновок до другого розділу

Надано нову промислову класифікацію ВЕУ за вихідною потужністю.
Представлені вихідні дані, використані для моделювання та управління ГПЖ в
умовах безперервно змінних режимів роботи. Визначено граничні умови імітаційної
моделі. Розроблено модель вітроенергетичної установки, що складається з наступних
модулів:
– аеродинамічний модуль ВЕУ, що перетворює енергію вітру на механічну
енергію обертання валу вітроколеса;
– електрогенераторний модуль, що перетворює механічну енергію обертання
валу на електричну енергію; модуль перетворювача на стороні ротора ПСР з
фільтром, що генерує трифазну напругу зі змінною частотою і амплітудою для
управління реактивною потужністю і крутним моментом генератора. Вихідна частота
фіксована, вихідна напруга змінюється для регулювання активної потужності та
модуль перетворювача на стороні мережі ПСС;
– модуль системи управління вітроелектричної установки, що управляє роботою
ВЕУ за заданим алгоритмом; модель віртуального контролера MPPT.
Модель перевірена на адекватність. Результати моделювання виявили задовільні
результати.
Розроблена модель складається з моделі вітроустановки, моделі асинхронного
генератора з подвійним живленням (ГПЖ), моделі перетворювача на стороні ротора
(ПСР), моделі перетворювача на стороні мережі (ПСМ), моделі відстеження
максимальної точки потужності (MPPT) та моделі схеми захисту шунтом.
Розроблено концепцію модуля захисту шунтом. Функція шунта змодельована і
досліджена для реалізації надалі апаратного рішення зі зниженням напруги.
Недоліком схеми захисту шунтом при провалах напруги є великий струм короткого
замикання, який проходить через обмотки ротора та статора ГПЖ при його
підключенні, головним чином на початку падіння. Цей струм можна звести до
мінімуму, збільшивши значення опору. Однак, якщо опори будуть надто великими,
напруга на роторі може бути дуже високою, і тоді шунт втратить здатність захисту
66
перетворювача.

РОЗДІЛ 3. ПРОДУКТИВНІСТЬ І МОДЕЛЮВАННЯ
З ВІДСТЕЖЕННЯМ МАКСИМАЛЬНОЇ ТОЧКИ
ПОТУЖНОСТІ ВІТРОЕНЕРГЕТИЧНОЇ УСТАНОВКИ

МКР 25.144.22 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Лавренко РОЗДІЛ 3. ПРОДУКТИВНІСТЬ І Літ. Арк. Акрушів
Перевір. Плахотний МОДЕЛЮВАННЯ З
Реценз. ВІДСТЕЖЕННЯМ
Н. Контр. МАКСИМАЛЬНОЇ ТОЧКИ ЧДТУ, мТЕ-45
Затверд. Калєйніков ПОТУЖНОСТІ
67
3.1. Управління відбором потужності вітроенергетичних установок

Вітроенергетичні (вітроелектричні) установки призначені для вироблення
електроенергії. В основному ВЕУ розробляються на номінальну (як правило,
максимальну) потужність за швидкості вітру 11-15 м/с. Оскільки вітер вище
зазначеного діапазону зустрічається у природі відносно рідко, робочі характеристики
вітроустановок не розраховані на бурові швидкості. За наявності сильного вітру
необхідно якось розсіювати надлишки енергії для запобігання руйнуванню ротора та
інших механічних компонентів ВЕУ.
Для визначення класифікації ВЕУ за класами вітрів необхідно розглянути
режими роботи. На початку роботи ВЕУ, коли швидкість вітру становить близько 5
м/с, система управління отримує сигнали від відповідних датчиків про початок
роботи вітроагрегату. У штатному режимі робота здійснюється за алгоритмом
відбору потужності у дономінальному режимі. На бурових вітрах, при досягненні
швидкості вітру, зазвичай більше 25 м/с, система управління автоматично зупиняє
ротор ВЕУ для захисту ротора і компонентів ВЕУ від можливих пошкоджень.
Практично всі вітроустановки використовують однакові методи регулювання
потужності: вітроустановки з пасивно регульованим пітч-кутом лопатей, зміною
омиваючої площини і ВЕУ з активним гібридним регулюванням. Таким чином,
можна говорити про класифікацію систем управління ВЕУ щодо відбору потужності
для різних діапазонів вітрів 0-5, 5-25 і > 25 м/с [26].

3.1.1. Вітроустановки з пасивним сталл-контролем

У вітроустановках із регульованим сталл-контролем лопаті ротора вмонтовані в
маточину під статичним (постійним) кутом. При швидкості вітру, що перевищує
певну номінальну, під впливом тиску потоку вітру відбувається збільшення кута
установки (і фактично кута атаки, під яким вітер взаємодіє з лопатями) за рахунок
спеціальних пружних конструкцій. При цьому зменшується лобовий опір і
знижується крутний момент. Цей процес здійснюється пасивно, кут змінюється під
впливом тиску вітру. Зворотний процес відбувається з падінням швидкості вітру, і
лопата повертається у своє початкове положення під дією пружинних поворотних
68
механізмів. Як правило, сталл-контроль передбачає орієнтацію лопаті тупим кінцем
(передньою кромкою) на вітер. Однак існує рішення, коли лопата виставляється на
вітер гострим кінцем (заднім краєм) і тоді процес називається фюрлінг-контроль [27].
Лопать ротора дещо закручена вздовж своєї лінійної осі (як правило, на 4-5
градусів). Таким чином, процес автоматичного механічного регулювання є плавним,
без ривків.
Недоліки пасивного сталл-контролю: складна аеродинамічна конструкція із
пружинними механізмами; великі динамічні моменти навантаження, викликані
зривом потоку, можуть викликати вібрації, які необхідно вчасно гасити, щоб
уникнути утворення резонансів;
Основні переваги пасивного сталл-контролю: немає необхідності в електронній
системі управління та складних приводах; відсутні активні рухливі частини в роторі.

3.1.2. Пітч-контроль вітроенергетичної установки

Контролер управління пітч-контролем (кутом установки лопатей) постійно
контролює вихідну потужність ВЕУ зі швидкістю, як правило, кілька разів на
секунду. При перевищенні вихідної потужності вище деякого граничного значення
електронний контролер подає сигнал на зміну кута (пітч) лопатей ротора, внаслідок
чого лопаті ротора повертаються навколо своєї осі на необхідний кут, знижуючи
підйомну силу кожної лопаті і крутний момент ротора в цілому.
В результаті постійного контролю потужність знаходиться на максимально
можливому рівні для даної швидкості вітру за рахунок підтримки оптимального кута.
Цей метод використовує електричні приводи повороту лопатей [28].

3.1.3. Вітроустановки з активним сталл-контролем

Вітроенергоустановки високої потужності (понад 1 МВт) розробляються з
активним сталл-контролем для регулювання (обмеження) потужності. Загалом ротор
ВЕУ з активним сталл-контролем виглядає так само, як і ротор ВЕУ з пітч-
контролем, оскільки вони також мають лопаті з регульованим кутом установки.
Однак у системах з активним сталл-контролем можна створити більший крутний
момент на низькій швидкості вітру.
69
Переваги активного сталл-контролю: вітроустановка може працювати у
нормальному режимі при невеликих перевищеннях номінальних швидкостей вітру;
вихідна потужність може відстежуватись точніше, ніж при пасивному регулюванні.
Пасивне регулювання зазвичай призводить до падіння вихідної потужності при
більш високих швидкостях вітру через збільшення зриву потоку з лопатей. Більше
того, такий підхід збільшує амплітуду вібрацій, що несприятливо впливає на
конструкції ВЕУ. Техніка пітч-контролю зазвичай працює з використанням приводів
з електричним двигуном (як правило кроковим).

3.2. Аеродинаміка вітроенергетичної установки

Лопаті ротора вітроенергетичної установки перетворюють кінетичну енергію
потоку вітру, згідно з теорією активного диска, на основі рівняння Бернуллі та закону
збереження енергії, що викликає падіння імпульсу повітряного потоку і призводить
до відхилення ліній струму вітру. Для вивчення роботи вітроенергетичної установки
використовують теорію імпульсу [39].
Як випливає з рівняння (1.4), що представляє потужність кінетичної енергії
вітру, вітроустановка може отримати лише частину цієї потужності:

1
���� = ������2��3
�� ���� (3.1)
2

де ���� - це безрозмірний коефіцієнт потужності, який виражає ефективність
ротора при перетворенні кінетичної енергії вітру на механічну енергію. Для
вітроустановки цей параметр є функцією кутової швидкості обертання ротора
турбіни, швидкості вітру та пітч-кута. ���� задається як функція швидкості лопаті (або
швидкохідність), як показано в рівнянні (1.1).
Теоретичне максимальне значення ���� обмежено межею Жуковського-Бетца [10]:

����_������_������ = 0.593 = 59.3%

Крутний момент ротора розраховується з розподілу отриманої потужності на
кутову швидкість обертання:
70

���� ������2��3 3 2
�� ���� ������ ���� ���� ������3��2��
���� = = = = �� �� (3.2)
�� 2�� 2 2

де ���� - коефіцієнт крутного моменту. Коефіцієнти потужності та крутного
моменту пов'язані виразом:

��р() = ����() (3.3)

Відповідно до теорії імпульсу для розрахунку потужності необхідне знання
коефіцієнтів рівнянь для ����() та ��р(). Параметри рівнянь істотно залежать від
геометричних особливостей лопатей ротора. Вони також пов'язані з величиною
номінальної вихідної потужності, принципом роботи вітроагрегату (робота з
постійною швидкістю обертання або змінною), конкретними характеристиками
омиваючої площини і режимом управління (стал або пітч) [11]. На рис. 3.1 наведено
криві крутного моменту і потужності вітроустановки потужністю 2,4 МВт.

Рис. 3.1. Криві крутного моменту і потужності вітроустановки потужністю 2,4 МВт
змінної швидкості обертання з пітч-контролем.

3.3. Моделювання вітроенергоустановки зі змінною швидкістю

Для реалізації алгоритму керування потужністю вітроустановки необхідно
визначати електричну продуктивність генератора у процесі роботи установки.
Вимірювання Cp в процесі роботи ВЕУ не є доцільним, оскільки процес передбачає
використання даних вимірювань в режимі роботи, що встановився. У зв'язку з цим
було прийнято рішення розробити методику визначення продуктивності ВЕУ в
71
реальних умовах експлуатації, коли швидкість вітру безперервно змінюється в
широкому діапазоні протягом короткого проміжку часу. Розроблена модель ВЕУ
складається з наступних підсистем:
Аеродинамічна підсистема, що обчислює крутний момент ротора Tt залежно від
кутової швидкості ротора Ωt та швидкості вітру Vv;
Підсистема пітч-контролю, що обчислює пітч-кут, як функцію згідно з
визначеною таблицею βref;
Механічна підсистема, що обчислює кутову швидкість ротора Ωt та частоту
обертання генератора ωm залежно від крутного моменту ротора та електромагнітного
моменту генератора Tem;
Підсистема управління, що обчислює реактивну потужність, пітч-кут і крутний
момент генератора в залежності від напруги мережі та швидкості вітру;
Перетворювачі потужності ГПЖ та інвертори перетворюють крутний момент в
електричний струм залежно від напруги мережі [12]. Рис. 3.2 ілюструє взаємодію між
різними підсистемами моделі.

Рис. 3.2. Блок модельної структури вітроенергоустановки.
72
3.3.1. Аеродинамічна підсистема моделі

Аеродинамічна підсистема моделює відбір потужності від обмотки ротора,
визначаючи механічний крутний момент турбіни Tt як функцію параметрів
повітряного потоку (швидкості вітру Vv та кутову швидкості обертання ротора Ωt
ВЕУ) на лопатях ротора. Швидкість вітру може бути представлена як середня
швидкість потоку вітру для розрахунку номінального крутного моменту на
низькооборотному валу. Створений крутний момент ротора Tt визначається
рівнянням (3.2).
Метод визначення крутного моменту та коефіцієнта потужності Сp(λ,β) за
допомогою аналітичних рівнянь залежно від швидкохідності (λ) та пітч-кута (β)
визначається рівняннями (2.21) та (2.22), які застосовуються практично до всіх ВЕУ.
Аеродинамічна підсистема представлена Блоком на рис. 3.2.

3.3.2. Підсистема пітч-контролю

Підсистема пітч-контролю призначена для повороту всіх лопатей ротора на той
самий кут. Таке незалежне регулювання дає великий спектр можливостей для
контролера. Більш того, завдяки такому підходу можна мінімізувати механічну
напругу в лопатях ротора, що є важливою обставиною, що реалізується в MATLAB
та дозволяє інтелектуалізувати систему управління вітроенергоустановки.
Динамічна підсистема пітч-контролю враховує вплив сил та моментів.
Демонстрація цих параметрів включає моделювання конструкції лопаті вітротурбіни і
характеристики повітря навколо лопатей ротора. Крім того, регулювання швидкості
обертання лопатей ротора навколо вісі має смугу пропускання значно більшу, ніж
регулювання кута повороту.
Таким чином, підсистема пітч-контролю обчислює динаміку настановного кута
як функцію заданого табличного опорного кроку βref. Підсистема пітч-контролю
представлена Блоком С на рис. 3.2.

73
3.3.3. Механічна підсистема

Механічна підсистема вітроустановки досить складна. Механічні параметри
ротора та сил, що передаються через складні механізми, різні за часом. У зв'язку з
цим динамічна структура враховує характерні (ідеальні) значення основних
параметрів [13].
Для реалізації моделювання введено резонансну частоту та двомасову модель.
Усі значення прив'язані до високошвидкісного валу. Інерція Jt відноситься до маси
ротора ВЕУ, а Jm - до електричної машини. Якщо основна частота прив'язана до
лопат, то частина інерції ротора представлена як Jm. Система управління обчислює
кутову швидкість генератора та ротора (ωm та Ωt) як функцію електромагнітного
моменту турбіни Tem [14].
Коефіцієнт жорсткості (Ktm) та коефіцієнт демпфування (Dtm) описують пружний
зв'язок між параметрами Jt та Jm. Ці два параметри не завжди пов'язані з
високошвидкісним валом, але пов'язані з основною резонансною частотою обертання.
Dm та Dt є коефіцієнтами тертя і відбивають втрати тертя при обертанні.
Кутова швидкість обертання ротора (Ωt_ar) і крутний момент (Tt_ar) наведені до
параметрів високошвидкісного валу за допомогою рівнянь:

Ωt_ar=NΩt (3.4)
Tt_ar=Tt/N (3.5)
де N – передавальне число.
На рис. 3.3 наведено взаємодію двох мас.

Рис. 3.3. Механічна модель взаємодії двох мас [12].
74
Далі:

��
�� = ��_���� ��
�� = �� ��
���� ��_���� − ������_���� − ������, ���� = ��
���� ���� − ������ + ������
�������� �� ��
= ������(��_���� −��) + �� ( ��_����
���� − ��) (3.6)
���� ���� ����

Модель механічної системи можна спростити, нехтуючи коефіцієнтами
демпфування (Dtm, Dm та Dt), приводячи її до спрощеної системи з моментами інерції
(Jt та Jm) та коефіцієнту пружності (Ktm).

3.4. Управління змінною швидкістю ротора

Рівняння моделювання для 3-лопатевої горизонтально-осьової вітроенергетичної
установки (ГОВЕУ) залежать від характеристик ВЕУ, (MITSUBISHI ВЕУ) [16]:

������3��2
�� �� 151 18.4
���� = �� , С (,) = 0.73 ( − 0.58 − 0.0022.14 − 13.2) ��−
 ;  = �� /�� (3.2)
2 ��  �� ��

Імітаційна модель вітроустановки потужністю 2,4 МВт реалізована за
допомогою пакету MATLAB/SIMULINK з наступними параметрами: передатне
відношення коробки N=100, радіус ротора (довжина лопатей) R=46 метрів і щільність
повітря ρ=1,225 [17]. Управління установкою, що працює зі змінною швидкістю,
необхідно для того, щоб визначити необхідний кут і крутний момент генератора. Це
робиться з метою: відбору максимальної потужності від потоку вітру; зниження
механічних навантажень на приводи; підтримання вітроустановки в безпечних
режимах (з контролем моментів, швидкості обертання та потужності в заданих
діапазонах). Рис. 3.4 показує універсальну структуру управління для вітроустановки,
що працює зі змінною швидкістю, з обчисленням пітч-кута і крутного моменту
генератора [18].

75

Рис. 3.4. Схема управління вітроустановкою з регульованим пітч-кутом та змінною
швидкістю обертання.

3.4.1. Області регулювання частоти обертання ротора

Метод управління роботою вітроустановки містить чотири зони роботи
(рис. 3.5):
Зона 1: Обмежений вибір потужності на мінімальній швидкості;
Зона 2: Відстеження максимальної точки потужності при змінній швидкості
обертання ротора (робота з частковим навантаженням);
Зона 3: Обмеження швидкості обертання з видачою часткової потужності
(часткове навантаження);
Зона 4: Обмеження швидкості обертання з видачою максимальної потужності
(повне навантаження).

Рис. 3.5. Чотири зони управління ВЕУ.

В області 1 ротор не повинен працювати зі швидкістю обертання, що відповідає
резонансній частоті башти, що дорівнює 0,5 Гц. Крім цього, у вітроустановках на базі
ГПЖ існує обмеження на ковзання електричної машини, а отже, і на напругу ротора
76
[19].
Якщо швидкість обертання дуже висока, то це може бути викликано
інерційними навантаженнями, неприйнятними для валу ротора та її лопатей. Крім
того, лінійна швидкість кінця лопаті має бути обмежена. Для вітрових турбін на базі
ГПЖ необхідно обмежити ковзання та, крім того, обмежити максимальну потужність
через обмотки ротора та роторний перетворювач. Вітроустановка починає працювати
з деякою швидкістю обертання Ωt_min.

Рис. 3.6. Залежність швидкості обертання генератора від швидкості вітру при різних
режимах роботи.

Згідно рис. 3.6, коли швидкість вітру підвищується, установка працює в Зоні 2 з
відбором аеродинамічної потужності від потоку набігаючого вітру. У міру того, як
швидкість вітру підвищується, швидкість обертання ротора також зростає до деякої
максимальної Ωt_max. Тоді установка входить до Зони 3. Як тільки швидкість вітру
перевищить своє номінальне значення, ГПЖ починає працювати на своїй номінальній
потужності, але з керуванням відбору потужності. Зона 4 визначає режим повного
навантаження. У цій зоні номінальна механічна потужність може бути обмежена
регулюванням крутного моменту або зміною пітч-кута. Зазвичай крутний момент
підтримується на номінальному значенні з регулюванням пітч-кута з метою
підтримки роботи вітроустановки на номінальній потужності і максимальної
швидкості обертання [11].

77
3.4.2. Зони 1 і 3: Управління мінімальною та максимальною швидкістю
обертання

Згідно рис. 3.6 завданням є запобігання фіксованої швидкості обертання ротора
вітроустановки при його номінальному значенні в зоні 3 і мінімальному значенні в
зоні 1.
У цих зонах ефективність (ККД) не така важлива, як для зони 2, де швидкість
ротора може змінюватися в певних межах, але де необхідна підтримка оптимальної
швидкохідності λopt, і, відповідно, максимального коефіцієнта потужності Cp_max. Тут
ГПЖ працює із фіксованою швидкістю.
Швидкість λ змінюється зі зміною швидкості вітру. Відповідно до цього
коефіцієнт потужності Cp також можна змінювати за допомогою зміни пітч-кута для
оптимізації відбору потужності [11].
Таким чином, дослідження моделі зводиться до генерації кривої, що становить
залежність максимального коефіцієнта потужності Cp_max від оптимального пітч-кута
для даної швидкохідності. На рис. 3.7 показана схема управління пітч-кутом у моделі.
Cp обчислюється в моделі згідно з наступною формулою:
151 18.4
С��(,) = 0.73 ( − 0.58 − 0.0022.14 − 13.2) �� 


Рис. 3.7. Схема управління пітч-кутом у моделі MATLAB.

3.4.3. Зона 2: відстеження максимальної точки потужності

В зоні 2 завданням є відстеження точки максимальної потужності за допомогою
управління швидкістю обертання ротора. Існує безліч підходів до управління
потужністю вітроустановки під час роботи з частковим навантаженням, з
78
максимальним відбором потужності.
Розроблено новий алгоритм управління, що дозволяє відслідковувати
максимальну потужність з відповідним підвищенням енергоефективності
вітроустановки. Цей підхід використовує електромагнітний момент як опорне
значення, пов'язане з кривою максимальної потужності (рис. 3.1), для кожної частоти
обертання, враховуючи змінну швидкість обертання. Цей метод регулятора
потужності є непрямим регулятором швидкості обертання (НРШ).
Непрямий регулятор швидкості (НРШ):
Згідно графіка, вітроустановка динамічно стійка в кожній точці кривої точки
потужності в зоні 2 рис. 3.6. Це означає, що при зміні швидкості обертання щодо
точки на кривій максимальної потужності вітроустановка зазвичай повертається у
свою робочу точку.
Використовуючи цю особливість стійкості, аеродинамічний крутний момент Tt
може також підтримуватися в максимальній точці потужності при змінах вітру, якщо
електромагнітний крутний момент Tem може бути керованим (момент електричного
генератора пропорційний магнітному потоку і струму в обмотках, механічний
крутний момент пропорційний аеродинамічній силі і радіусу ротора). Якщо ротор зі
змінною швидкістю працює в точці «a» кривою, як показано на рис. 3.8, і швидкість
вітру зростає від Vv1 до Vv2, робоча точка тепер стає "b", а аеродинамічний момент
стає Tt_b. Непрямий регулятор швидкості (НРШ) генерує електромагнітний момент
Tem, що відноситься до кривої максимальної потужності (точка c), яка насправді
менша, ніж Tt_b. Це призводить до збільшення частоти обертання турбіни доти, доки
вона не прийде в точку стійкості «c».

Рис. 3.8. Дослідження рівноваги щодо точки максимальної потужності на кривій
крутного моменту [12].
79
Коли вітроустановка працює на максимальній точці потужності:
����
������ = , ���� = ����_������, ���� �� = ����_������ ,
��

Аеродинамічний крутний момент ���� ротора:

������3 ��22
�� = �� ����_������
�� 2 , (3.7)
2 ������ ������

������5
2 2 ������5
тому, ���� = ��  = ��  , де �� = �� .
23 ��_������ ������_��
������ �� �� ������_�� 23 ��_������
������
(��������_��) є оптимальною константою. Максимальна потужність і оптимальний
крутний момент виражаються через квадратне рівняння частоти обертання турбіни.
Крім того, з рівняння (3.6), вираженого формулою [12-13]:

��
0 = �� − �������� − ������(��_���� −��), 0 = ������ − ��
�� ���� − ������(�� −��_����), (3.9)
��
�� = �� ��
�� , ������ = +��(���� + ��
�� ��) (3.10)

Підставлячи Tt рівняння (3.10) з урахуванням (3.8) результат:

�� 2
���� = −�������� +��(���� + ����) (3.11)
��
де,
������5
��������_�� = ����_������ (3.12)
23 3
��������

На рис. 3.9 показано непрямий регулятор швидкості (НРШ). Залежно значень
величин рівняння (3.12), метод управління відстеженням максимальної потужності
(MPPT) може бути змодельований з використанням середовища
MATLAB/SIMULINK (рис. 3.10). Як видно з рівняння (3.11), швидкодія швидкості
обертання Ωt зв'язано з динамікою зчеплення (Dt та Dm) [14-15].
80

Рис. 3.9. Непрямий Регулятор Швидкості (НРШ).

Рис. 3.10. Структурна схема моделі відстеження максимальної потужності.

З методом непрямого регулятора швидкості продуктивність електромагнітного
моменту Tem та швидкість обертання Ωt змінюються аналогічно через відсутність
динамічного зв'язку між Tem та Ωt. Tem не використовується для динамічного
збільшення Ωt. Як це має бути, якби це був вихід контролера. Тому ключовим
недоліком методу непрямого регулювання швидкості є те, що динаміка механічного
зв'язку не скасовується, що призводить до постійного м'якого відгуку системи [16-
17].

3.4.4. Зона 4: Управління відбором потужності

Загальну конфігурацію управління роботою вітроустановки в області 4 за
допомогою віртуального контролера наведено на рис. 3.11. В цьому випадку
електромагнітний момент Tem утримується фіксованим на своєму номінальному
значенні. Вихідна потужність генерується статорними обмотками з відповідним
регулюванням. Недоліками даного регулятора потужності є те, що Tem не бере участь
у регулюванні частоти обертання.

81

Рис. 3.11. Віртуальний контролер потужності.

3.5. Електрична система, що працює зі змінною швидкістю

До середини 1990-х років більшість вітроустановок працювало, як правило, на
постійній швидкості обертання з генераторами з короткозамкненим ротором,
безпосередньо пов'язаних з мережею, таким чином генерація постійно здійснювалася
на фіксованій швидкості обертання.
В даний час більшість вітроустановок працюють зі змінною частотою обертання
на асинхронному ГПЖ, синхронному генераторі з постійними магнітами (СГПМ) або
синхронному генераторі з фазним ротором (ГФР).
У роботі було обрано у зв'язку з такими обставинами: можливість генерації
активної потужності на змінних швидкостях обертання ротора; можливість генерації
та споживання реактивної потужності зі стабілізацією вихідної напруги; даний тип
електрично та механічно простіший інших типів електричних машин; ГПЖ генерує 3-
фазну напругу з частотою, ідентичною частоті мережі, до якої прив'язаний генератор,
незалежно від частоти обертання ротора; ГПЖ не вимагає комутаторів та щіток.
Генератор подвійного живлення (ГПЖ):
ГПЖ експлуатується протягом ряду років у приводах зі змінною швидкістю
обертання. Ротор з'єднаний з мережею через двонаправлений зворотний
перетворювач потужності, а статор з'єднаний безпосередньо з мережею (рис. 3.12).
Використовуючи розроблену методику управління, двонаправлений зворотний
перетворювач потужності підтримує вироблення електроенергії при номінальній
мережній напрузі та номінальній частоті мережі незалежно від частоти обертання
ротора. Ключовим завданням силового перетворювача є компенсація різниці між
синхронною швидкістю та швидкістю обертання ротора за допомогою керування
82
ковзанням [19-20].
Ключові характеристики ГПЖ: повний контроль реактивної потужності та
активної потужності, що обмінюється з мережею електромережі; проміжний діапазон
швидкості роботи (від -30% до +20%); має ряд вимог по контактним кільцям у
частині передачі потужності та електричних сигналів; малопотужний перетворювач
потужності (що призводить до зниження вартості та зменшення втрат); має ряд вимог
до коробки передач (зазвичай, використовується триступінчастий мультиплікатор)
[12].

Рис. 3.12. Вітроенергоустановка на основі ГПЖ [17].

де CT1, CT2, CT3, CT4, CT5, CT6, CT7, CT8 і CT9 - трансформатори струму;
CB1 та CB2 - автоматичні вимикачі; MCB – головний автоматичний вимикач.

3.6. Електрична система ВЕУ змінної швидкості обертання на основі ГПЖ

Структура електричної системи (рис. 3.12) включає ротор генератора, з'єднаний з
мережею через силовий електронний перетворювач (ПСР та ПСС), а статор
безпосередньо з'єднується з мережею.
Обмотка ротору забезпечена реверсивним джерелом напруги, здатним живити
ГПЖ змінною трифазною напругою з частотою мережі. Обмотка статору живиться
трифазною напругою з фіксованою частотою, що дозволяє безпосередньо
підключатися до електромережі.
Ця система є досить перспективною, оскільки вона дозволяє перетворювачу
потужності обробляти всього близько 30% від загальної потужності, що генерується,
83
знижуючи вартість і підвищуючи ефективність ВЕУ в порівнянні із перетворювачем
повної потужності. Систему наведено на рис. 3.12.

3.7. Захист шунтом та трансформатор

Як тільки відбувається провал напруги, виникають перехідні процеси ланцюга
статора і ПСС (оскільки обмотка статору підключена безпосередньо до мережі).
Отже, ці два уявлення не є ідентичними для ПСР та ПСС [12]:
Збурення обмотки статору передається на обмотку ротора, що призводить до
появи неконтрольованих струмів, які можуть призвести до пошкодження ПСР через
перенапруження та перевантаження струму шини постійного струму. Між обмотками
ротору і статору існує велике відношення числа витків, внаслідок чого ПСР може
обмежено вплинути на електричну машину.
Найчастіше ПСС не втрачає управління струмом. Розглядається провал напруги
тільки на боці ротору, тому шунт змодельований саме на цьому боці. Однак для
збільшення надійності можна додати ще один 3-фазний шунт на стороні статора та
аналогічний на стороні ротора.
Захист шунтом з'єднано з ланцюгом з боку ротора для захисту перетворювача
ПСР. Ланцюг шунта запобігає перевищенню напруги понад його максимально
допустимого значення, у той час як перетворювач на стороні ротора втрачає
управління, створюючи шлях відведення струмів ротору. Шунт здійснює коротке
замикання ротора за допомогою опору.
Алгоритм управління системою захисту шунтом реалізований на основі відомих
характеристик та конфігурації силового перетворювача. Після глибокого провалу
напруги регулятор струму ротору втрачає управління, і енергія, що передається від
обмотки статору до обмотки ротору йде на заряд конденсатора. Щоб запобігти
виходу напруги шини за межі характеристик перетворювача на стороні ротору,
необхідно поглинути цей досить великий обсяг енергії, що здійснюється за
допомогою короткого замикання ланцюга ротора, як тільки напруга шини
перевищить допустимі межі перетворювача на стороні ротора.
Основна мета управління полягає в тому, щоб підтримувати роботу установки,
84
підключеної до мережі під час падіння напруги. Для цього необхідно підтримувати
напругу постійного струму шини. Це робиться шляхом порівняння напруги шини з її
опорними значеннями (максимальним та нормальним значенням) та, залежно від
результату цього порівняння, підтримувати шунт закритим або відкритим.
Трансформатор
Вихідна напруга ВЕУ не може бути використана для прямого зв'язку з мережею,
тому виникає потреба в трансформаторі для адаптації напруги ВЕУ до мережі
напруги [13].
Для підключення обмоток статора та силового перетворювача до електричної
мережі необхідний трансформатор, розрахований на максимальну потужність ВЕУ з
первинними обмотками середньої напруги (10-30 кВ) і вторинними обмотками
низької напруги. Потрібно мати на увазі, що напруга статора та напруга силового
перетворювача ідентичні (690 В). На рис. 3.13 наведено підключення
трансформатора.

Рис. 3.13. З'єднання трансформатором [13].

Переваги трансформаторної сполуки: одна вторинна обмотка, декілька основних
обмоток. Недоліки: трансформатор повної (максимальної) потужності.

3.8. Стійкий режим генератора

На основі швидкості обертання валу генератора та потужності вітроустановки
можна розрахувати електричні параметри асинхронного генератора з подвійним
живленням та пов'язаних з ним перетворювачів. Початкова робоча точка
характеризується потужністю залежно від швидкості обертання. На основі рис. 2.17
підсумкова таблиця робочих точок генератора та пов'язаних з ним перетворювачів
85
наведена у табл. 3.2.
Таблиця 3.2
Робочі точки генератора та пов'язаних з ним перетворювачів.
Точка Швидкість обертання Вихідна електрична Коефіцієнт Лінії
генератора, об/хв потужність, кВт потужності, сos φ напруга статору, ��
1 900 212 1.0 690
2 1013 326 1.0 690
3 1216 563 1.0 690
4 1397 852 1.0 690
5 1509 1075 1.0 690
6 1600 1280 1.0 690
7 1712 1580 1.0 690
8 1800 1831 1.0 690
9 1800 2400 1.0 690
10 1800 2400 1.0 621
11 1800 2400 1.0 759
12 1800 2400 0.9 inductive 690
13 1800 2400 0.95 capacitive 690
14 1944 2592 0.95 capacitive 690
15 1944 2592 0.9 inductive 690

Робочі точки для генератора відповідно до табл. 3.2 та рис. 2.17:
1. Робочі точки від 1 до 9: нормальна робота при номінальній напрузі статора та
коефіцієнті потужності 1,0.
2. Робочі точки 10 та 11: робота на номінальній потужності зі зміною напруги
±10% (69 В) від номінальної напруги.
3. Робочі точки 12 і 13: робота при номінальній напрузі та номінальній
потужності з коефіцієнтом потужності 0,9 індуктивного та 0,95 ємнісного відповідно.
4. Робочі точки 14 та 15: робота при номінальній напрузі та перевищенні
швидкості на 8% (18000,08+1800 на швидкості обертання 1944). Це відбувається,
коли вітроустановка видає номінальну потужність, а швидкість обертання
регулюється пітч-контролем. Номінальна швидкість перевищена, режим у своїй
називається надшвидкісним.
5. Перехідна робоча точка 14: система управління підтримує номінальний
крутний момент в той час як частота обертання генератора збільшується з 1800 об/хв
до 1944 об/хв.
6. Робоча точка 15: точка перевантаження системи керування. Коефіцієнт
потужності для управління при перевантаженні повинен бути не меншим або краще
0,9 від індуктивної складової.
86
Рис. 3.14 ілюструє варіації електромагнітного моменту та ковзання електричної
машини. На першому графіку наведено крутний електромагнітний момент
генератора, що обчислюється за частотою обертання згідно з табл. 3.2.
Електромагнітний момент генератора підвищується зі збільшенням швидкості вітру і,
отже, швидкість обертання ротора вітроустановки збільшується до того часу, поки
досягне свого номінального значення (Tem=PВихід/ωm).

Рис. 3.14. Електромагнітний момент генератора та ковзання в залежності від частоти
обертання ротора вітроустановки.

На другому графіку наведено ковзання машини, синхронна швидкість якої
становить 1500 об/хв: зі збільшенням швидкості обертання простежується перехід із
позитивного значення (при швидкості нижче синхронної) на негативне (швидкість
вище синхронної). Якщо швидкість обертання більша за синхронну швидкість,
машина працює в гіперсинхронному режимі роботи, якщо ж швидкість менша за
синхронну швидкість, машина працює в субсинхронному режимі роботи. У цьому
випадку ковзання двигуна збільшується на 30% (s=(ns-nr)/ns=(1500-1944)/1500=30% та
(1500-900)/1500=40%) при перевантаженні та на 40% при мінімальній швидкості. Рис.
3.15 показує активну потужність ротора Pr активну потужність статора Ps та
механічну потужність Pm, що видається перетворювачем на стороні ротора і статора
(на першій діаграмі), і реактивну потужність ротора Qr, реактивну потужність статора
Qs та реактивну потужність мережі Qg, що видається перетворювачем на стороні
ротора, статора та перетворювачем на стороні мережі (на другій діаграмі).
87

Рис. 3.15. Активна та реактивна потужність залежно від частоти обертання ротора
вітроустановки.

На першій діаграмі видно, що машина працює як генератор, активна потужність
статора Ps та механічна потужність Pm негативні в субсинхронному режимі роботи,
активна потужність ротора Pr позитивна (оскільки ротор отримує живлення від
мережі). При цьому в гіперсинхронному режимі роботи активна потужність статора
Ps та активна потужність ротора Pr негативні, оскільки вони видають енергію у
мережу.
На другий діаграмі реактивна потужність статора Qs дорівнює нулю, тоді як
перетворювач з боку ротора забезпечує реактивну потужність, необхідну
намагнічуванню ГПЖ; у перших точках частота обертання ротора менше 1800 об/хв.
ГПЖ споживає реактивну потужність у гіперсинхронному режимі роботи як
конденсатор, а в субсинхронному режимі роботи як індуктор. Коефіцієнт потужності
дорівнює одиниці для перетворювача з боку мережі (Qg=0).
На рис. 3.16 наведено амплітуди струму і напруга ротору в ПСР (одна фаза).

88

Рис. 3.16. Напруга та струм ротору в залежності від частоти обертання валу
генератора.

Якщо коефіцієнт потужності не дорівнює одиниці, обмотка статору повинна
видавати необхідну реактивну потужність для отримання необхідного коефіцієнта
потужності (0,9 або 0,95). Для індуктивного коефіцієнта потужності реактивна
потужність ротора Qr повинна зменшуватися, а для ємнісного коефіцієнта потужності
реактивна потужність ротора Qr повинна збільшуватись.
На першій діаграмі видно, що амплітуда напруги перетворювача на боці ротора
мінімальна при синхронній частоті обертання (1500 об/хв), проте при
гіперсинхронному та субсинхронному режимах роботи напруга зростає. Напруга на
роторі пропорційна ковзанню і змінюється відповідно до опору Rr ротору. Для
лінійної напруги мережі 690 В фазна напруга становить 400; також за графіком
можна оцінити, що напруга ротора менша при надшвидкісному (гіпершвидкісному)
режимі роботи (близько 350 В). На другій діаграмі видно, що зі збільшенням струму
ротору електромагнітний момент зростає, оскільки момент регулюється
квадратурною складовою струму ротора. На рис. 3.17 наведено струм та напругу
статору залежно від швидкості обертання генератора ВЕУ. На першій діаграмі видно,
що напруга статора створюється в початковому стані, проте побудоване на графіку
значення відноситься до розрахункового значення при досягненні значень
намагнічування ГПЖ. Ось чому існує незначна відмінність від значення 400 В. На
89
другій діаграмі видно, що струм статора збільшується при збільшенні
електромагнітного моменту, оскільки струм статору прямопропорційний моменту
машини, що крутить. Оскільки коефіцієнт потужності дорівнює одиниці, напруга
інвертору на стороні мережі (ПСМ) приблизно дорівнює напрузі мережі; різниця у
напрузі представлена фільтром мережі.

Рис. 3.17. Напруга та струм статору в залежності від частоти обертання генератора
вітроустановки.

Зміна струму в статорі пропорційно активної потужності ГПЖ, коли коефіцієнт
потужності дорівнює одиниці: у синхронному режимі роботи потужність ротора
дорівнює нулю; у субсинхронному режимі роботи потужність ротору позитивна та
знижується до нуля; у гіперсинхронному режимі роботи потужність ротору
підвищується від нуля до максимального рівня за максимальної швидкості обертання.
При цьому максимальний струм ротору значно вищий, ніж перетворювач струму з
боку мережі. Це з тим, що машина намагнічена з боку ротора. На рис. 3.18 наведено
струм мережі та напругу мережі для перетворювача на стороні мережі.
90

Рис. 3.18. Напруга та струм перетворювача на стороні мережі.

Висновок до третього розділу

Дано нову класифікацію систем управління ВЕУ в частині відбору потужності
для різних діапазонів вітрів. За допомогою алгоритму відстеження максимальної
потужності (MPPT) для кожної швидкості вітру кутова швидкість обертання ротора
вітроустановки регулюється для забезпечення видачі максимальної потужності
(режим роботи з максимальною аеродинамічною ефективністю). Таким чином, у
режимі роботи зі змінною швидкістю можна постійно регулювати швидкість
обертання ротора відповідно до зміни швидкості вітру так, щоб швидкохідність
залишалася фіксованою з метою досягнення максимального значення коефіцієнта
потужності Cp і таким чином, максимальної потужності, що виробляється
вітроустановкою.
Силові перетворювачі, використані для регулювання швидкості обертання,
можуть забезпечити хорошу керованість потужністю вітроустановок, що забезпечує
виконання розроблених технічних вимог, що пред'являються сучасними мережами.
Мережевий код – це технічне завдання, яке визначає параметри, яким повинен
відповідати об'єкт, підключений до електричної мережі, для забезпечення безпечного,
надійного та економічного функціонування електричної системи. До них відносяться
регулювання напруги, обмеження коефіцієнта потужності та джерело реактивної
потужності, реакція на несправність системи (наприклад, коротке замикання), реакція
91
на зміну частоти в мережі та вимога щодо подолання перехідних процесів. Таким
чином, мережні коди стають серйозним визначальним компонентом у розвитку
майбутніх вітроенергетичних технологій. В області 2 (розділ 3.4.3) швидкість
обертання ротора може змінюватися системою керування, з постійною підтримкою
потужності в максимальній точці. У цій галузі застосовується метод керування
вітроустановкою за допомогою відстеження максимальної потужності (MPPT). Отже,
у діапазоні швидкостей вітру від 5,5 м/с до 11-13 м/с швидкість обертання ротора
постійно регулюється безперервним відстеженням максимуму потужності. Кожен
метод відбору потужності (або регулювання швидкості обертання) має свої переваги
та недоліки, недоліком прямого регулятора швидкості (ПРШ) є складність та
необхідність наявності додаткового контролера для управління процесом, а також
спостерігача для порівняння крутного моменту та швидкості. Тому в роботі обраний
непрямий регулятор швидкості НРШ з MPPT-регулюванням, причому в цьому
випадку вплив динаміки механічних зв'язків невеликий у зв'язку з наявністю низьких
коефіцієнтів демпфування. До того ж даний метод нескладний у реалізації. З
використанням запропонованого підходу до управління на основі відстеження точки
максимальної потужності та непрямого регулювання швидкості (НРШ),
вітроустановка працює з максимальним коефіцієнтом потужності (коефіцієнтом
використання енергії вітру), незважаючи на характер зміни швидкості вітру.

92

РОЗДІЛ 4. МОДЕЛЮВАННЯ ТА ПРОЕКТУВАННЯ
ВІРТУАЛЬНОГО КОНТРОЛЕРА
ВЕТРОЕНЕРГЕТИЧНОЇ УСТАНОВКИ

МКР 25.144.22 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Лавренко Літ. Арк. Акрушів
Перевір. Плахотний РОЗДІЛ 4. МОДЕЛЮВАННЯ ТА
ПРОЕКТУВАННЯ ВІРТУАЛЬНОГО
Реценз. КОНТРОЛЕРА ВЕТРОЕНЕРГЕТИЧНОЇ
Н. Контр. УСТАНОВКИ ВЕУ ЧДТУ, мТЕ-45
Затверд. Калєйніков
93
4.1. Віртуальний контролер вітроелектричної установки

Віртуальний контролер вітроустановки змодельований на основі наступних
компонентів, об'єднаних рядом взаємозв'язків:
Віртуальний контролер відстеження максимальної потужності (MPPT),
моделюється для отримання максимального крутного моменту (потужність),
незважаючи на зміни швидкості вітру. Перетворювач на стороні ротора (ПСР),
призначений для управління швидкістю обертання, струмом, напругою шини та
кутом повороту на стороні ротора. Трьохфазний випрямний міст призначений для
перетворення змінного струму ГПЖ на постійний. Перетворювач на стороні мережі
(ПСМ), призначений для управління напругою шини, активною потужністю,
реактивною потужністю та струмом на стороні мережі.
Схема захисту шунтом, призначена для захисту системи від провалів напруги і
швидкого відновлення всієї системи до стійкого стану.

4.2. Результати моделювання падіння напруги

Трьохфазне джерело напруги отримано шляхом генерації провалу напруги на
90% від статора напруги, включаючи гармоніки. Це призводить до практично
повного виходу з ладу системи та впливу на роботу вітроустановки та
двонаправленого силового перетворювача. Під час провалів напруги струм статора
повністю забезпечується активною частиною струму статора, з втратою управління
крутним моментом ротора вітроустановки. На рис. 4.1 наведено трифазне
програмоване джерело напруги.
Провал напруги може бути виявлений однією з двох умов: (Ir>Ir_limit) або
(Vbus>Vbus_limit) з подальшою активізацією розробленої схеми захисту шунтом. Падіння
напруги відбувається за час від 3 до 3,1 с (100 мс). Таким чином, при падінні напруги,
напруга статора раптово зменшується до значно меншого значення (10% від його
номінального значення) (рис. 4.1), але потік статора не може швидко впасти до
малого значення, щоб підтримати цю напругу на низькому рівні, тобто він
знижуватиметься поступово.
94

Рис. 4.1. Напруга статора (3 фази) із захистом шунтом.

Отже, виникає необхідність у створенні високої напруги на роторі.
Двонаправлений перетворювач потужності не здатний впоратися з такою великою
напругою, і це призводить до втрати керування. Використовуючи захист шунтом і
додаючи опір у кожну фазу ротора, зміна потоку статора під час провалу протікає
набагато швидше і досягає стійкого стану в мережі (рис. 4.2).

Рис. 4.2. Потік статора під час падіння напруги.

На рис. 4.2 видно падіння потоку статора при падінні напруги та спрацьовуванні
захисту шунтом. Перетворювач на стороні ротора (ПСР) повинен забезпечити
реактивний струм на стороні мережі, що відбувається за рахунок (Id_referernce).
Забезпечення негативної реактивної потужності відповідно до вимог, що
пред'являються до мережі здійснюється відповідно до еталона в перетворювачі на
стороні мережі (ПСМ). Під час падіння напруги струм буде забезпечений за рахунок
Id, рівного нулю, що означає втрату управління аеродинамічного крутного моменту
ротора вітроустановки.
Коли раптово відбувається падіння напруги, захист активується шунтом. ПСР та
ПСМ повинні бути захищені таким чином, щоб весь струм проходив через шунт.
Тому ПСР слід відключити.
95
Напруга шини (Vbus) коливається, але досягає стійкого стану, як того вимагає
опорна напруга, яка становить 1150 В (рис. 4.3) (синій колір позначає фактичне
значення, а жовтий - опорне значення).

Рис. 4.3. Шина та опорна напруга в ПСС.

Для дослідження динамічної поведінки вітроустановки на основі ГПЖ з
використанням схеми захисту шунтом здійснено комп'ютерне моделювання. ГПЖ
піддається суттєвому падіння напруги приблизно 90% від напруги статора протягом
100 мс. Векторне управління використовується для управління ПСМ та ПСР.
Передбачається, що швидкість вітру становить 8 м/с протягом усього періоду
моделювання. Як базові величини прийнято номінальну напругу і потужність ВЕУ.
Для забезпечення здатності збереження низької напруги на статорі (вимоги
LVRT для вітропарків) використовується захист шунтом, щоб запобігти відключенню
ГПЖ від мережі з високою напругою при сильному провалі напруги. Падіння
напруги статора може досягати 90%. Причому падіння напруги відбувається
протягом 3 с, в той час як напруга мережі, що залишилася, становить тільки 10% від
нормальної напруги. Коли захист шунтом активований, струм проходить через
ланцюг захисту шунтом, як наведено на рис. 4.4.

Рис. 4.4. Струм через шунт під час падіння напруги.

При зміні значення опору шунта Rcrowbar, струм шунта може бути вищий або
96
нижчий, а зміна струму швидша або повільніша. Потік також падає швидше чи
повільніше, залежно від значення опору. Падіння напруги починається з 3 с і
продовжується до 3,1 c. Напруга статора починає відновлюватися через 3,5 c,
поступово зростаючи до повного відновлення через 4,17 c. На рис. 4.5 наведено струм
статора ПСР з піковим значенням при провалі напруги.

Рис. 4.5. Струм статора.

Область управління на стороні мережі демонструє невеликі коливання напруги
постійного струму під час падіння напруги завдяки коректному управлінню
перетворювачем на стороні мережі (ПСМ).
Під час активації шунта струм статора дуже високий і неконтрольований
(рис. 4.5). Таким чином, існує великий пік електромагнітного моменту, пов'язаний з
піком струму шунту, якого не можна уникнути (рис. 4.6).

Рис. 4.6. Електромагнітний момент генератора ВЕУ.

Як видно з роботи перетворювача на стороні ротора (ПСР), на початку падіння
напруги необхідно забезпечити рівною нулю активну (q) складову струму після
активації шунта, а також забезпечити високе значення реактивної (d) складової
струму ротора, щоб провести реактивну потужність через статор шляхом накладання
складової струму ротора. У зв'язку з цим момент дорівнює нулю, але є коливання
через падіння напруги.
97
Для досягнення максимальної потужності алгоритму відстеження точки потрібно
значення крутного моменту для того, щоб контролювати швидкість обертання. Під
час падіння напруги відбувається втрата управління, змінюється швидкість
обертання, що призводить до втрати потужності і зниження коефіцієнта потужності.
При цьому діапазон величини швидкості може бути дуже широким.
Спостерігаючи за поведінкою струму та напруги статора можна побачити, що
існує зсув фази між напругою і струмом близько 90° градусів, що означає, що
реактивна потужність забезпечується повною мірою.
Струм статора зменшується через зниження напруги і, як наслідок, зниження
реактивної потужності, оскільки існує тільки реактивний (d) струм (при цьому
активний (q) дорівнює нулю), відповідно до вимоги методу відстеження
максимальної потужності. У перетворювачі на стороні мережі падіння напруги
викликало деякі зміни напруги, проте це не важливо, так як контролер з боку мережі
здатний працювати коректно з цим зниженням напруги, яка є реактивною складовою
опорної напруги мережі та активною складовою опорної напруги мережі.
Контролер повинен забезпечувати достатню кількість реактивної потужності за
допомогою перетворювача на стороні мережі (ПСМ). Під час падіння напруги він
повинен видавати негативну опорну реактивну потужність.
З метою аналізу несправності можна помітити, що струм ротора (3 фази) має
високе значення на моменті 3 с (коли відбувається падіння напруги), а потім починає
поступово повертатися до свого номінального значення 3,5 с до повного
номінального значення 4,17 с (рис. 4.7).

Рис. 4.7. Струм ротора перед і після падіння напруги.

98
4.3. Результати відстеження максимальної точки потужності

Моделювання трилопатевої ГОВЕУ потужністю 2,4 МВт здійснено на базі
асинхронного генератора подвійного живлення (ГПЖ). Відповідно до ініціалізації
передатне відношення коробки передач N=100, радіус ротора вітроустановки R=46
метрів та густина повітря ρ=1,225 кг/м3, що дають коефіцієнт крутного моменту в
залежності від швидкохідності λ, коефіцієнт потужності в залежності від
швидкохідності λ і вихідну потужність в залежності від швидкості вітру. Необхідно
мати на увазі, що модель вітроустановки відноситься до низькошвидкісного валу,
тому при обчисленнях необхідно враховувати передатне відношення коробки
передач. Для того, щоб отримати крутний момент ротора на високошвидкісному
валу, його необхідно помножити на (-1/N), тут знак мінуса стоїть тому, що
вітродвигун буде працювати як звичайний генератор. Метод керування з
відстеженням максимальної потужності для вітроустановки на основі ГПЖ
моделюється та реалізується за допомогою непрямого регулятора швидкості (НРШ).
Моделювання починається із швидкості вітру 8 м/с зі збільшенням до 10 м/с. При
цьому виникає великий перехідний струм і крутний момент при старті, що досягають
свого стійкого стану. На рис. 4.8 наведено частоту обертання ротора в механічних
радіанах (рад/с), що зростає від субсинхронної швидкості до суперсинхронної
швидкості в режимі, що встановився. Швидкість ротора поступово збільшується
завдяки роботі методу відстеження максимальної точки потужності. Швидкість вітру
10 м/с, початок за 3,9с.

Рис. 4.8. Швидкість обертання ротора в стані.

Можна побачити, як крутний момент змінюється, але при цьому швидкість
зростає, відповідно струм Iq також змінюється. Використана мала величина інерції
(для підвищення швидкості моделювання). Відповідно, велика інерція працюватиме
99
як демпфер для цього коливання.
Алгоритм моделювання вимагає наявності значень швидкості вітру (м/с),
опорної швидкості генератора (рад/с), номінальної напруги статора (В) та
номінального струму статора (А) як вхідні дані. Таким чином, швидкість вітру
подається в алгоритм моделювання ззовні або шляхом введення значення швидкості
вітру з подальшим спостереженням за результатом моделювання. Алгоритм
контролює швидкість вітру та обчислює швидкохідність (TSR, λ). Вхідне посилання
швидкості генератора дозволяє визначити, досягла швидкість обертання генератора
бажаного рівня опорної швидкості. Вихідна напруга та струм ротора служать для
обчислення вихідної потужності. Інформація про вихідну потужність, швидкість
обертання генератора та швидкість вітру дозволяє алгоритму визначати максимальні
точки потужності вітроенергоустановки. Моделювання здійснюється починаючи зі
швидкості вітру (8 м/с) зі збільшенням до (10 м/с) при швидкості обертання турбіни
1800 об/хв, що еквівалентно 188,57 рад/с (1800*2/60).
Алгоритм визначив крутний момент рівний (-7300 Нм), швидкість обертання
генератора, рівну (125 рад/с) для швидкості вітру (8 м/с), а також крутний момент
рівний (-11500 Нм) і швидкість обертання генератора, рівну (156 рад/с) максимальної
потужності за допомогою моделювання. На основі цього відповідна генерована
потужність може бути обчислена як -912500 Вт (-0,9125 МВт) та -1794000 Вт (-1,794
МВт) відповідно.
Таким чином, визначена потужність, що генерується системою перетворення
енергії, алгоритм адекватний частині визначення максимальної точки потужності
системи, де коефіцієнт потужності Cp_max дорівнює 0,44 у певній максимальній точці
потужності. Швидкохідність ВЕУ визначена як =7,2 модуля. Крім того, визначено
оптимальний коефіцієнт крутного моменту Ct_opt= 0,061.

Висновок до четвертого розділу

Побудована комп'ютерна модель компонентів та вітроенергоустановки загалом,
адекватно відпрацьовує збурення мережі з відповідними відгуками системи
управління.
100
Після падіння напруги мережі, ланцюг захисту шунтом буде активований,
відключений перетворювач на стороні ротора (ПСР) з метою захисту силової
електроніки. При цьому вся енергія виділилася на опорі шунта. Цей процес може
відбуватися швидше при меншому опорі, але тоді крутний момент і струм будуть
більшими. Таким чином, опір шунта має бути ретельно підібраний.
Метод установки для обчислення опору шунта та максимального струму
замикання залежить від значень максимального значення струму замикання та
напруги шини постійного струму для обмеження опору шунта Rcrowbarу межах
допустимого діапазону значень.
Коли захист шунтом вимкнено, перетворювачем на стороні ротора можна
керувати знову, контролюючи складові d і q струму. Складові струму забезпечують
реактивний струм d через статор при активному струмі q, що дорівнює нулю. У
цьому випадку крутний момент дорівнюватиме нулю в якості опорного, заданого
методом відстеження максимальною точкою потужності.
Протягом всього часу збурень мережі перетворювач на стороні мережі (ПСМ) у
моделі продовжував працювати належним чином. Коли напруга в мережі повністю
відновлюється, складовою струму можна керувати і забезпечувати крутний момент,
що і потрібно для виконання алгоритму відстеження максимальної точки потужності.
Це означає, що швидкість обертання ротора була під контролем системи управління,
при цьому d-складова струму дорівнювала нулю. Коли було активовано шунт, ПІД-
регулятори струму не зазнали будь-яких змін. Таким чином, перехідний процес двох
компонентів струму протікав коректно.

101

РОЗДІЛ 5. ОХОРОНА ПРАЦІ ТА БЕЗПЕКА В
НАДЗВИЧАЙНИХ СИТУАЦІЯХ

МКР 25.144.22 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Лавренко РОЗДІЛ 5. Літ. Арк. Акрушів
Перевір. Цікановський Охорона праці та безпека в
Реценз. надзвичайних ситуаціях
Н. Контр. ЧДТУ, мТЕ-45
Затверд. Калейніков
102
5.1. Аналіз небезпек та шкідливостей, що впливають на співробітника
науково-технічного центру

Дослідження вітроенергетичних установок складний процес. Ці дослідження
потребують досить складних розрахунків, побудови різноманітних графіків та
схем з використанням сучасної комп’ютерної техніки. В процесі досліджень на
співробітника центру впливають різноманітні параметри робочої обстановки, в
якій протікає його плідна праця. До таких можна віднести зокрема наступні:
температура, вологість і швидкість руху повітря, шум, вібрація, шкідливі
речовини, різноманітні випромінювання, т. ін.
Проаналізуємо фактори, що впливають на здоров'я і працездатність
співробітників, які працюють у науково-технічному центрі.
Науково-технічний центр являє собою простору аудиторію, яка мебльована
столами та шафами, укомплектована комп’ютерною технікою та периферійним
обладнанням. Монітори комп’ютерів на робочих місцях розташовані таким чином,
що відстань від екрану монітору до користувача складає не менше 70 cм, при цьому
о
кут зору становить близько 30 .
Щодо розташування предметів на робочому місці, то всі вони знаходяться в
робочій зоні в межах прямої видимості та розміщені на відстані не більше 80 см
від працівника. Розміри столу становлять: довжина – 1,2 м, ширина – 0,9 м,
висота – 0,745 м. Висота стільця становить 0,45 м. З врахуванням середнього
росту людини, який складає 160–180 см, можна сказати, що положення, яке
співробітник центру займає при роботі відповідає нормативним інструкціям і
рекомендаціям НПАОП 0.00-7.15-18 «Вимоги щодо безпеки та захисту здоров`я
працівників під час роботи з екранними пристроями». При цьому потрібно
відмітити, що положення моніторів вибрано найкращим чином, так як світло, що
потрапляє через вікно, падає з лівого чи правого боку від працюючого в
залежності від розташування робочого місця і, таким чином, не засліплює йому
очі. Задля кращого уникнення негативного ефекту, пов’язаного з надмірною
освітленістю приміщення, вікна обладнані жалюзі.
Розміри центру становлять: довжина – 10 м, ширина – 10 м, висота – 3,2 м.
103
Відповідно його площа дорівнює 100 м2. Найбільша кількість одночасно
працюючих становить 9 осіб. Звідси площа, що припадає на одного працівника,
дорівнює: 11 м2, що відповідає ДБН В.2.2.28-2010. Об’єм приміщення складає
320 м3. Звідси визначаємо, що об'єм, який припадає на одну людину дорівнює
35,5 м3. Нормативне значення складає 20 м3. З наведених даних можна зробити
висновок, що дане приміщення задовольняє вимогам ДБН В.2.2.28-2010.
Освітлення здійснюється через віконні отвори (природне однобічне
освітлення), за допомогою світильників на стелі (штучне верхнє освітлення) або
одночасно - світильники і вікна (сполучене освітлення). В приміщенні вздовж
однієї зі стін розташовано 2 вікна, розміри кожного з яких становлять 5,5 м на 2
м. На іншій стіні є ще два невеликих вікна. Величина необхідного освітлення на
робочому місці приміщення нормується згідно ДБН В.2.5-28:2018 «Природне і
штучне освітлення». При штучному освітленні нормується величина освітленості в
люксах (Лк), яка вибирається в залежності від характеристики зорової праці з
урахуванням найменшого розміру об'єкта розрізнення, фона, контрасту об'єкта
розрізнення з фоном.
За найменший об’єкт розрізнення приймемо крапку в тексті документа чи на
екрані монітору, розмір якого визначимо на рівні 0,15–0,3 мм. Користуючись ДБН
В.2.5-28-2018, визначаємо, що за розміром обраного нами найменшого об’єкта
розрізнення, ступінь точності зорової праці відноситься до високого і становить ІІ
розряд. Нормативне значення КПО для визначеного розряду зорової роботи
відповідає – ен=1,8%. Фактичне значення КПО становить 25-27%. Отже, рівень
природного освітлення в даному приміщенні знаходиться в нормі.
Нормативне значення штучного загального освітлення становить
500 лк. Фактичне значення згаданого параметра відповідає 150 Лк, що в два рази
нижче зазначеної норми, відповідно ДБН В.2.5-28-2018.
В якості джерел світла при штучному освітленні використовуються
люмінесцентні лампи, в освітлювачах типу ЛСП 02В - 1×40, загальна кількість
яких становить вісім. Таким чином в даному приміщенні рекомендується
модернізувати систему штучного освітлення.
Електропроводка в даному приміщенні прихованого типу. Приміщення
104
відноситься до 3 типу: приміщення без підвищеної небезпеки ураження електричним
струмом. Обладнання, встановлене в ньому живиться напругою 220 В і споживає
потужність менше ніж 3500 Вт. ПК має металевий корпус тому згідно ДСТУ Б В.2.5-
82:2016 «Електробезпека в будівлях і спорудах. Вимоги до захисних заходів від
ураження електричним струмом» в приміщенні передбачена магістраль захисного
занулення.
Під час роботи з обладнанням необхідно:
1. При раптовому припиненні подачі електроструму потрібно негайно вимкнути
електрообладнання.
2. Категорично забороняється ремонтувати електрообладнання, вмикати та
вимикати його, якщо це не передбачено в ході роботи.
3. Категорично забороняється проводити будь-які перемикання на головному
розподільному щиті.
4. Не знімати запобіжні кожухи.
5. У випадку виявлення неполагодженого електрообладнання, вимірювальних
приладів і дротів, терміново вимкнути напругу і звернутись до керівника
лабораторії.
6. У випадку враження електричним струмом слід терміново звільнити
потерпілого від дії струму і прийняти міри по наданню першої допомоги, при
необхідності викликати лікаря.
Приміщення центру відноситься до приміщень з категорією пожежобезпеки типу
В, відповідно ДСТУ Б В.1.1-36:2016 «Визначення категорій приміщень, будинків та
зовнішніх установок за вибухопожежною та пожежною небезпекою». Для
попередження пожеж в ньому використовується електрична пожежна сигналізація
променевого типу та димові датчики типу (ДІП-212-46) у кількості 6 шт. Також даний
центр обладнаний п’ятьма ручними порошковими вуглекислотними вогнегасниками
типу ВВК-5, відповідно НАПБ Б.01.008-2018 «Правила експлуатації та типові норми
належності вогнегасників».
В приміщенні центру рівень шуму, який в основному зумовлений одночасною
роботою системних блоків комп’ютерів не перевищує 52 дБА. Інколи, при роботі
принтерів це значення досягає 55 дБА. Але відповідно ДСН 3.3.6.037-99 нормативне
105
значення допустимого рівню звукового тиску, рівню звуку та еквівалентного рівню
звуку на робочому місці в центрі становить 60 дБА. Таким чином, фактичні рівні
шуму в приміщенні центру не перевищують нормативні значенні цього параметру.
В нашому випадку вплив електромагнітного випромінювання на людину
відбувається на частоті системної шини персонального комп’ютера та від мережі
змінного струму частотою 50 Гц. Відповідно ДСН 3.3.6.096-2002 знаходимо, що
гранично допустимий рівень напруженості електромагнітного поля (ЕМП) по
електричній складовій (В/м) на робочих місцях персоналу протягом робочого дня у
діапазоні частот від 50 до 300 МГц не повинен перевищувати встановленої межі у 5
В/м. У нашому випадку напруженість ЕМП становить 0,1 В/м. Таким чином,
фактичне значення параметру не перевищує нормативне. Можна зробити висновок,
що клас умов праці за даним параметром відноситься до допустимих.
Аналізуючи зареєстроване електростатичне поле, в даному випадку його
напруженість не перевищує гранично допустиме значення (Едоп) і дані умови праці
відносяться до допустимих.
Згідно ДСН 3.3.6.042-99 окремо для двох періодів року, визначаємо оптимальні і
допустимі значення температури, відносної вологості та швидкості руху повітря.
Враховуючи характеристику трудової діяльності людини, яка визначає ступінь
залучення до роботи м'язів і відображає фізіологічні витрати внаслідок фізичного
навантаження, потрібно відмітити, що дана робота є сидячою і при цьому не
спостерігається фізична напруга працівника. Людина на такій посаді працює з
витратами до 120 ккал/год, а отже дана робота відноситься до легкої фізичної
(категорія Iа). Оскільки на даному робочому місці робітник безперервно знаходиться
більшу частину свого робочого часу, при цьому не змінюючи оточення, то дане
робоче місце можна віднести до постійного.
Нормовані величини температури, відносної вологості і швидкості руху повітря
в робочій зоні виробничого приміщення в холодний період року: оптимальне
значення температури 22-24°С; допустиме значення температури 21-25°С;
оптимальне значення відносної вологості 40-60%; оптимальне значення швидкості
руху повітря 0,1м/с; допустиме значення швидкості руху повітря ≤0,1 м/с.
Нормовані величини температури, відносної вологості і швидкості руху повітря
106
в робочій зоні приміщення центру в теплий період року: оптимальне значення
температури 23-25 °С; допустиме значення температури 22-28 °С; оптимальне
значення відносної вологості 40-60%; оптимальне значення швидкості руху повітря
0,1 м/с; допустиме значення швидкості руху повітря 0,1-0,2 м/с.
В приміщенні центру фактичне значення температури в холодний період року
становить 20°С, що нижче від відповідної нижньої межі допустимого значення.
Таким чином дані умови праці відносяться до першого ступеня шкідливості. Це в
свою чергу може призвести до легких форм застуди. Рекомендується в даному
приміщенні модернізувати систему водяного опалення центру.
Що стосується теплого періоду року, то фактичне значення температури
відповідає 26°С, що в свою чергу перевищує оптимальне значення, але знаходиться в
допустимих межах. Проте, як відомо, висока температура негативно впливає на
самопочуття робітника і, як наслідок, веде за собою зниження працездатності. В
такому випадку рекомендується в даному приміщенні встановити додатковий
кондиціонер, що сприятиме більш комфортній роботі.
Що ж до швидкості руху повітря, то фактичне значення цієї величини, яке в
свою чергу становить 0,2 м/с, перевищує максимально допустиме значення лише в
холодну пору року. Це може негативно вплинути на здоров’я робітника, так як з
протягом пов’язані такі хвороби, як запалення м’язів, гострі респіраторні
захворювання і ін. Фактичне значення відносної вологості повітря в приміщенні
становить 67%. Це відповідає першому ступеню шкідливості умов праці.
Перевищення вологості в теплий період року призводить до збільшення температури
тіла. Особливо дане явище має місце при відхиленні температури від оптимальних
меж в сторону збільшення. При пониженні температури підвищена вологість може
призвести до переохолодження тіла. Як підвищення, так і зниження температури тіла
може призвести до застуди.
До освітлення надаються певні вимоги: освітлення на робочих місцях повинно
бути достатнім для виконання даної роботи; освітлення повинно бути рівномірним по
робочій поверхні; на робочій поверхні не повинно бути тіні, особливо рухливої; в
полі зору не повинно бути прямого і відбитого блиску (блиск– підвищена яскравість
освітленої поверхні, яка викликає осліплення); величина освітленості повинна бути
107
постійною в часі; спектральний склад світла повинен відповідати характеру роботи;
світлові установки не повинні бути джерелом додаткових небезпек та шкідливостей;
установки повинні бути економні, прості та надійні до роботи.
Таким чином в даному приміщенні рекомендується модернізувати систему
загального штучного освітлення.

5.2. Модернізація системи загального штучного освітлення

Розрахунок штучного освітлення виконується методом коефіцієнту
використання світлового потоку. Основною задачею розрахунку штучного освітлення
є визначення необхідної кількості світильників для забезпечення нормативного рівня
штучного освітлення за формулою:

Eн  S  z К
N = з
(5.1)
n  Fл 

де Ен – нормоване освітлення, лк (ДБН В.2.5-28-2018); Кз – коефіцієнт запасу,
який враховує зниження освітлення в процесі експлуатації (для заданого приміщення
Кз=1,5); S=А·В – освітлювана площа приміщення, (А – довжина приміщення, В –
ширина приміщення); z – коефіцієнт мінімального освітлення, z=1,1 (для
люмінесцентних ламп); n – кількість ламп у світильнику; Fл – світловий потік лампи;
 – коефіцієнт використання, відн. од.
Для визначення нормованого освітлення – Ен, визначаємо:
- перелік основних предметів, які повинна розглядати людина у процесі роботи
на заданому робочому місці: надписи на екрані монітору, шрифт у книзі.
- дрібні деталі зображення (найменші об’єкти розрізнення), які містяться на
перелічених предметах: розділові знаки в книжках. Орієнтовно оцінюємо їх розмір у
0,15 ...0,3 мм.
- характеристику фона – поверхні, на якій розглядається найменший об’єкт
розрізнення, в залежності від коефіцієнта відбиття поверхні ρ. Фон є світлим (ρ > 0,4),
оскільки в основному маємо справу з написами на білому фоні, як в книзі так і на
екрані монітору. Для вказаного фону коефіцієнт відбиття поверхні ρ = 0,9.
108
- контраст об’єкта розрізнення з фоном, тобто наскільки чітко сприймається
найменший об’єкт розрізнення на вищерозглянутому фоні. Контраст є великим (між
білим і чорним).
Користуючись ДБН В.2.5-28-2018 визначаємо, що розмір обраного найменшого
об’єкта розрізнення відноситься до діапазону розмірів в межах 0,15-0,3мм, що
відповідає IІ б розряду зорової праці. Нормативне значення штучного загального
освітлення Ен з врахуванням характеристики фону та контрасту складає: Ен=500 Лк.
Відповідно типу приміщення приймаємо тип світильника в залежності від умов
середовища і типу приміщення. Обираємо світильник марки ПОЛАРІС 414 А01, який
має наступні технічні параметри:
ТИП. Світильник вбудований з подвійним параболічним дзеркальним
розсіювачем
ПЕРЕВАГИ. Кращий дизайн і зовнішній вигляд. Чудові світлотехнічні, гігієнічні
і ергономічні характеристики. Світильник вищого класу в усіх відношеннях. Вага –
всього 1,8 кг. Висота – всього 57 мм.
СФЕРА ЗАСТОСУВАННЯ. Престижні офіси, демонстраційні зали, торгові
центри, кабінети керівників.
КОНСТРУКЦІЯ. Повністю виготовлений з алюмінію. Подвійний параболічний
відбивач кріпиться в корпусі за допомогою 4 пружинних фіксаторів. Дзеркальні
перфоровані вставки між відбивачами растру. Усередині корпусу вмонтовується
електрична схема.
ОПТИЧНА СИСТЕМА Дзеркальний растровий відбивач, що має форму
подвійної параболи, гарантує ідеальні характеристики світлорозподілення. Повністю
відповідає стандартам CAT2 (Великобританія) і Dark Light (Німеччина). Параболічні
поперечні відбивачі закриті із зворотного боку, що забезпечує максимальну
ефективність світильника. Дзеркальні перфоровані вставки підкреслюють високий
клас оптичної системи.
СПОСІБ КРІПЛЕННЯ Світильник призначений для установки в підвісну стелю
600х600 мм (європейського стандарту) і/або в стелю з гіпсокартону. Монтаж
світильника в підвісну стелю здійснюється простою заміною плити стелі на
світильник. Завдяки легкій вазі світильник може використовуватися з будь-якими
109
видами підвісних систем без додаткових кріплень.
Для обраного типу кількість ламп у світильнику – n=4, потужність кожної
становить 36 Вт. Визначаємо світловий потік обраної лампи Fл. Тип лампи ЛПО 4х14-
001.Світловий потік усього світильника становить Fл=7000 лм.
Даний тип лампи відноситься до газорозрядних, тобто приладів, в яких
випромінювання оптичного діапазону виникає в результаті електричного розряду в
атмосфері інертних газів і парів металів, а також за рахунок явища люмінесценції.
Даний вибір зумовлений перевагами останніх, до яких можна віднести наступні:
велика світловіддача 40-110 Лм/Вт, високий термін служби (до 10000 годин), від
газорозрядних ламп можна одержувати світловий потік практично в будь-якій
частині спектру, підбираючи відповідним чином інертні гази і пари металів. Серед
недоліків даного типу ламп можна виділити наступні: пульсації світлового потоку,
період розгорання може досягати 10 хвилин, утворення радіоперешкод, при
використовуванні газорозрядних ламп через пульсацію світлового потоку можлива
поява стробоскопічного ефекту.
Визначаємо коефіцієнт використання в залежності від групи світильника (третя
група), коефіцієнтів відбиття стелі (70%), стін (50%) і підлоги (10%) та індексу
приміщення і:

A B
i = (5.2)
h  (A +B)

де А – довжина приміщення, м; В – ширина приміщення, м;
h=Н–0,8=3,2–0,8=2,4 м – висота підвісу світильників.
10 10
Згідно виразу (5.2) знаходимо: i = = 2,1.
2,4  (10 +10)
За формулою (5.1) розраховуємо кількість світильників N:
Eн  S  z К з 500 100 1,11,5
N = = = 25,6  26
n  Fл  7000 0,46
Необхідно розташувати 26 світильників рівномірно на усій площі стелі заданого
приміщення з врахуванням габаритних розмірів приміщення та світильників. Для
живлення освітлювальної мережі використовується напруга 220 В. Перетин дроту
110
повинен задовольняти таким вимогам:
- дроти повинні допускати протікання по ним розрахункового струму
освітлювального навантаження, не нагріваючись вище допустимої температури;
- напруга на джерелах світла повинна бути не нижче мінімальних значень;
- механічна міцність дротів повинна бути достатньою для даного типу
електропроводки.
Розраховуємо встановлену потужність освітлення як суму потужностей ламп
усіх світильників. Так як для освітлення заданого приміщення пропонується
використовувати люмінесцентні світильники, які вмикаються в мережу по
стартерним схемам, то до потужності ламп додаються втрати в пускорегулюючих
автоматах (20% від потужності ламп).

n n
Pв =Pi + 0,2 Pi =1,2 Pi (5.3)
i=1 i=1

де Pi – потужність i-ої лампи; n – кількість ламп.
Згідно (5.3) отримуємо: Рв =1,2 26 4 14 =1747,2 Вт.
Розрахункове навантаження освітлювальної мережі визначаємо за наступною
формулою:

Рр = Рв Кс (5.4)

де Kс – коефіцієнт попиту. Оскільки в нашому випадку приміщення являє собою
адміністративну будівлю, Kс=0,9. Отже:

Рр = Рв К с =1747,2 0,9 =1572,48Вт

Визначаємо розрахунковий струм освітлювальної мережі:

Pp
Ip = (5.5)
Uф cos

де Pp - розрахункове навантаження освітлювальної мережі, Вт; Uф=220 В – фазна
напруга; cosφ – коефіцієнт потужності навантаження, для люмінесцентних ламп
111
cosφ=0.9.
1572,48
І р = = 7,94А
220 0,9
Таблиця 5.1
Характеристики світильника ПОЛАРІС 228 А21
Світильник вбудований з подвійним параболічним дзеркальним
Тип
розсіювачем
Високий ККД. Елегантній дизайн і зовнішній вигляд. Чудові
Переваги світлотехнічні і ергономічні характеристики. Мінімальні
експлуатаційні витрати. Можливість кріплення на підвісах.
Сфера Престижні офіси, демонстраційні зали, торгові центри, кабінети
застосування керівників.
Повністю виготовлений з алюмінію. Подвійний параболічний
Конструкція відбивач кріпиться в корпусі за допомогою 4 пружинних фіксаторів.
Матові перфоровані вставки між відбивачами растру.
Дзеркальний растровий відбивач, що має форму подвійної параболи,
гарантує ідеальні характеристики світлорозподілення. Повністю
відповідає стандартам CAT2 (Великобританія) і Dark Light
Оптична система
(Німеччина).
Параболічні поперечні відбивачі закриті із зворотного боку, що
забезпечує максимальну ефективність світильника.
Світильник призначений для кріплення до будь-якого типу стель або
Спосіб кріплення
на підвісах. Рекомендується застосовувати спеціальні
Ступінь захисту IP20
Габаритні розміри 1210x143x57 мм
Вага 1,2 кг
Кількість і 2 тонкі енергозберігаючі люмінесцентні лампи Т5 з діаметром
потужність ламп трубки 16 мм, потужністю 28 Вт. Цоколь ламп-G5
ККД 87%
Пускорегулююча
Електронний пускорегулюючий апарат
апаратура
Параметри
електричної Однофазна, 220-240 В, 50 Гц
мережі
Споживча
Не більше 60 Вт
потужність
Позначення за
ЛПО 23-2х28-001
ГОСТ 17677-82
Крива сили світла

Відповідно значенню розрахункового струму визначаємо допустимий
112
мінімальний перетин дроту, яким можливо провести з’єднання світильників в
освітлювальну мережу для забезпечення пожежної безпеки. Обираємо дріт з
полівінілхлоридною ізоляцією та мідними жилами площею поперечного перерізу
1,5мм2. Для додаткового освітлення робочих місць пропонується використати
наступні світильники: ПОЛАРІС 228 А21 і Оріон 226 В28 СР.

Висновок до п’ятого розділу

У п’ятому розділі виконано модернізацію системи загального штучного
освітлення науково-технічного центру.

113
ВИСНОВОК

У цій роботі представлені такі основні результати та висновки:
1. Виконано аналіз існуючих типів вітроенергетичних установок, їх
конструктивних особливостей та типових конфігурацій горизонтально-осьових ВЕУ.
2. Досліджено робочі області вітроенергетичної установки залежно від
швидкості вітру та режимів керування потужністю.
3. Побудовано імітаційну модель ВЕУ, що включає: перетворювач на стороні
ротора (ПСР), перетворювач на стороні мережі (ПСМ), MPPT-контролер, систему
захисту з шунтуванням ротора (crowbar).
4. Розроблено математичну модель симетричного шунтування роторного кола
(crowbar), що забезпечує ефективний захист електричної частини ВЕУ під час
глибоких провалів напруги мережі. Моделювання показало, що відсікання роторного
кола відбувається протягом 0,1 с з подальшим відновленням режиму роботи
приблизно за 1,7 с, що відповідає вимогам надійності та електробезпеки
5. За результатами імітаційних експериментів встановлено, що застосування
розробленого алгоритму MPPT дозволяє підвищити коефіцієнт використання енергії
вітру Сₚ на 8% у порівнянні з традиційними методами керування.
6. Перевірено адекватність розробленої моделі шляхом порівняння результатів
імітаційного моделювання з типовими характеристиками промислових ВЕУ.
7. Виконано модернізацію системи загального штучного освітлення науково-
технічного центру.
114
СПИСОК ВИКОРИСТАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ

1. Filippov, AD Wind Energy в Southern Regions of Russia: History, Current State
and Development Prospects /A.D. Filippov //International science and technology
conference "EarthScience". IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science 459
062056IOP. - 2020.
2. Boute, A. The Modernization of Російська електрика Production Sector:
Regulatory Risks and Investment Protection /A. Boute // PhD thesis на University of
Groningen (on file with the author). - 2011.
3. Perdana, AO Dynamic Response of Grid-Connected Wind Turbine with Doubly
Fed Induction Generator during Disturbances / AO Perdana, Carlson, J. Persson // Nordic
Workshop on Power and Industrial Electronics. Trondheim. Norway. -2004.
4. Petersson, AT Modeling and Experimental Verification of Grid Interaction of
DFIG Wind Turbine / AT Petersson, L. Harnefors, T. Petru //IEEE Trans. Energy
Conversion. -December 2005. -Vol. 4. -№. 4. -P. 878-886.
5. Стоев, А. Generator System має Generator, що є Directly Coupled до Mains, і
метод для Controlling Mains Interruptions / A. Stoev, A. Dittrich. European Patent. -July
2008. -№. EP1561275.
6. Andreas, B. General Electric Company. Метод для Operating a Wind Power Plant
and Method for Operating It /B. Andreas //US Patent №US7321221. -February 2008.
7. Belei, VF Modern wind energy: розробка тенденцій, проблем і деяких способів
до їх вирішення / VF Belei, A.Yu. Nikishin // Electrics. -2006. -№. 8. -p. 19-22.
8. Brahma, SM деякі findings про equivalency wind farms з Type 1 and Type 2
inducction generators / SM Brahma, M. Chaudhary, SJ Ranade // North American Power
Symposium (NAPS). Boston MA. США. -Aug. 2011. -P. 1-6.
9. Osama, EB Direct Active і Reactive Power Control для DFIG використовуючи
нескінченний Rotor Current Control / EB Osama, T. Kandil, MA Ahmed // Wseas
Transactions on Power Systems. -2018. -Vol. 13. -P. 227-234.
10. Bianchi, F. Wind turbine control systems: principles, modeling & gain scheduling
design / F. Bianchi // Springer -2006.
11. Francoise, M. Малий Signal Modeling і Analysis of Doubly Fed Induction
115
Generator у Wind Power Applications / M. Francoise // Ph.D. dissertation, Control and
Power Group Відділ Electrical and Electronic Engineering. Imperial College London
University of London. -2008.
12. Shengqing, I. Crowbar Resistance Setting and its Influence on DFIG Low Voltage
Based on Characteristics / I. Shengqing, Y. Ming, Y. Zhang // International Journal of
Robotics and Automation (IJRA). -March 2017. -Vol. 6. -№. 1. -P. 31-38.
13. Munteanu, I. Optimal Control of Wind energy Systems / I. Munteanu, IU Bratcu,
NA Cutululis, E. Ceanga // Springer. -2008.
14. Ibrahim, A.Comparison of lifting mechanisms for raising the wind rotor в mobile
power complex based on renewable energy sources/ A. Ibrahim, А.А. Мирошніченко, КА
Зайдакбайевич //Proceedings – International Conference on Industrial Engineering,
Applications and Manufacturing, ICIEAM. – 2019.
15. Iabad, G. Doubly fed induction machine / G. Iabad, J. Lopez, L. Marroyo
//Published by John Wiley & Sons. Inc. Hoboken. -New Jersey -2011.
16. Ibrahim, A. Моделювання індукційного генератора подвійного живлення
вертикально-осьової вітроенергетичної установки /A. Ibrahim, OJ Abdalgbar
//BULLETIN of the SUSU series, Power Engineering. - 2019. -Vol. 19. -№. 1. -P. 43-
17. Ibrahim, A.Review of Idea on Development of Mobile Scalable Power-Complex
Based on Renewables/ A. Ibrahim, А.А. Мірошніченко, Е. Гордієвскій //Proceedings –
International Conference on Industrial Engineering. Applications and Manufacturing.
ICIEAM -2019.
18. Llorente, JI Method and Device for Prevention the Disconnection of Electric
Power Generating Plant from Electric Grid / JI Llorente, M. Visiers // Gamesa Innovation &
Technology. European Patent Application №: EP1803932. -July 2007.
19. Morren, J. Short-Circuit Current of Wind Turbines with Doubly Fed Induction
Generator / J. Morren, SWH de Haan. IEEE Trans. Energy Conversion. -March 2007. -Vol.
22. -№.1. -P. 174-180.
20. Martinez, JA Voltage dip Evaluation and Prediction Tools / JA Martinez // Velasco
et al. CIGRE Brochure 372. -2009.
21. Jeong, IJ Active і Reactive Power Control DFIG для Wind Energy Conversion під
Unbalanced Grid Voltage / IJ Jeong, YS Kim, DC Lee // CES/IEEE 5th International Power
116
Electronics and Motion Control Conference (IPEMC). Shanghai China. -Aug. 2006. -Vol.
3. -P. 1-5.
22. Jihen, A. Direct Virtual Torque Control для Doubly Fed Induction Generator Grid
Connection / A. Jihen, M. Jebali, I. Slama, L. Charaabi // IEEE Transactions on Industrial
Electronics. -Жовтень 2009. -Vol. 56. -№.10. -P. 4163 - 4173.
23. Джон, GN метод для контролювання Power-Grid Connected Wind Turbine
Generator протягом Grid Faults і Apparatus для Implementing Said Method / GN John //
World wide Patent №. WO2004070936. -August 2004.
24. Okedu, KE Participation FACTS в stabilizing DFIG with crowbar під час grid
fault based on grid codes / KE Okedu, SM Muyeen, R. Takahashi, J. Tamura //IEEE
Conference and Exhibition (GCC). Dubai UAE. -February 19-22 2011. -P. 365-368.
25. Kawabe, K. Improvement of Angle and Voltage Stability by Control of Batteries
За допомогою Wide-Area Measurement System в Power Systems / K. Kawabeand, A.
Yokoyama // 3rd IEEE PES Innovative Smart Grid Technologies Europe (ISGT Europe).
Berlin Німеччина. -14-17 жовтня. 2012. -P. 1-7.
26. Li, H. Overview of Different Wind Generator Systems and Their Comparisons /H.
Li, Z. Chen// Renewable Power Generation. IET. -June 2008. -Vol. 2. -№.2. -P. 123-138.
27. Bin, L. Research o n Value of Crowbar Resistance to Low Voltage Ride через
DFIG / L. Bin, C. Xu, J. Gui, C. Lin //International Conference on Computer and
Computational Sciences (ICCCS). -2015. -P. 44-48.
28. Lie, X. Direct Active і Reactive Power Control DFIG для Wind Energy
Generation /X. Lie, P. Cartwright // IEEE Transactions on Energy Conversion. - September
2006. -Vol. 21. -№.3. -P. 750 - 758.
29. Lie, X. Dynamic Modeling and Control of DFIG-Based Wind Turbines під
Unbalanced Network Conditions / X. Lie, Y. Wang //IEEE Transactions on Power Systems.
-February 2007. -Vol. 22. -№.1. -P. 314-323.
30. Liyan, Q. Константний контроль за DFIG Wind Turbines with Supercapacitor
Energy Storage /Q. Liyan, W. Qiao //IEEE Transaction on Industry Applications. - January
2011. -Vol. 47. -№. 1.
31. Lorenz, F. Circuit для використання у Wind Power Plant / F. Lorenz // US Patent
№.US7102247 (VestasWind Systems). -September 2006.
117
32. Lyatcher, VM Development of wind energy /V.M. Lyatcher //Small Energy. -
2006. - №. 1-2 (4-5). -P. 18–38.
33. Aktarujjaman, M. Control Dynamics of Doubly Fed Induction Generator під Sub і
Super-Synchronous Modes of Operation / M. Aktarujjaman, ME Haque, KM Muttaqi //
IEEE PES General Meeting. Pittsburgh PA. США. -July 20-24 2008. -P. 1-9.
34. Rodriquez, M. Crowbar Control Algorithms для Doubly Fed Induction Generator
протягом Voltage Dips / M. Rodriquez, MG Abad, I. Sarasola, A. Gilabert //presented в
European Conference on Power Electronics and Applications. -2005.
35. Muljadi, E. Short-Circuit Modeling of Wind Power Plant /E. Muljadi, V.
Gevorgian // IEEE PES General Meeting. Detroit. Мічіган. США. -July 24-29 2011. -P.1-
9.
36. Nikolaev, VG Current state and development trends of world wind energy /VG
Nikolaev, SV Ganaga // Small Energy. -2006. -№. 1-2.
37. Badreldien, OM. M. Modeling, Analysis and Control of Doubly Fed Induction
Generators for Wind Turbines / OM. M Badreldien, UR Abouzayed, AS El-Wakeel, AY
Abdelaziz // Proceedings of the ninth ICEENG Conference. -May 27-29 2014.
38. Pao, LY Control of Wind Turbines / LY Pao, Johnson, E Kathryn // IEEE Control
System Magazine. -April 2011. -Vol. 31. Issue 2. -P. 44-62.
39. Rafael, G, Grid code interrelation, wind generation evaluation and reactive
compensation. Special topics inside a grid code / G. Rafael // Integration of Renewables in
the Distribution Grid. (CIRED Workshop). Лісбоні. Португалія. -May 29-30 2012. -P. 1-4.
40. Reigh, A.W. Short Circuit Behavior of Wind Turbine Generators /A.W. Reigh,
M.L. Reichard //Protective Relay Engineers. 62nd Annual Conference for College Station.
Texas. США. -March 30-April 2 2009. -P. 492-502.
41. Seman, S. Performance Study of Double Fed Wind-Power Inducction Generator
під Network Disturbances / S. Seman, J. Niiranen, S. Kanerva, A. Arkkio, J. Saitz // IEEE
Trans. Energy Conversion. -December 2006. -Vol. 21. -№. 4. -P. 883-890.
42. Shuhui, L. Comparative Study of DFIG Power Control, використовуючи статор
voltage і статор flux oriented frames / L. Shuhui, R. Challoo, MJ Nemmers //IEEE PES
General Meeting. Альберта. Канада. -July 26-30 2009. -P. 1-8.
43. Singh, SN Reactive Power Capability of unified DFIG for wind power generation
118
/SN Singh, J. Ostergaard, B. Singh //IEEE PES General Meeting. Minneapolis. MN. США.
-July 25-29 2010. -P. 1-7.
44. Stephan, E. Reactive Power Capability of Wind Turbines заснований на Doubly
Fed Induction Generators / E. Stephan, I. Erlich, C. Feltes, J. Kretschmann, F. Shewarega //
IEEE Transactions on Energy Conversion. -March 2011. -Vol. 26. -№. 1. -P. 364-372.
45. Walling, RA Current Contributions від 3 Type 4 Type Wind Turbine Generators
протягом Faults / RA Walling, E. Gursoy // Transmission and Distribution Conference and
Exposition (T&D). IEEE PES. -May 7-10 2012. -P.1-6.
46. Wei, Q. Dynamic Modeling and Control of Doubly Fed Induction Generators
Driven by Wind Turbines /Q. Wei //Power Systems and Exposition IEEE/PES. -March
2009.-Vol. 2. -P. 1-8.

Репозиторій ЧДТУ