Аналіз та розробка алгоритмів управління вітроустановкою

Остапенко, Віталій Васильович

Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7833

Title:	Аналіз та розробка алгоритмів управління вітроустановкою
Authors:	Протасов, Сергій Юрійович Остапенко, Віталій Васильович
Keywords:	вітроустановка;імітаційна модель;вітроелектростанція;вітрогенератор
Issue Date:	Dec-2023
Abstract:	У роботі проаналізовано процедури приєднання об’єктів розподіленої генерації та встановлено, що вони часто здійснюються без опрацювання схеми видачі потужності. Проведено аналіз режимів роботи вітроелектростанцій та конструкцій вітротурбін, розроблено алгоритми моделювання роботи вітроустановок з різними типами генераторів та акумуляторних систем. Розроблена імітаційна модель ВЕУ у програмному середовищі PSCAD дозволяє досліджувати режими роботи вітроелектростанцій, оцінювати вплив на енергосистему та перевіряти ефективність управління, зокрема при роботі в режимі постійної частоти обертання вітроколеса.
URI:	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7833
Appears in Collections:	141 Електрична інженерія (Електротехнічні системи електроспоживання)

Files in This Item:

File	Description	Size	Format
Остапенко.pdf Restricted Access		2.24 MB	Adobe PDF	View/Open Request a copy

Show full item record

Extracted text

ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАНИЙ ТЕХНОЛОГІЧНИЙ УНІВЕРСИСТЕТ
ФАКУЛЬТЕТ ЕЛЕКТРОННИХ ТЕХНОЛОГІЙ, АВТОТРАНСПОРТУ ТА
МАШИНОБУДУВАННЯ
Кафедра електротехнічних систем

«До захисту допущено»
Зав. кафедри ЕТС
__________ О.О. Ситник
(підпис) (ініціали, прізвище)
«___»___________2023 р.

Кваліфікаційна робота
на здобуття ступеня вищої освіти магістра

на тему:
«Аналіз та розробка алгоритмів управління вітроустановкою»

Виконав: здобувач вищої освіти _2_ курсу, групи ЕСЕ-022
Спеціальності: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)

Остапенко Віталій Васильович ______________
(прізвище, ім’я, по-батькові здобувача вищої освіти ) (підпис)

Науковий к.т.н., доцент Протасов С.Ю. ______________
керівник (вчені ступінь та звання, прізвище та ініціали) (підпис)

Нормоконтроль _к.т.н., доцент Ключка К.М.__ ______________
(вчені ступінь та звання, прізвище та ініціали) (підпис)

Черкаси 2023 р.
3
РЕФЕРАТ

По структурі робота складається зі вступу, трьох розділів основної
частини та висновків основних результатів дослідження. Загальна кількість
сторінок – 100, рисунків – 57, таблиць – 6, використаних літературних
джерел – 31.
Мета роботи – підвищення ефективності роботи вітроустановки у
складі вітроелектростанції електроенергетичної системи.
Для реалізації поставленої мети в рамках роботи необхідно вирішити
наступні завдання:
1) Аналіз існуючої проблематики об'єктів розподіленої генерації,
зокрема вітроелектростанції у складі електроенергетичної системи.
2) Аналіз існуючих алгоритмів роботи інтелектуальної системи
управління вітроустановкою у складі вітроелектростанції.
3) Розробка алгоритмів для аналізу та управління вітростанцією.
4) Розробка комп'ютерної моделі вітроустановки та її комп’ютерне
дослідження.
У першому розділі визначено, що в даний час процедура
технологічного приєднання об'єктів розподіленої генерації не відрізняється
від процедури приєднання звичайного споживача. У зв'язку з цим об'єкти
розподіленої генерації найчастіше встановлюються без опрацювання схеми
видачі потужності. Зроблено аналіз режимів роботи вітроелектростанцій, які
відносяться до об'єктів розподіленої генерації.
Для побудови імітаційної моделі вітроустановки у другому розділі було
зроблено аналіз основних конструкції вітротурбін, які застосовуються у
складі ВЕУ. Розроблено алгоритми управління ВЕУ, встановлено, що
найпростішим і поширеним способом управління є робота при постійній
частоті обертання вітроколеса.
У третьому розділі розроблено імітаційну модель вітроустановки у
програмному комплексі PSCAD. Побудована модель дозволяє здійснювати
4
моделювання роботи вітроустановок у складі вітроелектростанції з
можливістю дослідження використання різних типів генераторів, комбінацій
акумуляторних установок тощо, а також визначати режими функціонування
ВЕУ та їх вплив на режими роботи електроенергетичної системи. Отримані
результати моделювання дозволяють зробити висновок про адекватність
моделі, що дає можливість використання її при дослідженні режимів роботи
енергосистем з відновлюваними джерелами енергії.
Ключові слова: вітроустановка, імітаційна модель, інтелектуальна
система, вітроелектростанція, вітрогенератор.

5
ЗМІСТ

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ ................................................................................................................ 7
ВСТУП ..................................................................................................................... 8
РОЗДІЛ 1 СХЕМИ ВИДАЧІ ПОТУЖНОСТІ ДЛЯ ОБ'ЄКТІВ
РОЗПОДІЛЕНОЇ ГЕНЕРАЦІЇ .............................................................................. 12
1.1 Поняття про об'єкт розподіленої генерації ................................................ 12
1.2 Вимоги до об'єктів розподіленої генерації ................................................ 13
1.3 Види схем видачі потужності об'єктів розподіленої генерації ............... 18
1.4 Види схем видачі потужності потужними електростанціями ................. 22
1.5 Оцінка застосування вимог до проектування схем видачі потужності
об'єктів розподіленої генерації ......................................................................... 27
1.6 Висновки до розділу 1 ................................................................................. 33
РОЗДІЛ 2 АНАЛІЗ ТА РОЗРОБКА АЛГОРИТМІВ ІНТЕЛЕКТУАЛЬНОЇ
СИСТЕМИ УПРАВЛІННЯ ВІТРОУСТАНОВКИ ............................................. 34
2.1 Аналіз конструкцій вітротурбін ................................................................. 36
2.2 Застосування генераторів різної конструкції у складі ВЕУ .................... 39
2.3 Аналіз існуючих алгоритмів роботи інтелектуальної системи управління
вітроустановкою у складі вітроелектростанції ............................................... 43
2.4 Розробка алгоритмів інтелектуального управління вітрогенераторної
установки ............................................................................................................ 55
2.5 Висновки до розділу 2 ................................................................................. 60
РОЗДІЛ 3 ІМІТАЦІЙНЕ МОДЕЛЮВАННЯ ВІТРОЕЛЕКТРОУСТАНОВКИ
................................................................................................................................. 62
3.1 Вибір програмного продукту для моделювання ....................................... 63
6
3.2 Розробка та побудова імітаційної моделі ВЕУ у програмному комплексі
PSCAD ................................................................................................................. 64
3.3 Дослідження імітаційної моделі вітроустановки ...................................... 88
3.4 Висновки до розділу 3 ................................................................................. 93
ВИСНОВКИ ........................................................................................................... 95
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................. 98

7
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ

АЕС – атомна електростанція
ВДЕ – відновлювані джерела енергії
ВЕС – вітроелектростанція
ВЕУ – вітроенергетична установка
ВТММ – відстеження точки максимальної потужності
ГЕС – гідроелектростанція
ГУ – генеруюча установка
ЕЕ – електрична енергія
ОЕС – об’єднана енергетична система
ОСР – оператор системи розподілу
ПС – підстанція
РГ – розподілена генерація
РДЦ – районний диспетчерський центр
РП – розподільчий пристрій
СВП – схема видачі потужності
СЕП – системи електропостачання
ТП – технологічне приєднання
ТУ – технічні умови

8
ВСТУП

Актуальність дослідження. Україна має значний потенціал
відновлюваної енергетики, який може бути використаний для покращення
торгового балансу, створення робочих місць та стимулювання економічної
діяльності у часи, коли країна має подолати важливі економічні виклики, такі
як збільшення залежності від імпорту енергоносіїв та необхідність терміново
оновити застарілі та зруйновані війною основні виробничі фонди в
енергетиці. Розвиток відновлюваної енергетики також є важливим кроком
для досягнення встановлених політичних цілей – скорочення залежності від
імпорту природного газу та диверсифікації джерел енергопостачання. І таке
енергопостачання також краще забезпечуватиме енергетичну безпеку [1, 2].
Сегмент виробників електроенергії з потужністю установок до 1 МВт є
важливим для України, але розвивається повільними темпами. На відміну від
Німеччини, де енергетичний перехід розпочинався за активною участю
невеликих учасників ринку в Україні він відбувається дуже повільно. На
думку авторів дослідження «Малі учасники ВДЕ-ринку в Україні.
Дослідження сегменту генерації встановленою потужністю до 1 МВт», це
спричинено тим, що сам дизайн «зелено тарифного» ринку розроблявся під
великих гравців, які були першими його учасниками [3].
Відповідно до Закону України «Про пріоритетні напрями розвитку
науки і техніки» (Редакція від 20.02.2021, підстава - 1162-IX) до
середньострокових і довгострокових перспектив відноситься пріоритетний
напрям «Енергетика та енергоефективність» до якого входять розробка нових
методів математичного моделювання, а також оптимізація перспективних
технологічних змін та впровадження інтелектуальних міні- та мікромереж на
базі об'єктів розподіленої генерації (РГ) .
Автори [3] виділяють декілька причин, чому РГ є важливою і чому її
підтримують в розвинутих країнах світу:
9
- більш справедливий енергетичний перехід та диверсифікація власності.
Локальна розподілена генерація дає можливість більшою мірою
диверсифікувати власність на енергетичні активи. Саме мала
відновлювана генерація призвела до того, що в Німеччині з’явились
тисячі нових співвласників енергетичних активів. При цьому аналітичний
центр Agora Energiewende називає розподілені енергетичні ресурси
«ключовими для успішного енергетичного переходу»;
- наближення виробництва енергії до споживача. Малі розподілені
потужності дають можливості наблизити виробництво електроенергії до
споживачів та зменшити потребу транспортувати її з віддалених
електростанцій, що працюють на викопному паливі;
- можливість створення горизонтальних (P2P) ринків. Як доводить досвід
ініціативи Brooklyn Microgrid та багатьох подібних, поєднання
розподілених джерел енергії з сучасними комунікаційними технологіям
дозволяє створити ситуацію, за якої значну кількість енергії споживачу
поставляє його сусід, створюючи умови, коли ринок є менш монопольним
і більш горизонтальним;
- менший вплив на енергосистему. Розподілена ВДЕ-генерація меншою
мірою впливає на енергосистему, оскільки зміни в погоді не призводять
до різкого зменшення в генерації, характерного для великої генерації;
- можливість збільшення надійності енергопостачання. Австралійський
регулятор AEMC у своїх офіційних матеріалах вказує на те, що
розподілені енергетичні ресурси (включно із генерацією) дозволяють
споживачам збільшити надійність власного енергопостачання та
зменшувати власні витрати на електроенергію. В комбінації з засобами
накопичення та мікромережами розподілена генерація може суттєво
збільшити надійність енергосистем через появу в них напівавтономних
одиниць, здатних до часткового самозабезпечення енергією;
- нові можливості для громад та спільнот. Розподілена генерація дозволяє
громадам частково або повністю забезпечувати свої потреби в енергії,
10
створюючи немонопольну енергетику. Саме тому 4-й Європейський
Енергетичний Пакет приділяє значну увагу розподіленій генерації, що є
частиною «енергетичних ініціатив громад»;
Разом із великими можливостями, які приносить розподілена генерація,
з’являються свої виклики – фінансові, технічні, регуляторні. Застарілі мережі
та успадковані від монопольної ери негнучкі системи регулювання
(призначені виключно для монопольної моделі та величезних гравців)
ускладнюють розвиток РГ, однак у світі розробляється все більше підходів,
що дозволяють із максимальною користю інтегрувати малих гравців у
енергетичні ринки та максимально використати цей потенціал. Це
дослідження – крок до того, щоб краще використати такий потенціал [1, 4].
У районах де відсутня можливість підключення до загальних мереж
електропостачання, зручно використовувати вітрогенератори у складі
альтернативних гібридних електростанцій [5, 6]. Альтернативні гібридні
електростанції, до складу яких входять вітрогенератори, сонячні панелі, а
також дизельні електростанції є економічною альтернативною традиційному
електропостачанню та можуть бути використані для організації
електропостачання різних об'єктів.
Предметом дослідження є характеристики вітроустановок.
Об'єктом дослідження є установки розподіленої генерації.
Мета роботи – підвищення ефективності роботи вітроустановки у
складі вітроелектростанції електроенергетичної системи.
Для реалізації поставленої мети в рамках роботи необхідно вирішити
наступні завдання:
1) Аналіз існуючої проблематики об'єктів розподіленої генерації,
зокрема вітроелектростанції у складі електроенергетичної системи.
2) Аналіз існуючих алгоритмів роботи інтелектуальної системи
управління вітроустановкою у складі вітроелектростанції.
3) Розробка алгоритмів для аналізу та управління вітростанцією.
11
4) Розробка комп'ютерної моделі вітроустановки та її комп’ютерне
дослідження.
Наукова новизна. Розроблено імітаційну модель вітроустановки у
програмному комплексі PSCAD. Побудована модель дозволяє здійснювати
моделювання роботи вітроустановок у складі вітроелектростанції з
можливістю дослідження використання різних типів генераторів, комбінацій
акумуляторних установок тощо, а також визначати режими функціонування
ВЕУ та їх вплив на режими роботи електроенергетичної системи.
Апробація роботи. Основні аспекти наукового дослідження
магістерської роботи були обговорені на студентській науково-практичній
конференції ЧДТУ, яка відбувалася 18-20 квітня 2023 р.

12
РОЗДІЛ 1
СХЕМИ ВИДАЧІ ПОТУЖНОСТІ ДЛЯ ОБ'ЄКТІВ РОЗПОДІЛЕНОЇ
ГЕНЕРАЦІЇ
1.1 Поняття про об'єкт розподіленої генерації

У всьому світі сформовано тенденцію розвитку та поширення
розподіленої генерації. Історія описує, що масове поширення об'єктів
розподіленої генерації у світі розпочалося у 90-х роках минулого сторіччя.
Причиною цьому стало розвиток та здешевлення технологій виробництва
електроенергії (ЕЕ) на основі відновлюваних джерел енергії та технологій
когенерації на основі газотурбінних та газопоршневих установок. Багато
країн закріплюють статус розподіленої генерації на законодавчому рівні та її
сукупність техніко-технологічних ознак [7].
Під терміном «розподілена генерація» розуміють сукупність
модульних генеруючих установок (ГУ), які виробляють електроенергію
невіддалено від споживача. До цих об'єктів належать і вітроелектростанції.
Щорічно в Україні будується та модернізуються в середньому 583
об'єктів розподіленої генерації. У 2020 році частка ВДЕ та СЕП у структурі
виробництва електроенергії зросла вдвічі – до 6,8% (3,3% у 2019 р.) при
загальному обсязі виробництва електроенергії 148,9 млрд кВт∙год.
Встановлена потужність цих ВДЕ протягом року збільшилася на 1,9 ГВт
(+41% у порівнянні з 2019 р.). Здебільшого на об'єктах РГ встановлюють ГУ
на вуглеводневому паливі. Зарубіжні країни переважно розвивають РГ на
основі відновлюваних джерел енергії. Важливою відмінністю для об'єктів РГ
виділяють їх встановлену потужність, яка в точці приєднання не перевищує
максимально допустиму для локальних та роздрібних ринків ЕЕ. Відповідно
до представленими визначеннями у WG 37.23 та WG C3.05 (Міжнародна
рада з великих електроенергетичних систем високої напруги) об'єкти РГ не є
централізованими і диспетчеризованими [4].
13
1.2 Вимоги до об'єктів розподіленої генерації

Збільшення обсягу розподіленої генерації в СЕП України змушує
експертів все частіше замислюватися про технологічні особливості її
функціонування у складі Єдиної енергосистеми. Одним із найактуальніших
питань, що постають перед фахівцями, – це збереження надійності роботи
енергосистеми при інтеграції до неї об'єктів розподіленої генерації. Також не
залишаються без уваги експертів питання приєднання об'єктів РГ до мереж,
оперативно-диспетчерського управління такими об'єктами, організації
надійного електропостачання споживачів з допомогою розподіленої генерації
[8].
Основні вимоги до потенційних об'єктів РГ [9]:
- якщо об'єкт РГ має встановлені потужності до 5 МВт, то виробнику
ЕЕ не потрібне узгодження технічних умов (ТУ) на технологічне приєднання
(ТП) із оператором системи розподілу (ОСР) енергетичної системи. Звідси
випливає, що з високою ймовірністю об'єкту РГ відмовлять у ТП;
- якщо об'єкт РГ має встановлену потужність понад 25 МВт, тоді
виробнику ЕЕ буде потрібно погодження з ОСР (отримання ТУ на ТП);
- якщо об'єкт РГ має встановлену потужність 25 МВт і більше, то такі
об'єкти беруть участь у оптовому ринку ЕЕ і балансової потужності.
Потрібний великий комплекс організаційно-технічних заходів щодо
підключення об'єктів РГ та їх подальшу експлуатацію.
ТП регламентується переважно постановою [10]. Проблеми при
організації ТП об'єкта розподіленої (малої) генерації:
1. Подання заявки на ТП, видачі ТУ на ТП, розробка технічного
завдання;
2. Розробка схеми видачі потужності (СВП) та проектної документації;
3. Коригування ТУ на ТП;
4. Розробка робочої документації та подальше введення в
експлуатацію.
14
Видача ТУ на ТП та розробка технічного завдання на проектної
документації до СВП супроводжується такими проблемами:
- включення до ТУ на ТП та технічного завдання на розробку проектної
документації відповідних вимог;
- затягування процесу узгодження ТУ на ТП;
- багаторазове внесення змін до ТУ на ТП у ході розробки проектної
документації.
Варто зауважити, що згідно з порядком укладання та виконання
договорів, ТП об'єктів електроенергетики передбачається лише на рівні
напруги 220 кВ. Є виняток, якщо ТП електростанції забезпечуватиме
енергопостачання ліній зв'язку, споруд зв'язку та засобів зв'язку.
На рисунку 1.1 наведені схеми варіантів приєднання об'єктів
розподіленої генерації.

Рис. 1.1. Варіанти підключення об'єктів розподіленої генерації
15
Приєднання об'єктів РГ може виконуватися декількома способами,
відповідно до схем які представлені на рисунку 1.1:
1. Підключення безпосередньо до шин підстанції.
2. Підключення до фідерів.
Обидва способи підключення мають як переваги так і недоліки. При
підключенні до шин принцип побудови релейного захисту та автоматики у
прилеглій мережі не змінюються, тому що не змінюється потокорозподіл у
прилеглій мережі, а електропостачання споживачів здійснюється за
фідерами, що відходять від шин розподільчих підстанцій з односпрямованим
потоком потужності «від шин в лінію». Однак знижується можливість
забезпечення надійного електропостачання споживачів при виникненні
аварійних ситуацій на шинах підстанції, при яких відключаються генеруюча
установка і всі споживачі шин.
Особливості даного способу підключення об'єкта розподіленої
генерації:
1. Виникнення реверсивних потоків потужності, які можуть призвести
до перевантаження основного силового обладнання, зокрема силових
трансформаторів у розподільній мережі у нормальних, ремонтних та
післяаварійних режимах. Режим передачі потужності з однієї обмотки
низької напруги силового трансформатора з розщепленою обмоткою в іншу
обмотку низької напруги (НН), як показано на рисунку 1.2.
2. Вплив РГ на динамічну стійкість енергосистеми визначається
відсотковим співвідношенням потужності об'єктів РГ у загальній генеруючій
потужності енергорайону, що розглядається. Нормативні збурення в
електричній мережі можуть призвести до:
- Відключення генераторів з малою постійною інерцією.
- Механічного пошкодження ГУ впливом електромагнітного моменту.
- Можливого виникнення несинхронних режимів роботи ГУ.
- Короткого замикання в мережі 110-220 кВ на головні понижувальній
підстанції (підстанції глибокого вводу), короткому замиканню в мережі
16
6 кВ, що живиться від цієї ПС, можуть призвести до відключень
генеруючих потужностей під дією захисту генераторів від зниження
напруги.

Рис.1.2. Передача потужності з однієї обмотки НН трансформатора з
розщепленою обмоткою на другу обмотку НН

Різкі недонавантаження або перенавантаження генеруючих установок з
перемиканням об'єкта РГ на автономну роботу та наявність профіциту або
дефіциту активної потужності можуть призводити до неприпустимих
режимів роботи технологічного обладнання станції.
3. Підключення РГ до розподільної мережі 6(10) кВ призводить до
збільшення значення періодичної складової та ударного струму трифазного
короткого замикання внаслідок чого можливі пошкодження або вихід з ладу
високовольтного обладнання (рисунок 1.3).
4. Поява нового джерела генерації у районі може призвести до появи
реверсивних потоків потужності. Можливі несинхронні включення при
автоматичному повторному ввімкненні, які називаються відключенням
вектора напруги в мережі, що прилягає до об'єкта РГ, при короткочасному
ослабленні зв'язку з енергосистемою або виділення автономного режиму
17
роботи. Генеруючі установки часто не оснащені необхідними засобами
автоматизації пуску, а також прийомами та реалізації повторного ввімкнення
від зовнішнього локального пристрою протиаварійної автоматики.

Рис. 1.3. Схема підключення РГ до розподільної мережі 6(10) кВ

До об'єктів розподіленої генерації можна віднести деякі особливі,
характерні лише об'єктів розподіленої генерації, підходи до ліквідації
асинхронних режимів. До них відносяться, по-перше, встановлення частотної
ділильної автоматики (ЧДА). По-друге, застосування заходів, спрямованих на
забезпечення узгодженої роботи ЧДА та технологічного захисту генеруючих
установок, оскільки часто виникають проблеми неузгодженого вибору
уставок цих видів захисту та протиаварійної автоматики. По-третє,
забезпечення коректної спільної роботи (узгодження) частотної ділильної
автоматики та автоматичного частотного розвантаження для можливості
забезпечення коректної спільної роботи ЧДА та автоматичного частотного
розвантаження (АЧР) генеруючого обладнання для якого уставка захисту
зазвичай встановлюється на значення частоти 47,5 Гц. Узгодження роботи
18
захисту, повною мірою має бути спрямоване на забезпечення стійкої роботи
самого генеруючого обладнання при зниженні частоти в мережі:
− до значення 46,0 Гц – не менше 1 с;
− до значення 47,0 Гц – не менше 40 с.

1.3 Види схем видачі потужності об'єктів розподіленої генерації

Для надійного функціонування об'єктів розподіленої генерації (РГ) та
електричних мереж необхідно опрацювати цілий ряд технічних та схемних
рішень, які враховують особливості роботи генеруючих пристроїв малої
потужності та функціонування розподільчих мереж. Ці рішення доцільно
опрацьовувати не на стадії реалізації схеми видачі потужності електростанції
[11].
В даний час проектувальники стикаються з деякими проблемами при
розробці схеми видачі потужності об'єктів розподіленої генерації,
викликаними недосконалістю нормативно-технічної бази – відсутні
затверджені вимоги до розробки схеми видачі потужності об'єктів
розподіленої генерації генеруючими пристроями. Розробка схеми видачі
потужності об'єктів розподіленої генерації має особливості на всіх етапах
проектування [14].
Розглянемо існуючі варіанти схеми видачі потужності об'єктів
розподіленої генерації .
Генеруючі пристрої приєднані за блочною схемою генератор-
трансформатор до РУ 35 кВ із застосуванням підвищувального
трансформатора 6/35 кВ (рис. 1.4). Передбачається, що в цій схемі прийнято
режим із ізольованою (компенсованою) нейтраллю. Звідси випливає, що при
короткому замиканні землю цей режим може існувати досить тривалий час.
У свою чергу це може спричинити розвиток резонансних процесів у ємнісних
та індуктивних елементах мережі у якій є зв'язок із «землею» [13].
19
Притаманні всім схемам видачі потужності об'єктів розподіленої
генерації виникнення такого явища, як реверсивні потоки потужності, які
можуть призвести до перевантаження силового обладнання та помилкових
спрацьовувань релейного захисту.

Рис.1.4. Схема видачі потужності №1

Схема видачі потужності №2 (рис. 1.5), аналогічна схемі №1 (рис. 1.4),
виконана за блочною схемою із застосуванням підвищуючого
трансформатора з розщепленою обмоткою на нижчій стороні. Надійність
даної схеми дуже низька, тому що при виникненні короткого замикання в
точці приєднання блоку генератор-трансформатор-лінія диференціальний
захист ошиновки відключає всі вимикачі в зоні дії захисту. Слід додати
також, що є нерівномірне завантаження силового устаткування, оскільки
20
секційний вимикач на 110 кВ у нормальному режимі роботи перебуває у
положенні «Вимкнено».

Рис.1.5. Схема видачі потужності №2

Коротке замикання однією з секцій 6 кВ може призвести до погашення
3 генеруючих пристроїв, звідси випливає, що дана схема видачі потужності
має дуже низьку надійність [14].

Рис.1.6. Схема видачі потужності №3

21

Рис.1.7. Схема видачі потужності №4

Встановлені лінійні реактори (рис. 1.7) передбачають високі струми
короткого замикання та низьку надійність даної схеми видачі потужності.
Вимкнення або аварія/ремонт одного з двох силових вимикачів може
призвести до перевантаження струму іншого, що призведе до зниження
видачі потужності генеруючого пристрою. А це, у свою чергу, може
призвести до «випадіння» з режиму.
Також низька надійність схеми №4 пов'язана з можливим «випадінням»
електростанції при оперативних перемиканнях.
22

Рис.1.8. Схема видачі потужності №5

На рисунку 1.8 представлено однолінійну схему мережі 35 кВ. Дана
схема є найнадійнішою та найефективнішою з усіх розглянутих 5 варіантів
схем видачі потужності об'єктів розподіленої генерації. Схема видачі
потужності станції є дуже специфічною: вона містить на стороні
трансформаторів 6/35 кВ 11 вимикачів, які потрібні для гнучкого керування
режимами роботи енергоблоків (паралельне включення, синхронізація з
мережею та власними потребами) .

1.4 Види схем видачі потужності потужними електростанціями

СВП електростанцій залежить від конфігурації та схеми електричної
мережі енергосистеми, в якій будується електростанція, що у свою чергу,
суттєво впливає на подальший розвиток цієї мережі. СВП потужних
(великих) електростанцій до вузлових підстанцій основної мережі в
23
нормальних режимах роботи енергосистеми і в нормальній схемі мережі
повинні забезпечувати можливість видачі всієї потужності (з врахуванням
навантаження розподільної мережі та власних потреб) на всіх етапах будови
електростанції (енергоблок, черга). Схема приєднання АЕС на всіх етапах
введення потужності повинна забезпечувати видачу всієї потужності (за
вирахуванням навантаження РС і СН) в будь-який період доби або року як
при повній схемі мережі, так і при відключенні будь-якої лінії або
трансформатора зв'язку шин без впливу автоматики на розвантаження АЕС.
У схемах приєднання до мережі великих ГЕС і АЕС на органічному
паливі на всіх етапах введення потужності рекомендується забезпечувати
можливість видачі всієї потужності станції (без врахування навантаження
розподільної мережі і власних потреб) в будь-який період доби або року як
при роботі всіх вихідних ліній так при відключенні хоча б однієї.
Вимоги до основних схем електричних з'єднань електростанцій
регламентовані нормами технологічного проектування [15, 16] АЕС та ГЕС.
Розглянемо основні схеми електричних з'єднань електростанцій при
напругах 330-750 кВ [17].

Рис.1.9. Дві системи шин із трьома вимикачами на два
ланцюги (схема 3/2)
24
Переваги схеми 3/2 (рис.1.9): при перевірці будь-якого вимикача всі
приєднання залишаються у роботі. Іншою перевагою схеми є її висока
надійність, оскільки всі ланцюги залишаються у роботі навіть з
пошкодженнями на збірних шинах.
Недоліки схеми 3/2: відключення короткого замикання на лінії двома
вимикачами, що збільшує загальну кількість перевірки вимикачів.
Підвищення вартості конструкції розподільчого пристрою при непарному
числі приєднань, оскільки один ланцюг повинен приєднуватися через два
вимикачі. Зниження надійності схеми, якщо кількість ліній відповідає
кількості трансформаторів. В даному випадку до одного ланцюга з трьох
вимикачів приєднуються два однойменних елементи, тому можливе аварійне
відключення одночасно двох ліній. Ускладнення ланцюгів релейного
захисту. Збільшення кількості вимикачів у схемі.

Рис.1.10. Дві системи шин із 4 вимикачами на 3 ланцюги (схема 4/3)

25
Схема 4/3 (рис. 1.10) має такі ж переваги схема 3/2, крім того:
- схема економічніша (1,33 вимикача на приєднання);
- секціонування збірних шин потрібно лише при 15 приєднаннях та
більше;
- надійність схеми практично не знижується, якщо в одному ланцюзі
будуть приєднані дві лінії та один трансформатор замість двох
трансформаторів та одній лінії;
- конструкція закритого розподільного пристрою на розглянутій схемі
досить економічна та зручна в обслуговуванні.
Відключення та включення генератора здійснюються вимикачем (або
вимикачем навантаження), при цьому не задіяна схема на стороні ВН, що
особливо важливо для кільцевих схем або схем 3/2 та 4/3. Такі схеми
застосовують для енергоблоків, які задіяні у регулюванні графіка
навантаження енергосистеми, а також схемах генератор-трансформатор-лінія
без вимикачів між трансформатором та лінією.

Рис. 1.11. Блочні схеми генератор-трансформатор-лінія-РП понижуючої
ПС відповідної напруги
26
Деяке застосування отримали інші основні схеми електричних з'єднань
електростанцій.
Блочна схема генератор-трансформатор-лінія, які приєднані до РП
високої напруги районної підстанції (рис.1.11), значно спрощує конструкцію
РП на електростанції: фактично таке РП відсутнє, якщо всі блоки
приєднуються до підстанції. Внаслідок цього, зменшуються струми КЗ,
оскільки значення обмежуються опором ліній. Однак схема має недолік: при
пошкодженні лінії відключається енергоблок на весь час її ремонту. Усунути
недолік можна застосувавши схему багатокутника (рисунок 1.12).

Рис. 1.12. Блочні схема багатокутника
27
Переваги схеми багатокутника: економічність (9 вимикачів на вісім
приєднань), достатня надійність, невелика кількість операцій при виведенні у
ремонт лінійних вимикачів.
Недолік схеми багатокутника:
− відключення енергоблоку трьома вимикачами. Цього недоліку можна
позбутися, встановивши генераторні вимикачі;
− схеми багатокутників з числом приєднань, як правило, до чотирьох,
іноді до шести;
Сучасні великі електростанції споруджуються без РП генераторної
напруги.
Аналіз СВП побудованих в останні роки або електростанцій, що
будуються, показує, що приблизно однакова кількість електростанцій
споруджується з одним або двома РУ. При двох РУ одна з них має, як
правило, напругу 220 або 330 кВ.

1.5 Оцінка застосування вимог до проектування схем видачі
потужності об'єктів розподіленої генерації

Оператор системи розподілу визначає технічні вимоги до об'єкту, надає
Виробнику послуги з розподілу електричної енергії, виробленої
електроустановками Виробника, параметри якості якої відповідають
показникам, визначеним Кодексом системи передачі, затвердженого
постановою НКРЕКП N 309 від 14 березня 2018 року, та Кодексом систем
розподілу затвердженого постановою НКРЕКП N 310 від 14 березня 2018
року [10].
Найбільшими труднощами при введенні нових генеруючих
потужностей, викликає виконання технічних умов на технологічне
приєднання, написаних для «великої» енергетики. Відповідно до порядку
укладання та виконання договорів, ТП об'єктів електроенергетики
передбачається лише на рівні напруги 220 кВ. Є виняток, якщо ТП
28
електростанції забезпечуватиме енергопостачання ліній зв'язку, пристроїв та
засобів зв'язку. Якщо ж виробник хоче здійснити приєднання до мережі 35
кВ, то цей ТП відбувається за індивідуальним договором.
Правила та сама структура роздрібного ринку не сприяє залученню
потенційних власників об'єктів РГ. Відповідно до Частини першої статті 15
Закону України "Про ринок електричної енергії" [12] пункти, написані для
об'єктів розподіленої генерації, належать до генерації з урахуванням
відновлюваних джерел енергії. Критерії надання з Державного бюджету
субсидій у порядку компенсації вартості технологічного приєднання
генеруюючих об'єктів із встановленою видаваємою потужністю не більше 25
МВт написані тільки для джерел генерації ВДЕ. Тобто об'єкти іншої
розподіленої генерації не отримують субсидій і потрапляють під розряд
великої енергетики. Відповідно до постанови НКРЕКП № 309 від 14.03.2018
«Про затвердження Кодексу системи передачі» [10] (умови визначення
попередніх параметрів ліній електропередачі) не відповідає реальності і
призводить до великих капітальних витрат. Зокрема, це стосується класу
напруги 35 кВ, в якій необхідно дотримуватись приєднання по трьох лініях
електропередач при генерації не більше 20 МВт. У Південній енергосистемі
існують об'єкти генерації на 48 МВт, підключені до єдиної енергосистеми за
двома ЛЕП класом напруги 35 кВ. Рекомендовані терміни здійснення заходів
щодо технологічного приєднання генеруючих об'єктів, що, до об'єктів
електромережевого господарства писані для об'єктів «великої» енергетики
без урахування специфіки об'єктів РГ [10].
Проблема полягає також у подальшому управлінні об'єктом РГ. Як
правило, кожен об'єкт генерації, який належить впроваджувати/вводити, має
брати участь у формуванні балансів потужності та енергії ОЕС. Однак значна
частина РГ не входить до ієрархії оперативно-технологічного/комерційного
або диспетчерського управління.
У відповідності до отриманих роз’яснень від НКРЕКП щодо
оперативних команд при необхідності застосування обмеження об’єктів ВДЕ.
29
В межах здійснення диспетчерського (оперативно-технологічного)
управління, згідно з положеннями абзацу 3 пункту 5 статті 68 розділу XIV
закону України «Про ринок електричної енергії» та затвердженими
Постановою НКРЕКП від 30.12.2020 №2818 змінами до Правил ринку,
оператор системи передачі має право надавати команди на зменшення
навантаження виробникам, які здійснюють виробництво електричної енергії
на об’єктах електроенергетики, що використовують альтернативні джерела
енергії, яким встановлено «зелений» тариф.
З огляду на це, для забезпечення безпечного, надійного та ефективного
обміну оперативними командами між оператором системи передачі,
операторами систем розподілу та відповідними об’єктами генерації
надаються роз’яснення.
Оперативні команди на обмеження об’єктів ВДЕ віддаються виключно
після використання всіх наявних пропозицій на балансуючому ринку та
ринку допоміжних послуг.
При необхідності застосування обмеження об’єктів ВДЕ черговий
диспетчер НЕК «Укренерго» віддає команди в Системі керування
обмеженнями ВДЕ (СКО) на зменшення навантаження за переліком, який
формується автоматично, на основі поданих пропозицій (заявок)
постачальників послуг із зменшення навантаження ВДЕ з підтримкою
(ППВДЕ) на зменшення їх навантаження. Команда віддається в кВт на
зменшення навантаження від поточного відпуску.
З огляду на вимогу п. 4.2.4 розділу IV Правил ринку, ВДЕ з
підтримкою, що є ППВДЕ, зобов’язані подавати ОСП пропозиції (заявки) на
надання послуги із зменшення навантаження в обсягах, що відповідають
добовому графіку відпуску електричної енергії, а в протилежному випадку —
зобов’язані брати участь у балансуючому ринку. При активації диспетчером
НЕК «Укренерго» послуги із зменшення навантаження ВДЕ з підтримкою,
що є ППВДЕ, одиниця відпуску ВДЕ має зменшити свій фактичний відпуск
на величину отриманої команди, що відповідає поданій пропозиції
30
(заявці). За умови наявності зареєстрованої еталонної одиниці відпуску при
виконанні оперативної команди на зменшення навантаження ЕОВ повинна
залишитись в роботі без обмеження потужності.
При цьому диспетчерам ОСР (за наявності підключення до СКО) слід
контролювати статус підтвердження активованих пропозицій. У разі
відсутності об’єкта ВДЕ, який отримав команду, он-лайн або відсутності
зміни статусу на «підтверджено» (впродовж 1 хв.) необхідно після запиту у
диспетчера НЕК «Укренерго» довести таку команду до ОСР/об’єкта
резервним способом зв’язку (по телефонному зв’язку).
При вичерпанні всіх наявних поданих пропозицій
(заявок) постачальників послуг із зменшення навантаження ВДЕ з
підтримкою (ППВДЕ) та подальшій необхідності застосування обмеження
об’єктів ВДЕ з метою балансування ОЕС України, диспетчер НЕК
«Укренерго» віддає команди для забезпечення меж операційної безпеки (по
ОБ) на об’єкти ВДЕ (СЕС та ВЕС) типів B, C, D, які не отримали команду в
рамках надання послуги із зменшення навантаження ВДЕ з підтримкою, що є
ППВДЕ. При цьому команда віддається на обмеження фактичного відпуску
об’єкту генерації до величини у відсотках (%) від встановленої потужності
(інверторної).
При цьому диспетчерам РДЦ та ОСР (за наявності підключення до
СКО) слід контролювати статус підтвердження від об’єктів ВДЕ, що
підключені до СКО. У разі відсутності об’єкта ВДЕ, який отримав команду
он-лайн, або відсутності зміни статусу на підтверджено (впродовж 1 хв.),
необхідно після запиту у диспетчера НЕК «Укренерго» довести таку команду
до ОСР/об’єкта резервним способом зв’язку (по телефонному зв’язку). Також
довести таку команду резервним засобом зв’язку (по телефонному зв’язку)
необхідно до ОСР/об’єкта, які не підключені до СКО (відсутні в переліку
об’єктів на які відправлені команди).
Відповідно до п.6.3 розділу VII Кодексу системи передачі, у разі
застосування заходів з неповного навантаження, розвантаження або
31
відключення електроустановок об’єктів електроенергетики, що
використовують альтернативні джерела енергії, вони мають проводитись на
недискримінаційній пропорційній основі, якщо інше не обумовлюється
конкретними режимними обставинами. Таким чином, оперативна команда
для забезпечення меж операційної безпеки (по ОБ) на об’єкти ВДЕ (СЕС та
ВЕС) типів B, C, D може надійти в будь-яку пору доби. Так, отримання
об’єктом СЕС в нічний період (при відсутності сонячної інсоляції) команди
по ОБ на обмеження величини фактичного відпуску у відсотках від
встановленої потужності означає, що при зростанні сонячної інсоляції
об’єкту СЕС необхідно не перевищувати фактичний відпуск заданого
обмеження.
Може виникати ситуація, в якій об’єкт ВДЕ попередньо отримав
команду на обмеження генерації по ОБ (оскільки не подав пропозицію
(заявку) або його пропозиція (заявка) на час віддачі команди на обмеження
по ОБ дорівнювала нулю), та в подальшому отримує команду на активацію
послуги із зменшення навантаження ВДЕ з підтримкою, що є ППВДЕ
(оскільки має можливість скоригувати свою пропозицію (заявку) за 50 хв. до
початку розрахункового періоду та подати відмінну від нуля пропозицію). В
такому випадку команда по ОБ деактивується і починає діяти команда в
рамках надання послуги із зменшення навантаження. У разі, якщо з якоїсь
причини одночасно надійшли команди двох типів, пріоритет надається
команді на активацію послуги із зменшення навантаження ВДЕ з
підтримкою.
При цьому наголошується ППВДЕ до підвищення якості подання
пропозицій (заявок) для надання послуги із зменшення навантаження ВДЕ з
підтримкою. Так як, в ситуаціях коли для балансування ОЕС України буде
недостатньо використання всіх наявних пропозицій (заявок) в рамках
надання послуг із зменшення навантаження ВДЕ з підтримкою, НЕК
«Укренерго» буде змушене для забезпечення меж операційної безпеки
32
застосовувати команди по ОБ та додатково обмежувати тих ППВДЕ які
некоректно подали свої пропозиції (заявки).
При подальшій необхідності застосування обмеження об’єктів ВДЕ з
метою балансування ОЕС України, диспетчер НЕК “Укренерго”, після
вичерпання всіх наявних поданих пропозицій (заявок) постачальників послуг
із зменшення навантаження ВДЕ з підтримкою (ППВДЕ) та застосування
розвантаження для забезпечення меж операційної безпеки (по ОБ) на
об’єктах ВДЕ (СЕС та ВЕС) типів B, C, D, які не отримали команду в рамках
надання послуги, віддає команди на розвантаження об’єктів ППВДЕ, що
мають фактичний відпуск, з урахуванням відпуску ЕОВ.
Як свідчать дані, за період 2019-2021 рр. лише ОЕС, ОСР та РДЦ
займаються прогнозуванням та плануванням балансів. Винятком можуть
лише довгострокові планування балансів ОСР на звітні періоди.
Ключовою проблемою об'єкта РГ є його «підключення» до ієрархії
управління – потрібно обґрунтувати взаємодію окремих об'єктів РГ із
існуючими рівнями ієрархії управління енергосистемою. Слід додати, що
об'єкти РГ не спостерігаються системною телеметрією (розглянуто в п. 1.1).
Об'єкти підключаються до РЕМ, у яких диспетчерське управління системним
оператором не здійснюється.
Після виконання всіх вимог (виконання ТУ для ТП) об'єкти РГ
виходять на оптовий ринок ЕЕ та функціонують із дотриманням жорстких
регламентів оптового ринку ЕЕ.
Поодинокі потужності ГУ об'єктів РГ на фоні ОЕС незначна, але, з
урахуванням потенційно великої кількості установок – від десятків до сотень
ГУ [14, 19], призводить до виникнення цілої складової балансів потужності
та енергії, які з вищеописаних причин не підпадають під централізовану
диспетчеризацію та не входить до ієрархії формування балансів в
енергосистемі.

33
1.6 Висновки до розділу 1

1. Визначено, що в даний час процедура технологічного приєднання
об'єктів розподіленої генерації не відрізняється від процедури приєднання
звичайного споживача. У зв'язку з цим об'єкти РГ найчастіше
встановлюються без опрацювання схеми видачі потужності. Внаслідок чого
виникають невраховані схемно-режимні ситуації, у яких стійка робота
об'єкта РГ неможлива.
2. Визначено, що відсутність нормативно-технічної документації та
нормативно-правових актів, які регламентували б технічні вимоги до об'єктів
розподіленої генерації (з урахуванням їх типології та особливостей їх
підключення до складу ОЕС України), створюють великі проблеми при
технологічному приєднанні об'єктів РГ.
3. Встановлено, що для аналізу режимів роботи вітроелектростанцій,
які відносяться до об'єктів розподіленої генерації, необхідно створити
комп'ютерну модель, яка дозволить враховувати різну кількість генеруючих
установок та алгоритми їх роботи. За допомогою розробленої моделі можна
буде виконати аналіз та дослідження режимів роботи електроенергосистеми
при роботі вітроелектростанції в її складі.

34
РОЗДІЛ 2
АНАЛІЗ ТА РОЗРОБКА АЛГОРИТМІВ ІНТЕЛЕКТУАЛЬНОЇ
СИСТЕМИ УПРАВЛІННЯ ВІТРОУСТАНОВКИ

На сьогоднішній день альтернативні джерела енергії стали
популярними завдяки своїй високій екологічності [5]. Інноваційні
вітрогенератори, що працюють на середній потужності, як і раніше, мають
низький коефіцієнт корисної дії. Для підвищення ефективності
використовується перетворювач, який приєднаний до вітряного генератора.
До складу сучасних вітроенергетичних установок входять різні сучасні
технічні досягнення [20]
– система динамічної зміни кута атаки лопатей - дана система призначена
для динамічної зміни кута розташування лопатей вітроколеса, тим
самим здійснюючи підтримку необхідної швидкості обертання
вітроколеса.
– система динамічного регулювання швидкості обертання вітроколеса
залежно від навантаження та швидкості вітру.
– система управління нишпоренням - електронний флюгер: призначена
для стеження гондоли ВЕУ за напрямом вітру та відстеження його
зміни.
– система регулювання магнітного ковзання для асинхронних двигунів.
Одним з останніх досягнень у галузі підвищення ефективності ВЕУ є
установка із синхронним генератором у статорі якого розташовані обмотки,
виконані з проводу, а ротор генератора виконаний на постійних магнітах.
Отриманий змінний струм низької частоти випрямляється, а потім
перетворюється інвертором у змінний струм промислової частоти. Генератор
використовується без редуктора, тому що генератор має низьку швидкість
обертання. Такі установки можна використовувати на вітроелектростанціях
потужністю від 500 кВт до 5 МВт і вище.
35
За станом ВЕУ та режимами їх роботи слідкує контролер, який
відстежує за показаннями датчиків короткочасні перевищення напруги, яка
виникає під час роботи. Такі підвищення відбуваються при коротких
замиканнях, сильних поривах вітру та різкій зміні навантаження. Також
контролер керує багатьма процесами вітроустановки, такими, як поворот
лопатей, заряд акумуляторів, захисні функції тощо. Він перетворює змінний
струм, який виробляється генератором в постійний для заряду
акумуляторних батарей.
У вітротурбінах з регульованим кроком вихідна потужність
підтримується зміною кута повороту лопаті турбіни [20].
Основні особливості вітрогенераторів:
• аеродинамічні характеристики ротора турбіни вітрогенератора
нелінійні;
• діапазон зміни частоти обертання приводу – обмежений, швидкісний
режим у зоні мінімальних значень, частотна смуга пропускання
сигналу – незначна.
Головна мета управління полягає в тому, щоб зменшити навантаження
у турбіні і тим самим мінімізувати пошкодження.
Остання вимога вносить значну нелінійність у властивості всієї
системи управління і дає невеликий ефект при нормальних навантаженнях на
турбіну, але практично визначає ефективність та значну важливість проекту,
а також його актуальність у разі випадкових високих вітрових навантажень
на щоглу вітрогенератора.
Основною проблемою роботи ВЕС великої потужності у складі
централізованої енергосистеми є неможливість керування швидкістю вітру.
Таким чином потужність, що видається ВЕУ може змінюватись в широких
межах, а при перевищенні номінальної швидкості вітру для вітротурбіни
необхідно виконувати відключення генератора від мережі для запобігання
його пошкодженню.
Для створення інтелектуальної системи управління ВЕУ:
36
1. Розглянути різні види вітротурбін, що застосовуються у потужних
ВЕУ.
2. Розглянути типи електричних генераторів, що застосовуються у
складі вітроелектростанцій великої потужності.
3. Зробити аналіз існуючих алгоритмів управління видачі потужності
ВЕУ.

2.1 Аналіз конструкцій вітротурбін

Всі конструкції вітротурбін можуть бути класифіковані за розміщенням
вісі обертання: горизонтальні та вертикальні.
Вітротурбіни з горизонтальною віссю (ГВ). Розглядаючи різні
конструкції вітротурбін можна сказати, що різні модифікації ГВ установок
мають у своїй конструкції в основному від однієї до трьох лопатей, але
можуть зустрічатися і ГВ установки з більшою кількістю лопатей. Даний вид
вітротурбін має наступні переваги:
1) Високий ККД вітроустановок, який досягає 40-50%.
2) Низькі масогабаритні характеристики.
3) Можливість застосування пристроїв встановлення регулювання кута
атаки лопатей.
4) Висока інерційність.
5) Початок роботи навіть за низьких швидкостях вітру.
До недоліків ГВ вітротурбін можна віднести: необхідність орієнтації у
напрямку вітру, а постійна орієнтація знижує їх ефективність.

37

Рис. 2.1. Конструкцій вітротурбін із горизонтальною віссю: 1 –
однолопатеве вітроколесо; 2 – дволопатеве; 3 – трилопатеве; 4 – багато
лопатеве; 5 – багатолопатеве велосипедного типу

Ґрунтуючись на міжнародному досвіді застосування вітротурбін у
складі потужних вітроелектростанцій, можна сказати, що потужність
вітрогенераторів з ГВ турбінами може досягати 7 МВт, що є перевагою
використання їх у складі ВЕС, а не в побутових ВЕУ.
Вітротурбіни з вертикальною віссю. Види конструкцій вітротурбін з
вертикальною віссю (ВВ) представлені рисунку 2.2.
У порівнянні з ГВ установками, установки ВВ мають нижчу
ефективність і застосовуються в основному в побутових та малопотужних
ВЕУ – це є їх основним недоліком. Причини низької ефективності установок
з ВВ:
1) Лопаті ВВ установки при обертанні відчувають більший опір, так як
частина циклу обертання лопаті ВВ установки повинна рухатися у напрямку
протилежному до напрямку вітру.
2) Висота установки турбін з ВВ набагато нижча ніж ГВ турбін, тому
швидкості вітру на висоті їх установок набагато нижчі.
3) Підвищена вібрація, шум внаслідок вищої турбулентності
повітряного потоку на малій висоті установки ВВ турбіни і як наслідок
швидкий вихід з ладу опорних конструкцій установок з ВВ.
Перелічені недоліки установок з ВВ вказують на те, що застосування їх
у складі потужних ВЕС не обґрунтоване.
38

Рис. 2.2. Різновиди конструкцій ВЕУ з ВВ

39
Таким чином можна дійти висновку, що для великих і потужних ВЕС
необхідно застосовувати ГВ установки, оскільки їх ефективність набагато
вища ніж установок ВВ. Висота установки з ГВ турбіни може бути визначена
залежно від території та регіону будівництва ВЕС.
Виходячи із запропонованої класифікації можна отримати різні
комбінації з наведених у кожній з ознак варіантів. Доцільність використання
одного чи іншого типу ВЕУ оцінюємо за терміном окупності. Цей
економічний показник, сприяє поширенню малої РГ, містить два інші, які
безпосередньо на нього впливають – максимальну енергоефективність і
мінімальну вартість [14].

2.2 Застосування генераторів різної конструкції у складі ВЕУ

Схематично конструкцію вітрогенератора можна представити у
вигляді, як показано на рисунку 2.3. До складу вітроустановки входить
генератор, який з'єднаний через трансмісію з вітротурбіною типу ВВ [20].

Рис. 2.3. Конструкція вітрогенератора
40
Основними конструктивними частинами вітрогенератора є (рис: 2.3):
1. Фундамент.
2. Силова шафа, що включає силові контактори та ланцюги управління.
3. Вежа.
4. Сходи.
5. Поворотний механізм.
6. Гондола.
7. Електричний генератор.
8. Система стеження за напрямом і швидкістю вітру (анемометр).
9. Гальмівна система.
10. Трансмісія.
11. Лопаті.
12. Система зміни кута атаки лопаті.
13. Ковпак ротора (система пожежогасіння, телекомунікаційна система для
передачі даних про роботу вітрогенератора, система
блискавкозахисту).
У складі ВЕУ можуть застосовуватися різні типи генераторів.
Класифікація різних генераторів, що застосовуються у ВЕУ представлено
рисунку 2.4.
Слід відмітити, що генератори нових типів мають набагато більше
переваг порівняно з традиційними, але їх конструкція ще не удосконалена,
проектування та виготовлення складні, що негативно впливає на їх вартість.
Тому особливу увагу варто приділити генераторам ВЕУ традиційної
конструкції (рис. 2.4, табл. 2.1). Відповідно до концепції побудови ВЕУ для
забезпечення високої енергоефективності роботи в малопотужній ВЕУ
доцільно застосувати синхронні генератори, що і зроблено в переважній
більшості досліджень [22]. Така електрична машина дає змогу легко замінити
механічну передачу на електромеханічну, збільшивши до потрібної кількості
число пар полюсів.
41

Рис. 2.4. Класифікація генераторів, які застосовуються у ВЕУ

Для порівняння різних типів традиційних генераторів складемо
таблицю 2.1.

Таблиця 2.1
Порівняльна таблиця генераторів ВЕУ
Вид генератора ВЕУ Переваги використання Недоліки використання
складі великої ВЕС генератора у складі генератора у складі
великої ВЕС великої ВЕС
1 2 3
Асинхронний 1) Простота обслуго- 1) Відсутня можливість
генератор с вувавння та надійність керування режимними
короткозамкнутим роботи. параметрами.
ротором 2) Низькі коливання 2) Неможливість роботи
генерованої потужності в автономному режимі,
та електромагнітного оскільки потрібне
моменту при змінній джерело реактивної
швидкості вітру та потужності.
паралельній роботі. 3) Низькі динамічні
3) Можливість застосу- характеристики.
вання безредукторних 4) Спотворення
схем. синусоїдальності
4) Широкий діапазон напруги на виході.
42
Продовж. табл. 2.1
1 2 3
можливості
регулювання вихідної
напруги та частоти.
Синхронний генератор 1) Відсутність ковзного 1) Використання дорогих
з електромагнітним контакту. постійних магнітів і як
збудженням 2) Висока надійність наслідок постійність
роботи. магнітного потоку, що
3) Високе значення унеможливлює його
ККД. регулювання.
2) Висока вартість
установок.
Асинхронний 1) Можливе 1) необхідність
генератор з фазним застосування в застосування редукторів.
ротором автономних системах. 2) Відсутня можливість
2) Простота керування режимними
обслуговування та параметрами.
надійність роботи. 3) Неможливість роботи
3) При змінній в автономному режимі,
швидкості вітру мають оскільки потрібне
низькі коливання джерело реактивної
генерованої потужності потужності.
електромагнітного 4) Спотворення
моменту і струму при синусоїдальності
паралельній роботі. вихідної напруги.
5) Низька надійність
роботи через наявність
ковзного контакту.
Генератор з 1) Низький рівень 1) Наявність ковзного
постійними магнітами генерованих гармонік. контакту та як наслідок
та потоком збудження 2) Можливість зниження надійності
управління реактивною всього агрегату.
потужністю, що 2) Необхідність
видається. застосування джерела
постійного струму у
системі збудження.
3) Обмежене
застосування у регіонах з
різкими перепадами
швидкості вітру.
4) Складність системи
управління.

43
Продовж. табл. 2.1
1 2 3
Генератор 1) Можливе 1) Складність системи
асинхронний використання в управління збудженням.
постійними магнітами автономних ЕЕС. 2) Можливий режим з
2) Висока статична та високою генерацією
динамічна стійкість. субгармонік та пульсацій
напруги.

Аналізуючи дані таблиці 2.1, у якій проведено порівняння різних
генераторів ВЕУ для використання у складі потужної ВЕС, що працює
паралельно з мережею найбільш ефективним можна вважати використання
синхронного генератора з класичною конструкцією [22]. Перевагами є
можливість видачі великої потужності. Недоліком цього генератора є висока
ймовірність виникнення нестійкої роботи в режимі роботи паралельно з
мережею при різких перепадах вітрового навантаження. Для компенсації
цього недоліку буде розглянуто різні алгоритми управління та інтелектуальні
системи видачі потужності вітроустановки у складі потужної
вітроелектростанції.

2.3 Аналіз існуючих алгоритмів роботи інтелектуальної системи
управління вітроустановкою у складі вітроелектростанції

На сьогоднішній день існують різні алгоритми керування
вітроустановками. Поряд із сонячними установками ведеться обговорення
різних варіантів використання алгоритму пошуку (відстеження) точки
максимальної потужності (ВТММ, англ. maximum power point tracking,
MPPT). Для розробки алгоритму роботи інтелектуальної системи керування
вітроустановкою у складі вітроелектростанції розглянемо існуючі реалізації
алгоритму ВТММ [23].
Найпростішим варіантом системи управління вітроустановкою є
системи, в яких використовується проміжний накопичувач енергії
44
(акумуляторна батарея). Так як швидкість вітру непостійна, то і змінна
напруга, що видається генератором вітроустановки буде залежати від цього
показника. Генератор підключається через випрямляч до накопичувача
енергії та заряджає його. Блок схема функціонування цього найпростішого
алгоритму представлена рисунку 2.5.

Вітроустановка Генератор Випрямляч Акумулятор

Рис. 2.5. Блок схема алгоритму з генератором, що обертається з
постійною частотою

Збільшення швидкості обертання вітроустановки призводить до
збільшення струму зарядження накопичувача енергії, внаслідок чого
збільшується електромагнітний момент (статичний момент опору), що
обмежує збільшення швидкості обертання вітроустановки. Зменшення
швидкості вітру призводить до зниження струму зарядження накопичувача та
як наслідок до зменшення статичного електромагнітного моменту, що
дозволяє досягати стабільної частоти обертання вітроустановки [22].
Таким чином, при реалізації такого алгоритму система автоматично
прагне стабілізації за відсутності зовнішнього управління. Простота
реалізації даного алгоритму та відсутність великої кількості пристроїв, вказує
про високу надійність його роботи, але застосування цього алгоритму
потребує встановлення додаткових обмежень на вітроустановки, а саме
спрямованого захисту її від роботи в неномінальних режимах.
Більш складним варіантом реалізації алгоритму управління
вітроустановкою є алгоритм, що включає можливість перемикання обмоток
генератора, тобто реалізації так званого ступінчастого регулювання
потужності, що видається в залежності від швидкість вітру. Блок схема
реалізації даного алгоритму представлена на рисунку 2.6.

45

Вітроустановка Генератор Випрямляч Акумулятор
Пристрій
перемикання
обмоток
Рис. 2.6. Блок схема алгоритму з перемиканням обмоток генератора із
застосуванням електромеханічних пристроїв

Вітроустановка Генератор Випрямляч Акумулятор

Анемометр Пристрій
перемикання
обмоток

Рис. 2.7. Блок схема алгоритму з перемиканням обмоток генератора із
застосуванням анемометра

Зі зростанням обертів збільшується відцентрова сила, що дозволяє
використовувати механічні пристрої, які призначені для перемикання
обмотки автоматично та безпосередньо. Аналогічно, можна застосування
анемометрів, що дозволяють задати в системі параметри перемикання
обмоток за певними значеннями швидкості вітру. Застосування додаткових
46
пристроїв призводить до зниження надійності даної системи, проте вона
більш поширена, ніж перший алгоритм (рисунок 2.7).
Ще одним із варіантів алгоритму із ступінчастим регулюванням є
алгоритм із застосуванням проміжного пристрою передачі механічного
моменту з вітроустановки на генератор (коробка передач, редуктор).
Функціональна блок схема такого алгоритму представлена на рисунку 2.8.
Недоліком даного алгоритму є наявність додаткових механічних втрат у
ланцюзі «Редуктор».

Вітроустановка Редуктор Генератор
Випрямляч Акумулятор

Рис. 2.8. Блок схема алгоритму з редуктором

Принципово іншим способом керування вітроустановкою є
регулювання аеродинамічних характеристик. Регулювання може
здійснюватися за рахунок зміни настановного кута лопатей вітроустановки
або інших її геометричних характеристик, здатних вплинути на частоту
обертання вітроколеса. При реалізації цього алгоритму також присутній ряд
недоліків характерних для попередніх алгоритмів: застосування додаткових
механічних пристроїв, що здійснюють регулювання геометричних
параметрів вітроколеса. Однак, розглядаючи цей спосіб регулювання можна
відзначити переваги, пов'язані з більш точним та плавним регулюванням
потужності, що видається вітроустановкою. Блок схему реалізації даного
алгоритму представлено на рисунку 2.9.

47
Вітроустановка Генератор Випрямляч Акумулятор
Аеродинамічний
регулятор
Рис. 2.9. Блок схема алгоритму з аеродинамічним регулятором

Тим не менш, застосування механічних пристроїв призведе до значного
ускладнення конструкції вітроколеса, істотного зниження надійності та
підвищення вартості установки. Крім цього, виникає необхідність отримання
регулювальної залежності потужності вітроустановки від кута установки
лопаті. Також істотним недоліком є вузький діапазон регулювання: на
великих швидкостях вітру необхідна досить велика жорсткість пружин, але
при високих швидкостях вітру занадто велика жорсткість пружин не
дозволить здійснити складання лопат і гальмування вітроколеса.
Найбільш ефективними та поширеними в даний час системами є ВЕУ,
які працюють на змінних швидкостях обертання та містять у своїй будові
електричний перетворювач [24]. Його застосування дозволяє здійснювати
керування без будь-яких допоміжних механічних регуляторів, хоча
найчастіше використовуються механічні або електромеханічні пристрої, що
здійснюють аварійне гальмування у разі потреби. У той же час, таке
регулювання є досить плавним, щоб говорити про його високу ефективність
на різних швидкостях вітру. З іншого боку, виникає потреба у застосуванні
електричного перетворювача, виконаного з якісних та надійних елементів.
Структурна схему такої системи представлена на рисунку 2.10.

48

Акумулятор
Електричний
Вітроустановка Генератор Випрямляч перетворювач

Контролер

Рис. 2.10. Блок схема алгоритму з електричним перетворювачем

Як генератор у таких системах може бути використаний синхронний
генератор на постійних магнітах, а як перетворювач – ШІМ-перетворювач на
IGBT транзисторі, який має високу ефективність у різних системах. ШІМ-
перетворювачем керує контролер - окремий пристрій, який спираючись на
вимірювання різних величин тим чи іншим чином впливає на перетворювач
(наприклад, змінює коефіцієнт заповнення ШІМ перетворювача),
намагаючись вийти на оптимальний режим видачі потужності [25].
Поняттю максимальної потужності відповідає точка максимальної
потужності (рисунок 2.11). Існує кілька способів відстеження точки
максимальної потужності, які поділяються на дві категорії: у яких
використовуються механічні датчики та без них.
До методів, що використовують механічні датчики, відноситься
метод відстеження максимальної швидкохідності. Метод, що використовує
відстеження швидкохідності, безпосередньо регулює швидкість
вітроколеса або його момент для того, щоб підтримувати значення
швидкохідності оптимальним, вимірюючи при цьому поточні швидкості
вітру та вітроколеса (рисунок 2.12). На рисунку позначено: ωG – частота
обертання генератора, об/хв; V – незбуджена швидкість набігаючого
49
потоку, м/с [23].

Рис. 2.11. Визначення точки максимальної потужності

Акумулятор
Електричний
Вітроустановка Генератор Випрямляч
перетворювач
ωG
Анемометр V Контролер

Рис. 2.12. Блок схема алгоритму з контролем швидкохідності
вітроустановки

50
Істотним недоліком методів контролю є необхідність застосування
анемометра, який має бути розташований на одній висоті з вітроколесом
(щоб забезпечувати досить точні вимірювання вітру, оскільки вони різні на
різних висотах від рівня землі), однак цей прилад повинен знаходиться
віддалено від вітроколеса, щоб збурення вітрового потоку, які виникають
поруч із вітроколесом, не спотворювали результати вимірювань. Крім того,
встановлення додаткових пристроїв негативно позначається на надійності
системи та збільшення її вартості. Також виникає проблема отримання
залежності потужності від швидкості вітру і частоти обертання для різних
типів вітроколес, а тому таке рішення не буде універсальним.
Альтернативою методу контролю швидкохідності є метод зворотного
зв'язку за потужністю [21]. Такий метод передбачає отримання даних про
поточну потужність і частоту обертання генератора. За попередньо заданою
кривою, отриманою експериментально за допомогою математичного
моделювання або процесом «тренування» системи управління,
розраховується поточне відхилення між поточною та оптимальною
потужністю після чого використовується для керування електричним
перетворювачем (рисунок 2.13). Основний недолік даного методу полягає в
тому, що необхідно заздалегідь отримати криву потужності, що не завжди
можливо з достатньою мірою точності.
Іншими методами відстеження максимальної точки є методи, які не
використовують механічні датчики, їх також називають «методи пошуку
максимуму». Для кожної певної швидкості вітру існує оптимальна швидкість
обертання вітроколеса, при якій потужність максимальна. Це свідчить, що
функція залежності потужності від швидкості обертання вітроколеса має
одну точку максимуму. Умова максимуму для цієї функції - це рівність нулю
похідної механічної потужності обертання вітроустановки (PВЕУ) за часом:

dPВЕУ = 0.
dt
51
Цей факт використовується у всіх подібних алгоритмах.

Акумулятор
Електричний
Вітроустановка Генератор Випрямляч перетворювач

Контролер
ωG

Рис. 2.13. Блок схема алгоритму із зворотним зв'язком за потужністю

Один із таких алгоритмів управління використовує принцип пошуку,
запам'ятання та повторного використання [21]. Алгоритм розпочинає свою
роботу без будь-якої інформації про об'єкт управління - систему ВЕУ. У
процесі навчання алгоритм знаходить точки максимуму, що відповідають
різним швидкостям вітру, за умовою максимуму функції та зберігає їх
параметри в пам'ять для подальшого використання. Це виконується до тих
пір поки буде зібрано достатню кількість інформації про характеристики
системи. Після цього процес отримання максимальної потужності
оптимізований. Такий процес тренування також називають безпосереднім
навчанням. До недоліків цього методу відносяться необхідність навчання, а
отже і неефективність роботи у цьому режимі, досить велика складність, що
52
може бути важливим при реалізації алгоритму на кінцевих пристроях
контролерів.
Інший метод заснований на прямому регулюванні коефіцієнта
заповнення ШІМ виходячи з порівняння поточних вимірювань електричної
потужності генератора із попередніми. Коефіцієнт заповнення визначається
за виразом

D τ
= ,
T

де D – коефіцієнт заповнення ШІМ;
τ – час імпульсу, с;
T – період циклу регулювання, с.
Регулюючи коефіцієнт заповнення, можна змінювати напругу на виході
ШІМ-перетворювача, а отже і струм навантаження. Незважаючи на те, що
зміна швидкості вітру може відбуватися досить швидко і в широких межах,
механічна потужність на валу вітроустановки змінюється досить повільно
через велику механічну інерцію колеса вітроустановки. У цьому випадку
коефіцієнт заповнення ШІМ визначатиметься за виразом

D = D +C ∆Pk−1
k k−1 1 ,
Dk−1

де Dk , Dk−1 – коефіцієнт заповнення в k-му відліку та попередній йому
коефіцієнт заповнення відповідно;
∆Pk−1 – зміна потужності між відліками, Вт;
Dk−1 – зміна заповнення між відліками;
C1 – крок зміни, 1/Вт.

53
Ще одним методом пошуку екстремуму є метод, що базується на
граничному циклі. Пошук точки максимальної потужності здійснюється за
допомогою інтегральної ланки, яка керує струмом електричного
перетворювача системи, підключеної до зовнішньої мережі шляхом
регулювання постійної напруги електричного перетворювача. Опорний струм
збільшується доти, доки виконується умова максимуму. Якщо він
збільшується і далі, постійна напруга електричного перетворювача не може
залишатися постійною, оскільки умова балансу потужності в цьому випадку
не дотримується. Тому постійна напруга починає знижуватися і, якщо вона
стане меншою за деяке порогове значення, керуючий вплив інтегратора
змінює знак, зменшуючи опорний струм. В наслідок даного процесу
виникають нелінійні коливання близько точки максимуму, які називають
граничним циклом. Через ці коливання система автоматично досягає точки
максимуму; при цьому система управління не використовує будь-які дані про
генератор та вітроколесо.
Іншою перспективною розробкою в області методів пошуку
екстремуму функції потужності є застосування змінного кроку при зміні
кутової швидкості обертання вітроколеса. Замість постійного кроку зміни
використовується крок, який пропорційний відношенню зміни потужності до
зміни швидкості обертання

∆ω K ∆P
= k−1
k ,
∆ωk−1

де K – емпіричний коефіцієнт пропорційності;
∆ωk−1 – зміна частоти обертання між поточним та попереднім
відліком, рад/с;
∆ωk – нова зміна частоти обертання, рад/с;
∆Pk−1 – зміна потужності між відліками, Вт

54
Таким чином, частота обертання змінюватиметься швидше, якщо
поточна потужність буде знаходитися далеко від точки максимальної
потужності. Однак, чим поточна потужність буде ближча до екстремуму, тим
зміна відбуватиметься повільніше.
Ще одним методом контролю точки максимальної потужності є метод,
в якому як вхідний параметр використовується потужність, а як керований
параметр - момент. Оптимальне значення моменту застосовується в ланцюзі
управління моментом у синхронних генераторах з постійними магнітами. У
цьому випадку контролер не потребує додаткових даних про швидкість вітру.
Існують методи, що поєднують кілька різних підходів до пошуку
максимальної потужності. Одним із них є підхід, що поєднує контроль
швидкохідності та пошук екстремуму функції потужності [26, 27]. На
першому етапі точка максимуму відстежується приблизно до оптимальної
швидкохідності. Коли швидкість вітру, що вимірюється, стабілізується,
подальший пошук дійсної точки максимуму проводиться класичним методом
пошуку екстремуму. Коли дійсний пік досягнуто, до пам'яті заносяться
відповідні значення оптимальної швидкості генератора та відповідна їй
швидкість вітру; після цього коригується оптимальне значення
швидкохідності. Коли швидкість вітру змінюється, то у подальших
розрахунках використовується скориговане значення швидкохідності.
Перевагою порівняно з простим методом відстеження швидкохідності є
необхідність у попередньому отриманні характеристик вітроколеса, проте
інші недоліки зберігаються.
З іншого боку, такі алгоритми показують гіршу ефективність ніж
класичні алгоритми, у яких відстежується швидкохідність.
Ще одним сумісним методом є метод, який включає переваги двох
алгоритмів: контролю точки максимуму за характеристикою «потужність –
швидкість обертання» і метод пошуку екстремуму. Цей алгоритм вимірює
швидкість обертання генератора і обчислює оптимальний крутний момент
Mопт. Дійсне значення крутного моменту Mдійсн також вимірюється.
55
У нормальних (номінальних) режимах, коли різниця M між Mопт і Mдійсн
невелика, застосовується так званий метод збурення і спостереження,
заснований на обчисленні потужності, ігноруючи характеристику M - ω.
Якщо різниця ΔM з деяких причин (наприклад, різкі пориви вітру,
неправильна ініціалізація програми через недостовірні дані з датчиків)
достатньо велика, то коефіцієнт заповнення виставляється відповідно до
даної характеристики.

2.4 Розробка алгоритмів інтелектуального управління
вітрогенераторної установки

Для того, щоб отримані дані з датчиків вітрогенератора оброблялися
віддалено на сервері, потрібно розробити алгоритми для автоматизованого
управління вітрогенератора. Коли розробник створює програму, він створює
набір алгоритмів. Фактично алгоритм лежить в основі таких потенційно
потужних технологій, як штучний інтелект. Алгоритми є основою технологій
автоматичного навчання, або «машинного навчання». Сьогодні алгоритми
стоять за такими технологіями як віртуальні помічники або автономні
транспортні засоби.
Алгоритм аналізу вібрації. Розроблений алгоритм, який представлений
на рисунку 2.14 забезпечить надійну роботу вітрогенератора. Даний алгоритм
виявить відхилення в механічній частині вітротурбіни і проаналізує дані,
отримані з датчиків вібрації. Також у разі серйозних проблем повідомить
оператора, яка з механічних частин може бути несправна.
Xm – амплітуд вібрації;
Xmн – амплітуда номінальної вібрації;
Xmmax – амплітуда максимальної вібрації.
Алгоритм рівня шуму. Розроблений алгоритм, який представлений на
рисунку 2.15. Датчик з якого приходять дані, програмується на стандартні,
робочі шуми і у разі відхилень повідомляє про це оператору.
56
Lg – амплітуд вібрації;
Lgmax – амплітуда максимальної вібрації

Рис. 2.14. Алгоритм вібрації Рис. 2.15. Алгоритм рівня шуму

Алгоритм швидкості обертання. Даний алгоритм дозволяє
відстежувати не тільки швидкість валу, а й швидкість ротора (рис. 2.16).
Датчик з якого приходять дані, програмується на стандартні, робочі
швидкості та у разі появи відхилень повідомляє про це оператора та зупиняє
роботу вітротурбіни.
ω – номінальна швидкість обертання;
ωmax – максимальної швидкість обертання.
Алгоритм температури (рис. 2.17). Датчики, що вимірюють
температуру у складових компонентах вітрогенератора, досить велика, а
алгоритм в основному скрізь однаковий.
t – показник температури ̊C;
57
tн – номінальна температура;
tmax – максимальна температура.

Рис. 2.16. Алгоритм швидкості Рис. 2.17. Алгоритм температури
обертання

Алгоритм осьового зміщення. Розробка цього алгоритму допоможе
запобігти небажаним наслідкам, пов'язаним із механічними несправностями,
а також повідомити оператора про можливі проблеми.
хe – коефіцієнт осьового змішення;
хeн – номінальний коефіцієнт осьового змішення;
хemax – максимальний коефіцієнт осьового змішення.

58

Рис. 2.18. Алгоритм осьового зміщення

Алгоритм, що аналізує швидкість вітру та напрямки для оптимальної
роботи вітрогенератора. Розробка цього алгоритму допоможе запобігти
небажаним наслідкам, пов'язаним із сильним вітром. За допомогою даного
алгоритму з'являється можливість аналізувати ситуацію, пов'язану із сильним
чи слабким вітром. Алгоритм відшукує шляхи вирішення проблеми пов'язані
із вітром у разі повільної швидкості вітру та зі зміщеним кутом вітру,
алгоритм отримує дані з датчиків напряму вітру та намагається повернути
гондолу у напрямку до вітру для оптимальної роботи вітроустановки. SВ –
коефіцієнт швидкості вітру; SВн – номінальний коефіцієнт швидкості вітру;
SВmax – максимальний коефіцієнт швидкості вітру; Ū – кут вітру; ŪВ – кут
гондоли щодо вітру. Цей алгоритм зображений на рисунку 2.18, він один із
найбільших і найскладніших алгоритмів, представлених у цій роботі. У разі,
якщо швидкість обертання валу, що приводить у дію за допомогою лопатей,
59
буде вищою за максимальні критерії, то спрацює автономна сигналізація, що
дозволяє убезпечити вітротурбіну від руйнування та механічних поломок.
Сигналізація повністю зупинить вал та змінить кут гондоли, щоб сильний
вітер менше впливав на лопаті, а також повідомить оператора про цей
інцидент. Оператор у свою чергу може проаналізувати отримані дані та
прийняти рішення про можливий виклик бригади монтерів, для перевірки
цілісності вітроустановки.

Рис. 2.19. Алгоритм аналізує швидкість вітру та напрямки для
оптимальної роботи вітрогенератора
60
2.5 Висновки до розділу 2

У розділі 2 магістерської роботи отримано наступні результати.
1. Розглянуто типову конструкцію вітроелектрогенератора та визначено
основні його складові частини.
2. Визначено основні конструкції вітротурбін, які застосовуються у
складі ВЕУ. Визначено основні переваги та недоліки кожного типу
вітротурбін.
3. Встановлено, що для розробки інтелектуальної системи управління
великих і потужних ВЕУ, доцільно використовувати конструкції вітротурбін
із горизонтальною віссю, тому що їх ефективність набагато вища за
установки з конструкцією вітротурбін з вертикальною віссю. Висота
установки вітротурбін із горизонтальною віссю можна визначити виходячи із
місцевості та регіону будівництва вітроелектростанції.
4. Визначено, що для використання у потужних вітроустановках
найбільш ефективним є використання синхронного генератора з класичною
конструкцією. Перевагою таких електричних машин є можливість видачі
великої потужності, а недоліком є висока ймовірність виникнення нестійкої
роботи в режимі паралельно з мережею при різких перепадах вітрового
навантаження.
5. Розроблені алгоритми інтелектуального управління
вітрогенераторної установки з вбудованими датчиками, дають можливість
своєчасної обробки інформації для прийняття оптимальних рішень при
можливих відхиленях в процесі роботи вітроустановки. Такими
відхиленнями можуть бути: слабка або сильна швидкість вітру, нестандартні
шуми або вібрації, надто висока температура деяких компонентів. За
допомогою розроблених алгоритмів, вітроустановка сама перелаштовується
під оптимальний режим роботи, що у свою чергу призводить до
безперебійної роботи ВЕУ або екстреної зупинки вітрогенератора з
61
надсиланням повідомлення про проблему оператора для вжиття певних
заходів щодо нестандартної ситуації.
5. Встановлено, що розробка імітаційної моделі вітроелектростанції з
інтелектуальною системою видачі потужності, надасть можливість
дослідження використання різних типів генераторів, комбінацій
акумуляторних установок тощо.
6. Встановлено, що для керування видачею потужності великої
вітроелектростанції раціонально використовувати алгоритм відстеження
максимальної потужності у комбінації з методом пошуку екстремуму.

62
РОЗДІЛ 3
ІМІТАЦІЙНЕ МОДЕЛЮВАННЯ ВІТРОУСТАНОВКИ

Для побудови імітаційної моделі вітроелектроустановки необхідно
використовувати сучасні програмні продукти. Планується, що отримана
модель надасть можливість дослідження роботи ВЕУ при різних режимах
вітрового навантаження, а також різних режимах роботи зовнішньої
розподільної мережі. Так як швидкість вітру є непостійною, тому
пропонується використовувати додатковий накопичувач енергії, при цьому
стає неможливим використання синхронного генератора у складі ВЕУ
великої потужності. Недоліки даного генератора, які були зазначені раніше у
розділі 2 випускної кваліфікаційної роботи, не дозволять отримати стійку
роботу при різких змінах вітрового, а також при змінах режиму роботи
системи, пов'язаних в першу чергу з добовими коливаннями навантаження.
Встановлено, що потрібно використання автоматики для підтримки
синхронної роботи ГУ з мережею, що важко реалізовується саме для великих
ВЕС, з великою кількістю генеруючого устаткування з великими значеннями
встановленої потужності. Пропонується використовувати інший підхід до
управління видачею потужності, який буде розглянуто у цьому розділі
магістерської роботи.
Як правило, в автономній ВЕС у якості електроенергетичного
перетворювача використовується активний випрямляч, який випрямляє
змінну напругу генератора для зарядження акумулятора.
Швидкість вітру не є постійною, тому енергію доводиться зберігати в
акумуляторі. У випадку, коли батарея заряджена, перетворення енергії вітру
зупиняється. Тому пропонується створити групу контролерів вітру, що
дозволить розподіляти потужність між блоками накопичувачами енергії
таким чином, щоб акумулятор не заряджався, а вся вироблена потужність
віддавалася споживачу.
63
Для перевірки методу групового управління необхідно реалізувати
метод технічної автоматики, такий як запуск, плавна зупинка, аварійна
зупинка.

3.1 Вибір програмного продукту для моделювання

Першим етапом створення імітаційної моделі є вибір програмного
продукту для її реалізації. Програмний продукт повинен мати наступні
переваги та властивості: простоту, наочність розроблюваних схем,
достовірність отриманих результатів і моделей.
На ринку програмних продуктів існує багато різноманітних
програмних комплексів, що дозволяють вирішувати завдання, поставлені в
рамках виконання та підготовки магістерської роботи. Серед усього
різноманіття програмних продуктів можна виділити два, які набули
найбільшого поширення: MATLAB/Simulink з використанням вбудованої
бібліотеки SimPowerSystems [28] та PSCAD [29].
Програмний комплекс MATLAB/Simulink з бібліотекою SimPower
Systems має широку можливості для створення та моделювання режимів та
алгоритмів роботи різних пристроїв та об'єктів електроенергетичної галузі,
включаючи об'єкти силової, тобто високовольтної частини і об'єктів
управління. Головною перевагою програмного комплексу MATLAB/Simulink
є його універсальність. Інакше кажучи, програмний комплекс
MATLAB/Simulink можна використовувати як для моделювання електричних
режимів, така і механічних зусиль, теплових процесів тощо. Це зумовлює і
універсальність алгоритмів розрахунку в програмному комплексі
MATLAB/Simulink [28]. Універсальність яких не дозволяє отримати високу
швидкість моделювання в порівнянні з іншими спеціалізованими
програмними комплексами .
Для порівняння з програмним комплексом MATLAB/Simulink із
бібліотекою SimPowerSystems обрано спеціалізований для
64
електроенергетичної галузі програмний комплекс моделювання в реальному
часі PSCAD. Даний програмний комплекс створений спеціально для
вирішення задач електроенергетики та призначений для моделювання
перехідних процесів в електроенергетичних системах, режимів роботи
електроенергетичних систем, аварійних ситуацій та реакції автоматики на
різні зовнішні та внутрішні збурення.
Бібліотека стандартних елементів PSCAD містить велику кількість
моделей, що полегшує створення власної моделі [29]. Розроблена модель
вітроустановкою у складі вітроелектростанції може бути змодельована для
управління стандартною моделлю вітрогенератора, що спрощує можливість
складання та тестування алгоритму роботи інтелектуальної системи
управління. Тому для реалізації вітроустановок у складі вітроелектростанції,
що виконується в рамках дослідження у кваліфікаційній роботі,
пропонується використовувати програмний комплекс PSCAD. Перевагою
програмного комплексу PSCAD є можливість створення сценаріїв, які
дозволять детально змоделювати різні режими роботи ВЕС з
інтелектуальною системою управління та впливом інтелектуальної системи
управління на режими видачі потужності в мережу при різних аварійних
перехідних процесах або при режимних перемиканнях у системі.

3.2 Розробка та побудова імітаційної моделі ВЕУ в програмному
комплексі PSCAD

На рисунку 3.1 представлена побудована імітаційна модель
вітроустановки, яка включає в себе дві основні частини: механічну та
електричну [29].
Механічна частина моделі відповідає за створення механічної
потужності, що відповідає певним швидкостям вітру. Вихідним параметром
механічної системи є механічний (статичний) момент.
65
Електрична частина моделі відповідає за перетворення механічної
енергії в електричну. За перетворення механічного енергії в електричну в
моделі відповідає модель електричної машини. У комп'ютерній моделі
використано модель електричної машини на постійних магнітах. Дана модель
генератора, що використовується у складі вітроелектростанцій була
розглянута в розділі 2 випускної кваліфікаційної роботи.
Розглянемо склад розробленої комп'ютерної моделі, яка реалізована у
програмному комплексі PSCAD. Механічна частина складається з:
1. Вітротурбіни.
2. Контролера кута нахилу лопатей вітротурбіни.
Модель електричної частини складається з:
1. Вузла зв'язку та контролю параметрів мережі.
2. Вузла контролю параметрів генератора.
3. Захисту вставки постійного струму з конвертером постійного струму.
4. Низькочастотного фільтра.
5. Трансформатора
6. Блока масштабування, який відповідає за збільшення потужності, що
видається з моделі вітрогенератора в модель вітроелектростанції.
66

Рис. 3.1. Загальний вигляд імітаційної моделі вітроустановки
67
На рисунку 3.2 представлений повний вид моделі ділянки
електроенергетичної системи, в якій модель вітроустановки по лінії
електропередачі підключена до джерела нескінченної потужності, що
моделює вихід енергосистеми з кратністю струму короткого замикання 10,
тобто система, що моделюється цим виходом є досить стабільною та стійкою.
Модель вітроустановки може перейти в нестійкий режим, якщо підключення
буде виконано до моделі енергосистеми з меншою кратністю струмів КЗ у
точці підключення.

Рис. 3.2. Повний вигляд моделі ділянки електроенергетичної системи

У таблиці 3.1 наведено параметри моделі вітрогенератора.

Таблиця 3.1
Параметри моделі вітрогенератора
Позначення
параметра Параметр Одиниця
вимірювання Значення
1 2 3 4
Dblk Вмикання/Вимкнення - Dblk
вітротурбіни
Vtrf_HV Номінальна напруга обмотки кВ Vbase
ВН трансформатора
No_WTG Загальна кількість UN
вітрогенераторів
68
Продовж. табл. 3.1.
1 2 3 4
Sbase Встановлена потужність МВА 2
однієї установки
Vrated_PM Встановлена потужність кВ Vrated_P
генератора на постійних M
магнітах
Vwind Вхідне значення швидкості м/с Vw
вітру
vWcutin Швидкість вітру, при якій м/с 3
вітрогенератор може
видавати потужність
vWcutout Максимально допустима м/с 25
швидкість вітру для
вітрогенератора
VRot_nom Швидкість обертання об/хв 12
вітротурбіни за номінальної
швидкості обертання
генератора
freq Номінальна частота системи Гц freq
freq_PM Базова частота генератора Гц 30

Розглянемо докладніше окремі частини моделі.
Механічна частина моделі. Модель вітротурбіни представлена рисунку
3.1. Вона призначена для моделювання механічної потужності та
механічного моменту, який передається з контролера задавання швидкості
вітру та кута нахилу лопатей вітроколеса. Вхідні параметри моделі
вітротурбіни представлені у таблиці 3.2.

69
Таблиця 3.2
Параметри моделі вітротурбіни
Позначення Параметр Одиниця Значення
параметра вимірювання
1 2 3 4
Rad_turb Радіус м 50
вітроколеса
турбіни
vWcutin Початкова м/с vWcutin
швидкість
обертання
вітроколеса
vWcutout Мінімальний кут м/с vWcutout
нахилу лопатей
вітроколеса
VRot_nom Швидкість об/хв VRot_nom
обертання
вітротурбіни при
номінальній
швидкості
обертання
генератора
Pitch_min Мінімально градус 0
допустимий кут
нахилу лопатей
вітроколеса
Pitch_max Максимальний градус 28
кут нахилу
лопатей
вітроколеса
Wref_sp Точка в.о W0
встановлення
розрахункової
швидкості
генератора

70
Продовж. табл. 3.2
1 2 3 4
Pbase Базова активна МВт Sbase
потужність
Kp_Ptch Регулятор в.о Kp_Ptch
підсилення
Ti_Ptch Регулятор в.о Ti_Ptch
постійного часу

Схема моделі контролера кута нахилу представлена рисунку 3.3.
Контролер порівнює помилки за швидкістю і потужністю. Параметри
швидкості вітру при яких вітротурбіна починає обертатися та критична
швидкість вітру для турбіни є важливими параметрами моделі. Ґрунтуючись
на цих параметрах, проводиться ранжування швидкості вітру в моделі. Для
моделі задані значення мінімальної швидкості 3 м/с, а максимальної 25 м/с.
Дані параметри швидкості вітру обрані на підставі значень для великих
вітротурбін встановлених на вітроелектростанції, значення взяті для турбін
виробництва General Electric [30].

Рис. 3.3. Схема контролера кута нахилу
71
Механічна потужність, що перетворюється від значень швидкості
вітру, може бути визначена за допомогою виразу

P ρ
= A ⋅V 3
2 r W ⋅Cp (λ,θ ), (3.1)

де ρ - густина повітря, кг/м3;
Ar - площа охоплена лопатями вітроколеса, м2;
VW - швидкість вітру, м/с;
λ - швидкохідність;
Cp - коефіцієнт потужності, що є функцією швидкохідності
вітроколеса і кута нахилу лопатей;
θ - кут нахилу лопатей вітроколеса.
Коефіцієнт Cp відноситься до паспортних параметрів вітротурбіни і
надається виробником на кожен тип виробленої ним турбіни вигляді графіка
чи табличних значень. Вигляд кривих коефіцієнта потужності турбін
виробництва General Electric [30] представлені рисунку 3.4.

Рис. 3.4. Залежність коефіцієнта потужності вітротурбіни при різних
значеннях кута нахилу та швидкохідності турбіни
72
Для встановленого режиму вираз для визначення швидкохідності
матиме вигляд

λ WВУ ⋅R 2π ⋅nВУ ⋅R= = , (3.2)
VW VW

Реалізувати вираз для швидкохідності у встановленому режимі можна
за допомогою блоків програмного комплексу PSCAD [30], що представлені
на рисунку 3.5.

Рис. 3.5. Загальний вигляд моделі блоку розрахунку швидкохідності

Розрахунок коефіцієнта потужності Cp у моделі заданий у вигляді
полінома четвертого порядку згідно з виразом

4 4
Cp (θ ,λ) =∑∑(ai, j ⋅θ
i ⋅ λ j ). (3.3)
і=0 j=0

Отриманий вираз (3.3) добре апроксимується для значень
швидкохідності, що знаходяться у межах 3≤ λ ≤15 , а від’ємне значення Cp
обмежено значенням – 0,05. Для моделі згідно з (3.3) параметр ai, j задається
матрицею розміром 5х5 із загальним числом коефіцієнтів 25.
73
Електричні компоненти моделі. У моделі електрична частина
вітротурбіни складається з генератора на постійних магнітах та
перетворювача напруги «Змінний струм – постійний струм – змінний струм».
На рисунку 3.6 представлений вигляд моделі генератора на постійних
магнітах

Рис. 3.6. Загальний вигляд моделі генератора на постійних магнітах

На рисунку 3.6 показані входи моделі генератора, де W – вхідна
швидкість, у.о., коли модель працює в режимі з контролем швидкості
генератор починає обертання зі швидкістю W0. S – параметр, який відповідає
за перемикання між режимом контролю швидкості та режимом контролю
моменту. Для режиму контролю швидкості S = 1, для режиму контролю
моменту S = 0. T – вхідне значення моменту, у.о.. Якщо модель функціонує у
режимі контролю моменту, тоді машина визначає швидкість ґрунтуючись на
коефіцієнті інерції та коефіцієнті демпфування, вхідним та вихідним
значенням моменту.
Конвертор «змінний струм – постійний струм – змінний струм»
представлений рисунку 3.7, який складається з:
1) Перетворювача та контролера мережі;
2) Контролера та конвертера генератора;
3) Інвертора.
4) Фільтра низьких частот;
5) Підсилювача.

74

Рис. 3.7. Загальний вигляд моделі конвертера напруги

Перетворювач та контролер мережі контролює напругу на шинах
постійного струму, поки контролер та конвертер генератора контролює
активну потужність на вітротурбіні. У моделі обидва контролери реалізовані
як перетворювачі напруги. Інвертор використовується для захисту постійного
струму від перенапруг. Фільтр низьких частот використовується з боку
змінної напруги для фільтрації гармонічних спотворень, викликаних
наявністю в моделі блоку перетворень «змінний струм – постійний струм –
змінний струм».
Перетворювач і контролер мережі, показані на рисунку 3.8 вони
необхідні моделі для регулювання напруги на шинах постійного струму і
шинах змінного струму. Значення величини змінної напруги встановлено на
рівні 1 у.о.

Рис. 3.8. Перетворювач та контролер мережі
75
Параметри блоку «Перетворювач та контролер мережі» представлені в
таблиці 3.2.

Таблиця 3.2
Параметри блоку «Перетворювач та контролер мережі»
Позначення Тип
Параметр Одиниця Значення
параметра змінної вимірювання
ILimPriority Пріоритет d або q Integer - 0
координати: 0- q,
1-d
Sbase Встановлена Real МВА Sbase
потужність
freq Частота в мережі Real Гц freq
змінного струму
Vacbase Номінальне Real кВ Vrated_PM
значення змінної
напруги
Vdc_base Базове значення Real Vdc_base
постійної напруги
Lconv Індуктивність Real Гн Lconv_G
перетворювача
напруги
Imax_puinteger Максимальне Real у.о 1,1
значення струму

Ініціалізація у відносних одиницях та трансформація вимірювань
струму та напруги показана на рисунках 3.9 та 3.10. Фільтри з частотною
характеристикою 60 Гц використані, щоб підвищити якість значення
постійного струму за рахунок від фільтрування вищих гармонік від силових
перетворювачів. Базові показники перетворювача та контролера мережі та
76
перетворювача максимального струму розраховуються на основі
встановленої потужності (Sbase) та діючого значення фазної базової змінної
напруги (Vacbase).

Рис. 3.9. Перевід у відносні одиниці та перетворення струму з фазних
координат (ABC) полярні (dq)

Рис. 3.10. Перевід у відносні одиниці та перетворення напруги з фазних
координат (ABC) полярні (dq)

77
Моделі контролера постійної напруги, каскадного перетворювача
змінної напруги та контролера реактивної потужності представлені на
рисунках 3.11 та 3.12. Ці контролери необхідні для генерації порядку
координат струму d та q для реалізації незв'язного регулювання відповідно.
Слайдери необхідні для зміни коефіцієнтів Kp і Ti для ПІ-регулятора та
необхідності його налаштування. Використовуваний ПІ-регулятор не
схильний до інтегрального насичення. Каскадний контролер змінної напруги
та реактивної потужності мають можливість вводити реактивну потужність
під час аварійних ситуацій – коротких замикань. Контролер
використовується з детектором відхилення напруги збільшення або зниження
струму опорного сигналу.

Рис. 3.11. Модель контролера постійної напруги

Для цього конвертера пріоритет за замовчуванням може бути
визначений на d або q координату як показано в таблиці 3.2, сигнал
пріоритету прийнятий рівним 0.
Система роздільного управління струмом модель, якою представлена
на рисунку 3.13 використовується для перетворення базових напруг, а саме
напруг, що зберігаються в змінних vd1ref і vq1ref.

78

Рис. 3.12. Каскадний контролер реактивної потужності
та змінної напруги

Рис. 3.13. Загальний вигляд моделі контролера незв'язного регулювання
координат d і q для отримання значень базової напруги
79
Для розподілу, який необхідно виконати для виключення взаємного
впливу одна на одну координат d і q, співвідношення (Iqpu∙wLpu) і
(Iqdpu∙wLpu) віднімаються та додаються до координат d і q відповідно.
Слайдери моделі представленої на рисунку 3.12 необхідні для налаштування
роботи контролера за потреби.
На рисунку 3.14 показано, змінні з базовими напругами, а саме vd1ref і
vq1ref перетворюються з прямокутних координат полярні, а амплітуда M
обмежена в у.о. значенням 1,15. Синусоїда трифазної базової напруги
отримується шляхом імпортування перетворення dq0 в ABC використовуючи
vd1ref та vq1ref, з використанням змінної thetaPLL – кута перетворення. До
цієї стадії базові синусоїди напруги розраховуються у в.о. з використанням
базового значення напруги, що дорівнює піковому фазному значенню змінної
напруги.

Рис. 3.14. Базові напруги, що надаються контролером мережі

Основне призначення контролера генератора полягає у контролі
активної потужності та напруги змінного струму у терміналі моделі
генератора на постійних магнітів. Контролер необхідний для отримання
відповідних розрахункових параметрів у терміналі вітротурбіни. Загальний
вигляд моделі контролера генератора представлений рисунку 3.15.
80

Рис. 3.15. Загальний вигляд моделі контролера генератора

Параметри моделі контролера генератора та їх опис наведено в таблиці 3.3.

Таблиця 3.3
Параметри контролера вітрогенератора
Позначення
параметра Параметр Тип змінної Одиниця
виміру Значення
1 2 3 4 5
ILimPriority Визначення Integer - 0
пріоритету d
або q
координати: 0-
q, 1-d
Pref Значення Real в.о. Pref
активної
потужності
Q_ord Значення Real Мвар 0
реактивної
потужності
Sbase Базова Real МВА Sbase
потужність
freq Частота системи Real Гц freq_PM

81
Продовж. табл. 3.3
1 2 3 4 5
Vacbase Базове значення Real кВ Vrated_PM
змінної напруги
системи
Vdc_base Базове значення Real - Vdc_base
постійної
напруги
Lconv Індуктивність Real Гн Lconv_G
перетворювача
напруги
Imax_pu Максимальний Real о.е. 1,1
струм

Загальний вигляд моделі контролера активної потужності на стороні
генератора представлений рисунку 3.16.

Рис. 3.16. Загальний вигляд моделі контролера потужності генератора

82
Контролер потужності генератора визначаться за значеннями активної
потужності за співвідношенням відповідно до таблиці 3.3 під час низьких
значень напруги. Такий підхід дозволяє підвищити стійкість роботи моделі.
вітроелектростанції під час аварійних ситуацій та коротких замикань.
Модель контролера змінної напруги представлено на рисунку 3.17,
який встановлений на базове значення напруги, що дорівнює 1 у.о.

Рис. 3.17. Модель контролера напруги на стороні генератора

Алгоритм роботи контролера напруги мережі та алгоритм отримання
базових напруг аналогічний алгоритмам контролера мережі, який було
розглянуто вище.
Допоміжний захист під час аварійних ситуацій – коротких замикань,
запобігає появі перенапруг на ємностях перетворювача постійного струму.
Цей захист забезпечується блоком «Перетворювач постійного струму», який
керується опором біполярним транзистором із ізольованим затвором (IGBT),
що гасить перенапруги.
Контроль запізнення напруги використовується для генерації імпульсів
відмикання транзисторів у перетворювачі постійного струму. Логіка роботи
блоку «Перетворювач постійного струму» ілюструється схемою,
представленою на рисунку 3.18 [30].

83

Рис. 3.18. Перетворювач постійного струму: а – загальний вигляд блоку, б
електрична схема та контроль запізнення; в – вхідні параметри блоку

Конвертери, що мають у своєму складі велику кількість компонентів
силової електроніки під час своєї роботи, генерують велику кількість вищих
гармонік, які потрапляють у мережу. Тому для зниження рівня вищих
гармонік у зовнішній мережі використовується блок із фільтром. Структура
фільтра вищих гармонік представлено рисунку 3.19.

Рис. 3.19. Фільтр вищих гармонік струму: а – вигляд блоку фільтра, б –
параметри блоку, в – електрична схема фільтра

84
Методика розрахунку параметрів фільтра найвищих гармонік.
Методика представлена в [31, 32], яка використовується при реалізації
імітаційного моделювання за допомогою моделі.
Частота відключення:

f UDC
відкл = ,
8ІПТ ⋅ L

де ІПТ – подвоєне значення амплітуди пульсацій струму, яке може бути
прийнято як 20% від подвійного значення номінального струму, що
визначається за виразом

Іmax AC = 2Іном.AC ,

де Іном.AC – номінальне значення змінного струму визначиться виразом

І P
= conv
ном.AC .
3Uф

Для розробленої моделі значення, які визначаються за виразами
матимуть вигляд:

І Pconv 2,14
ном.AC = = =1,8 кА,
3Uф 3 ⋅0,6
Іmax AC = 2 ⋅1,8 = 2,5 кА.

Значення пульсуючого струму IПТ отримаємо як:

85
І 20
ПТ = ⋅2,5 = 0,51 кА.
100

Тоді частота відключення

f UDC 1,45
відкл = = −5 = 3369 Гц.
8ІПТ ⋅ L 8 ⋅0,51⋅10,6 ⋅10

Несуча частота визначається за базовою частотою мережі:

С fвідкл 3369
fнесуч = = = 67,4 в.о.
fмережі 50

Для фільтра використовується частота зрізу 200 Гц.
Ємність фільтра, яка необхідна для забезпечення необхідної частоти
зрізу визначається за виразом:

С 1
фільтра = .
(2π ⋅ f зрізу )
2
⋅ L

Тоді для моделі отримаємо

С 1
фільтра = = 5974 мкФ.
(2π ⋅200)2 ⋅10,6 ⋅10−5

Демпфуюча гілка необхідна для зниження або повного виключення
можливих резонансних коливань, викликаних комбінацією L −Сфільтра .
Індуктивність демпфуючої гілки визначається як:

86
Lдемпф = 5LVSC ,
де LVSC – індуктивність перетворювача напруги. Для моделі отримаємо
значення:

Lдемпф = 5 ⋅10,6 ⋅10−5 = 5,3 ⋅10−4 Гн.

Демпфуючий опір визначиться за виразом:

L
R демпф
демпф = ,
Cдемпф

де Cдемпф – ємність демпфуючої гілки визначиться за виразом:

C
C = фільтра
демпф .
2

Тоді використовуючи вирази для моделі отримаємо:

C
C = фільтра 5974
демпф = = 2987 мкФ,
2 2
L
R демпф 5,3 ⋅10−4
демпф = = −3 = 0,42 Ом.
Cдемпф 2987 ⋅10

На рисунку 3.20 представлений загальний вигляд моделі блоку
масштабування, який відповідає за сумарну видаваєму потужність моделі
ВЕС. Таким чином, моделюючи роботу одного генератора та вітротурбіни з
визначенням їх параметрів та режиму роботи можна зробити масштабування
на загальну кількість подібних блоків в електростанції, так як великі ВЕС
зазвичай складаються з великої кількості однотипних вітроустановок. Для
87
моделі прийнято значення числа установок у складі ВЕС – 100 одиниць.
Алгоритм роботи блоку масштабування передбачає множення вихідного
струму з вітротурбіни на загальну кількість вітротурбін і вводиться в
систему, використовуючи керовані джерела струму. Блок масштабування
моделюється як і компонент ЛЕП (TLine) з кроком затримки розрахунку (dt).

Рис. 3.20. Блок масштабування (а) та його параметри (б)

Для блоку масштабування еквівалентна ємність може бути розрахована
як:

C dt
=
Zc

де dt – крок моделювання,
Zc – хвильовий опір.
Еквівалентний хвильовий опір визначається за виразом:

Zc L
= .
C

Для мінімізації впливу послідовно включеної індуктивності в блоці
масштабування можна частково використовувати опір розсіювання
трансформатора або повітряної чи кабельної лінії енергосистеми, якщо такі є
88
в моделі. Демпфуючий опір може бути підключений паралельно блоку
масштабування для зменшення нестійкості рішення.

3.3 Дослідження імітаційної моделі вітроустановки

Для перевірки адекватності моделі проведемо порівняння результатів
моделювання із спрощеною моделлю ВЕУ. У програмному комплексі
PSCAD побудована спрощена модель ВЕУ, яка модель дозволяє проводити
моделювання режимів роботи енергосистем з об’єктами розподіленої
генерації, які використовують енергію вітру. Однак спрощена модель не
дозволяє виконувати масштабування блоків і у своєму складі має тільки один
генератор. Запропонована модель є повною моделлю, яка має можливість
змінювати параметри устаткування та пристроїв системи, тобто наприклад,
генератор моделі можуть бути замінений на генератор іншого типу. Моделі
блоків генераторів представлені у бібліотеці стандартних моделей
програмного комплексу PSCAD [29].
Виконаємо порівняння результатів, отриманих при використанні
спрощеної моделі та повної моделі. На рисунках 3.21 та 3.22 представлені
отриманні динамічні характеристики спрощеної та повної моделі при зміні
швидкості вітру.

89

Рис. 3.21. Динамічні характеристики, отримані при використанні
спрощеної імітаційної моделі

90

Рис. 3.22. Динамічні характеристики, отримані при використанні повної
імітаційної моделі

На рисунках 3.23 і 3.24 зображені отримані динамічні характеристики
для спрощеної та повної моделі під час моделювання трифазного короткого
91
замикання на землю на шинах енергосистеми на момент часу 2 секунди від
початку розрахунку. Перехідні процеси для постійної напруги, активної та
реактивної потужностей та швидкості вітру однакові. Швидкість вітру
встановлено на номінальне значення 10 м/с, як було отримано попередньому
розрахунку. В результаті моделювання встановлено, що швидкість
розрахунку повної моделі перевищує у сім разів швидкість розрахунку для
спрощеної моделі.

Рис. 3.23. Динамічні характеристики, отримані для спрощеної моделі при
КЗ на шинах енергосистеми в момент часу 7 с
92

Рис. 3.24. Динамічні характеристики, отримані для повної моделі при КЗ
на шинах енергосистеми в момент часу 7 с

93
Отримані результати дозволяють зробити висновок про адекватність
моделі. Адекватність розробленої моделі дає можливість використання її для
моделювання режимів роботи енергосистем з відновлюваними джерелами
енергії у вигляді вітрових електростанцій. Завдання моделювання перехідних
режимів для енергосистем з ВЕУ дозволить визначати необхідні параметри
режимів енергосистем, виконувати розрахунок уставок релейного захисту та
автоматики, що є необхідною вимогою для надійного функціонування
енергосистеми в цілому.

3.4 Висновки до розділу 3

1. Для створення моделі вітроустановки виконано аналіз програмних
комплексів, визначено їх переваги та недоліки при реалізації конкретно
поставленого завдання.
2. Визначено, що для розробки моделі вітроустановки найбільш
відповідним програмним продуктом є програмний комплекс PSCAD.
3. Розроблено імітаційну модель вітроустановки у програмному
комплексі PSCAD. Побудована модель дозволяє здійснювати моделювання
роботи вітроустановок у складі вітроелектростанції з можливістю
дослідження використання різних типів генераторів, комбінацій
акумуляторних установок тощо, а також визначати режими функціонування
ВЕУ та їх вплив на режими роботи електроенергетичної системи.
4. Виконано моделювання та порівняння результатів зі стандартною
моделлю вітроустановки. Отримані результати дозволяють зробити висновок
про адекватність моделі. Адекватність розробленої моделі дає можливість
використання її для моделювання режимів роботи енергосистем з
відновлюваними джерелами енергії у вигляді вітрових електростанцій.
Завдання моделювання перехідних режимів для енергосистем з ВЕУ
дозволить визначати необхідні параметри режимів енергосистем, виконувати
94
розрахунок уставок релейного захисту та автоматики, що є необхідною
вимогою для надійного функціонування енергосистеми в цілому.

95
ВИСНОВКИ

1. Визначено, що в даний час процедура технологічного приєднання
об'єктів розподіленої генерації не відрізняється від процедури приєднання
звичайного споживача. У зв'язку з цим об'єкти РГ найчастіше
встановлюються без опрацювання схеми видачі потужності, внаслідок чого
виникають невраховані схемно-режимні ситуації, у яких стійка робота
об'єкта РГ неможлива.
2. Визначено, що відсутність нормативно-технічної документації та
нормативно-правових актів, які регламентували б технічні вимоги до об'єктів
розподіленої генерації (з урахуванням їх типології та особливостей
підключення до складу ОЕС України), створюють великі проблеми при
технологічному приєднанні об'єктів РГ.
3. Встановлено, що для аналізу режимів роботи вітроустановок, які
відносяться до об'єктів розподіленої генерації, необхідно створити
комп'ютерну модель, яка дозволить враховувати різну кількість генеруючих
установок та алгоритми їх роботи. За допомогою розробленої моделі можна
буде виконати аналіз та дослідження режимів роботи електроенергосистеми
при роботі вітроелектростанції в її складі.
4. Розглянуто типову конструкцію вітроелектрогенератора та визначено
основні його складові частини. Визначено основні конструкції вітротурбін,
які застосовуються у складі ВЕУ. Визначено основні переваги та недоліки
кожного типу вітротурбін.
5. Встановлено, що для розробки великих і потужних ВЕУ, доцільно
використовувати конструкції вітротурбін із горизонтальною віссю, тому що
їх ефективність набагато вища за установки з конструкцією вітротурбін з
вертикальною віссю. Висота установки вітротурбін із горизонтальною віссю
можна визначити виходячи із місцевості та регіону будівництва
вітроелектростанції.
96
6. Визначено, що для використання у потужних вітроустановках
найбільш ефективним є використання синхронного генератора з класичною
конструкцією. Перевагою таких електричних машин є можливість видачі
великої потужності, а недоліком є висока ймовірність виникнення нестійкої
роботи в режимі паралельно з мережею при різких перепадах вітрового
навантаження.
7. Розроблені алгоритми інтелектуального управління
вітрогенераторної установки з вбудованими датчиками, дають можливість
своєчасної обробки інформації для прийняття оптимальних рішень при
можливих відхиленях в процесі роботи вітроустановки. Такими
відхиленнями можуть бути: слабка або сильна швидкість вітру, нестандартні
шуми або вібрації, надто висока температура деяких компонентів. За
допомогою розроблених алгоритмів, вітроустановка сама перелаштовується
під оптимальний режим роботи, що у свою чергу призводить до
безперебійної роботи ВЕУ або екстреної зупинки вітрогенератора з
надсиланням повідомлення про проблему оператора для вжиття певних
заходів щодо нестандартної ситуації.
8. Встановлено, що розробка імітаційної моделі вітроустановки,
надасть можливість дослідження використання різних типів генераторів,
комбінацій акумуляторних установок тощо.
9. Встановлено, що для керування видачею потужності великої
вітроелектростанції раціонально використовувати алгоритм відстеження
максимальної потужності у комбінації з методом пошуку екстремуму.
10. Розроблено імітаційну модель вітроустановки у програмному
комплексі PSCAD. Побудована модель дозволяє здійснювати моделювання
роботи вітроустановок у складі вітроелектростанції з можливістю
дослідження використання різних типів генераторів, комбінацій
акумуляторних установок тощо, а також визначати режими функціонування
ВЕУ та їх вплив на режими роботи електроенергетичної системи.
97
11. Виконано моделювання та порівняння результатів зі стандартною
моделлю вітроустановки. Отримані результати дозволяють зробити висновок
про адекватність моделі. Адекватність розробленої моделі дає можливість
використання її для моделювання режимів роботи енергосистем з
відновлюваними джерелами енергії у вигляді вітрових електростанцій.
Завдання моделювання перехідних режимів для енергосистем з ВЕУ
дозволить визначати необхідні параметри режимів енергосистем, виконувати
розрахунок уставок релейного захисту та автоматики, що є необхідною
вимогою для надійного функціонування енергосистеми в цілому.

98
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ

1. Перспективи розвитку відновлюваної енергетики в Україні до 2030
року / Дольф Жілен, Дегер Сайгін, Ніколас Вагнер. - IRENA (2015),
REmap 2030.
2. Сайт міністерства енергетики України. Режим доступу:
http://mpe.kmu.gov.ua
3. Малі учасники ВДЕ-ринку в Україні. Дослідження сегменту генерації
встановленою потужністю до 1 МВт /Андрій Зінченко, Анна
Кунбуттаєва . – Видано Фондом ім. Гайнріха Бьолля, Бюро Київ –
Україна Липень 2020.
4. Сайт НЕК «Укренерго» Режим доступу: https://ua.energy/
5. Закон України «Про альтернативні джерела енергії»
6. СОУ-Н ЕЕ 40.1-00100227-103:2014 «Виконання схем перспективного
розвитку ОЕС України, окремих енерговузлів та енергорайонів.
7. Patsios, C., Chaniotis, A., Kladas, A. A Hybrid Maximum Power Point
Tracking System for Grid-Connected Variable Speed Wind-Generators //
IEEE PESC 2008, Rhodes. – 2008. – № 6. – P. 1749–1754.
8. Ackermann, Th. Distributed Generation: A Definition / Th. Ackermann, G.
Andersson, L. Soder // Electric Power System Research. 2001. Vol. 57, N 4.
с. 195-204.
9. Правила роздрібного ринку електричної енергії затверджених
постановою НКРЕКП від 14.03.2018 р. № 312 зі змінами внесеними
постановами НКРЕКП від 18.07.2019 р. № 1525 і від 26.06.2020 р №
1219.
10. Кодекс систем розподілу затвердженим постановою НКРЕКП від
14.03.2018 р. № 310 (із змінами, внесеними згідно з Постановами
НКРЕКП № 2595 від 03.12.2019 та від 24.06.20 р. № 1209).
11. Формування та регулювання регіональних енергетичних систем: теорія,
методологія та практика : Монографія / В. Р. Купчак, О.М. Павлова,
99
К.В. Павлов, В.В. Лагодієнко. – Луцьк: СПД Гадяк Жанна
Володимирівна, друкарня «Волиньполіграф», 2019. – 346 с.
12. Закон України "Про ринок електричної енергії" Режим доступу:
https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/2019-19#n1803
13. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с.
14. Праховник, А.В. Мала енергетика: розподілена генерація у системах
енергопостачання. К.: Освіта України, 2007. 464 с.
15. Кодекс електричних мереж. Режим доступу:
https://ips.ligazakon.net/document/view/NT1106
16. Наказ № 543 від 04.08.2014 Міністерства енергетики та вугільної
промисловості України «Про затвердження Норм технологічного
проектування енергетичних систем і електричних мереж 35 кВ і вище»
17. Лежнюк, П. Д. Проектування електричної частини електричних
станцій: навчальний посібник / П. Д. Лежнюк, В. М. Лагутін, В. В.
Тептя. – Вінниця: ВНТУ, 2009. – 194 с.
18. Ackermann, Th. Distributed Generation: A Definition / Th. Ackermann, G.
Andersson, L. Soder // Electric Power System Research. 2001. Vol. 57, N 4.
с. 195-204.
19. Th. Ackermann, G. Andersson, L. Soder Distributed Generation: A
Definition // Electric Power System Research. 2001. Vol. 57, N 4. с. 195-
204.
20. Сайт ПКП «Техноноватор». Режим доступу: http://tehnonovator.com.ua/
21. Остапенко В.В. Алгоритми інтелектуального управління турбіною
вітрогенератора / В.В. Остапенко, С.Ю. Протасов / Збірник тез
доповідей студентської науково-практичної конференції ЧДТУ: 18–20
квіт. 2023 р. [Електронний ресурс] / [упоряд.: Єгорова О. В., Захарова
О. В., Кисельов В. Б. та ін.] ; М-во освіти і науки України, Черкас.
держ. технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ, 2023.– С. 206.
100
22. Сергєєв, В.Д., Кулешов, Є.В. Синхронний генератор з постійними
магнітами для вітроелектричної установки // Автономна та
нетрадиційна енергетика.– 1998. – № 1. – С. 24–25.
23. Thongam, J.S., Ouhrouche, M. MPPT Control Methods in Wind Energy
Conversion Systems // Fundamental and Advanced Topics in Wind Power. –
2011. – № 1. – С.339–360.
24. Wang, Q. An intelligent maximum power extraction algorithm for inverter-
based variable speed wind turbine systems / Q. Wang, L. Chang // IEEE
Trans. Power Electron. – 2004. – № 5. – C. 1242–1249.
25. Patsios, C., Chaniotis, A., Kladas, A. A Hybrid Maximum Power Point
Tracking System for Grid-Connected Variable Speed Wind-Generators //
IEEE PESC 2008, Rhodes. – 2008. – № 6. – P. 1749–1754.
26. Воронін С. М. Робота вітроустановки при зміні напряму вітру / С. М.
Воронін, Л. В. Бабіна // Альтернативна енергетика та екологія. – 2010. –
№ 1. – С. 98–100.
27. Рудий Т. В. Дослідження методами математичного моделювання
електромеханічної системи вітроенергетичної установки з
оптимальним відбором потужності вітродвигуна і стабілізацією
частоти на виході інвертора струму: дис. … канд. техн. наук: 05.09.03
«Електротехнічні комплекси та системи» / Т. В. Рудий. – Львів, 1995. –
308 с.
28. Чорний, О.П. Моделювання електромеханічних систем: Підручник /
О.П. Чорний, А.В. Луговой, Д.Й. Родькін, Г.Ю. Сисюк, О.В. Садовой –
Кременчук, 2001. – 410 с.
29. Куликов А.Л. Моделювання електроенергетичних систем та алгоритмів
РЗ та А в програмному комплексі PSCAD: Навчальний посібник / А.Л.
Куликов, А.А. Лоскутов 2021. – 478 с.
30. Сайт General Electric. Режим доступу: https://geua.com.ua/
31. Siegfried H. Grid Integration of Wind Energy Conversion Systems. John
Wiley & Sons Ltd, 1998

ChSTU repository

ChSTU repository preserves and enables easy and open access to all types of digital content including text, images, moving images, mpegs and data sets