Исследование и разработка алгоритмов группового регулирования активной и реактивной мощности ГЭС

Во введении обоснована актуальность темы и дана ее общая
характеристика. Сформулированы цели работы.
Первая глава посвящена детальному описанию задач и обзору
литературы по основным тематикам диссертационного исследования.
Первой рассматриваемой задачей является исследование вопросов моделирования процессов управления гидроагрегатами с учѐтом динамических характеристик первичного движителя, сервоприводов направляющего аппарата, рабочего колеса и систем регулирования. Обзор литературы по первой задаче выявил неудовлетворительное качество широко используемых математических моделей поворотно-лопастных турбин с точки зрения моделирования динамических характеристик гидроагрегата для настройки систем регулирования и дал возможность поставить задачу
разработки универсальной модели.
Второй задачей, поставленной в главе, является анализ применяемых в
системах регулирования подходов к управлению гидроагрегатами и процессу оптимизации режимов работы ГЭС, включающему: выбор оптимального числа и состава агрегатов, определение их загрузки.
Проведенный в главе анализ работ по системам рационального управления составом гидроагрегатов, группового регулирования активной и реактивной мощности выявил ряд недостатков в используемых методах и
алгоритмах и как следствие, позволил поставить задачу их совершенствования.
Также приведен обзор международных стандартов и нормативных документов, регламентирующих основные технические требования к системам регулирования гидроэлектростанций и их участие в регулировании частоты и активной мощности.
Во второй главе представлено описание разработанной универсальной нелинейной модели гидроагрегата, которая может быть представлена в виде блок-схемы на Рисунке 1, содержащей следующие динамические элементы: водовод, турбина, ротор, электрическая нагрузка (электромагнитный момент), регулятор турбины (САУ ГА), АСУ ТП (МС ГРАРМ).
скорость, wi открытие, Si
ΔP от ЦС АРЧМ
график Ps (Δt)
Задание, Рi,Qi …
Рn,Qn
мех. момент, Tmi
напор, Hi
расход, qi
электр. момент, Tei
f
САУ ГА i
Турбина i
Водовод i
Ротор i
АСУ ТП (ГРАРМ)
Нагрузка
Рисунок 1 – Функциональная блок-схема гидроагрегата и связанных систем
Каждому динамическому элементу соответствует своя функция в численном или аналитическом виде или система уравнений.
Водовод и явление гидроудара
Основным физическим процессом, характеризующим динамическое звено водовода выступает так называемый гидравлический удар, показанный на Рисунке 2. При открытии направляющего аппарата с целью увеличения мощности турбины, происходит увеличение скорости движения воды, которое сопровождается снижением давления перед рабочим колесом и повышением давления после него. Поэтому некоторое время после начала изменения открытия агрегат выдает в сеть меньшую активную мощность, чем до начала переходного процесса. Помимо усложнения настройки систем регулирования гидротурбины данное явление характеризуется возникновением волн давления, вызывающих знакопеременные деформации
стенок водовода и других элементов проточного тракта гидроагрегата. На Рисунке 2 показана реальная осциллограмма закрытия направляющего аппарата гидроагрегата Курейской ГЭС мощностью 120 МВт и вызванный явлением гидроудара заброс мощности амплитудой 9%.
Рисунок 2 – Осциллограмма снижения мощности гидроагрегата Курейской ГЭС и явление гидроудара
В разработанной универсальной нелинейной модели гидроагрегата явление гидроудара описывается с использованием частного решения системы волновых дифференциальных уравнений водовода в виде:
1t
q (hhRq2)dtq
in T in out in ini  w0 ,
(1)
1t
 h  (q q )dth
out T in out outi l0
где T  LQn – постоянная инерции водовода; T  gFLHn – эквивалентная
w gFH l c2Q nn
постоянная времени водовода; R  K  Q2  L – коэффициент
Hn
гидравлических потерь; qin и hin – расход и напор на входе водовода; qout и hout – расход и напор на выходе водовода; qini и houti – начальные значения расхода на входе и напора на выходе турбины, о. е.; Kc – коэффициент
потерь на трение о стенки; с – скорость упругой волны; F , L – площадь сечения и длинна водовода; Hn, Qn – номинальные напор и расход
cn
соответственно.
Система (1) подходит для численного моделирования, так как не содержит алгебраических петель и дифференциальных уравнений, а также учитывает упругость и гидравлические потери.
Гидравлическая турбина
Другим, сложным с точки зрения моделирования, динамическим элементом модели гидроагрегата является гидравлическая турбина. В общем виде активная мощность гидравлической турбины вычисляется по следующей общеизвестной формуле:
P  9.81Q H  , tttt
где Qt – расход, t – КПД, Ht – напор нетто турбины.
Q’ f(n’,a,)  f(n’,a,) M’ f(n’,a,)
(2)
В случае поворотно-лопастных турбин Qt и t являются нелинейными
функциями трѐх переменных, называемыми пропеллерными характеристиками:
I 1I0i,t 2I0i,I 3I0i (3)
где nI’ – приведенная скорость вращения турбины, a0 – модельное открытие направляющего аппарата, i – угол поворота лопастей рабочего колеса. При
каждом угле поворота рабочего колеса турбина имеет уникальную пропеллерную характеристику (по сути, являясь самостоятельным типом турбины), что связано с сильным влиянием положения лопастей РК на геометрию и, как следствие, гидравлические параметры проточного тракта.
Для получения приведенных характеристик используются следующие
выражения:
 n ‘  n D 1 IH
Q’  Q (4) I D2H,
1 M’  M
I D3H 1
где D1 – наружный диаметр рабочего колеса турбины, n – скорость вращения
турбины. Пропеллерные характеристики записываются в ходе натурных испытаний прототипа модельной гидротурбины в широком диапазоне режимов работы, в том числе запрещѐнных для реальной, а значит, они содержат полную информацию о динамических и статических свойствах объекта управления. Однако при всей своей полноте пропеллерные характеристики являются многозначными нелинейными функциями с неоднообразными диапазонами аргументов (a0).
По вышеперечисленным причинам невозможно использование встроенных в программные комплексы численного моделирования интерполяционных функций. Поэтому автором диссертационного исследования была разработана программа в пакете MATLAB, позволяющая оцифровывать заданные графически пропеллерные характеристики с помощью интерполяции дугами и гладкими плоскостями и автоматически рассчитывать величины (3) для различных углов i .
САУ гидроагрегата
Наряду со значением статического напора величина гидроудара также определяется и скоростью изменения расхода, напрямую связанной со скоростью открытия направляющего аппарата. Во многих применяемых ранее методиках расчѐта переходных процессов изменение открытия
направляющего аппарата представлялась линейной функцией времени, тогда как на практике его график гораздо более сложен и определяется характеристиками и структурой системы автоматического управления турбины, величиной действующего напора. Поэтому, для точного расчѐта
переходного процесса гидроагрегата в разработанной автором нелинейной модели гидроагрегата учитываются динамические характеристики системы автоматического управления (САУ), включающей в себя регулятор турбины (РТ) и сервомоторы НА, а в случае ПЛ-турбин – комбинатор и сервомоторы рабочего колеса. На Рисунке 3 представлена блок- схема колонки регулятора ЭГР-2И с отдельным кулачковым механизмом комбинатора рабочего колеса.
Рисунок 3 – Блок-схема САУ гидроагрегата с ПЛ-гидротурбиной Каждый элемент Рисунка 3 представляет собой соответствующие
нелинейные функции в численном виде и аналитические уравнения.
Верификация моделей гидроагрегатов
Верификация нелинейной модели гидроагрегата проводилась на реальных опытных данных с гидроагрегатов РО 75/728б-510 Курейской ГЭС и ПЛ-661 Новосибирской ГЭС, сигналы открытия и угла поворота РК которых подавались на соответствующие входы моделей.
Сравнение предлагаемой нелинейной модели с линейной (5) по разнице минимальных значений соответствующих величин dmin (%), максимальных dmax (%), нормированным среднеквадратичным ошибкам NRMSE и нормированными среднеквадратичными соответствиями FIT(%) с опытными данными реальных турбин приведено в Таблице 1.
Таблица 1 – Верификация и сравнение моделей
Опыт
1 ПЛ, НГЭС, +ступень
2 ПЛ, НГЭС, -ступень
3 РО, КГЭС, останов
4 РО, КГЭС, + ступень
5 РО, КГЭС, сброс
Рис. Параметр – Pt
– Pt
5 Pt
– Pt
Модель
dmax, dmin, NRMSE, FIT, %%%%
Лин. -2.1 -1.5
Нелин. 0.3 -1.1 Лин. 5.4 4.9 Нелин. 1.6 -0.4 Лин. 2.7 28 Нелин. 4.6 -3.7 Лин. 2.9 4.3 Нелин. -0.8 3.3 Лин. 3.7 -3.6 Нелин. -1.1 -0.2
27.4 72.6
5.6 94.4 32.2 67.8 5.4 94.6 20.9 79.1 3.6 96.4 16.6 83.4 5.4 94.6 19.3 80.7 2.7 97.3
– n
Сравнение нелинейной модели производилось с использованием
линейной модели рабочей группы IEEE по первичным движителям: 12

P A 1Ts , mw
S t 10.5Tws
где Pm – относительное изменение активной мощности гидротурбины, S – относительное изменение открытия НА, At – коэффициент
пропорциональности. В Таблице 1 приняты следующие обозначения: «+ступень» – эксперимент с положительным изменением задания по активной мощности, «-ступень» – с отрицательным изменением задания, НГЭС – Новосибирская ГЭС, КГЭС – Курейская ГЭС. На Рисунке 4 представлено изменение задания мощности ПЛ-661 Новосибирской ГЭС в сторону уменьшения, при котором открытие и угол меняется в сторону закрытия.
Переходной процесс изменения мощности определяется описанным ранее явлением гидроудара с двумя ярко выраженными знакопеременными колебаниями мощности, которые с достаточной точностью передаются предлагаемой нелинейной моделью, тогда как линейная (5) характеризуется значительной NRMSE и малым нормированным среднеквадратичным соответствием, численные значение которых представлены в Таблице 1. Кроме того, широко используемая линейная модель (5) не учитывает двойное регулирование поворотно-лопастных турбин, а значит не в полной мере отражает их динамические характеристики.
Третья глава посвящена разработке алгоритмов группового и индивидуального регулирования активной мощности гидроагрегатов. В рамках главы рассмотрены следующие задачи:
1. Синтезаоптимальногозаконауправленияоткрытиемгидроагрегата; 13
(5)
Рисунок 4 – Верификация модели гидроагрегата Новосибирской ГЭС

2. Совершенствование алгоритмов распределения активной мощности между гидроагрегатами;
Задача поиска оптимального закона изменения открытия направляющего аппарата
Передаточная функция линейной модели гидроагрегата (5) может быть
представлена в виде:
WsYs 1-u0Tws  T Us 10.5uTs
операторном виде); Us – изменение открытия НА (вход); u0 – начальное открытие НА в о.е., Tw – постоянная времени водовода в секундах.
Допустим, что открытие НА – есть некоторая функция времени us (t) , такая что:
us tus0, еслиt0,
u u tu , если0tt ,
s0 s s1 con (7) us tus1, еслиt tcon.
где us1 – конечное значение открытия, tcon – время процесса регулирования. Каждой функции us t соответствует некоторая выходная функция
активной мощности yp t. Амплитуда инверсного изменения мощности (Рисунок 2), вызванного явлением гидроудара, может быть записана в виде:
 H
u miny t, еслиu u ,
s0 p s0 s1 (8)
H maxy tu , еслиu u .  p s0 s0 s1
(6)
0w
где Ys – изменение активной мощности турбины (выход системы в
Нужно определить некоторую функцию us t, для которой значение
минимально. Автором диссертационного исследования было определено,
что для обеспечения минимальной амплитуды заброса активной мощности
начало изменения управляющего воздействия должно изменяться согласно:
StS0kuetTu 1, (9)
где ku – коэффициент; S0 – начальное открытие направляющего аппарата; Tu – постоянная времени.
В определенный момент времени tнач производная S t 
значения максимально допустимой скорости Smax
должно происходить по линейному закону со скоростью Smax
достигнет , после чего изменение S t 
. Отсюда, при учете ограничения по скорости движения направляющего аппарата, функция
S t  представляется в следующем виде: StSkexptT1 если tt ,
St1 0uu нач (10) StS S tt  если ttнач;
 2 нач max нач 14

где S S k expt T 1 – значение управляющего воздействия в нач 0 u  нач u 
момент времени tнач . В качестве настроек регулятора вполне обоснованно
условия S1 tнач   Smax
Результаты сведены в Таблицу 2, а также показаны на Рисунке 5 и Рисунке 6. При наборе настроек 1 и изменении открытия НА с 80% до 40% из Рисунка 5 видно, что наблюдается меньший по амплитуде заброс мощности по сравнению с линейным законом с разницей dPmax  3.8% . Данный набор
настроек позволяет в большей степени снизить воздействие явления гидроудара (Рисунок 6) по сравнению с набором настроек 2, при незначительном увеличении суммарного времени регулирования.
использовать параметры Smax
При этом уставку ku , входящую в выражение (10), можно определить из
Таблица Номер настр.
2 – Результаты проверки настроек алгоритма
:
и tнач , физический смысл которых очевиден. ku Smax Tu etнач Tu (11)
1 2 3
Объект проверки
РО-75
Нелин. модель
РО-75
Нелин. модель
РО-75 КГЭС, ГА2 Натурные
T t T u нач u1
,с ,с ,с 5 5 3
2.5 2.8 3 2.5 2.8 5
T x , Рис. u1лин 1max
,с %/c
3 9.1 5-6
3 9.1 – 5 4.5 –
dP dH max max
,% ,%
3.8 3.3 4
3.5 1.8 2.8 –
Рисунок 5 – Переходной процесс активной 15
мощности при настройках 1

Поэтому использование набора 1 оптимально для режима регулирования по мощности, тогда как набора настроек 2 (Таблица 2) – для регулирования частоты при сопоставимом dP , но меньшим dH .
(12) где n – количество агрегатов; Q – суммарный расход воды на ГЭС; P –
активная мощность i-го агрегата; Q – расход воды i-го агрегата. Ui
 i1
HPPU1U2 Un
HPP Ui
max max
Рисунок 6 – Переходной процесс напора на входе в турбину при настройках 1
Задача совершенствования алгоритмов распределения активной мощности между гидроагрегатами
На электростанциях с однотипным оборудованием допускается считать, что энергетические характеристики гидроагрегатов одинаковы, а это значит, что при распределении нагрузки между генераторами в равных долях от задания, выполняется условие равенства КПД. На самом деле энергетические характеристики даже одинаковых агрегатов имеют различия, вследствие как перманентных несоответствий (например, конструктивных особенностей) так и причин, связанных с эксплуатацией оборудования и изменяющихся со временем (например, напор нетто агрегата, учитывающий состояние сороудерживающих решеток (СУР), кавитационный износ проточной части турбины). Равномерное распределение нагрузки между агрегатами при таких условиях ведет к перерасходу воды, а это значит, что существует возможность оптимизировать режим работы электростанции, определив такие задания мощности агрегатам, при которых суммарный расход воды будет минимальным.
Целью оптимизации распредления активной мощности между
гидроагрегатами является определение минимально возможного расхода
воды станцией (при заданной нагрузке). Таким образом целевая функция
может быть записана следующим выражением:
n
Q P ,P ,…,P  Q P min;
Ui Ui

Ui QP,
(13)
напора) i-го агрегата.
Как видно из (13), расход воды зависит от активной мощности,
вырабатываемой агрегатом, КПД в данном режиме и напора нетто. В свою очередь, напор нетто определяется расходом воды (14), a КПД зависит от мощности и напора (15).
H H k Q2; (14) net.i gr Hi Ui
Ui 9.81Ui Hnet.i
где Ui – КПД агрегата; Hnet.i – напор нетто (напор брутто за вычетом потерь
  f H ,P , Ui i net.i Ui
(15)
где Hgr – напор брутто; kHi – постоянный коэффициент потерь давления (в
действительности, коэффициент может рассматриваться постоянным в течение времени пока состояние СУР не изменилось). В итоге, расход воды через турбину может быть определен решением системы нелинейных уравнений (12)-(15).
При этом следует ввести следующие ограничения:
• суммарная активная мощность всех агрегатов должна равняться заданию мощности на станцию PS :
n
P P; (16)
S
 i1
Ui
• активная мощность каждого агрегата должна находиться в пределах индивидуальных ограничений (вводятся уставками в соответствии с ЗНР и т.п.):
Pmin P Pmax (17) Ui Ui Ui
Автором диссертационного исследования разработан алгоритм
оптимального распределения активной мощности с учѐтом (12)-(17) а также
условия равенства относительных приростов расхода воды b b …b , 12n
записанного в обратной форме:
n
i1
Очевидно, что активные мощности агрегатов в оптимальном режиме
будут равны P  P b  , где b – корень уравнения (18). oiio o
Целевая функция (12) многоэкстремальна, следовательно, для ее
решения следует использовать глобальный метод поиска. Также, натурные
характеристики гидротурбин ввиду низкого качества испытаний не всегда
являются гладкими функциями. Стоит учесть, что ввиду невозможности
аналитической записи зависимостей   f H ,P , требуется, чтобы Ui i net.i Ui
метод являлся применимым для нелинейного программирования, численным, а также подходил для поиска глобального минимума функции с учѐтом ограничений в форме неравенства (16) и равенства (17). Поэтому, для
PbP (18) is
сравнения разработанного алгоритма поиска оптимального распределения с уѐтом потерь напора в проточной части и различий в расходных характеристиках были выбраны генетический алгоритм а также алгоритм метода внутренней точки. Пример сравнения алгоритмов распределения 162 МВт активной мощности между тремя разнотипными поворотно-лопастными турбинами (2 ПЛ-661-ВБ-800, 1 ПЛ30/3295-В-800) Новосибирской ГЭС при напоре 16 метров сведены в Таблицу 3.
Таблица 3 – Результаты сравнения алгоритмов распределения
No Алгоритм
1 Равномерный
2 По равенству отн. приростов
(без учета потерь напора)
3 Генетический
4 Метод внутренней точки
5 Предлагаемый (с учетом
потерь напора)
P1 , МВт
54 45.5
44.22 43.5 45.21
P2 , P3 , МВт МВт 54 54 45.5 71
42.78 75 43.5 75 45.21 71.58
tалг ,с QHPP , м3/c
0 1434.7 0.07 1400
2.218 1380.81 0.711 1380.54 0.078 1385.20
dQHPP ,%
0 -2.42
-3.74 -3.77 -3.47
Из Таблицы 3 видно, что равномерное распределение не учитывает индивидуальные расходные характеристики и характеризуется более чем на 3% большим суммарным расходом dQHPP , однако не требует сложных
вычислений, (времени расчета tалг  0 ). Наихудший результат с точки зрения времени расчета ( tалг  2.218 с) показал генетический алгоритм, что
недопустимо для использования в МС ГРАРМ, т.к. цикл регулирования составляет 500 мс. Стоит отметить, что при распределении нагрузки между агрегатами общим количеством больше трех результат будет ещѐ хуже.
Минимальным суммарным расходом характеризуется метод внутренней точки. Однако, из Таблицы 3 видно, что один из агрегатов (ПЛ30/3295-В-800), так же как и при генетическом алгоритме получил задание равное максимальному допустимому по (17), а расчет занял на порядок большее количество времени, по сравнению с предлагаемым алгоритмом, что недопустимо для обеспечения циклов регулирования (даже в случае трех гидроагрегатов). Поэтому, предлагаемый алгоритм распределения по равенству относительных приростов расхода с учѐтом потерь напора в проточных трактах характеризуется оптимальным быстродействием и минимальным суммарным расходом воды станцией при соблюдении всех требуемых ограничений (16), (17).
Четвертая глава посвящена вопросам совершенствования управления реактивной мощностью гидроагрегатов ГЭС в групповом регулировании.
Основным критерием распределения реактивной мощности между генераторами является минимизация P – суммы n активных (джоулевых)
потерь в обмотках статора i-го генератора и обмотках i-го блочного трансформатора:
P i
n P2 n Q2
P  i R  i R min, (19)  U2 бi U2 бi
i1
где U- напряжение на шинах высокого напряжения; Rбi – суммарное
активное сопротивление i-го блока; Pi – активная мощность i-го генератора; Qi – реактивная мощность i-го генератора станции.
Условием минимума суммы нескольких переменных величин является равенство их частных производных. С учѐтом того, что частные производные
i
P  0 (для первого слагаемого в (19)) при заданных активных мощностях
n блоков, критерий минимизации активных потерь от реактивной составляющей полного тока определится как:
Q Q …Q , (20) 12n
где Q ,Q …Q – соответствующие реактивные нагрузки генераторов. 12i
Выражение (20) также является условием равномерного распределения реактивных нагрузок между группой генераторов. Стоит отметить, что наиболее широко применяемый метод распределения по равенству токов статоров по определению не соответствует критерию (20).
В ходе распределения также должны быть учтены индивидуальные ограничения гидрогенератора: по максимальному и минимальному току ротора, по току статора, по условию устойчивости параллельной работы и другие, на данный момент задаваемые только в виде диаграммы мощностей (P-Q). Основными недостатками P-Q диаграмм является ряд приближений: построение линий для одного набора параметров графическим способом, в- частности линии условия параллельной работы (статической устойчивости) для определенного напряжения, а также запас на неточность задания параметров генератора. Поэтому, автором диссертационной работы впервые было получено аналитическое выражение для поиска ограничения минимальной реактивной мощности явнополюсного генератора по условию обеспечения статической устойчивости Qmin для заданного коэффициента
запаса статической устойчивости kЗ, текущих измеряемых активной мощностиPТ инапряженияUнашинахвысокогонапряжения:
i1
P P 2
P  1  m1  ( m1 )2 0.5 P(k 1) m1 8P8P ТЗ
m2 m2 
P P 2P P  (21) 2P  1  m1  ( m1 )2 0.5   m1  ( m1 )2 0.5 0,
m2 8P 8P 8P 8P  m2 m2 m2 m2 
qmin
гдеPE UP(11)U2x иx –суммарныереактивные
m1xm2xx2d qΣ d qd
сопротивления по продольной и поперечной оси соответственно. Нулем 19

нелинейной функции (21) является значение синхронной ЭДС Eq min , соответствующее заданному коэффициенту запаса статической устойчивости
mТ
k  P  P и текущему значению активной мощности турбины P .
ЗPТ Т
С использованием следующего выражения можно найти значение угла  , соответствующее Eq min при текущей мощности:
можно получить искомую величину минимальной реактивной нагрузки по условию статической устойчивости Qmin :
PP sinP sin2 m1 m2
(22) Подставив найденные значения Eqmin и  в следующее выражение,
Qmin  EqminU cos ( 1  1 )U2 cos2 ( 1  1 )U2 xd xq xd 2 xq xd 2
(23)
Из Таблицы 4 видно, что проблема распределения реактивной мощности агрегатов гидроэлектростанции при групповом регулировании является крайне актуальной, так как каждый из существующих методов распределения реактивной мощности не в полной мере отвечает предъявляемым к нему требованиям.
Таблица 4 – Существующие методы распределения реактивной мощности
No Метод 1
2 Распространен- ность
4
По равенству Равномерный Пропорциональ-
5 Сложность расчѐта Высокая распределения
Низкая
Низкая
токов статоров
Очень высокая
Низкая
ный
Низкая
Условие
I1 I2 …In
где I1 ,I2…In –
соответствующ ие токи статора генераторов.
Q Q …Q 12n
где Q ,Q …Q – 12i
соответствующ ие реактивные нагрузки генераторов
QkP, где i Ti
P – активная Ti
мощность i-й гидротурбины, k коэффициент распределения.
Учет критерия минимизации активных потерь (20)
Средний
Максимальный
Низкий
Ограничение по статической устойчивости
Нет
Нет
Нет
Поэтому, автором диссертационной работы было показано, что метод равномерного распределения реактивной мощности является наиболее оптимальным, а также на основе него создан алгоритм равномерного
распределения, учитывающий все требуемые ограничения, а также полученное выражения для поиска минимальной реактивной мощности по условию статической устойчивости (21)-(23).
Результаты сравнения алгоритмов распределения суммарного задания реактивной мощности гидроэлектростанции по критерию минимизации активных потерь dPsum для двух распределений сведены в Таблицу 5.
Таблица 5 – Суммарные активные потери при Qsum=200 МВар (dPsum1), а также Qsum=-300 МВар (dPsum2).
Пропорциональное
По равенству токов статоров 2255.6 3511. 4
Равномерное
2199.9
dPsum1, кВт 2255.3 dPsum2, кВт 3596.2
3511.4
При распределении суммарной реактивной мощности Qsum=200 МВар наименьшими активными потерями (dPsum1) характеризуется равномерное
распределение, т.к. оно учитывает критерий минимизации активных потерь. Разница в потерях активной мощности для 5 однотипных гидроагрегатов НГЭС между предложенными вариантами в этом режиме составляет порядка 2.5%. В случае задания суммарной реактивной мощности Qsum=-300 МВар обоим предложенным алгоритмам распределения соответствуют одинаковые суммарные активные потери энергии, т.к. все блоки работают с ограничениями по статической устойчивости, а значит,
реактивная мощность распределяется неравномерно.
Прикладной задачей главы являлась реализация алгоритма на языке
программирования С++ и внедрение в существующую МС ГРАРМ, что показано на Рисунке 7.
Рисунок 7 – Основное окно графического интерфейса МС ГРАРМ при ограничении агрегата No2 по условию статической устойчивости
В режиме потребления реактивной мощности (Рисунок 7) агрегат 2 работает с ограничением по статической устойчивости, а остальные генераторы в режиме равномерного распределения.
На основании полученных в ходе длительной эксплуатации микропроцессорных систем ГРАРМ трех гидроэлектростанций с внедренным алгоритмом равномерного распределения данных можно сделать вывод, что алгоритм функционирует без ошибок и обеспечивается оптимальная минимизация активных потерь в широком диапазоне режимов работы ГЭС.
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ
1. Разработана полная нелинейная динамическая модель гидроагрегата позволяющая рассчитывать его основные выходные величины (выдаваемую активную мощность, скорость вращения, и т.д.) в различных нестационарных режимах работы (в т.ч. пуске, останове и сбросе нагрузки и оценивать работу
алгоритмов и настроек систем автоматики.
2. Разработан обеспечивающий минимизацию эффекта гидроудара
алгоритм экспоненциального управления открытием направляющего аппарата, учитывающий ограничения по максимальной скорости открытия/закрытия направляющего аппарата.
3. Разработан уменьшающий суммарный расход воды станции алгоритм распределения суммарного задания станции по активной мощности, учитывающий потерю напора в проточном тракте каждого гидроагрегата, а также индивидуальные ограничения диапазонов (зон) регулирования и расходные характеристики гидроагрегатов.
4. Разработан оптимальный с точки зрения минимизации активных потерь в обмотках алгоритм распределения суммарного задания станции по реактивной мощности, включающий ограничения по полной мощности, току ротора и условие обеспечения требуемого запаса статической устойчивости.
5. Получено аналитическое уравнение ограничения минимальной реактивной мощности явнополюсного генератора по условию обеспечения статической устойчивости для заданного коэффициента запаса, текущих активной мощности и напряжения.
6. Получена общая методика настройки частотных корректоров МС ГРАРМ через параметры гидроагрегата.
7. Вышеуказанные алгоритмы и методики внедрены в МС ГРАРМ двух гидроэлектростанций.