Systems. Methods. Technologies 4 (40) 2018

Системы Методы Технологии. Ю.Н. Булатов и др. Моделирование процессов … 2018 № 4 (40) с. 55-61 57 Система возбуждения генератора ТГУ моделирует- ся апериодическим звеном первого порядка с коэффи- циентом k e , постоянной времени T e и блоком ограниче- ния напряжения. Кроме этого в модели учитывается усилитель с коэффициентом усиления k a и постоянной времени T a . Структурная схема модели системы возбуждения представлена на рис. 2. При моделирова- нии принимались следующие числовые значения пара- метров системы возбуждения: k a = 1; T a = 0,001; k e = 1; T e = 0,025. 1 + sT k a a e e k sT + 1 ARE U f V Рис. 2. Структурная схема модели системы возбуждения: U ARE — сигнал, поступающий от АРВ; V f — сигнал, поступающий на обмотку возбуждения генератора Для стабилизации напряжения на выводах генера- тора ТГУ, демпфирования колебаний ротора, повыше- ния устойчивости и устранения самораскачивания применяются АРВ сильного действия. В настоящее время разработаны и успешно эксплуатируются мик- ропроцессорные АРВ [16]. Структурные схемы и описание используемых мо- делей АРВ и АРЧВ представлены в работах [17–19]. Для моделирования несимметрии и искажения фор- мы кривой напряжения в СЭС использовалась модель стандартного трехфазного источника питания, уста- новленного на шинах 110 кВ ГПП. Моделировались 3-я и 5-я гармоники питающего напряжения. Показатели качества электроэнергии (ПКЭ) в сети 110 и 10 кВ в виде коэффициентов несимметрии и гармонических составляющих, полученные в результате моделирова- ния источника искажений, представлены в табл. 1 и на рис. 3. Рис. 3. Осциллограммы питающего напряжения на шинах 110 кВ Таблица 1 Результаты моделирования ПКЭ в высоковольтной сети модели СЭС Место измерений k 2 U , % k U AB , % k U BC , % k U CA , % 100 % 100 % 100 % 100 % 110 кВ 2,00 6,38 7,42 6,77 Первый ввод 10 кВ 1,62 5,19 6,00 5,51 Второй ввод 10 кВ 1,53 4,92 5,68 5,21 Моделирование процесса самосинхронизации генератора ТГУ с сетью. При самосинхронизации генератора его ротор разгоняется турбиной до частоты вращения, близкой к синхронной, и без возбуждения включается в сеть. Затем на обмотку ротора подается напряжение, и возникающие в генераторе электриче- ские моменты обеспечивают втягивание генератора в синхронизм. При последующем открытии регулирую- щего клапана турбины генератор начинает выдавать в сеть нагрузочный ток. При моделировании процессов синхронизации ис- пользовался классический АРЧВ, представляющий собой пропорционально-интегрально-дифференциа- льный (ПИД) регулятор, а также автопрогностический АРЧВ, подробное описание которого представлено в работе [20]. Настройка АРВ и АРЧВ выбиралась, исхо- дя из практических соображений. Результаты моделирования процесса самосинхрони- зации генератора с сетью представлены на рис. 4 в виде сравнений осциллограмм механической мощности на валу турбины с классическим и автопрогностическим АРЧВ. При моделировании загрузка генератора ТГУ составила 46 %. Осциллограммы токов генератора ТГУ представлены на рис. 5, где видно, что в момент под- ключения генератора возникает толчок тока (амплиту- да тока генератора достигает в момент включения шес- тикратного значения рабочего тока). По результатам моделирования можно отметить снижение инерционности объекта при использовании автопрогностического АРЧВ (время переходного про- цесса для механической мощности на валу турбины снижается в 3,33 раза), однако при этом несколько уве- личивается величина перерегулирования.