Энергоустановки, рабочие режимы которых регулируются с по­мощью управления мощностью их электрических нагрузок, могут быть разделены на две группы. К первой группе относятся системы стабили­зации частоты вращения гидроагрегата за счет создания тормозного момента на валу дополнительной электрической машины. Стабилизация другого параметра микроГЭС - величины выходного напряжения осу­ществляется известными методами регулирования напряжения генера­торов. В качестве дополнительной электрической машины, создающей управляющее механическое воздействие на гидротурбину, могут при­меняться различные типы машин.

Например, в [43] используется дополнительный синхронный ге­нератор, расположенный на одном валу с гидроагрегатом. Основной ге­нератор работает на полезную нагрузку, а дополнительный на балласт­ную нагрузку, равную по мощности полезной. Обмотка возбуждения дополнительного генератора подключена к регулятору, который при изменении величины полезной нагрузки изменяет величину тока возбу­ждения синхронного генератора таким образом, чтобы суммарный мо­мент сопротивления двух генераторов оставался на уровне, обеспечи­вающем постоянство частоты вращения энергоустановки (рис. 27).

Достоинствами таких схем являются простота, небольшая мощ­ность цепей управления, высокое быстродействие, отсутствие влияния регулирующих элементов на цепь нагрузки.

Рис. 27. Структурная схема микроГЭС автобалластного типа, по­строенная на базе двух генераторовСГ- синхронный генератор; ОВ - обмотка возбуждения СГ; РБН - регулятор балластной нагрузки

К недостаткам следует отнести использование двух электриче­ских машин соизмеримой мощности, что значительно ухудшает массо­габаритные показатели источника электропитания. Для стабилизации напряжения на полезной нагрузке необходим дополнительный регуля­тор напряжения основного генератора. Несимметрия нагрузки источни ка не компенсируется системой стабилизации, что вызывает дополни­тельные потери электроэнергии и ухудшение её качества.

Отмеченные недостатки ограничивают применение в микроГЭС автобалластных систем, предназначенных только для регулирования тормозного момента гидроагрегата. Гораздо эффективнее управлять электрической мощностью генератора микроГЭС, регулируя его на­грузку.

Можно предложить несколько способов регулирования электри­ческой нагрузки станции. Простейший из них заключается в отключе­нии части нагрузок при уменьшении энергии, подводимой к гидродви­гателю [51]. Более совершенный тип регулятора предусматривает на­личие ряда дозированных нагрузок, которые могут подключаться или отключаться в определенных сочетаниях с помощью тиристорного коммутатора [50, 52, 54, 55].

Структурная схема микроГЭС с тиристорным коммутатором дис­кретных балластных нагрузок показана на рис. 28. При изменении вели­чины полезной нагрузки Н система управления СУ выдает управляю­щий сигнал на определенные тиристорные ключи К1-Ки, которые ком­мутируют одну или несколько ступеней балластной нагрузки БН1 - БНИ. В результате происходит изменение величины тормозного момента генератора, компенсирующее отклонение момента турбины, и частота вращения стабилизируется. Кроме того, регулируется ток якорной об­мотки генератора, что положительно сказывается на стабильности его напряжения.

Рис. 28. Структурная схема микроГЭС с дискретным балластом

Коммутация вентилей коммутатора обычно осуществляется есте­ственным образом, поэтому для ряда схемных решений тиристорных ключей характерно отсутствие искажений формы напряжения генерато­ра. В этом заключается важнейшее достоинство автобалластных систем стабилизации с тиристорными коммутаторами.

Регулирование мощности балласта гидроагрегата может осущест­вляться по току, напряжению, частоте и другим параметрам [42, 53...56]. В общем случае, когда изменяется не только полезная нагрузка станции, но и энергия рабочего потока воды, необходим частотно­регулируемый автобалласт, действующий, прежде всего, на частоту вращения гидроагрегата. Коррекцию выходного напряжения целесооб­разно осуществлять по цепи возбуждения генератора. Несомненные преимущества в этом случае имеют синхронные машины.

Специальные генераторы для микроГЭС в нашей стране не вы­пускаются, поэтому приходится использовать имеющиеся машины, на­пример синхронные генераторы, предназначенные для передвижных и стационарных электроустановок серии ЕСС. Для рассматриваемого диапазона мощностей подходят типы генераторов ЕСС5-61-4У2, ЕСС5-62-4У2, ЕСС5-81-6У2, ЕСС5-83-6У2 на мощности, соответствен­но 8, 12, 20, 30 кВт. Генераторы имеют систему фазового компаундиро­вания возбуждения, обеспечивающую автоматическое поддержание на­пряжения в пределах ± 5 % от средне регулируемого значения при лю­бых нагрузках в диапазоне изменения коэффициента мощности от 0,8 до 1. Частота выходного напряжения в соответствии с паспортными данными серии может изменяться от 49,2 до 50,7 Гц.

Одним из наиболее перспективных схемных решений регуляторов балластной нагрузки микроГЭС является цифровой регулятор частоты (ЦРЧ). Цифровой способ измерения, широко применяемый в современ­ной схемотехнике, характеризуется высокой точностью и хорошо соче­тается со ступенчатым автобалластом, коммутируемым тиристорными ключами.

Структурная схема микроГЭС с цифровым регулятором частоты показана на рис. 29, где гидротурбина ГТ приводит во вращение син­хронный генератор СГ, к обмотке статора которого подключена полез­ная нагрузка Zна, ZBS, 2нс и набор балластных сопротивлений R61 - R6N, включенных через биполярные тиристорные ячейки, управляемые циф­ровым регулятором частоты ЦРЧ. В общем случае ЦРЧ может управ­лять N балластными сопротивлениями дозированной величины. Число ступеней балластной нагрузки определяет погрешность регулирования результирующей эквивалентной нагрузки станции в установившихся режимах. Под эквивалентной нагрузкой СГ понимается суммарная на­грузка на зажимах электрической машины, определяемая как парал­лельное соединение полезной и балластной нагрузок [57].

7Н.

Rei

Rei

Rei

R

6N

R

6N

R

6N

Рис. 29. Структурная схема микроГЭС с цифровым регулятором частоты

С точки зрения уменьшения погрешности регулирования эквива­лентной нагрузки, необходимо увеличивать количество ступеней балла­ста N. Однако это приводит к усложнению схемы регулятора, ухудше­нию ее массо-габаритных и стоимостных показателей. Оптимальным вариантом ЦРЧ можно считать регулятор, в котором мощности балла­стных нагрузок выбираются в отношении: 1,2,4,... 2N. В этом случае можно существенно сократить количество дозированных балластных сопротивлений и обеспечить равномерную погрешность регулирования эквивалентной нагрузки во всем диапазоне. Например, если принять мощность одной ступени балласта АР, равной 5 % максимальной мощ­ности установки Р, то при одинаковых балластных сопротивлениях их потребуется N = 20. При использовании приведенной выше рекоменда­ции количество балластных резисторов и соответственно ключей регу­лятора можно сократить до N = 4 при той же погрешности регулирова­ния балласта.

Величину эквивалентной нагрузки СГ микроГЭС в относительных единицах несложно подсчитать по формуле:

7 = Z н (2N -1)

Z Э 2N + Z н ( -1)’

где ZH - полезная нагрузка СГ; п = 0 (2N - 1) - десятичное число, со­ответствующее двоичному коду, записанному в выходных каскадах ЦРЧ. Двоичный код ЦРЧ соответствует частоте генерируемого напря­жения и получается в результате подсчета импульсов опорной частоты за период напряжения станции.

Структурная схема ЦРЧ показана на рис. 30 и состоит из следую­щих блоков. Генератор опорной частоты (ГОЧ) содержит высокочас­тотный кварцевый генератор и счетчики, формирующие последователь­ности управляющих импульсов. Датчик частоты генератора (ДЧГ) пре­образует синусоидальное напряжение генератора в последовательность коротких импульсов с периодом повторения, равным периоду генери­руемого напряжения. Измеритель частоты генератора (ИЧГ) на основе сравнения частоты генератора с опорной производит измерение частоты напряжения микроГЭС. Счетно-логическое устройство (СЛУ) обраба­тывает по определенному алгоритму двоичный код, соответствующий измеренной частоте, и через усилитель мощности (УМ) управляет рабо­той тиристорных ключей балластной нагрузки.

Алгоритм работы и принципы построения СЛУ могут быть раз­личны: на основе регистра, оперативного запоминающего устройства, реверсивного счетчика и др. Экспериментальные исследования позво­лили выявить преимущества ЦРЧ с использованием реверсивного счет­чика, обеспечивающего последовательное изменение величины балла­стной нагрузки на АР за каждый цикл работы. При таком регулировании удается избежать резких бросков тока и обеспечить устойчивый режим работы микроГЭС практически с любым типом генератора и турбины.

Рис. 30. Структурная схема ЦРЧ

Принцип действия ЦРЧ на базе реверсивного счетчика заключает­ся в следующем. Подсчитывается количество импульсов ГОЧ за период напряжения генератора микроГЭС. Если двоичный код, зафиксиро­ванный на счетчике ИЧГ, соответствует частоте генератора в пределах 49...51 Гц, то комбинация включенных балластных сопротивлений не изменяется, т. е. зона 50 ± 1 Гц является зоной нечувствительности ЦРЧ. Если частота генератора вышла за пределы зоны нечувствительности, то реверсивный счетчик СЛУ переводится в режим вычитания - когда час­тота снизилась до 49 Гц и в режим прямого счета - когда частота увели­чилась до 51 Гц. При этом балластная нагрузка в соответствии с двоич­ным кодом счетчика ступенчато увеличивается на АР за каждый период напряжения микроГЭС до тех пор, пока частота выходного напряжения не войдет в заданные пределы. Таким образом, время задержки, соот­ветствующее полному изменению балластной нагрузки от 0 до Р, опре­деляется как:

Тр = Тиз (2N - 1),

где Тиз - время измерения или счета импульсов.

Например, для ЦРЧ, в котором счет импульсов происходит за ка­ждый период напряжения для N = 3; 4; 5, время задержки Тр будет рав­но 0,14; 0,3; 0,62 с соответственно. Следовательно, увеличение числа ступеней балластной нагрузки и периода измерений импульсов приво­дят к увеличению времени задержки ЦРЧ, а соответственно и длитель­ности переходных процессов в микроГЭС.

В данном случае динамические характеристики микроГЭС всту­пают в противоречие со статическими. Статическая погрешность стаби­лизации частоты зависит также от жесткости механической характери­стики гидротурбины и точности стабилизации напряжения генератора в установившихся режимах, т. е. системы регулирования напряжения СГ.

Следовательно, при построении автоматизированной микроГЭС с цифровым регулятором частоты возникают вопросы выбора минималь­ной ступени дискретизации балластной нагрузки АР, обеспечивающей заданную погрешность стабилизации для определенного типа генерато­ра со своей системой регулирования возбуждения и конкретной гидро­турбины, характеризуемой жесткостью механической характеристики ет.

Решить эту достаточно сложную задачу можно методами матема­тического моделирования на ЭВМ.

В качестве исходных уравнений исследования принимаются сле­дующие:

гг - + dh

U г Г г l Г + j

м г — Re j h i г)+J

U f (t)- kuU г + kii г

n — f [°R)]

М т — f [°R), ЭВ

Z —________ ZH (N -1,

3 2N + Zн (n -1)/n — 0 -(2N -1)

U г — R э + J X 3)i г + Xr

dt

где Uг, iг, уг - вектора-матрицы напряжений, токов и потокосцеплений генератора; Z э , Z н - матрицы нагрузки; R э, X э, R г, X г - матрицы ак­тивных и индуктивных сопротивлений эквивалентной нагрузки и гене­ратора; М г, Мт - тормозной момент генератора и вращающий момент турбины; J - момент инерции вращающихся частей электроустановки; ku, ki - коэффициенты усиления; ЭВ - энергия водотока.

Математическая модель микроГЭС позволяет установить взаимо­связь между параметрами ЦРЧ и показателями микроГЭС и получить рекомендации к выбору параметров регулятора, обеспечивающих тре­буемые характеристики автономной электроустановки.

В качестве основных параметров ЦРЧ можно выделить: число ступеней балластной нагрузки N, зону нечувствительности регулятора Dн и время задержки Тр.

На рис. 31 представлены расчетные зависимости погрешности стабилизации частоты вращения СГ типа ЕСС со стандартной системой компаундирования возбуждения от коэффициента саморегулирования гидротурбины для различных значений N. Из рис. 31 видно, что значи­тельное повышение точности стабилизации частоты Ао происходит при изменении числа ступеней балластной нагрузки до значения N = 5. Дальнейшее увеличение N существенного эффекта не дает, однако тре­бует усложнения схемы ЦРЧ и увеличения количества дозированных балластных сопротивлений.

По рис. 31 должны выбираться такие параметры ЦРЧ как количе ство ступеней балластных сопротивлений N и зона нечувствительности D^. Величины N и Dн выбираются по известному коэффициенту саморе-

гулирования гидротурбины ет и требуемой точности стабилизации час­тоты вращения. Величина зоны нечувствительности ЦРЧ должна выби­раться большей, чем максимальная погрешность стабилизации час­тоты вращения при заданном ет и выбранной величине N. В против­ном случае возможны динамически неустойчивые режимы микроГЭС,

-3 -2 -1 о. е.

Рис. 31. Зависимость погрешности стабилизации частоты вращениямикроГЭС от коэффициента саморегулирования

гидротурбины

когда при постоянной величине полезной нагрузки станции часть бал­ластных сопротивлений будет периодически подключаться и отклю­чаться.

Влияние рассматриваемого ЦРЧ на переходный процесс микро - ГЭС проявляется в основном через время задержки Тр, определяющее время изменения величины балластной нагрузки, включенной в цепь якоря генератора. Обычно, для рассматриваемого диапазона мощностей инерционная постоянная вращающихся частей энергоустановки больше времени задержки ЦРЧ и в переходных режимах изменение балластной нагрузки происходит быстрее, чем частоты вращения гидроагрегата. Поэтому на длительность переходных процессов оказывает влияние и величина, на которую изменяется полезная нагрузка станции.

В качестве характеристик микроГЭС с цифровым автобалластным регулятором частоты на рис. 32 изображены осциллограммы переход­ных процессов, вызванных внезапным изменением полезной нагрузки станции. Осциллограммы получены на экспериментальной установке, построенной на базе СГ серии ЕСС 12 кВт, со стандартной системой фазового компаундирования. ЦРЧ имеет следующие параметры: N = 4, D = 2 %, ТИз= 0,02 с.

ін а б Рис. 32. Переходные процессы внезапного изменения нагрузки в микро - ГЭС с частотной системой стабилизации: а) - сброс 50 % нагрузки; б) - наброс 100 % нагрузки і/ - ток возбуждения; ін — ток нагрузки; їб - ток балласта; іг - ток генератора; ин - напряжение на нагрузке

 

Из рис. 32 видно, что при включении 100 %-й активной нагрузки длительность переходного процесса составляет 0,3 с; сброс же 50 %-й нагрузки приводит к увеличению времени переходного процесса до 1,2 с, что объясняется «перерегулированием» ЦРЧ сразу после измене­ния режима. Однако наиболее заметные отклонения токов и напряжения генератора от установившихся значений в этом случае также лежат в интервале времен до 0,3 с после начала переходного процесса, что соот­ветствует времени задержки ЦРЧ. На осциллограмме хорошо видны участки, в которых частота вращения СГ находится в зоне нечувстви­тельности ЦРЧ, в эти промежутки времени величина балластной на­грузки, соответственно, её ток и ток генератора остаются постоянными. Отклонение напряжения данной микроГЭС в переходных режимах со­ставляет не более 10...15 % от номинального значения. Максималь­ное отклонение частоты вращения СГ в переходных режимах не превы­шает 7 %.

Из вышесказанного можно сделать вывод, что использование ЦРЧ предлагаемого типа для стабилизации частоты вращения автономной микроГЭС обеспечивает достаточно хорошие динамические показатели электроустановки и устойчивую работу станции практически с любым

типом гидротурбин. Для обеспечения требуемой точности регулирова­ния частоты вращения гидроагрегата выбор параметров ЦРЧ должен производиться в соответствии с приведенными выше рекомендациями.

Рис. 33. Структурная схема микроГЭС с фазовым управлением: СУВ - система управления вентилями; ТР - тиристорный регулятор

Недостатком схем с дискретным регулированием мощности явля­ется необходимость использования большого числа управляемых вен­тилей, что усложняет и удорожает систему регулирования. Для дос­тижения приемлемой точности стабилизации напряжения число до­зированных ступеней балластной нагрузки выбирается не меньше чем N = 15. Кроме усложнения схемы, дробление балласта на ряд точно до­зированных ступеней затрудняет полезное использование рассеиваемой на нем мощности. Поэтому тиристорные коммутаторы более целесооб­разны в установках небольшой мощности, в пределах нескольких кВт [55, 58].

Устранить эти недостатки, при определенном ухудшении качества вырабатываемой электроэнергии, позволяет использование в регулято­рах автобалласта схем с фазовым регулированием. Такие регуляторы требуют значительно меньшего количества тиристоров для построения силовых схем и в наибольшей степени удовлетворяют основным требо­ваниям, предъявляемым к микроГЭС - простота и надежность [52].

Структурная схема микроГЭС, система стабилизации которой по­строена на тиристорном преобразователе с фазовым регулированием мощности балласта, показана на рис. 33. Система управления вентилями регулятора, обычно вертикального типа (СУВ), формирует определен­ный угол управления тиристорами регулятора (ТР) в зависимости от ве­личины управляющего воздействия, характеризующего отклонение вы­ходных электрических параметров установки относительно номиналь­ных значений.

Основным недостатком регуляторов автобалласта с фазовым ре­гулированием по сравнению с тиристорными коммутаторами является искажение формы кривых фазных токов и напряжений генератора мик - роГЭС.

К параметрам автономной энергоустановки, по которым целесо­образно осуществлять регулирование рабочих режимов гидроагрегата относятся, прежде всего, ток нагрузки и его составляющие, частота вы­ходного напряжения и его величина.

Для стабилизации частоты переменного тока микрогидроэлектро­станции необходимо так изменять мощность результирующей нагрузки энергоустановки, чтобы частота вращения системы «генератор - гидро­турбина» оставалась неизменной при колебаниях полезной нагрузки и энергии рабочего потока воды. Регулировать величину балластной на­грузки в этом случае целесообразно по отклонению частоты переменно­го тока источника электропитания от номинального значения. При из­менении энергии рабочего потока воды, поступающего на турбину, с помощью частотно-регулируемого балласта невозможно добиться ста­билизации величины выходного напряжения установки. Для этого не­обходим дополнительный канал регулирования напряжения генератора, который строится в зависимости от типа генератора, условий его рабо­ты и требований к точности стабилизации.

Таким образом, система стабилизации выходного напряжения и частоты микрогидроэлектростанции представляет собой двухканальную систему автоматического регулирования, обладающую адаптивными свойствами. В зависимости от величины возмущающих воздействий - полезной нагрузки и энергии рабочего потока воды система автомати­чески выбирает необходимую мощность балластной нагрузки так, что­бы частота вращения гидроагрегата оставалась неизменной. Регулятор возбуждения генератора обеспечивает стабилизацию величины его на­пряжения.

Работа автоматических систем стабилизации напряжения станции должна, прежде всего, обеспечивать устойчивость рабочего режима энергоустановки.

Статически устойчивый режим работы микроГЭС характеризу­ется суммарным коэффициентом саморегулирования е 2, который зави­сит как от параметров турбины, так и генератора.

Коэффициент саморегулирования генератора графически опреде­ляется как тангенс угла наклона касательной к кривой электромагнитно­го момента в рассматриваемой точке. Электромагнитный момент гене­ратора зависит от многих факторов, среди которых определяющим яв­ляется способ управления балластной нагрузкой.

Если управление балластной нагрузкой осуществляется по частоте выходного напряжения, то приближенно можно считать, что в статиче­ских режимах активная мощность, частота вращения и момент сопро­тивления на валу гидроагрегата неизменны. Соответственно, величина er = 0.

Более сложно оценить er при токовом способе управления авто­балластной нагрузкой, когда момент сопротивления генератора и часто­та вращения гидроагрегата могут изменяться.

Следовательно, статическая устойчивость микроГЭС зависит от выбора параметра, по которому осуществляется регулирование балла­стной нагрузки. При частотном регулировании микроГЭС сохраняет ус­тойчивость независимо от типа и параметров генератора и турбины. Точность поддержания выходных параметров станции на номинальном уровне определяется статическими погрешностями регуляторов возбу­ждения и автобалласта.

Если напор и расход воды гидротурбины не меняются, что харак­терно для установок с напорным трубопроводом, то для стабилизации рабочего режима микроГЭС достаточно стабилизировать мощность, по­требляемую результирующей нагрузкой. В этом случае может оказаться вполне достаточным применение только одноканальной стабилизи­рующей системы автобалластного типа. Регулирование балласта в этом случае целесообразно осуществлять по мощности результирующей на­грузки, по активной составляющей тока генератора, а также и по пол­ному току, если характер нагрузки источника изменяется в небольших пределах. Благодаря постоянству и равенству мощности, потребляемой нагрузкой источника электропитания, и мощности, развиваемой гидро­турбиной, энергоустановка работает в статическом режиме, который легко может быть оптимизирован по энергетическим показателям.

Регулирование по нагрузке микроГЭС позволяет достаточно про­сто компенсировать несимметрию нагрузки генератора. Например, на рис. 39 показана схема системы регулирования балласта по току нагруз­ки. Фазные токи нагрузки I а, Iв, I с измеряются регуляторами тока РТа, РТв, РТс и, если они отличаются от номинальных значений, то токи балластной нагрузки I бА, IбВ, I бС изменяются таким образом, чтобы ток каждой фазы генератора оставался неизменным.

Постоянство результирующей нагрузки и частоты вращения гене­ратора автономного источника электропитания определяет стабиль­ность его выходного напряжения, что позволяет исключить из состава системы стабилизации канал регулирования напряжения. Конструкция микроГЭС, особенно на базе асинхронного генератора, в этом случае существенно упрощается.

Рис. 34. Структурная схема микроГЭС с управлением по току нагрузки

Быстродействие системы регулирования балластной нагрузки по нагрузочному току обеспечивает высокое качество стабилизации на­пряжения в переходных режимах, вызванных коммутацией в цепи на­грузки. Однако статическая устойчивость микроГЭС с токовым авто­балластом существенно зависит от систем регулирования возбуждения синхронного генератора. Для генераторов с независимым возбуждением микроГЭС сохраняет устойчивый режим работы практически с любым типом гидротурбин, поскольку коэффициент саморегулирования гене­ратора в этом случае равен ег = 0,1...0,12.

Как показали исследования, в качестве общей рекомендации для обеспечения необходимого запаса устойчивости системы, регулятор возбуждения генератора должен иметь зону нечувствительности поряд­ка 4.6 %. В этом случае микроГЭС будет устойчиво работать в диапа­зоне изменения еоБф от 0,8 до 1 практически с любым типом гидротур­бин.

Исследования авторов доказали, что хороших результатов позво­ляют добиться комбинированные системы стабилизации, в которых ис­пользуются несколько параметров регулирования. Например, представ­ляет интерес двухканальная система, в которой объединены токовый и частотный способ регулирования мощности, рассеиваемой на балласт­ных нагрузках.

Структурная схема такой установки показана на рис. 35. Балласт­ная нагрузка в данной схеме разделена на две части: БН1 - частотного канала, БН2 - токового канала. Балластную нагрузку токового канала целесообразно выбирать такой мощности, на которую может изменить­ся мощность полезной нагрузки микроГЭС. Высокое быстродействие токового регулирования обеспечивает хорошие динамические показате­ли станции при внезапных изменениях ее нагрузки, а балластная на­грузка частотного регулятора БН1 служит для более точной стабилиза­ции частоты выходного напряжения. Мощность БН1 выбирается с уче­том возможного изменения энергии рабочего потока воды. Автономный источник электропитания построен на базе синхронного генератора СГ, что позволяет легко регулировать величину его выходного напряжения с помощью включения в цепь возбуждения регулятора напряжения РН.

Рис. 35. Структурная схема микроГЭС с комбинированной системой управления

Для обеспечения хороших динамических характеристик станции, мощность токового балласта должна быть не менее 80 % от суммарной мощности токового и частотного каналов регулирования [59].

Достоинствами предложенного варианта микроГЭС являются не критичность к нестабильным параметрам энергоносителя, несимметрии фаз нагрузки, тяжелым пусковым режимам. Однако схема стабилизации параметров выходного напряжения установки усложняется.

Для иллюстрации возможностей автобалластных систем на рис. 36 представлены осциллограммы переходных процессов в микро - ГЭС с комбинированной системой стабилизации. Силовая схема регу­лятора балласта токового канала выполнена по мостовой полууправ­ляемой схеме с линейным законом управления вентилями пропорцио­нально току полезной нагрузки. Частотный регулятор построен на би­полярных тиристорных ячейках. Эксперименты проводились на лабора­торном образце микроГЭС мощностью 12 кВт. Мощность балласта то­кового канала равна 9,5 кВт, частотного - 2,5 кВт.

По осциллограмме, показанной на рис. 36, видно, что при сбросе 60 % нагрузки, суммарная мощность, потребляемая полезной нагрузкой и балластом токового канала, не изменяется. Частотный канал стабили­зации в этом случае не работает и время выхода станции на новый уста­новившийся режим минимально и равно 0,01 секунды.

При выключении всей нагрузки микроГЭС, в первый полупериод напряжения генератора происходит включение балласта токового канна ла. Однако его мощности оказывается недостаточно для поддержания

Частота вращения энергоустановки начинает увеличиваться и в работу вступает частотный канал. Выходные электрические параметры станции в течение электромеханического переходного процесса изме­няются незначительно, так как мощность балласта частотного канала не превышает 20 % от мощности генератора, а изменение ее величины
происходит достаточно плавно. Время переходного процесса в этом случае увеличивается до 0,26 с.

В качестве силовых схем регуляторов балластной нагрузки, по­строенных как на принципе коммутаторов, так и схем с фазовым регу­лированием, могут быть использованы практически любые варианты схемных решений тиристорных преобразователей. Разница в их приме­нении заключается лишь в том, что в первом случае тиристорный пре­образователь используется как ключ, а в фазовых регуляторах - в режи­ме плавного регулирования угла включения тиристоров. Эти особенно­сти позволяют упрощать схемы тиристорных ключей путем замены управляемых вентилей неуправляемыми - диодами, построения схем включения ступеней балластной нагрузки с минимальным количеством ключевых элементов и т. д. Основными требованиями к тиристорным ключам в данном случае являются надежность запирания при естест­венном способе коммутации вентилей и отсутствие или минимум иска­жений кривых токов и напряжений генератора, вносимых тиристорным ключом.

Тиристорные регуляторы балластной нагрузки с фазовым регули­рованием вентилями принципиально вносят существенно большие ис­кажения токов и напряжений генератора микроГЭС. Кроме того, пере­менная величина угла управления вентилями регулятора изменяет ха­рактер балластной а, следовательно, и результирующей нагрузки гене­ратора, коэффициент использования его мощности. Поэтому, кроме требования к возможно меньшим искажениям формы кривых токов и напряжений, для схем фазовых регуляторов важное значение имеют диапазон изменения углов управления тиристорами, закон регулирова­ния мощности на балластной нагрузке, коэффициент использования мощности генератора.

Основные схемы силовой части тиристорных регуляторов авто­балласта показаны на рис. 37. Это трехфазные коммутирующие или ре­гулирующие устройства на основе симметричных биполярных тири­сторных ячеек. В зависимости от типа системы электроснабжения (трех или четырехпроводная), можно рекомендовать схему, показанную на рис. 37, а, или на рис. 37, б. Данные схемы характеризуются отсутстви­ем искажений формы токов и напряжений в режиме максимума мощно­сти, рассеиваемой на балластных нагрузках, а также плавным законом изменения углов управления тиристорами во всем диапазоне регулиро­вания и простой возможностью индивидуальной регулировки по фазам. Кроме этих основных схем, иногда может оказаться целесообразным применение какой-либо другой схемы, например на основе несиммет­ричных биполярных ячеек или трехфазного мостового выпрямителя.

б

Рис. 37. Основные схемы силовой части тиристорных
регуляторов автобалласта

Высокой точности стабилизации выходных электрических пара­метров микроГЭС позволяют достичь комбинированные системы регу­лирования балластной нагрузки, использующие принципы фазового и дискретного управления.

Например, авторами предложено устройство для регулирования амплитуды и частоты напряжения автономного электрогенератора [60].

На рисунке 38 представлена структурная электрическая схема устройства, которое содержит логический блок 1, блоки дискретного управления 2 и соответствующие им блоки сопротивлений балластной нагрузки 3, блок фазового управления 4 и соответствующий ему блок сопротивлений балластной нагрузки 5, блок управления реактивной на­грузкой 6 и дополнительный блок реактивных сопротивлений 7.

На вход устройства поступает сигнал Uy, пропорциональный тре­буемой величине рассеиваемой на балластных сопротивлениях мощно­сти. Этот сигнал поступает на вход логического блока 1, в котором формируются сигналы U1 - Un, поступающие на входы блоков дискрет­ного управления 2, сигнал иф, поступающий на вход блока фазового управления 4 и сигнал ир, поступающий на вход блока управления ре­активной нагрузкой 6.

Принципиальная электрическая схема логического блока 1 может быть выполнена по одному из известных принципов дискретного и фа­зового управления.

Входной сигнал, поступающий на логический блок 1, формирует­ся датчиком, установленным в якорной цепи генератора. Измеряемыми сигналами могут служить активная и реактивная составляющие тока или вырабатываемая мощность генератора.

Логический блок 1 формирует три сигнала: ид (U1 - Un ) - сигнал дискретного управления, который обеспечивает подключение необхо­
димого количества балластных сопротивлений; Пф - сигнал фазового управления, обеспечивающий плавное регулирование активной состав­ляющей нагрузки; Пр - сигнал блока управления реактивной нагрузкой, обеспечивающий плавное регулирование реактивной составляющей на­грузки.

Рис. 38. Устройство для регулирования амплитуды и частоты напряжения автономного электрогенератора

Блоки дискретного управления 2 представляют собой тиристор­ные ключи, нагрузкой которых являются балластные сопротивления 3. Величина балластных сопротивлений блоков дискретного управления может быть выбрана пропорциональной ряду геометрической прогрес­сии с коэффициентом 2, например: 1, 2, 4, 8. При этом логический блок 1 будет обеспечивать такую комбинацию включения тиристорных ключей, при которой полная мощность, потребляемая дискретной бал­ластной нагрузкой 3, будет изменяться в диапазоне от 0 до максималь­ной с равным дискретным шагом, равным 1/(2N - 1), где N - число сту­пеней дискретных балластных сопротивлений.

Построение устройства подобным образом позволяет повысить точность стабилизации амплитуды вырабатываемого напряжения. Бло­ки дискретного и фазового управления обеспечивают постоянство по­требляемой активной мощности, а сигналы управления блока управле­ния реактивной нагрузкой формируются таким образом, чтобы потреб­ляемая реактивная мощность также оставались постоянной. При таком регулировании, генератор всегда работает на неизменную по величине и характеру нагрузку, и соответственно, амплитуда и частота вырабаты­ваемого напряжения будут стабильными. Это позволяет использовать в автономных электроустановках практически любые типы электрических машин, отпадает необходимость в регуляторе напряжения и повышает­ся статическая устойчивость системы регулирования.

Погрешность стабилизации амплитуды выходного напряжения может быть уменьшена в 4-5 раз.

В результате обзора существующих конструкций микроГЭС мож­но сделать вывод, что автобалластные системы стабилизации примени­мы для любого типа генератора и могут выполняться на основе тири­сторных коммутаторов или схем регуляторов с фазовым управлением. Обычно фазовые регуляторы балластной нагрузки проще и дешевле дискретных коммутаторов, но вносят больше искажений в форму фаз­ных токов и напряжений генератора. В ряде конструкций, например предложенной авторами [64], удается удачно сочетать балластную на­грузку с механическими регулирующими устройствами путем исполь­зования балластного тока для управления затвором турбины.

Результаты исследований в области автономной микрогидроэнер­гетики, проведенных в ТПУ, позволили разработать и внедрить в произ­водство некоторые типы микроГЭС. МикроГЭС мощностью 16 кВт вы­пускается заводом «Тяжэлектромаш» г. Бишкек с 1988 г. Конструктор­скую проработку станции, включая гидротурбину, осуществлял Про­ектно-конструкторский и технологический институт (ПКТИ) «Водоав­томатика и метрология» г. Бишкек. Система стабилизации напряжения и частоты автобалластного типа разработана в Томске и доведена до се­рийного производства в результате совместных усилий ТПУ и ПКТИ «Водоавтоматика и метрология».

В данной станции использована нерегулируемая гидротурбина пропеллерного типа с горизонтальной осью вращения, рассчитанная на рабочий напор воды 7,5... 15 метров и максимальный расход воды 0,5 м /сек. Номинальная частота вращения - 1035 об/мин.

В качестве генератора микроГЭС использован серийный асин­хронный двигатель серии 4 А с конденсаторным возбуждением. Функ­ции стабилизации выходных электрических параметров осуществляет автобалластная система. Кроме того, имеются модификации с дополни­тельным каналом регулирования возбуждения асинхронного генератора с помощью управляемого тиристорного преобразователя, разработанно­го специалистами Самарского политехнического университета. По­грешность стабилизации величины выходного напряжения не превыша­ет 10 %, а его частоты - 2 % относительно номинальных значений 230/400 В и 50 Гц.

Общий вид станции, включающий силовой гидроэнергетический блок и шкаф управления показаны на рис. 39. Вариант установки этой

Рис. 39. Общий вид микроГЭС, мощностью 16 кВт, выпускаемой на заводе «Тяжэлектромаш» г. Бишкек: а - гидроэлектроагрегат; б - шкаф управления

станции на местности показан на рис. 40, где, кроме указанных конст­руктивных блоков, видны балластные нагрузки в виде емкостей с водя­ными ТЭНами и часть напорного трубопровода.

Эффективность и относительная простота схемных решений ав­томатических регуляторов балласта, реагирующих на величину тока по­лезной нагрузки, определили выбор именно этого типа автобалластной системы стабилизации. Принципиальная схема регулятора балластной нагрузки рассматриваемой микроГЭС показана на рис. 41. Работает схема следующим образом. Напряжение генератора иг через первичные обмотки трансреакторов Тр-р поступает к нагрузке и к балластным на­грузкам Rq. Балластные нагрузки включены в звезду через силовой вен­тильный преобразователь, состоящий из тиристоров Т1,Т2,Т3 и диодов Vi, V2,V3.

Другим вариантом включения балластного сопротивления являет­ся включение его на выпрямленное напряжение преобразователя. Управление углами включения тиристоров Т1-Т3 осуществляется с по-

Рис. 40. МикроГЭС на реке Чон-Курчак, Кыргызтан

мощью управляющего выпрямителя V4-V% питаемого от трансреакторов Тр-р. Выходное напряжение трансреакторов, пропорциональное фазным токам нагрузки /н, выпрямляется и прикладывается к резистору управ­ления Ry. Напряжение управления имеет запирающую полярность для диодов Vio, Vii, V12 поэтому, они могут открываться, включая соответ­ствующие тиристоры Т1, Т2, Т3 когда линейное напряжение генератора превысит величину управляющего напряжения на резисторе Ry. Следо­вательно, когда ток нагрузки равен нулю, напряжение управления также равно нулю и тиристоры Т1, Т2, Т3 полностью открыты, обеспечивая максимум мощности, потребляемой балластными нагрузками R6 или R б. При номинальном токе нагрузки /н, тиристоры Т1, Т2, Т3 закрыты и бал­ласт обесточен. Для любых промежуточных значений тока /н в схеме осуществляется фазовое регулирование мощности балласта путем фор­мирования углов управления тиристорами в результате сравнения на ре­зисторе Ry линейного напряжения генератора с напряжением управле­ния, пропорциональном току нагрузки станции.

Удачное схемное решение регулятора балластной нагрузки позво­лило предложить эту же схему для микроГЭС, разрабатываемых ТПУ совместно с болгарской фирмой «Промышленная энергетика».

Особенностью этого договора являлось то, что он предусматривал создание технологии производства электроэнергии с помощью ма­лых водотоков при максимальном использовании имеющегося гидро- и

Рис. 41. Принципиальная электрическая схема регулятора
автобалластной нагрузки

электротехнического оборудования общепромышленного назначения. В частности, в качестве турбин использовались наиболее распространен­ные и дешевые центробежные насосы. Исследования болгарской фирмы "Випом" подтвердили возможность эффективного использования цен­тробежного насоса в турбинном режиме с небольшим снижением коэф­фициента полезного действия. Более того, конструкция насоса позволя­ет в турбинном режиме снимать с него мощность, превышающую но­минальную, а дополнительная обработка рабочего колеса насоса повы­шает его КПД в турбинном режиме практически до номинального зна­чения. Эти особенности, а также широкая номенклатура насосов, позво­ляют строить целый ряд простых и экономичных микроГЭС.

Системы стабилизации выходных параметров таких станций должны строиться на принципе автобалластного регулирования, что од­нозначно определяется использованием нерегулируемого насоса в тур­бинном режиме. Сравнительные испытания нескольких типов стабили­зирующих систем в лабораториях ТПУ и фирмы "Промышленная энер­гетика" показали преимущества схемы, предложенной выше, и она была взята в качестве основного стабилизирующего элемента в серии микро-

ГЭС мощностью до 100 кВт. Эти станции серийно выпускаются в Бол­гарии. Общий вид станций на мощности 8 и 16 кВт показан на рис. 42. Рис. 42. Основные агрегаты микроГЭС фирмы «Промышленная энергетика»

На фотографии видны собственно гидроэлектроагрегаты, шкафы управления, блоки регуляторов автобалласта и собственно балласт - воздушные нагревательные элементы.

Использование в микроГЭС асинхронных генераторов (АГ) огра­ничивает возможность регулирования напряжения по цепи возбужде­ния. Поэтому, наиболее приемлемым вариантом системы стабилизации является одноканальная токовая балластная система.

На точность стабилизации генерируемого напряжения в той или иной степени оказывают влияние все элементы установки: гидротурби­на, генератор, нагрузка. К основным параметрам, определяющим уро­вень стабильности величины и частоты напряжения, относятся: коэф­фициент саморегулирования гидротурбины, характеризующий «жест­кость» ее механической характеристики, номинальная мощность балла­стной нагрузки и закон ее регулирования, диапазон изменения и харак­тер полезной нагрузки станции.

Одноканальная автобалластная система не позволяет одновремен­но с величиной напряжения АГ стабилизировать его частоту, поэтому приходится находить приемлемый вариант стабилизации. Проведенные исследования позволили определить оптимальную величину балластно­го сопротивления Rq в зависимости от характера полезной нагрузки станции. В частности, для активной нагрузки Rq = 1,25Rn, для активно­индуктивной нагрузки с еоБф = 0,9, R6 = 1,32ZH, для нагрузки с коэффи­циентом мощности 0,8 R6 = 1,45Zn.

Отклонение R6 от рекомендованных значений приведет к возрас­танию погрешности стабилизации напряжения станции при прочих рав­ных условиях. Уменьшение R6 до значений, меньших расчетного значе­ния номинальной нагрузки станции (R6 < Zn), приведет к развозбужде - нию генератора, когда полезная нагрузка станции достигнет примерно 50% своей номинальной величины.

Ограниченные возможности регулирования микроГЭС только по цепи балластной нагрузки приводят к взаимосвязи между точностью стабилизации величины и частоты выходного напряжения. Так, приме­нение более «жесткой» гидротурбины повышает точность стабилизации частоты напряжения, однако, отклонение её величины относительно номинального значения при этом возрастает.

Очевидное объяснение этому явлению - пропорциональная связь между частотой вращения генератора и величиной генерируемого на­пряжения.

Иллюстрацией данному выводу служат расчетные зависимости максимальной погрешности стабилизации напряжения ±AUmax и часто­ты ±Aomax от жесткости гидротурбины ет, приведенные на рис. 43. На­грузка станции в данном случае активная.

0 -1 -2 -3 -4 -5 о. е. Рис. 43. Зависимость максимальной погрешности стабилизации U и со от ет

Характер нагрузки микроГЭС требует соответствующего измене­ния емкости возбуждающих конденсаторов для компенсации индуктив­ности нагрузки. Расчет мощности батареи конденсаторов приведен в литературе [5] и, в частности, для машин малой мощности 5...6 кВт, ве-

личина возбуждающих емкостей должна составлять 150...160 мкФ на фазу при еоБф = 0,8. В результате выполнения рекомендаций по выбору конденсаторов и величины Rq, удается стабилизировать величину и частоту напряжения станции не хуже, чем при нагрузке активного ха­рактера. Например, на рис. 44 показаны зависимости напряжения U и частоты ю микроГЭС от величины полезной нагрузки Z. По рисунку видно, что максимальная погрешность стабилизации по напряжению составляет 16.17 %, по частоте 3,4.. .3,6 %.

Таким образом, можно сделать вывод, что микроГЭС с одно­канальной системой стабилизации могут обеспечить уровень стабили­зации напряжения по величине порядка U = ин ± 9.12 %, по частоте Ю = Юн ± 1,8.5 %. Такие показатели достигаются при работе на пассив­ную нагрузку с неизменным коэффициентом мощности в диапазоне еоБф = 0,8.1,0.

Фазорегулируемая вентильная нагрузка генератора микроГЭС оп­ределяет искажения формы фазных токов и напряжений. Уровень иска­жений для синхронных и асинхронных машин примерно одинаков и достигает значений коэффициента искажений синусоидальности напря­жения Кнс порядка 10.12 % [56, 57].

Величина искажений зависит от степени загрузки микроГЭС, что иллюстрируется экспериментальной зависимостью, приведенной на рис. 45. Эксперимент проводился на лабораторной установке. В качест­ве генератора использован асинхронный двигатель, мощностью 4 кВт.

Рис. 45. Зависимость Кнс напряжения АГ от нагрузки станции

Для расчета величины искажений напряжения генератора, вы­званных коммутацией вентильной нагрузки, генератор микроГЭС экви - валентируется неискаженной ЭДС e(t) с индуктивностью LT и актив­ным фазным сопротивлением якорной обмотки гг. Эквивалентная схема замещения генератора показана на рис. 46 [50, 62].

Рис. 46. Эквивалентная схема замещения генератора с автобалластной системой стабилизации

Полезная нагрузка активно-индуктивного характера rH, LИ с коэф­фициентом мощности еоБфн. Балластная нагрузка, в общем случае, так­же активно-индуктивная с параметрами гб, Lis. Расчетные схемы для переходного процесса коммутации балласта приведены на рис. 47.

Дифференциальные уравнения, описывающие переходные про­цессы при включении балластной нагрузки активного характера гб име­ют вид:

+ Г г І г + Г б І б - e(t);

+ Г н І н - Г б І б - 0;

1 г — 1 н — 1 б — 0

При выключении Гб ток и напряжение генератора определяются по уравнению:

(L г + Lн ))Іг + (г г + Г н)і г — e(t).

dt

Данные уравнения решаются в общем виде, например, классиче­ским методом. Расчетные кривые тока и напряжения генератора при уг­ле управления вентилями балласта а = 90 ° приведены на рис. 48.

Анализируя результаты расчетов, нетрудно заметить, что для ре­альных соотношений между параметрами генератора, нагрузки и балла­стного сопротивления: LT ~ 0,1L№ гг ~ 0,04гн, соБфн = 0,7...0,9, переход­ный процесс включения вентилей регулятора балласта заканчивается в пределах полупериода питающего напряжения и длится не более 0,1 его части. Поэтому для анализа искажений напряжения и тока генератора в первом приближении можно пренебречь параметрами генератора LT, гг,
что дает возможность учитывать только вынужденные составляющие в кривой тока генератора.

о. е.

0,5

-0,5

-1,0

0

Рис. 48. Расчетные кривые тока и напряжения
синхронного генератора при а= 90 °

Выражения для тока балласта в этом случае имеют вид:

іб = 0 в диапазоне 0 < юґ < а;
іб = /msinwt для а < юґ < п.

Гармонический состав тока балласта определится выражениями:

■ синусная составляющая.

Степень искажения тока генератора нелинейной вентильной на­грузкой характеризуется коэффициентом несинусоидальности, который определяется как отношение среднеквадратичного значения величины высших гармоник In к первой гармонике исследуемого сигнала I:

у 12

K нс = 100%.

11

Зная гармонический состав тока балласта можно определить сте­пень искажения кривой напряжения микроГЭС. Для этого следует вос­пользоваться схемами замещения расчетной цепи для высших гармони­ческих составляющих:

где In - величина n-й гармоники фазного тока генератора.

Расчетные значения К нс для напряжения и тока микроГЭС с ав­тобалластным регулированием показаны на рис. 49.

Следовательно, для станций мощностью 10...20 кВт величина ко­эффициента несинусоидальности напряжения при классической ав­тобалластной системе на биполярных тиристорных ячейках достига­ет 12 %.

Рис. 49. Зависимость Кнс напряжения АГ от нагрузки станции

Результаты измерений степени нелинейных искажений напряже­ния, проведенные на экспериментальной установке, представлены в ви­де графиков на рис. 50. Коэффициент несинусоидальности определялся для нескольких схем тиристорных регуляторов балластной нагрузки.

Учитывая несинусоидальность напряжения собственно синхрон­ного генератора серии ЕСС мощностью 12 кВт, которая составляет ве­личину порядка 5 %, можно утверждать, что экспериментальные значе­ния лишь незначительно отличаются от расчетных.

Искажения напряжения, вызванные действием симметричных би­полярных тиристорных ячеек, включенных по схеме с нулевым прово­дом, представлены кривой 1. Некоторое смещение максимума кривой Кнс в сторону меньших токов нагрузки Iн объясняется нелинейной за­висимостью углов управления тиристорами регулятора от величины то­ка I н. Кривая 2 характеризует искажения, вносимые в форму напряже­ния генератора регулятором мостового типа с включением балласта на сторону постоянного тока.

Как следует из зависимостей, показанных на рис. 50, степень ис­кажения напряжения генератора микроГЭС зависит от схемы тиристор­ного регулятора балластной нагрузки и от величины тока полезной на­грузки. Худшие показатели в этом отношении имеют схемы выпрями­тельного типа, поскольку они искажают фазные токи и напряжения ге­нератора и при углах управления вентилями а = 0 (что соответствует I н = 0). Наиболее неблагоприятной величиной полезной нагрузки стан­ции является половинная нагрузка, соответствующая углам управления тиристорами а ~ 90° и вызывающая максимальные искажения напряже­ния.

0 0,2 0,4 0,6 0,8 о. е. Рис. 50. Зависимость коэффициента несинусоидалъности фазно - гонапряжения генератора от тока полезной нагрузки микроГЭС 1 - симметричная тиристорная ячейка с нулевым проводом; 2 - трехфазная мостовая выпрямительная схема; 3 - комбинированная схема

Классические автобалластные системы, регулирующие мощность на балластных резисторах с помощью симметричных биполярных тири­сторных ячеек, обеспечивают стабилизацию значения напряжения мик - роГЭС с быстроходной турбиной пропеллерного типа в пределах ± (10...20) %, частоты - в пределах ± (2...4) % при коэффициенте иска­жения синусоидальности 2.13 % [42, 62, 63].

Основными путями улучшения качества генерируемого напряже­ния являются совершенствование схем тиристорных регуляторов мощ­ности балласта, подбор оптимальных значений и характера балластных нагрузок, дробление балласта с целью сокращения его фазорегулируе­мой части.

Уменьшить степень несинусоидальности генерируемого напряже­ния позволяет балластная нагрузка активно-индуктивного характера.

На рис. 51 показаны расчетные значения К нс для напряжения ге­нератора при активно-индуктивном (кривая 1) и активном (кривая 2) балласте.

0 30 60 90 120 150 а, град. Рис. 51. Зависимость Кнс от угла управления тиристорами

Сравнивая степень искажения напряжения генератора при актив­ном и активно-индуктивном характере балластной нагрузки, следует отметить преимущество активно-индуктивного балласта. Степень иска­жения кривой тока при активном балласте достигает 34 %, при активно­индуктивном в 2,5 раза меньше. Максимальное искажение напряжения при активном балласте - 12 %, при активно-индуктивном - 3,6 %. Ак­тивно-индуктивный балласт также лучше компенсирует изменение по­лезной нагрузки активно-индуктивного характера, особенно в режимах, близких к холостому ходу станции. Таким образом, активно­
индуктивный балласт имеет преимущества по сравнению с активным и рекомендуется к применению в разработках микроГЭС.

Перспективным вариантом системы стабилизации является ком­бинированная схема с двумя балластами активного и активно­индуктивного характера. Дробление балласта позволяет уменьшить мощность его фазорегулируемой части. В результате нелинейные иска­жения тока и напряжения генератора станции уменьшаются практиче­ски пропорционально количеству частей, на которые разделяется балла­стная нагрузка.

По результатам исследований можно рекомендовать к использо­ванию комбинированную схему регуляторов балласта, показанную на рис. 52. Балласт в этой схеме разделен на две части: Zq (активно­индуктивный) и Rq (активный). При уменьшении тока полезной нагруз­ки относительно номинального значения, первым вступает в работу балласт Zq, полное включение которого происходит при токе полезной нагрузки равном половине номинального. Так как мощность Zq меньше необходимой суммарной мощности балласта станции, то и уровень ис­кажений тока и напряжения генератора меньше чем при работе с балла­стной нагрузкой полной мощности. Дальнейшее уменьшение тока на­грузки приводит к подключению Rq дополнительно к полностью вве­денной мощности Zq.

к нагрузке

Качество напряжения станции улучшается за счет дробления бал­ласта и в результате различия в характере ступеней балластной нагруз­ки. Расчеты, проведенные для предлагаемой схемы, показывают, что от­клонение модуля эквивалентной нагрузки микроГЭС от номинального
значения не превышает 10 %, характера эквивалентной нагрузки - 8 %. В результате, точность стабилизации частоты вращения гидроагрегата, при прочих равных условиях, улучшается почти в 2 раза по сравнению с классическим вариантом балластной нагрузки активного характера [61].

Дальнейшее дробление балласта на несколько ступеней является эффективным способом уменьшения коэффициента искажений сину­соидальности напряжения станции. В этом случае, при равномерном интервале дискретизации балласта, мощность каждой ступени равна

Р

АР = —н, где Рн - номинальная мощность станции. Логика управления

N

мощностью балласта заключается в плавном фазовом регулировании одной его ступени и в дискретном включении остальных ступеней в со­ответствии с изменением мощности полезной нагрузки микроГЭС.

Результаты расчета искажений кривой напряжения генератора со ступенчатым балластом показаны на рис. 53 в виде зависимости К нсот количества ступеней балласта N. Как следует из графика, уже три сту­пени балласта обеспечивают снижение коэффициента гармоник до 3­4%, что удовлетворяет требованиям ГОСТ на электроэнергию, получае­мую из сети [61].

0 1 2 3 4 5 6 N Рис. 53. Зависимость Кнс от количества ступеней балластной нагрузки

Кроме улучшения формы кривой выходного напряжения микро - ГЭС, дробление балласта обеспечивает лучшую стабилизацию резуль­тирующей нагрузки генератора. Так, при работе гидроэлектроагрегата в диапазоне мощностей 30...60 %Рн, эквивалентная нагрузка станции из­меняется на величину около 2 % по модулю и на 10 % по фазе для че­тырех отпаек. Станция с одним фазорегулируемым балластом работает в условиях изменения эквивалентной нагрузки на 10 %, фазы на 17 %.

Неплохие результаты могут дать комбинированные схемы регуля­торов с дроблением балласта активного типа. Примером подобной схе­мы стабилизации является схема, в которой балласт разделен на две части Rбі и Rб2, подключенных к своим регуляторам, собранных на различных схемах (рис. 54). Так, ^б1 включены последовательно с вен­тильными ячейками и соединены в звезду. Второй балласт R б2 включен на выход мостового полууправляемого выпрямителя. При уменьшении тока полезной нагрузки относительно номинального значения, первым вступает в работу балласт R бі, полное включение которого происходит при токе полезной нагрузки равным половине номинального. Так, как мощность Rбі меньше необходимой суммарной мощности балласта станции, то и уровень искажений при этом ниже, чем при работе с бал­ластной нагрузкой полной мощности.

Рис. 54. Комбинированная схема регулятора балластной нагрузки

При полностью открытых тиристорах регулятора R бі, искажения фазных токов и напряжений практически отсутствуют. Дальнейшее уменьшение тока нагрузки микроГЭС приводит к открытию мостового

регулятора балластной нагрузки R 52, который также вносит меньшие

жения на обмотках электрической машины. Длительность переходного коммутационною процесса, или его свободная составляющая, в общем случае определяется величиной индуктивностей обмоток, а принужден­ная составляющая зависит только от падения напряжения на статорных обмотках генератора. Максимальная величина искажений напряжения генератора, как отмечалось выше, соответствует углам управления ти­ристорами, близким к 90° и пропорциональна максимальной мощности балластных сопротивлений, подключаемых на выход блока фазового управления.

Для уменьшения нелинейных искажений в схему классического регулятора предлагается ввести дополнительное балластное сопротив­
ление Ябдоп, подключаемое последовательно полезной нагрузке, и до­полнительный тиристорный ключ, подключенный параллельно сопро­тивлению Л^доп, вход которого соединен с входом блока фазового управления (рис. 55) [62]. Подключение дополнительного балластного сопротивления в последовательную цепь нагрузки и его шунтирование в момент коммутации тиристора блока фазового управления, позволяет компенсировать падение напряжения на обмотке генератора из-за воз­растания тока I г = I н +1 б при включении тиристоров Ті.

Как показали исследования, оптимальное значение дополнитель­ного балластного сопротивления Лбдоп ~ гФ. Осциллограмма напряжения на нагрузке, для наиболее неблагоприятного случая - угла включения тиристоров 90°, приведена на рис. 56. Как видно, искажения кривой на­пряжения станции определяются только свободной составляющей пере­ходного процесса включения балластной нагрузки - принужденная со­ставляющая напряжения до и после коммутации практически не изме­няется.

Рис. 56. Кривые выходного напряжения микроГЭС

Результаты гармонического анализа напряжения нагрузки пока­зывают, что данная схема позволяет уменьшить максимальную величи­ну коэффициента гармоник напряжения в 2-3 раза по сравнению с клас­сической схемой без дополнительного последовательного балласта. Компенсировать некоторое снижение величины напряжения на нагрузке можно путем увеличения на соответствующую величину напряжения генератора.

В результате проведенных исследований предложено новое тех­ническое решение автобалластной системы регулирования, на которое получено свидетельство на полезную модель № RU6958 [86].

Задачей полезной модели является уменьшение нелинейных ис­кажений в вырабатываемом напряжении. На рис. 57 представлена структурная электрическая схема устройства для регулирования часто­ты вырабатываемого тока электрогенератора.

Данное устройство содержит логический блок 1, блоки дискрет­ного управления 2 и соответствующие им блоки сопротивлений балла­стной нагрузки 3, блок фазового управления 4 и соответствующий ему блок сопротивлений балластной нагрузки 5, шунтирующее сопротивле­ние Rm и дополнительный блок управления 6. На вход устройства по­ступает сигнал Uу, пропорциональный требуемой величине рассеивае­мой на балластных сопротивлениях мощности. Этот сигнал поступает на вход логического блока 1, в котором формируются сигналы U д, по­ступающие на входы блоков дискретного управления 2, и сигнал U ф,

поступающий на вход блока фазового управления 4, и дополнительный блок управления 6.

Входной сигнал, поступающий на логический блок, формируется датчиком, установленным в якорной цепи генератора. Измеряемым сиг­налом может служить частота генерируемого напряжения; активная со­ставляющая мощности генератора; а при использовании синхронного генератора с регулятором возбуждения - активная составляющая тока генератора.

Логический блок формирует два сигнала: U д - сигнал дискретно­го управления, который обеспечивает подключение необходимого ко­личества балластных сопротивлений, Uф - сигнал фазового управле­ния, обеспечивающий изменение углов открытия тиристоров блоков фа­зового и дополнительного управления в диапазоне от 0° до 180°.

Блоки дискретного управления представляют собой тиристорные ключи, нагрузкой которых являются балластные сопротивления. Вели­чина балластных сопротивлений блоков дискретного управления может быть выбрана пропорциональной ряду геометрической прогрессии с ко­эффициентом 2, например, 1, 2, 4, 8. При этом логический блок будет обеспечивать такую комбинацию включения тиристорных ключей, при которой полная мощность, потребляемая дискретной балластной на­грузкой, будет изменяться в диапазоне от 0 до максимальной с равным

дискретным шагом, равным 1/(2N -1), где N - число ступеней дис­кретных балластных сопротивлений.

Блоки фазового и дискретного управления представляют собой тиристорные регуляторы, для управления тиристорами которых исполь­зуется один и тот же сигнал, поступающий с логического блока.

В качестве примера схемной реализации устройства могут быть использованы известные технические решения, получившие примене­ние в качестве систем стабилизации автономных микроГЭС [48, 50, 55].

Например, сигналы дискретного управления формируются циф­ровым регулятором чистоты [55], реагирующим на отклонение частоты напряжения станции от опорной, равной номинальному значению.

Генератор опорной частоты содержит высокочастотный кварце­вый генератор и счетчики формирования последовательности управ­ляющих импульсов. Датчик частоты генератора преобразует синусои­дальное напряжение генератора в последовательность коротких им­пульсов с периодом повторения, равным периоду генерируемого на­пряжения. Измеритель частоты генератора на основе сравнения частоты генератора с опорной производит измерение частоты напряжения мик - роГЭС. Счетно-логическое устройство обрабатывает по определенному алгоритму двоичный код, соответствующий измеренной частоте, и че­рез усилитель мощности управляет работой тиристорных ключей балла­стной нагрузки.

Таким образом, совершенствование тиристорных схем регулиро­вания мощности балласта, наряду с рассмотренными выше способами построения автобалластных систем, являются эффективными путями улучшения качества выходного напряжения автономной энергоустанов­ки.