Wykorzystanie generatorów synchronicznych pracujących w układach kogeneracyjnych w nadążnym układzie kompensacji mocy biernej

Instalując układy z generatorami synchronicznymi często pomija się fakt, że mogą one być wykorzystywane do nadążnej kompensacji mocy biernej.

W ciągu dwóch ostatnich lat firma J.J.A. Progress zrealizowała w polskim górnictwie trzy systemy kompensacji mocy biernej dla sieci 6 kV, w których wykorzystuje się naturalne możliwości regulacji mocy biernej maszyn synchronicznych (silniki i generatory).

Niniejszy artykuł prezentuje możliwości wykorzystania generatorów synchronicznych w nadążnym układzie kompensacji mocy biernej.

Wpływ podłączenia generatorów synchronicznych na opłaty za energię elektryczną

Podłączenie generatora synchronicznego do sieci elektroenergetycznej zakładu przemysłowego przynosi korzyści w postaci znacznego obniżenia opłat za energię czynną. Dodatkowo jednak może powodować wzrost kosztów za energię bierną indukcyjną w przypadku braku lub małej produkcji energii biernej.

Poniżej rozważono trzy przypadki pracy układu elektroenergetycznego. Założono, że sieć elektroenergetyczna obciążona jest mocą czynną 5,0 MW oraz mocą bierną indukcyjną 4,0 Mvar. Przy takim założeniu współczynnik mocy tg φ wynosi 0,8.

• Przypadek 1. dotyczy sytuacji, w której w sieci elektroenergetycznej nie zainstalowano generatora synchronicznego (rys. 1; przypadek 1).
• Przypadek 2. dotyczy sytuacji, w której w sieci elektroenergetycznej zainstalowano generator synchroniczny 2,5 MW pracujący ze współczynnikiem mocy ­cos φ = 1 (rys. 1; przypadek 2).
• Przypadek 3. dotyczy sytuacji, w której w sieci elektroenergetycznej zainstalowano generator synchroniczny 2,5 MW produkujący 1,5 Mvar mocy biernej indukcyjnej (rys. 1; przypadek 3).

Do obliczeń kosztów za energię elektryczną przyjęto średnią cenę za energię elektryczną na rynku konkurencyjnym za rok 2012 wynoszącą 201,36 zł/MWh. W tab. 1. oraz na rys. 2. przedstawiono kształtowanie się opłat za energię elektryczną dla wyżej wymienionych przypadków pracy układu.

Dla przypadku 2. możemy zauważyć oprócz dużego zmniejszenia kosztów za energię czynną dwukrotny wzrost opłat za energię bierną indukcyjną. Wynika to z faktu pogorszenia współczynnika mocy, według którego naliczane są opłaty za ponadumowny pobór energii biernej indukcyjnej [4]:

gdzie:

O_b – opłata za nadwyżkę energii biernej, wyrażona w [zł],

C_rk – cena energii elektrycznej, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy Prawo energetyczne, obowiązująca w dniu zatwierdzenia taryfy, wyrażona w [zł/MWh] lub [zł/kWh],

k – określona w taryfie krotność ceny Crk:

• dla sieci WN k = 0,5,
• dla sieci SN k = 1,
• dla sieci nn k = 3,

tg φ₀ – umowny współczynnik mocy;

tg φ – współczynnik mocy wynikający z pobranej energii biernej;

A – energia czynna pobrana całodobowo lub dla strefy czasowej, w której prowadzona jest kontrola poboru energii biernej, w [MWh] lub [kWh].

Wartość wyrażenia w nawiasie (1) wynosi:

• dla przypadku 1. – 0,19;
• dla przypadku 2. – 0,75,
• natomiast dla przypadku 3. – 0,31.

Porównując wartość dla poszczególnych przypadków można stwierdzić, że dla przypadku 2. wartość wyrażenia jest prawie 4-krotnie większa od współczynnika dla przypadku 1.

Biorąc pod uwagę dwukrotne zmniejszenie poboru energii czynnej na przyłączu zakładu ostatecznie daje to prawie dwukrotny wzrost opłat za energię bierną indukcyjną. Tak więc instalując generator synchroniczny w sieci elektroenergetycznej zakładu przemysłowego należy brać pod uwagę oprócz korzyści wynikających ze znacznego obniżenia poboru energii czynnej, możliwy wzrost opłat dodatkowych za energię bierną indukcyjną spowodowanych niedużą lub zerową produkcją tej mocy.

Możliwości regulacji mocy biernej generatorów synchronicznych

Generatory synchroniczne z uwagi na przeciążalność momentem i stabilność pracy (wypadnięcie z synchronizmu) powinny pracować przewzbudzone. Wówczas do sieci elektroenergetycznej, oprócz mocy czynnej, generowana jest moc bierna indukcyjną. Każda maszyna elektryczna, także maszyna synchroniczna, ma przez producenta podane dane znamionowe:

• S_N – moc pozorną,
• P_N – moc czynną,
• U_N – napięcie,
• If_N – prąd wzbudzenia,
• f_N – częstotliwość, których nie powinna przekraczać.

Poszczególne parametry znamionowe determinowane są przez: [1]

• S_N, P_N – dopuszczalną temperaturą uzwojenia stojana,
• I_fN – dopuszczalną temperaturę uzwojenia wzbudzenia,
• U_N – liczbę zwojów uzwojenia stojana i nasycenie obwodu magnetycznego,
• f_N – liczbę par biegunów i wytrzymałość mechaniczną wirnika.

Zakładając, że generator synchroniczny obciążony jest mocą czynną P i mocą bierną Q, możemy wyróżnić następujące zakresy jego pracy [1]:

• przy współczynniku mocy 1 ≥ cos φ ≥ cos φ_N maszyna pracuje przy prądzie wzbudzenia If ≤ I_fN.W tym przedziale pracy stan termiczny maszyny determinuje uzwojenie twornika (stojana), maszyna może być obciążona mocą pozorną S = S_N,
• przy współczynniku mocy cos φ < cos φ_N stan termiczny maszyny determinuje prąd wzbudzenia If ≤ If_N. W tym stanie pracy maszyna może być obciążona w sposób ciągły mocą pozorną S < S_N. Dopuszczalna wartość mocy pozornej może być wyliczona dla każdego cos φ.

W celu  zobrazowania zakresu regulacji na rys. 3. pokazano wykres granicznych obciążeń generatora (linie pogrubione) w układzie współrzędnych P, Q, na którym: P oznacza moc czynną, a Q – moc bierną [1].

Na wykresie punkt „B” determinują parametry znamionowe maszyny synchronicznej: S_N, P_N, Q_N. Na wykresie okrąg o największym promieniu odpowiada znamionowej mocy pozornej maszyny S_N.

Współrzędna punktu „B” na osi rzędnych odpowiada znamionowej mocy czynnej P_N, a na osi odciętych odpowiada znamionowej mocy biernej Q_N.

Punkty znajdujące się na poszczególnych promieniach odpowiadają obciążeniu maszyny przy określonym współczynniku mocy cos φ.

Obciążenie maszyny synchronicznej jest dopuszczalne wewnątrz obszaru ograniczonego liniami pogrubionymi: [1]

• linia AB jest determinowana przez znamionowy prąd wzbudzenia If_N,
• odcinek BC określa moc znamionowa,
• linia przerywana BEFC ogranicza dopuszczalne chwilowe przeciążenia,
• linia FCID ogranicza dopuszczalny zakres pracy przy niedowzbudzeniu, z sieci jest pobierana moc indukcyjna; przekroczenie tej linii powoduje wypadnięcie maszyny z synchronizmu, jest to linia graniczna stabilności pracy w stanie ustalonym,
• linia LJG określa granicę stabilności dynamicznej, jest ona ustalana z pewnym marginesem bezpieczeństwa,
• linia IKH jest determinowana dopuszczalną temperaturą elementów konstrukcyjnych stref czołowych generatora przy pracy z niedowzbudzeniem.

Maszyna synchroniczna może pracować w sposób ciągły, ze znamionową mocą pozorną SN tylko na łuku okręgu BE, jeśli umożliwia to układ mechaniczny. Identyczny wykres obowiązuje dla pracy silnikowej maszyny synchronicznej.

Często w praktyce eksploatacyjnej zdarzają się przypadki ograniczenia obciążenia wynikające także z innych przyczyn np. dopuszczalnej temperatury szczotek i pierścieni ślizgowych lub innych powodów.

Poziom dopuszczalnego obciążenia każdej maszyny zaleca się wyznaczać doświadczalnie.

Dla przykładu przedstawiono zakres regulacji (wykres obciążeń granicznych) dla generatora synchronicznego napędzanego silnikiem na gaz kopalniany (metan) typu DIG 150 m/6 o mocy 4,0 MW oraz współczynniku mocy 0,8ind (rys. 4.) [5].

Na wykresie przedstawiono następujące krzywe ograniczające:

• ze względu na ograniczenie prąd stojana, co ma na celu niedopuszczenie do nadmiernego nagrzewania się uzwojeń stojana,
• ze względu na ograniczenie prąd wzbudzenia, co ma na celu niedopuszczenie do nadmiernego nagrzewania się uzwojeń wirnika,
• ze względu na dopuszczalną moc silnika napędowego gazowego. Dla współczynników mocy większych od znamionowego ograniczenie mocy wydawanej przez generator zależy od mocy znamionowej silnika napędowego. Zakres dopuszczalny pracy silnika gazowego wynosi (30–100)% mocy znamionowej,
• ze względu na obciążenie generatora determinowane stabilnością jego pracy. Ograniczenie obciążenia stabilnością statyczną wynika z warunku nieprzekroczenia wartości krytycznej kąta mocy (dla generatora synchronicznego cylindrycznego równego Π/2).

Na podstawie danych znamionowych generator ma możliwość produkcji 2950 kvar mocy biernej indukcyjnej. W zrealizowanym układzie sterowania produkcja mocy biernej została ograniczona do zakresu (0–2,0) Mvar mocy biernej indukcyjnej. Powodem ograniczenia była obawa nadmiernego wzrostu temperatury uzwojeń stojana w okresie letnim.

Generatory synchroniczne zwykle mają wbudowany regulator mocy biernej i/lub współczynnika mocy. Przykładowo, moduł QPF, w który został wyposażony generator DIG 150 m/6, ma następujące funkcje:

• ustawienie wartości regulowanej mocy biernej lub współczynnika mocy cos φ,
• ustawienie sygnału wartości zadanej 4..20 mA,
• ustawienie zakresu pracy generatora synchronicznego tylko jako przewzbudzony lub niedowzbudzony i przewzbudzony,
• ustawienie źródła wartości zadanej (potencjometr wewnętrzny lub zewnętrzne źródło),
• ustawienie wejścia zewnętrznej wartości zadanej (prąd 0..20 mA lub napięcie).

W zrealizowanym układzie regulator nastawiono na zadawanie mocy biernej poprzez sygnał 4..20 mA w zakresie pracy przewzbudzonej.

W przypadku zaniku analogowego sygnału wartości zdanej regulator zadaje minimalną moc bierną generatorowi synchronicznemu. Na rys. 5. przedstawiono zrealizowany układ zadawania mocy biernej dla generatora.

System nadążnej kompensacji mocy biernej ProgressCUK®

System ProgressCUK® to system nadążnej kompensacji mocy biernej, który wykorzystuje w procesie kompensacji mocy biernej wszystkie dostępne w sieci źródła energii biernej, tj. generatory synchroniczne, silniki synchroniczne, baterie kondensatorów itp.

Brak systemu nadzorującego pracę całego układu kompensacji mocy biernej może powodować niekontrolowaną pracę kompensatorów. W efekcie prowadzić to będzie do:

• dodatkowych opłat za ponadumowny pobór energii biernej pojemnościowej (przekompensowanie),
• pojawienia się opłat za ponadumowny pobór energii biernej, tj. za pobór energii elektrycznej przy współczynniku mocy tgj wyższym od współczynnika określonego w umowie,
• dodatkowego obciążania maszyn synchronicznych w okresach, w których nie ma konieczności kompensacji mocy biernej,
• pracy kompensatorów w okresach zmniejszonego poboru energii czynnej i biernej indukcyjnej, powodując przekompensowanie przyłączy,
• konieczności ręcznego załączania i wyłączania baterii kondensatorów i filtrów wyższych harmonicznych,
• konieczności ręcznej regulacji prądu wzbudzenia maszyn synchronicznych.

Na rys. 6. przedstawiono strukturę systemu ProgressCUK®.

Głównym elementem całego systemu jest sterownik centralny. W nim zaimplementowany jest algorytm sterujący całym systemem. Dodatkowymi elementami systemu są:

• identyfikacja konfiguracji sieci elektroenergetycznej odbywać się może:
  - przez sieć EtherCAT. Wówczas w polach rozdzielczych zabudowuje się moduły oddalonych we/wy sterownika centralnego. Wszystko jest spięte poprzez obwody okrężne: 24 V dc oraz sieci EtherCAT. Obwody te są niezależne od obwodów w polach rozdzielczych (system jest odseparowany od wpływu obwodów w polu),
  - za pomocą danych z innych systemów funkcjonujących w zakładzie.
• sterowniki lokalne na stacjach wentylatorów (obiektach peryferyjnych) służące do wymiany danych pomiędzy sterownikiem centralnym a wzbudnicami lub regulatorami RMB oraz zadawania wartości mocy biernej produkowanej przez maszyny synchroniczne,
• pomiary z przyłączy wchodzą do sterowników w polach transformatorów lub bezpośrednio do sterownika centralnego,
• sterowanie kompensatorami odbywać się może:
  - poprzez sterowniki lokalne w polach rozdzielczych oraz na stacjach wentylatorów (na obiektach, gdzie znajdują się kompensatory),
  - poprzez istniejący system dyspozytorski w kopalni (zakładzie).

Za pomocą algorytmu sterowania na podstawie danych pomiarowych z poszczególnych przyłączy określana jest moc bierna zapotrzebowana na poszczególnych przyłączach zakładu. Następnie sprawdzana jest możliwość kompensacji mocy biernej na poszczególnych przyłączach (rys. 7).

W pierwszej kolejności algorytm steruje pracą dostępnych baterii kondensatorów. W przypadku dalszego zapotrzebowania na moc bierną system zadaje wartość mocy biernej proporcjonalne do możliwości produkcyjnych, dostępnych na danym przyłączu kompensatorom synchronicznym.

Funkcjonalność oprogramowania:

1. niezależna kompensacja każdego przyłącza,
2. dynamiczna identyfikacja układu połączeń sieci zasilającej,
3. podgląd i rejestracja pomiarów na poszczególnych przyłączach i kompensatorach,
4. wybór sposobu zadawania współczynnika mocy: harmonogram/taryfa/wartość stała,
5. rejestracja zdarzeń,
6. monitoring stanu połączeń sieci komunikacyjnych,
7. funkcjonalność oprogramowania dla maszyn synchronicznych:

1. 1. edytowalna aktywność kompensatora,
   2. zadawanie mocy biernej produkowanej przez kompensator: automat/stała wartość,
   3. możliwość ustawiania limitów wartości zadanej mocy biernej,
   4. przypisanie kompensatora do przyłącza: automat/ręcznie,
   5. funkcjonalność oprogramowania dla baterii kondensatorów:

• • • aktualny stan kompensatora: załączony/wyłączony,
    • gotowość baterii kondensatorów do sterownia
    • moc znamionowa baterii kondensatorów
    • wybór trybu sterownia baterii kondensatorów: automat/ręcznie/spoza systemu
    • sterowanie bateriami: załącz/wyłącz w przypadku wyboru trybu sterowania ręcznego
    • przypisanie kompensatora do przyłącza: automat/ręcznie,
    • kasowanie zadziałania zabezpieczeń
    • monitoring temperatur w obudowie kompensatorów.

Dodatkową funkcjonalnością systemu ProgressCUK®, oprócz regulacji mocy biernej, jest możliwość regulacji mocy czynnej produkowanej przez generatory synchroniczne. Jest to szczególnie ważny problem w przypadku gdy zakład energetyczny nie dopuszcza do przesyłu energii czynnej do sieci elektroenergetycznej.

Z takimi sytuacjami mamy do czynienia szczególnie w weekendy i święta. Wówczas zakład przemysłowy ma dużo mniejsze zapotrzebowanie na energię czynną i bierną, co prowadzi do tego, że nadwyżka energii czynnej i biernej produkowana przez generatory synchroniczne będzie przesyłana do sieci elektroenergetycznej zakładu energetycznego.

Podsumowanie

Włączenie generatorów synchronicznych do sieci elektroenergetycznej zakładu przemysłowego powoduje z jednej strony obniżenie kosztów za energię czynną, z drugiej jednak strony mogą pojawić się większe koszty za energię bierną w przypadku małej produkcji energii biernej.

Wykorzystanie generatorów synchronicznych pracujących w sieciach zakładów przemysłowych jest uzasadnione ze względu na korzyści ekonomiczne. Kompensacja mocy biernej za pomocą generatorów synchronicznych nie powoduje niekorzystnego wpływu na ich pracę.

System ProgressCUK® umożliwia:

• uporządkowanie pracy wszystkich kompensatorów mocy biernej w zakładzie przemysłowym oraz optymalne wykorzystanie wszystkich dostępnych kompensatorów mocy biernej pracujących  w sieci elektroenergetycznej zakładu, m.in. optymalne wykorzystanie możliwości regulacyjnych silników i generatorów synchronicznych,
• regulację mocy czynnej i biernej generatorów synchronicznych w przypadku zmniejszonego jej zapotrzebowania przez zakład przemysłowy. W efekcie niedopuszczenie do przesyłu energii czynnej i biernej do sieci elektroenergetycznej zakładu energetycznego,
• dynamiczną identyfikację aktualnej konfiguracji wewnątrzzakładowej sieci elektroenergetycznej wraz z jej wizualizacją,
• współpracę z istniejącymi systemami dyspozytorskimi,
• wykorzystanie istniejących sieci teletransmisyjnych,
• stworzenie układu kompensacji mocy biernej dostosowanego do potrzeb indywidualnego odbiorcy.

Literatura

1. T. Glinka, Maszyny synchroniczne jako kompensatory mocy biernej i filtry wyższych harmonicznych. „Wiadomości Elektrotechniczne” ISSN 043-5112 nr 8/2013, s. 14–21.
2. R. Miksiewicz, Maszyny elektryczne. Zagadnienia obliczeniowe z wykorzystaniem programu Mathcad, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice 2000.
3. Materiały własne firmy JJA Progress.
4. Taryfa dla energii elektrycznej TAURON Dystrybucja S.A. na rok 2014, Kraków 2014.
5. G. Knyps, Wykorzystanie generatorów synchronicznych w nadążnym układzie kompensacji mocy biernej firmy J.J.A. Progress, Materiały V Konferencji Szkoleniowej Zakładu Techniki Cieplnej „Procesy energetyczne pod kontrolą”, Gniew 2014.
6. Ramowa Instrukcja Eksploatacji Generatorów Synchronicznych, Energopomiar – Elektryka, Gliwice 2012.
7. Prawo energetyczne. Ustawa z 10.04.1997 r. DzU nr 54 (4.06.1997), z późniejszymi zmianami (DzU nr 158 (24.12.1997)). Stan na 25 września 2012 r. Data publikacji – 23.09.2011. Data modyfikacji – 27.09.2012.
8. Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (DzU nr 93 poz. 623, z dnia 4 maja 2007) (DzU nr 158 (24.12.1997)). Stan na 25 września 2012. Data publikacji – 23.09.2011. Data modyfikacji – 27.09.2012.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!