Artykuł zawiera porównanie generatorów synchronicznych i indukcyjnych stosowanych w hydroenergetyce jak również przedstawia analizę sposobów połączenia generatora z siecią. Opracowanie dotyczy niskospadowych elektrowni wodnych (MEW) z hydrozespołami o mocach znamionowych w zakresie kilkudziesięciu do kilkuset kilowatów, gdzie prędkość turbiny typowo mieści się w przedziale 100-500 obr/min.
Generatory
W trójfazowych układach generacji energii elektrycznej, w roli generatorów, zastosowanie znajdują dwa typy maszyn elektrycznych: synchroniczne oraz indukcyjne.
Maszyny synchroniczne
Powszechnie stosowane jako generatory w systemie elektroenergetycznym. W układach dużej mocy wykorzystywane są maszyny synchroniczne o wzbudzeniu elektromagnetycznym. Dla MEW dobrą propozycją są generatory synchroniczne z magnesami trwałymi (PMSG – permanent magnet synchronous generator), szczególnie w aplikacjach wolnoobrotowych (niskospadowych). Rosnące zainteresowanie tym typem generatora np. w elektrowniach wiatrowych potwierdza jego korzystne właściwości.
- wysoka sprawność w szerokim zakresie prędkości i mocy
- korzystne właściwości w aplikacjach wolnoobrotowych
- eliminacja przekładni mechanicznej
- wyższe koszty zakupu
Maszyny indukcyjne
Najpowszechniej budowane jako silniki klatkowe, rzadko stosowane w roli generatorów z uwagi na ograniczenia regulacyjne i niską sprawność. Powszechność generatorów indukcyjnych w MEW wynika z niskich kosztów zakupu oraz dobrej dostępności silników klatkowych wykorzystywanych w roli generatorów. Inną odmianą są generatory indukcyjne pierścieniowe w układzie dwustronnie zasilanym (DFIG – double feed induction generator). Taki układ jest kosztowny i skomplikowany, przez to spotykany typowo w elektrowniach wiatrowych o znacznych mocach.
- niskie koszty zakupu
- dobra dostępność rynkowa
- konieczność stosowania przekładni mechanicznej dla turbin o prędkości ≤ 750 obr/min
- niska sprawność, szczególnie dla generatorów wolnoobrotowych
Sprawność generatorów synchronicznych z magnesami trwałymi mieści się w przedziale 95-97% odpowiadając klasie IE4/IE5, podczas gdy generator indukcyjny klatkowy klasy IE3 o prędkości znamionowej ~750 obr/min, w korzystnych warunkach osiąga nie więcej niż 94%.
Korzyści wynikające z podwyższonej sprawności przetwarzania energii:
- zwiększona produkcja energii elektrycznej – większe zyski,
- mniejszy wydatek strat cieplnych koniecznych do odprowadzenia przez układy chłodzenia i klimatyzacji budynku elektrowni.
Przyłączenie generatora do sieci elektroenergetycznej
Trójfazowe generatory synchroniczne lub indukcyjne, mogą być przyłączane do sieci elektroenergetycznej bezpośrednio lub za pomocą przekształtnika energoelektronicznego (tzw. falownika, przemiennika częstotliwości).
Przyłączenie za pomocą przekształtnika
Parametry sieci (tj. wahania napięcia i częstotliwości) nie mają wpływu na pracę generatora. Niezależnie od typu generatora istnieje możliwość uzyskania pełnych możliwości płynnej regulacji mocy biernej oraz prędkości obrotowej. Istotną zaletą tego rozwiązania jest ograniczenie udarów mechanicznych i elektrycznych podczas rozruchu układu generacyjnego.
Zalety stosowania przekształtnika:
- regulacja prędkości generatora,
- możliwość wykorzystania generatorów wzbudzanych magnesami trwałymi,
- niezależna regulacja mocy biernej sieci i generatora,
- łagodne załączanie turbozespołu poprzez bezudarową synchronizację z przekształtnikiem.
Przyłączenie bezpośrednie
Prędkość obrotowa generatora jest stała i wyznaczona częstotliwością sieci. Regulacja mocy biernej jest ograniczona właściwościami generatora i możliwa tylko w przypadku generatorów synchronicznych wzbudzanych elektromagnetycznie. W przypadku generatorów indukcyjnych oraz synchronicznych o nieregulowanym wzbudzeniu (PMSG) istnieje konieczność kompensacji mocy biernej.
Ograniczenia i wady generatorów bezpośrednio łączonych z siecią:
- prędkość generatora jest narzucona częstotliwością sieci,
- konieczność kompensacji mocy biernej,
- występowanie udarów mechanicznych przy załączeniu generatora bezpośrednio na sieć.
Aktualnie obowiązujące regulacje (rozporządzenie komisji (UE) 2016/631, tzw. “NC RfG”) narzucają szeroki katalog nowych wymagań, w tym np. płynną regulację mocy biernej, tym samym sprawiając że dotychczas stosowana stopniowa kompensacja mocy biernej staje się niewystarczająca.
