Способ противоаварийного управления режимом параллельной работы синхронных генераторов и делительной автоматики в электрических сетях
METHOD OF ANTI-ACCIDENT CONTROL OF MODE OF PARALLEL OPERATION OF SYNCHRONOUS GENERATORS AND DIVISION AUTOMATION IN ELECTRIC NETWORKS

Изобретение относится к электроэнергетике и может быть использовано в электроэнергетических системах, электрических сетях при управлении режимами работы синхронных электрических генераторов и электрической сети.
Известен способ противоаварийного управления режимом параллельной работы синхронных генераторов в электрических сетях (СТО_59012820.29.240.001-2011 Стандарт организации ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ». Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Условия организации процесса. Условия создания объекта. Нормы и требования. Издание официальное. С. 19-23), при котором, при возникновении аварийных небалансов мощности для предотвращения нарушений устойчивости с возникновением асинхронных режимов, снижают электропотребление в дефицитной части сети, как правило, путем отключения нагрузки, и генерации в избыточной части сети, как правило, путем отключения части генераторов или импульсной разгрузки турбин. После затухания переходного электромеханического процесса восстанавливают электроснабжение отключенных потребителей и нормальный режим сети.
Указанный способ малоэффективен при малой инерционности роторов генераторов, характерной для частей сети малой мощности. Он не учитывает состав и особенности электроприемников потребителей при формировании управляющих воздействий на отключение нагрузки и при восстановлении электроснабжения отключенных потребителей.
Известен также способ противоаварийного управления режимом параллельной работы синхронных генераторов в электрических сетях (СТО_59012820.29.240.001-2011 Стандарт организации ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ». Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Условия организации процесса. Условия создания объекта. Нормы и требования. Издание официальное. С. 17-18), при котором при возникновении аварийных небалансов мощности для предотвращения нарушений устойчивости с возникновением асинхронных режимов, в доаварийном режиме определяют сечение сети для деления из числа технологически возможных по критерию минимального небаланса мощности в подсистемах в доаварийном режиме. При возникновении аварийного возмущения осуществляют деление сети по заранее определенному сечению путем отключения входящих в него выключателей. При возникновении в отделившихся частях существенных небалансов мощности балансируют отделившиеся части путем отключения нагрузки в дефицитной части сети, импульсной разгрузки турбин или отключения части генераторов в избыточной части сети. После восстановления условий для синхронизации разделенных частей, включают отключенные связи, восстанавливают электроснабжение отключенных потребителей и нормальный режим сети.
Способ обладает следующими недостатками: деление сети происходит после отключения короткого замыкания, что за счет подпитки места короткого замыкания в части сети малой мощности от сети большой мощности приводит к значительному увеличению отключаемых токов короткого замыкания. При реализации способа не учитывается состав и особенности электроприемников потребителей для формирования управляющих воздействий на отключение нагрузки и при восстановлении электроснабжения отключенных потребителей.
Наиболее близким техническим решением является способ противоаварийного управления режимом параллельной работы синхронных генераторов в электрических сетях [RU 2662728, H02J 03/46, 06.06.2018], заключающийся в том, что, в нормальном режиме определяют сечения сети для деления из числа технологически возможных, при возникновении аварийного возмущения осуществляют деление сети по заранее определенному сечению путем отключения входящих в него выключателей, в послеаварийном режиме с разделением сети при повышенной частоте в части сети малой мощности снижают выдаваемую мощность генераторов, а при пониженной частоте отключают часть нагрузки, регулируют напряжение и выдаваемую мощность оставшихся генераторов для выполнения условий точной синхронизации частей сети малой и большой мощности по использованному для деления сечению и включают его включатели для восстановления параллельной работы частей сети, восстанавливают нормальный режим сети включением всех отключенных нагрузок и генераторов и с их соответствующей загрузкой, причем, с целью предотвращения возникновения недопустимых динамических моментов на валах синхронных генераторов и асинхронных режимов при их параллельной работе, снижения отключаемых токов короткого замыкания, снижения величин мощностей отключаемых нагрузок, генераторов в электрической сети фиксируют два постоянных сечения для деления на случай возникновения аварийных небалансов, первое для нормальных режимов с выдачей мощности, второе с потреблением частью сети малой мощности, в нормальном режиме с выдачей мощности один или несколько генераторов части сети малой мощности загружают до величины выдаваемой мощности по первому сечению, по факту внезапного глубокого снижения напряжения с опережением отключения короткого замыкания отключают выключатели первого сечения и генераторов части сети малой мощности, загруженных до величины выдаваемой мощности по первому сечению, в нормальном режиме потребления мощности частью сети малой мощности, загружают ее генераторы до нулевого перетока активной мощности по второму сечению, по факту внезапного глубокого снижения напряжения с опережением отключения короткого замыкания отключают выключатели второго сечения.
Недостатком наиболее близкого технического решения является относительно низкие качество и надежность управления параллельной работой синхронных генераторов.
Это обусловлено тем, что, при известном способе управления недостаточно учитывается состав, особенности и режимы функционирования электроприемников потребителей для формирования управляющих воздействий на отключение нагрузки и при восстановлении электроснабжения отключенных потребителей.
Принципы противоаварийного управления режимом параллельной работы (УРПР) синхронных генераторов в России, для применения в распределительных сетях или сетях внутреннего электроснабжения промышленных предприятий с распределенной генерацией (РГ), основывается на возможностях снижения ущербов у потребителей, в случаях возникновения аварий в энергосистеме, ведущих к недопустимому отклонению параметров электрического режима в энергорайоне и, как следствие, нарушению электроснабжения особо ответственных (социально-значимых) электроприемников потребителей [Илюшин П.В. Проблемные технические вопросы работы объектов распределенной генерации в составе энергосистемы и подходы к их решению // Энергоэксперт. 2015. №1. - С. 58-62].
Ключевым фактором, который необходимо учитывать при принятии решения о применении делительной автоматики (ДА), является то, что в нормальном режиме энергорайон может выдавать часть генерируемой мощности в энергосистему и его отделение может стать нежелательным или недопустимым по причине нарушения баланса активной и реактивной мощностей в энергосистеме. Это в свою очередь может усугубить процесс развития аварии в энергосистеме, а также повлечь за собой большие последствия от нарушений электроснабжения для всех потребителей. Следует отметить, что промышленные предприятия, развивающие РГ, выбирают, как правило, такой режим работы генерирующих установок (ГУ), при котором во всех нормальных режимах выдачи электроэнергии в энергосистему не происходит, а наоборот энергорайон потребляет ее в недостающих для электроснабжения электроприемников объемах [Фишов А.Г., Марченко А.И. Автоматика опережающего деления в схемах присоединения малой генерации к электрической сети // Оперативное управление в электроэнергетике. Подготовка персонала и поддержание его квалификации. 2017. №5. С. 8-18].
Однако, с другой стороны, чем больше вероятность возникновения таких аварий в энергосистеме, которые могут сделать работу особо ответственных или социально-значимых электроприемников невозможной без отделения от сети, тем больше технико-экономических аргументов в пользу применения ДА. Это означает, что в условиях электроэнергетики России не следует априори исключать из рассмотрения случаи возможного отделения энергорайонов с РГ на островной режим работы, при этом в технико-экономические расчеты для обоснования применения ДА необходимо включать вероятные ущербы распределительных сетевых компаний, а также потребителей электрической энергии.
В общем случае баланс соотношения генерируемой и потребляемой активной мощности в энергорайоне может быть любым: от случая минимальной генерации в объеме только аварийной брони во время максимума нагрузки до генерации избыточной мощности при минимальной нагрузке, с ее выдачей в энергосистему [Илюшин П.В., Кучеров Ю.Н. Подходы к оценке возможности обеспечения надежного электроснабжения потребителей за счет строительства объектов распределенной генерации // Электро. Электротехника, электроэнергетика, электротехническая промышленность. 2014. №5. С. 2-7]. Поэтому, если отделение энергорайона целесообразно в одних случаях и нецелесообразно в других и если могут быть необходимыми дополнительные коммутации, связанные с отключением части электроприемников при переходе к островному режиму работы, то в УРПР и ДА нужно предусматривать:
- специальные измерения с фиксацией в аварийном режиме отклонений параметров электрического режима (частота, напряжение, величина и направление перетока активной и реактивной мощностей и т.п.) от заданных уставок;
- контроль предшествующего режима для хранения и использования периодически обновляемой информации о находящихся в работе ГУ на объектах РГ и выдаваемой ими активной и реактивной мощности;
- контроль предшествующего режима для хранения и использования периодически обновляемой информации о величине нагрузки энергорайона, о которой, в зависимости от конкретных условий, можно судить по суммарному перетоку активной и реактивной мощности по ряду линий электропередачи и/или трансформаторов;
- решающий блок, в котором определяется целесообразность отделения энергорайона в конкретных условиях, а также реализуются алгоритмы работы ДА в различных схемно-режимных ситуациях в зависимости от параметров аварийного и доаварийного режимов;
- блок выдачи управляющих воздействий (УВ) ДА, где определяются необходимые и достаточные объемы, а также места реализации УВ при отделении энергорайона.
Учитывая тот факт, что вопросы надежности электроснабжения отдельных электроприемников или технологических линий в основном решаются на промышленных предприятиях, которые развивают РГ, то при проектировании устройств противоаварийного управления режимом параллельной работы и делительной автоматики (УПУРПР и ДА) необходимо участие специалистов-электриков и специалистов-технологов указанных объектов.
Целесообразность такого взаимодействия при рассмотрении и согласовании проектных решений по выбору алгоритмов работы и параметров настройки УПУРПР и ДА обусловлена тем, что проектирование УПУРПР и ДА невозможно без проведения комплекса расчетов электрических режимов в сети внешнего электроснабжения, энергорайоне и в нагрузке, включая расчеты электромеханических переходных процессов. При этом правильный учет параметров нагрузки невозможен без получения полной информации по составу нагрузки, ее параметрам и характеристикам, режимам и графикам работы, возможности одновременных пусков наиболее мощных и наиболее ответственных механизмов технологических линий и т. п.
Количественные ограничения параметров режимов электроснабжения, определяющие настройку УПУРПР и ДА, зависят от конкретных условий электропотребления и должны определяться на основе анализа технических характеристик энергоемких и особо ответственных потребителей.
кp
mах
Критическое напряжение электродвигателя U определяется как такое минимальное напряжение (при номинальной частоте), при котором максимум вращающего момента М на валу не меньше момента сопротивления приводимого во вращение механизма при той скорости вращения вала, которая соответствует максимальному вращающему моменту.
max
ном
сопр
ном
Поскольку у асинхронных двигателей (АД) максимальный момент пропорционален квадрату напряжения и при номинальном напряжении относительный момент M/М ≈ 2,2, то при номинальном моменте сопротивления М/М = 1 критическое напряжение, измеряемое на выводах АД, есть  Но в реальных условиях напряжение U на выводах АД зависит от режима работы сети: если схемно-режимная ситуация будет такой, что напряжение U приблизится к критическому значению (оставаясь больше него), то увеличение тока АД повлечет за собой рост потери напряжения в питающей сети, понижение напряжения U продолжится и АД опрокинется.
Критическое напряжение вычисляется в точке, в которой источник питания поддерживает напряжение, независимое от режима работы группы АД. Таким образом, ограничения режимов электроснабжения по статической устойчивости АД определяются в основном параметрами сети, причем как внешней, так и внутренней.
Критические сопротивления синхронных двигателей (СД) в большинстве случаев ниже, чем у АД, благодаря наличию системы возбуждения, его регулированию и форсировке в случаях снижений напряжения. Это относится к системам независимого возбуждения (СНВ) и к системам самовозбуждения (ССВ), если последняя имеет регулирование возбуждения на постоянство напряжения. Зона допустимых для СД питающих напряжений может быть сильно ограничена, если:
- в нормальных режимах СД работают без выдачи реактивной мощности;
- применяется система самовозбуждения без АРВ.
На практике понятие критического напряжения, как условия, ограничивающего режимы электропотребления по напряжению, полезно относить не только к потере статической устойчивости АД и СД, но и распространять на все другие факторы, ограничивающие возможность работы электроприемников при низких напряжениях по любым причинам. Рассматривая благоприятные факторы их следует ранжировать: от общих, которые могут и должны учитываться для всего энергорайона при определении оптимального алгоритма УПУРПР и ДА, до локальных факторов, для которых целесообразно вводить специальное местное управление. В таком условном порядке все эти факторы рассматриваются ниже, с учетом дополнительных обстоятельств, которые могут потребовать проведение дополнительного анализа и особых решений.
Kp
1. Наличие в энергорайоне АД с высокими критическими напряжениями. Указанная особенность, если она относится не к одному, а к целой группе АД, не позволяет надежно отстроить уставки пусковых органов УПУРПР и ДА от параметров нормальных режимов работы. Преодоление этой трудности возможно, если удастся так выбрать уставки пусковых органов УПУРПР и ДА, чтобы ни в момент деления, ни в установившемся режиме после отделения энергорайона не происходило массовых опрокидываний АД. Альтернатива - снижение величин U уменьшением сопротивления сети (в основном внутреннего электроснабжения), увеличением мощности понижающих трансформаторов, допустимым повышением нормальных уровней напряжения. Такие меры вызывают рост величины токов КЗ, из-за чего может потребоваться замена части коммутационных аппаратов.
2. Надежность работы устройств релейной защиты (РЗ). При проектировании УПУРПР и ДА должна быть выполнена проверка правильности выбора алгоритмов работы и уставок устройств РЗ в сетях внешнего и внутреннего электроснабжения при всех расчетных возмущениях, как при срабатываниях, так и при не срабатываниях УПУРПР и ДА, а также корректность их настройки. В случае необходимости должна быть выполнена корректировка уставок и перенастройка устройств РЗ, с целью предотвращения их ложных и излишних срабатываний.
3. Самопроизвольные отключения магнитных пускателей (МП) 0,4 кВ. Обычный новый и чистый магнитный пускатель (без устройств, обеспечивающих повторное включение после восстановления питания или удержание во включенном положении заданное время при понижении напряжения), остается включенным при понижении напряжения до U ≈ 60÷70%. Сильное загрязнение МП препятствует смыканию губок его магнитопровода, магнитный поток при этом ослабляется и МП может отключаться при U > 90%. Очевидная мера - замена коммутационной аппаратуры 0,4 кВ у особо ответственных электроприемников.
4. Высокие критические напряжения СД. Включение в работу АРВ СД с должно обеспечиваться с использованием канала по отклонению напряжения и недопущением режимов работы без выдачи реактивной мощности. При необходимости может потребоваться соответствующая перестройка других средств компенсации реактивной мощности (СКРМ), расположенных в энергорайоне.
5. Невозможность прямых пусков электродвигателей с тяжелыми условиями пуска. Радикальная мера - использование устройств плавного пуска или частотно-регулируемых приводов, индивидуальных или групповых (с переключением на несколько электродвигателей).
6. Невозможность обеспечения самозапусков электродвигателей после кратковременных нарушений электроснабжения. Основная мера - ограничение суммарной мощности одновременно запускаемых электродвигателей: отключение неответственных двигателей с их последующим запуском от автоматики повторного пуска, срабатывающей каскадно, через рассчитанные заранее интервалы времени, или с функцией контроля напряжения на шинах при формировании команд на включение электродвигателей.
Эффективность мер по пп. 5 и 6 нужно проверять путем моделирования как в сетевом, так и в островном режимах работы.
7. Самопроизвольное отключение статических электроприемников при снижении напряжения (например, люминесцентных ламп) - применение устройств стабилизации напряжения.
8. Отключение устройств от токовой перегрузки, вызванной снижением напряжения. Это относится к устройствам с малыми запасами по допустимому току, например инверторам в преобразователях частоты, в таких случаях повышение уставок их токовых защит или введение выдержки времени на отключение, как правило, недопустимы. Возможная мера - применение в узле нагрузки СКРМ с быстродействующим регулированием по напряжению.
В конкретных энергорайонах с энергоемкими электроприемниками, в сильной степени зависимыми от качества электроснабжения и, особенно, от кратковременных провалов напряжения, могут иметь место и другие обстоятельства, значительно ограничивающие область допустимых режимов, которые необходимо учитывать при выборе алгоритмов работы и параметров настройки УПУРПР и ДА.
Количественные характеристики областей допустимых режимов, необходимые для принятия основных технических решений по УПУРПР и ДА, могут быть получены из результатов расчетов режимов по комплексной модели участка сети, включающей рассматриваемый энергорайон с основными электроприемниками (с эквивалентированием их однородных групп), все ГУ со своими системами регулирования и устройствами РЗ, а также устройства РЗ элементов сети и противоаварийной автоматики (ПА), влияющих на результаты расчетов. В обязательном порядке расчету подлежат режимы перед отделением, с разными возможными параметрами в сети внешнего электроснабжения (ремонтные схемы), а также режимы, которые устанавливаются в энергорайоне после его отделения от энергосистемы.
Таким образом, разработка усовершенствованного способа противоаварийного управления режимом параллельной работы синхронных генераторов и делительной автоматики в электрических сетях должна предполагать решение следующих задач:
1. Предварительный расчетный анализ возможных последствий для ГУ и особо ответственных электроприемников потребителей рассматриваемого энергорайона от вероятных провалов напряжения при различных возмущениях в сети внешнего электроснабжения для первоначального выбора пусковых органов и алгоритма работы УПУРПР и ДА.
2. Определение максимально допустимого времени срабатывания УПУРПР и ДА по отношению к началу возмущений при максимальном электропотреблении и разном количестве включенных в энергорайоне ГУ на объектах РГ. Количество работающих ГУ может быть при необходимости включено в число параметров фиксируемых при контроле предшествующего режима, учитываемых в алгоритме УПУРПР и ДА и периодически обновляемых. Выбор дополнительных параметров, фиксируемых при контроле предшествующего режима, зависит от конкретных условий и возможных схемно-режимных ситуаций.
3. Определение того минимума располагаемой генерации в энергорайоне, ниже которого действие УПУРПР и ДА должно блокироваться. Этот минимум в общем случае определяется величиной аварийной или технологической брони с некоторым запасом не менее 10-15%. При проектировании УПУРПР и ДА для конкретного энергорайона может возникнуть потребность в более сложном определении минимума располагаемой генерации на основании информации, фиксируемой при контроле предшествующего режима.
4. Определение необходимого объема отключаемой нагрузки (ОН) в энергорайоне с составлением ранжированного списка электроприемников, которые могут быть при необходимости отключены для сохранения электроснабжения особо ответственных электроприемников технологических линий. Желательным условием являются упрощение необходимых коммутаций с целью ускорения реализации ОН при действии УПУРПР и ДА.
5. Определение перечня параметров, которые должны использоваться в УПУРПР и ДА для выбора объемов ОН и мест реализации ОН в сети внутреннего электроснабжения для каждой рассматриваемой схемно-режимной ситуации, с целью их оптимизации и включения в число параметров фиксируемых при контроле предшествующего режима. Количество параметров может быть различным для конкретного энергорайона и помимо положений коммутационных аппаратов и параметров электрического режима может включать в себя отдельные технологические величины, связанные с особенностями промышленного производства.
6. Проведение расчетов для определения времени, в течение которого возможна нормальная работа энергорайона в островном режиме, после действия УПУРПР и ДА с реализацией ОН, с учетом алгоритмов работы и параметров настройки систем регулирования ГУ, устройств РЗ ГУ, а также автоматизированных систем управления технологическими процессами.
н
max
н
min
При этом учитывается, что баланс активной и реактивной мощностей может быть далек от нормального и что возможны значительные отклонения частоты и напряжения в энергорайоне. Очевидно, что чем больше запас располагаемой мощности ГУ, т.е. чем больший объем наименее ответственной нагрузки в энергорайоне отключен, тем проще нормализовать параметры режима и работу ГУ, но с одним существенным ограничением. Ограничения параметров режима ГУ в общем случае - это не только Р≤P, но и Р≤P, последнее - по условию технологического минимума нагрузки приводного двигателя и параметрам срабатывания технологических защит ГУ, но и по выдаваемой реактивной мощности. Возможности повысить напряжение в энергорайоне ограничены величиной потолочного возбуждения ГУ и тепловым состоянием роторов, понизить - статической устойчивостью выдачи заданной активной мощности и локальными нагревами отдельных частей генераторов.
Задачей изобретения является создание способа противоаварийного управления режимом параллельной работы синхронных генераторов и делительной автоматики в электрических сетях, обладающего более высоким качеством и надежностью управления за счет учета при формировании управляющих воздействий по отключению нагрузки и при восстановлении электроснабжения отключенных потребителей состав, особенности и режимы функционирования генерирующего оборудования и электроприемников потребителей. Решение этой задачи позволяет расширить арсенал технических средств, используемых для противоаварийного управления режимом параллельной работы синхронных генераторов и делительной автоматики в электрических сетях.
Требуемый технический результат заключается в повышении качества и надежности противоаварийного управления режимом параллельной работы синхронных генераторов и делительной автоматики в электрических сетях.
Поставленная задача решается, а требуемый технический результат достигается тем, что, в способе противоаварийного управления режимом параллельной работы синхронных генераторов и делительной автоматики в электрических сетях в нормальном режиме параллельной работы синхронных генераторов и делительной автоматики определяют сечения сети для деления из числа технологически возможных, формируют две группы сечений для деления на случай возникновения аварийных небалансов, первая для нормальных режимов с выдачей мощности, вторая с потреблением частью сети малой мощности, при возникновении аварийного возмущения осуществляют деление сети по заранее определенному сечению путем отключения входящих в него выключателей с опережением отключения короткого замыкания, в послеаварийном режиме с разделением сети при повышенной частоте в части сети малой мощности снижают выдаваемую мощность генераторов, а при пониженной частоте отключают часть нагрузки, регулируют напряжение и выдаваемую мощность оставшихся генераторов для выполнения условий точной синхронизации частей сети малой и большой мощности по использованному для деления сечению, включают его включатели для восстановления параллельной работы частей сети и восстанавливают нормальный режим сети включением всех отключенных нагрузок и генераторов, согласно изобретению, определяют последствия для особо ответственных электроприемников потребителей при различных возмущениях в сети большой мощности, варианты противоаварийного управления, сечения из групп сечений для деления на случай возникновения аварийных небалансов, допустимое время срабатывания и уставочные значения противоаварийного управления режимом параллельной работы и делительной автоматики в соответствии с вариантом противоаварийного управления и текущими режимами в сетях большой и малой мощности, а также варианты противоаварийного управления, когда органы противоаварийного управления режимом параллельной работы генераторов и делительной автоматики блокируют с учетом аварийной и технологической брони электроприемников потребителей, после чего формируют и ранжируют список отключаемых электроприемников потребителей в соответствии с вариантом противоаварийного управления с целью минимизации последствий их отключения, а также восстановления их электроснабжения.
На чертеже представлены:
на фиг. 1 - пример схемы электрической сети, содержащей части большой мощности (ЭС1) и малой мощности (ЭС2), представляющий упрощенную однолинейную схему промышленного предприятия с внешними связями;
на фиг. 2 - структурная схема устройства противоаварийного управления режимом параллельной работы и делительной автоматики, реализующего предлагаемый способ;
на фиг. 3 - график снижение напряжения в сети малой мощности в сети большой мощности (сплошные линии - в нормальной схеме сети 110 кВ, штриховые - в ремонтной схеме);
на фиг. 4 - зависимость допустимого времени срабатывания устройства противоаварийного управления режимом параллельной работы и делительной автоматики (точка А соответствует переходному процессу на фиг. 6);
на фиг. 5 - иллюстрация лавины напряжения, обусловленную опрокидыванием большинства АД и отключением всех шести газопоршневых установок (ГПУ) действием устройств РЗ от понижения напряжения;
на фиг. 6 - иллюстрация того же возмущение (фиг. 5), но с учетом действия устройства противоаварийного управления режимом параллельной работы и делительной автоматики через 0,5 с после начала КЗ.
Устройство противоаварийного управления режимом параллельной работы и делительной автоматики (УПУРПР и ДА) (фиг. 2) содержит блок 1 сбора и обработки данных (УСОД), блок 2 хранения результатов моделирования и выбора варианта противоаварийного управления, решающий блок 3, блок 4 выдачи управляющих воздействий.
Предлагаемый способ противоаварийного управления режимом параллельной работы синхронных генераторов и делительной автоматики в электрических сетях реализуется следующим образом.
В блок 1 сбора и обработки данных поступают измеренные в узлах электрической сети малой и большой мощности токи и напряжения, а также информация о подключенном и отключенном электротехническом оборудовании, в том числе, и потребителей. С учетом внедрения информационных систем в электроэнергетике в ряде случаев эта информация может поступать из SCADA - систем, а также систем телемеханики, предназначенных для управления режимом сети малой и большой мощности.
В УСОД 1 производится расчет и анализ параметров, требуемых для оценки режима электрической сети. С выхода УСОД 1 на вход блока 2 хранения результатов моделирования и выбора варианта противоаварийного управления выдается информация о текущем режиме функционирования сети большой и малой мощности.
Дополнительно информация о текущих значениях величин, используемых в пусковых органах устройства противоаварийного управления режимом параллельной работы и делительной автоматики (УПУРПР и ДА), поступает с выхода УСОД 1 на вход решающего блока 3.
В соответствии с оцененным режимом в блоке 2 хранения результатов моделирования и выбора варианта противоаварийного управления осуществляется выбор варианта противоаварийного управления. При этом, с выхода блока 2 в решающий блок 3 поступает информация о необходимом текущем составе пусковых органов для реализации функций делительной автоматики, допустимое время срабатывания, а также уставочные значения УПУРПР и ДА. При срабатывании пусковых органов решающего блока 3 соответствующие управляющие сигналы передаются на вход блока 4 выдачи управляющий воздействий. На другой вход блока 4 в соответствии с выбранным вариантом противоаварийного управления направляется информация, на основе которой реализуются:
- команды на деление электрической сети в соответствии выбранным вариантом противоаварийного управления;
- команды на дополнительное отключение нагрузки и генераторов, с учетом особенностей и значимости потребителей электроэнергии;
- команды управления возбуждением генераторов;
- команды включения подсистем на параллельную работу при реализации процесса восстановления электрической сети после аварийных возмущений.
Блок 4 выдачи управляющих воздействий реализует заданный вариант противоаварийного управления, обеспечивая при этом надежное функционирование сети малой и большой мощности.
Следует отметить, что в составе вариантов управления, хранимых в блоке 2 УПУРПР и ДА, входят варианты блокировки УПУРПР и ДА с учетом аварийной и технологической брони электроприемников потребителей.
В качестве примера рассмотрим особенности реализации предлагаемого способа при двух вариантах инициирующего возмущения в сети большей мощности (внешнего электроснабжения):
- плавное снижение напряжения, например, вызванное ростом нагрузки при приближении к суточному максимуму в ремонтной схеме сетей внешнего (большой мощности) и/или внутреннего электроснабжения (малой мощности);
- провал напряжения, вследствие КЗ.
Очевидно, что условия срабатывания пусковых органов УПУРПР и ДА в двух указанных случаях принципиально различны.
В качестве примера рассмотрим энергорайон (сеть малой мощности) с промышленным предприятием, подключенный к сети внешнего электроснабжения (большой мощности) короткими ВЛ 110 кВ, как это показано на фиг. 1. Рассматриваемый энергорайон включает в себя главную понизительную подстанцию ГПП 110/6,6/6,3 кВ, объект РГ с шестью газопоршневыми установками (ГПУ) по 2 МВт, нагрузку самого объекта и ряда подключенных к его сети потребителей. Суммарная нагрузка - 8,2 МВт, на  состоящую из электродвигателей (сумма номинальных мощностей включенных АД - 6 МВт, СД - 2,5 МВт). Секционные выключатели 6 кВ нормально разомкнуты, что благоприятно при внутренних КЗ и не имеет значения при внешних, так как нагрузка распределена по четырем секциям почти равномерно.
Сопротивление Z, измеренное от шин 6 кВ электроприемников в направлении внешней сети до объектов, у которых напряжение не зависит от режима данного энергорайона, составляет 2+j40 Ом (приведено к напряжению внешней сети 110 кВ) или по модулю |Z| ≈ 3,5%.
Особенности деления при плавном снижении напряжения.
Если узел с наименьшим уровнем напряжением находится в сети большой мощности (иначе действие УПУРПР и ДА не полезно для рассматриваемого энергорайона), то напряжения, близкие к нормальным будут на шинах ГУ, при этом напряжения понижаются по мере удаления от ГУ к границе энергорайона (сети малой мощности) с сетью большой мощности и далее к узлу с наименьшим уровнем напряжения.
Графики изменения напряжения в критической точке сети внутреннего электроснабжения 6 кВ (т.е. на тех шинах электроприемников с наименьшим уровнем напряжением в рассматриваемом режиме) в функции напряжения на шинах ПС 110 кВ, изображенной на фиг. 1, показаны на фиг. 3. Диапазон изменения напряжения на шинах ПС 110 кВ ограничен условием U ≥ 80%, так как при меньших уровнях напряжения могут начинаться нарушения нормальной работы электроприемников потребителей на других участках сети.
ГПУ.
Возбуждение генераторов ГПУ в рассматриваемом энергорайоне (сети малой мощности) регулируется по отклонению напряжения, поэтому снижение питающего напряжения вызывает рост выдачи реактивной мощности Q В медленно изменяющихся режимах рост возбуждения ограничивается длительно допустимыми величинами тока возбуждения, поэтому режимы форсировки возбуждения до потолочного значения недоступны и дальнейшее снижение напряжения в сети большой мощности вызывает большие снижения напряжения на шинах электроприемников. В графиках, представленных на фиг. 3, существенно следующее:
- благодаря наличию ГУ, напряжения в энергорайоне (сети малой мощности) снижаются меньше, чем в прилегающих узлах сети большой мощности;
- изменения относительного внешнего сопротивления в практически возможных пределах не влияют на качественную сторону изменения условий электроснабжения электроприемников;
- двукратное увеличение Z (ремонтная схема сети 110 кВ) повышает уровни напряжений в узлах рассматриваемого энергорайона (сети малой мощности), а, следовательно, уменьшает влияние пониженного напряжения сети большой мощности на уровни напряжения на шинах электроприемников.
Таким образом, целесообразность отделения возникает тогда, когда критические напряжения в энергорайоне больше средних (примерно 85% и более) и когда деление имеет технико-экономические преимущества по сравнению с другими противоаварийными мерами. Этот вариант действия УПУРПР и ДА распространяется на случаи, когда понижение напряжений в энергорайоне вызвано внешними факторами (перегрузкой сети большой мощности и т.п.) и происходит не скачкообразно, а плавно. Последнее обстоятельство позволяет пусковым органам УПУРПР и ДА по напряжению работать в соответствии с заданным алгоритмом, обеспечивая надежную отстройку от кратковременных понижений напряжений, когда пуск УПУРПР и ДА не нужен или недопустим.
Особенности деления при провалах напряжения при КЗ с угрозой развития лавины напряжения.
Если в сети большой мощности возникает КЗ, неполнофазное и удаленное от сети малой мощности, то условия, определяющие целесообразность и необходимость отделения, мало отличаются от рассмотренных выше. Но при близком и, особенно, трехфазном КЗ, отключаемом с выдержкой времени, провалы напряжения на шинах электроприемников энергорайона (сети малой мощности) будут настолько значительными, что становится возможным быстрое развитие лавины напряжения с отключением всех или практически всех электроприемников, как самопроизвольным, так и обусловленным действием устройств РЗ и технологической автоматики.
Для больших по размерам сетей малой мощности глубокий провал напряжения в сети внешнего электроснабжения (сети большой мощности) может приводить к возникновению нескольких областей, в которых будут либо развиваться лавина напряжения, либо происходить самопроизвольные отключения электроприемников. Последствия для потребителей при этом близки, но второй случай менее катастрофичен, так как предотвращать самопроизвольные отключения электроприемников проще, чем предотвращать возникновение или развитие лавины напряжения. В обоих случаях характер протекания переходного процесса может быть резко утяжелен, если ГУ будут отключены устройствами РЗ.
2
J
загр
загр
кp
кp
кp
загр
J
Особенность лавины напряжения заключается в том, что она развивается быстро (соответственно малым постоянным времени большинства АД) - за время не более нескольких десятых долей секунды. Это легко доказать в общем виде. Если начальный провал напряжения значителен, то вращающие моменты АД и СД, пропорциональные U, падают почти до нуля и их скорости вращения снижаются с постоянными времени T / k (где k - коэффициенты загрузки в доаварийном режиме). Известно, что самозапуски больших групп двигателей не осуществимы, если скольжения достигают величин, примерно вдвое превышающих критические скольжения s. Это состояние достигается через время Δt от начала повала напряжения; Δt ≈ 2s⋅Tj. В обычных случаях s<0,1, k ≈ 0,6÷0,8, T - около 1 с, поэтому обычно Δt - не более 0,2÷0,3 с.
кр
кр
В качестве обобщающего параметра удобно использовать критическое время перерыва электроснабжения Т для разных групп электроприемников, цехов, энергообъектов и энергорайона в целом. Значения Т могут лежать в широком диапазоне значений. Они могут быть и меньше 0,15-0,2 с, когда решающим фактором оказывается опрокидывание электродвигателей (лавина напряжения) или самоотключения их технологической автоматикой, когда основными становятся технологические факторы. Таким образом, быстродействие УПУРПР и ДА в различным режимных ситуациях так же должно быть различным.
Очевидно, что УПУРПР и ДА, как элемент системы противоаварийного управления, должно удовлетворять всем требованиям, в пределах технических возможностей, в том числе содействовать предотвращению возможности возникновения в энергорайоне лавины напряжения, что требует от нее высокого быстродействия.
С целью ускорения срабатывания пусковых органов УПУРПР и ДА при провалах напряжения в случаях близких КЗ в сети большой мощности, не допуская при этом срабатываний при КЗ в рассматриваемом энергорайоне (сети малой мощности), ниже приводятся варианты пуска УПУРПР и ДА по факту резкого увеличения суммарного потока реактивной мощности от энергорайона в направлении сети большой мощности.
Доаварийный суммарный переток реактивной мощности по связям с сетью внешнего электроснабжения может быть любым по величине и знаку, однако увеличенный переток к месту КЗ будет сохраняться в течение времени существования КЗ, что достаточно для срабатывания пусковых органов УПУРПР и ДА по факту резкого увеличения суммарного потока реактивной мощности. В подавляющем большинстве случаев энергорайоны с распределенной генерацией потребляют активную и реактивную мощность, так как суммарная мощность ГУ не покрывает в полном объеме электропотребление всех электроприемников даже в режимах минимальных нагрузок. Следовательно, пуск УПУРПР и ДА может в таком случае осуществляться не только по факту резкого увеличения суммарного потока реактивной мощности из сети малой мощности в сеть большой мощности при КЗ, но и по факту изменения направления мощности, что учитывается в УПУРПР и ДА.
Описанный вариант распознавания внешнего КЗ будет правильно работать в случаях односторонней связи рассматриваемого энергорайона (сети малой мощности) с сетью большой мощности.
В случаях наличия двухсторонней или многосторонних связей из удаленных частей энергосистемы поток реактивной мощности ΔQ явно возрастет по той линии(-ям) электропередачи, которая(-ые) имеет(-ют) связь с местом КЗ, но на другой(-их) линии(-ях) электропередачи изменения ΔQ могут быть различными, т.е. будет иметь место неопределенность суммарного потока реактивной мощности. В такой схемно-режимной ситуации вероятность успешной работы УПУРПР и ДА с пусковым органом, действующим по факту резкого увеличения суммарного потока реактивной мощности, не очень высокая, но и необходимость выделения энергорайона с многосторонними внешними связями тоже незначительная. Следовательно, выбор варианта функционирования пусковых органов УПУРПР и ДА проводится на основании результатов предварительного моделирования и многочисленных расчетов режимов в различных схемно-режимных ситуациях.
Далее рассмотрим переходные процессы в энергорайоне, соответствующем схеме фиг. 1, при возмущении в сети большой мощности:
- с учетом действия установленных устройств РЗ и ПА (на фиг. 1 не показаны), обеспечивающих, в частности, отключение части АД при снижениях напряжения и/или частоты;
- то же, но со срабатыванием УПУРПР и ДА по факту резкого увеличения суммарного потока реактивной мощности от энергорайона во внешнюю сеть.
Принятое расчетное возмущение в сети 110 кВ - двухфазное КЗ на землю. При этом срабатыванием III ступени защиты от замыканий на землю с выдержкой времени 5 с производится отключение одной из двух линий электропередачи между ПС 110 кВ и ТЭЦ. На графиках, представленных на фиг. 5 и фиг. 6, показаны:
- напряжения U, кВ, на двух секциях шин ГПУ (флуктуации напряжения на одной из секций обусловлены асинхронным режимом СД, которые прекращаются при отключении СД);
г∑
- суммарные активные мощности ГПУ Р на каждой секции шин, МВт;
АД
- скорости вращения ω, % к своим синхронным скоростям, для наиболее мощных АД (в т.ч. АД, эквивалентирующих группы АД 0,4 кВ).
ВЛ∑
На фиг. 6, кроме того, показан суммарный поток реактивной мощности по линиям электропередачи 110 кВ от энергорайона (сети малой мощности) в сеть большой мощности Q (положительное направление - к энергорайону), МВАр. В случае применения УПУРПР и ДА, действующего через 0,5 с после начала КЗ, отключений ГПУ и электроприемников не наблюдается, таким образом целесообразность использования УПУРПР и ДА в данной схемно-режимной ситуации очевидна.
Следует отметить, что эффективность УПУРПР и ДА в значительной мере зависит от его быстродействия. Для рассматриваемой схемы фиг. 1 ограничение максимально допустимого времени срабатывания УПУРПР и ДА показано на фиг. 4.
Время деления от начала возмущения в сети большой мощности рассматривается как допустимое, если на объекте, в результате действия УПУРПР и ДА, не возникает ни лавины напряжения, ни отключений ГПУ. Как видно из графика, представленного на фиг. 4, время действия УПУРПР и ДА должно быть тем меньше, чем больше дефицит в энергорайоне (сети малой мощности) активной мощности, который в свою очередь зависит от количества и мощности работающих ГУ.
Таким образом, в отличие от прототипа, предлагаемый способ противоаварийного управления режимом параллельной работы синхронных генераторов и делительной автоматики в электрических сетях обеспечивает более высокую надежность и качество управление за счет оптимального учета состава, особенностей и режимов функционирования генерирующего оборудования и электроприемников потребителей для формирования управляющих воздействий на отключение нагрузки и при восстановлении электроснабжения отключенных потребителей.