Технические науки /5.Энергетика

Тополев В.А., аспирант

РУП «Белорусский теплоэнергетический институт», Беларусь

О необходимости реконструкции устройств частотной делительной автоматики в условиях создания энергорынка.

 

При генерации, передаче и распределении электроэнергии по всей цепи электроснабжения от источника до потребителя в условиях действия энергорынка большинство задач, связанных как с экономикой этой передачи, так и с функционированием систем диспетчерского управления, потребовали пересмотра.

Из-за несовершенства существующих средств противоаварийной автоматики в энергосистемах в условиях функционирования рынка энергии за два последние десятилетия произошел ряд системных аварий (например, в США, Франции, России), приведших к развалу крупнейших энергосистем и в результате – к огромному ущербу по всем его составляющим. Так что на сегодняшний день вопрос модернизации устройств релейной защиты и автоматики и совершенствование алгоритмов их функционирования в условиях реструктуризации энергетики не вызывает сомнений.

Рассмотрим вопросы модернизации одной из важнейших систем противоаварийной автоматики – частотной делительной, призванной обеспечивать следующие основные функции:

- автоматический частотный ввод резерва;

- автоматическую частотную разгрузку (АЧР);

- выделение электростанций или генераторов со сбалансированной нагрузкой;

- выделение генераторов на питание собственных нужд (СН) электростанции [1].

В связи с большой опасностью снижения частоты при выполнении противоаварийной автоматики установлены жесткие требования к их функционированию. В соответствии с Правилами устройств электроустановок, автоматическое снижение частоты должно выполняться с таким расчетом, чтобы при любом возможном дефиците активной мощности в энергосистеме снижение частоты ниже 45 Гц полностью исключалась, время работы с частотой ниже 47 Гц не превышало 20 с, а с частотой ниже 48,5 Гц – 60 с. Подобные жесткие требования, как показал опыт работы за последние десятилетия, себя полностью оправдал.

Иное положение сложилось с автоматическим ограничением снижения напряжения (АОСН). Директивные материалы только в самом общем виде определяют назначение АОСН – исключить нарушение устойчивости нагрузки и возникновения лавины напряжения. Рассмотрение данной проблемы выпало из поля зрения научных исследований. Одной из причин этого является наличие большого числа натурных экспериментов, показавших, что при глубоком снижении напряжения не наблюдается лавины напряжений в узле нагрузки, а имеет место саморазгрузка потребителей на 10-30% в результате наличия положительного регулирующего эффекта нагрузки и саморазгрузки небольших по мощности двигателей за счет отключения магнитных пускателей и частично в результате действия защиты минимального напряжения [2].

В настоящее время состав потребителей электроэнергии значительно изменился, что приводит к обострению развития лавины напряжения по следующим причинам:

- в крупных мегаполисах получили распространение установки кондиционирования воздуха с использованием малоинерционных двигателей компрессоров с высоким коэффициентом загрузки, которые даже при глубоком понижении напряжения могут не отключиться от сети; двигатели компрессоров могут составлять до 50% летней пиковой нагрузки;

- распространяются нечувствительные к напряжению нагрузки с электронным питанием;

- нагрузки в электрических сетях возрастают.

Отдельно следует отметить тот факт, что при переходе на рыночные отношения будет введена плата за реактивную мощность, что вынудит потребителей устанавливать управляемые блоки конденсаторных батарей (КБ), которые при рассмотрении аварийных ситуаций с каскадными отключениями основных линий сети и понижением напряжения негативно повлияют на результирующую устойчивость узла нагрузки.

Рассмотрим наиболее значительную группу потребителей, составляющую основную долю в общем составе нагрузки - асинхронные двигатели (АД). Если анализировать потребляемую ими активную мощность, то она с точностью до потерь равна мощности, расходуемой приводимым во вращении механизмом. Последняя определяется только частотой вращения агрегата, которая зависит от частоты в сети ω. Потребляемую активную мощность при снижении напряжения можно принять в первом приближении за константу.

Реактивная мощность потребляемая АД представлена на рисунке 1 [3]. Анализируя зависимости, следует отметить, что при работе АД с коэффициентом загрузки значительно меньше единицы, при снижении напряжения имеет место положительный регулирующий эффект нагрузки (снижение потребляемой реактивной мощности). Ввиду этого, возникновение «лавины напряжения» в узле нагрузки становится маловероятным, а возникший дефицит может быть скомпенсирован за счет противоаварийных мероприятий (использование перегрузочной способности генераторов близлежащий электростанций, изменение схемы сети, форсировка синхронных компенсаторов и др.). В случае же загрузки двигателя с коэффициентом близким к единице, область положительного регулирующего эффекта нагрузки значительно уменьшается вплоть до попадания в зону с отрицательным регулирующим эффектом (при снижении напряжения идет значительное увеличение потребляемой реактивной мощности). Отмеченное дает предпосылку к возникновению лавины напряжения в узлах нагрузки после исчерпания всех предусмотренных противоаварийных мероприятий.

Примечание: в качестве одного из мероприятий по ликвидации системной аварии во Франции 19 декабря 1978 года, с целью снижения перетоков по транзитным линиям и восстановлении нормального напряжения в основной сети, диспетчером была подана команда снизить напряжение у потребителей на 5%. Снижение перетока в данном случае обеспечивается как раз за счет положительного регулирующего эффекта нагрузки. Однако, если рассматривать данную команду уже в рамках сложившегося состава нагрузки с преобладанием загруженных асинхронных двигателей, то оно может уже усугубить ситуацию – вызовет наоборот  увеличение перетоков по транзитным линиям.

Если рассматривать установку конденсаторных батарей (КБ) в узле промышленного потребителя, то вырабатываемая ими реактивная мощность определяется исходя из выражения:

QКБ=ωСU2,

где QКБ – генерируемая реактивная мощность КБ; ω - частота питающей сети; С– результирующая емкость; U– фактическое напряжение в точке установки.

Изменение общей характеристики потребляемой мощности в узле нагрузки с учетом конденсаторной установки, показан на рисунке 2.

Рисунок 1 – Потребляемая реактивная мощность АД

1-     АД с КЗ=1;

2-     АД с КЗ=0,7;

 

Рисунок 2 –Влияние КБ на статические характеристики нагрузки

QН – потребляемая реактивная мощность нагрузки без учета КБ;

 

Анализируя данную зависимость, можно отметить, что как в случае коэффициента загрузки АД близкого к единице, так и при установке конденсаторных установок, значительно сокращается область с положительным регулирующим эффектом вплоть до попадания в зону с отрицательным эффектом.

Естественно, при некоторых системных авариях не удается сохранить в работе все энергоблоки электростанции, однако после потери СН для восстановления нормальной работы потребуется  значительное время. Данное время для современных энергосистем составляет от 0,5 до 6 часов. Непосредственно для этих целей на большинстве электростанций предусмотрены устройства ЧДА, выделяющей электростанцию на работу СН с частью нагрузки в зависимости от доаварийного баланса мощностей. Пусковым органом данной автоматики является фактическое значение частоты в сети, которая является единым параметром во всех точках сети. Ввиду этого, одной из причин полного отключения энергоблоков электростанций при имевших место каскадных развитиях аварий, сопровождающихся снижением напряжения, но с сохранением нормального значения частоты, явился факт отсутствия автоматики, которая реагировала бы на возникновение дефицита реактивной мощности.

При возникновении дефицита реактивной мощности возникает опасность отключения энергоблоков по следующим возможным причинам:

-  по перегрузке тока статора/ротора;

- при потере собственных нужд электростанции.

Перегрузка по току статора генератора возможна лишь при снижении напряжения на генераторных шинах. На существующих генераторах данная защита выполняется в виде одного токового реле с выдержкой времени и действием на сигнал, а на вновь устанавливаемых генераторах - на микропроцессорной базе, которая имеет интегральную характеристику с двумя выдержками времени, вторая из которых действует на отключение генератора [4]. Но напряжение на генераторных шинах будет поддерживаться в рамках нормальных значений за счет действия АРВ генераторов. Как показал анализ каскадно развивающейся аварии со снижением напряжения, напряжения на шинах генераторов в течении всей ее продолжительности протекания вплоть до отключения энергоблоков, оставался в пределах нормальных значений [5]. Следовательно, в данном случае наиболее вероятной причиной отключение генератора является его перегрузка по току ротора. И это справедливо, потому что при достижении напряжения на шинах 85% от номинального значения действует форсировка возбуждения генератора с поднятием тока возбуждения до потолочного значения. Следовательно, в качестве одного из пусковых органов делительной защиты, дополняющей ЧДА, должен быть сигнал о форсировке возбуждения. Однако, наличие форсировки одного генератора может являться недостоверной информацией ввиду возможного наличия неисправности системы возбуждения или устройства АРВ генератора. Ввиду малой вероятности возникновения неисправности в системе возбуждения одновременно нескольких генераторов, отстроить защиту от ложного срабатывания можно  по факту наличия форсировки у двух или более генераторов. Выдержка времени также должна быть выбрана с учетом отстройки от времени действия всех электрических защит станций, которое составляет 9 с. А учитывая, тот факт, что при форсированном возбуждении допускается работа генератора в среднем в течении 20 с, то данного времени будет достаточно и для подготовки схемы электростанции к выделению от энергосистемы.

Если рассматривать вероятность потери СН электростанции, то тут прежде необходимо акцентировать внимание на нескольких фактах. Во-первых, в большинстве случаев шины СН получают питание от трансформаторов собственных нужд, поэтому даже при снижении напряжения на генераторных шинах, напряжение на них будет оставаться в пределах нормальных значений за счет наличия регулирования напряжения под нагрузкой. Кроме того, как выше было отмечено, в ходе развития каскадных аварий с понижением напряжения в сети напряжение на шинах генератора оставалось неизменным. Если рассматривать снижение напряжения вследствие близкого короткого замыкания, то здесь надо полагаться на соблюдение норм проектирования собственных нужд электростанции и соответствующим выбором времени срабатывания релейной защиты и автоматики.

Допустив возможность снижения напряжения на шинах СН, изложим основные причины их потери. К ним относятся:

-                снижение производительности рабочих механизмов с последующим нарушением технологического процесса выработки электроэнергии;

-                отключение электродвигателей СН вследствие их перегрузки;

-                опрокидывание двигателей СН;

-                отключение электродвигателей СН защитой минимального напряжения.

Если рассматривать снижение производительности механизмов, то тут изначально следует отметить, что в Республики Беларусь было проведена реконструкция систем СН всех электростанций с заменой всех синхронных двигателей на асинхронные. Поэтому при снижении напряжения вплоть до опрокидывания двигателя будет лишь незначительное изменение скольжения двигателя со снижением скорости вращения приводимых механизмов и устранении данного влияния за счет наличия регулирующей арматуры технологического оборудования.

Как показали расчеты возможного отключения защит от перегрузки для основных механизмов СН (питательный насос, дутьевой вентилятор, конденсатный насос), то они происходить не будут до момента их опрокидывания.

Если рассматривать защиту минимального напряжения системы СН, то в данном случае при выделении электростанции целесообразно сохранить по возможности всех потребителей собственных нужд. При этом при балансировке выделенной электростанции будет дополнительный регулирующий диапазон за счет действия данной защиты. Первая ступень защиты минимального напряжения действует на отключение неответственных потребителей с напряжением срабатывания 70% номинального значения и временем срабатывания 0.5-1с.  Следовательно, вторым критерием для выделении электростанции, дополняющей систему ЧДА, можно определить снижение напряжения до 75% от номинального с отстройкой от пусковых органов всех электрических защит электростанции (по аналогии с логической защитой шин).  

Заключение:

1.                 При любом варианте стратегии реструктуризации энергетики не должен упускаться из виду блок задач, связанных с необходимостью технического перевооружения существующих источников генерации и сетей, в том числе и модернизации средств противоаварийной автоматики и релейной защиты. Особое место среди этих задач должна занимать реконструкция устройств частотной делительной автоматики и дополняющих ее модулей, прежде всего – модуля автоматического ограничения снижения напряжения.

2.                 В связи с ростом доли потребителей, работающих в широком диапазоне напряжений и повышением требований к уровням компенсации реактивной мощности негативно влияющей на общую устойчивость узлов нагрузки в аварийных ситуациях, необходима разработка соответствующих алгоритмов и программ, дополняющих расчеты диспетчерских режимов для нормальных условий работы энергосистемы

Литература

1.                          Алексеев  О. П., Максимов Б. К. Противоаварийное управление в энергосистемах при глубоких снижениях напряжения, обусловленных дефицитом реактивной мощности. – Международная научно-практическая конференция и выставка  «Релейная защита и автоматика современных энергосистем сверхвысокого напряжения». – Чебоксары, 9-13 сентября 2007.

2.                          Глускин И. З., Иофьев Б. И. (с участием Меклина А.А., Чекаловец Л.Н.). Противоаварийная автоматика в энергосистемах. В 2 т. Т. 2. – М.: Знак, 2009.
568 с.: ил.

3.                          Калентионок Е.В. Устойчивость электроэнергетических систем. – Минск: Техноперспектива, 2008. – 375 с.

4.                 Копьев В.Н. Релейная защита основного электрооборудования электростанций и подстанций. Вопросы проектирования. – Томск: Изд. ЭЛТИ ТПУ, 2005. – 107 с.

5.                          Анализ аварийных режимов энергосистемы и оценка эффективности устройств регулирования, управления, противоаварийной автоматики и релейной защиты, а также действий оперативного персонала на всех этапах развития аварии. Анализ основных выводов и мероприятий комиссий, расследовавших аварию: Отчет по НИР «Исследование режимов работы Московской энергосистемы на примере аварии 24-25 мая 2005 года»/ ОАО «НИИПТ»; научн. рук. Л.А. Кощеев. – Спб., 2006. – 58 с.