CC BY
120
m Энергетика
Ses Power Engineering
Оригинальная статья / Original article УДК 621.311.1
DOI: 10.21285/1814-3520-2017-9-173-184
ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЕ ПРОТИВОАВАРИЙНОЕ УПРАВЛЕНИЕ С УЧЕТОМ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
© А.Б. Осак1, Д.А. Панасецкий2, Е.Я. Бузина3
Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, Российская Федерация, 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.
РЕЗЮМЕ. ЦЕЛЬ. Рассматриваются особенности работы электроустановок на базе элементов силовой электроники, в частности, частотно-регулируемого электропривода (ЧРП) в аварийных режимах, требующих новых способов противоаварийного управления (ПАУ). Рассматриваются особенности работы малой генерации в автономных энергосистемах и аварийно отделившихся от ЕЭС энергорайонах, требующие реализации новых способов противоаварийного управления. МЕТОДЫ. Для достижения поставленной цели был проведен анализ действующих нормативных требований к противоаварийной автоматике (ПА) в электрических сетях, а также в энергосистемах, содержащих генерирующие установки малой генерации и электроустановки потребителей на базе элементов силовой электроники. РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ. Представлены направления развития средств ПА, учитывающие особенности новых генерирующих установок и новых электроприемников малой генерации. Предлагается подход, позволяющий решить задачи ПА в распределительных сетях без снижения надежности противоаварийной автоматики, используя любые существующие каналы связи. ВЫВОДЫ. Предложенный подход позволит начать широкомасштабное внедрение устройств ПА в распределительных сетях, а также в энергосистемах, содержащих генерирующие установки малой генерации и электроустановки потребителей на базе элементов силовой электроники, тем самым повысить общую надежность энергосистем и увеличить их пропускную способность, которая определяется без ПА по условию ремонта любого элемента сети. Ключевые слова: противоаварийное управление, Smart Grid, распределенная генерация, распределенное управление, частотно-регулируемый электропривод, отключение нагрузки.
Формат цитирования: Осак А.Б., Панасецкий Д.А., Бузина Е.Я. Интеллектуальное противоаварийное управление с учетом режимов работы потребителей // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2017. Т. 21. № 9. С. 173-184. DOI: 10.21285/1814-3520-2017-9-173-184
CONSUMER OPERATION MODE-WISE INTELLIGENT EMERGENCY CONTROL A.B. Osak, D.A. Panasetsky, E.Y. Buzina
Melentiev Energy Systems Institute SB RAS,
130 Lermontov St., Irkutsk 664033, Russian Federation.
ABSTRACT. PURPOSE. The article studies the emergency operation of electrical power plants with power electronic elements, in particular, with a frequency-controlled electric drive (FCED) in emergency modes that require new methods of emergency control (EC). Consideration is given to the features of small generation operation both in autonomous power systems and power districts cut-off from the electric power system by emergency. All these may require the implementation of new emergency control methods. METHODS. The set goal is achieved through the analysis of the current regulatory requirements for emergency response automatics (ERA) in electric mains, as well as in power systems with small-scale power generating plants and electrical installations of consumers based on the power electronic elements. RESULTS AND THEIR DISCUSSION. Development directions of emergency control devices that take into ac-
1Осак Алексей Борисович, научный сотрудник лаборатории управления анормальными режимами электроэнергетических систем, e-mail: [email protected]
Aleksei B. Osak, Researcher of the Laboratory of Electric Power System Abnormal Regime Control, e-mail: [email protected]
2Панасецкий Даниил Александрович, кандидат технических наук, старший научный сотрудник лаборатории управления анормальными режимами электроэнергетических систем, e-mail: [email protected] Daniil A. Panasetsky, Candidate of technical sciences, Senior Researcher of the Laboratory of Electric Power System Abnormal Regime Control, e-mail: [email protected]
3Бузина Елена Яковлевна, старший инженер лаборатории управления анормальными режимами электроэнергетических систем, e-mail: [email protected]
Elena Y. Buzina, Senior Engineer of the Laboratory of Electric Power System Abnormal Regime Control, e-mail: [email protected]
count the features of new generating installations and new small-scale power generating plants have been presented. An approach has been proposed that allows to solve the ERA problems in distribution networks without decreasing the reliability of emergency control automatics and using any communication channels. CONCLUSIONS. The proposed approach will allow to start a large-scale introduction of ERA devices in distribution networks and power systems containing small-scale power generating plants and consumer installations based on power electronics elements. This will improve the overall reliability of power systems and increase their transfer capability, which is determined by the repair condition of any network element without ERA.
Keywords: emergency control, Smart Grid, distributed generation, distributed control, frequency-controlled electric drive, load shedding.
For citation: Osak A.B., Panasetsky D.A., Buzina E.Y. Consumer operation mode-wise intelligent emergency control. Proceedings of Irkutsk State Technical University. 2017, vol. 21, no. 9, pp. 173-184. (In Russian) DOI: 10.21285/18143520-2017-9-173-184
Введение
В настоящее время происходит активное внедрение установок малой генерации: газотурбинной, газопоршневой, а также генерации от возобновляемых источников энергии в автономных (изолированных от ЕЭС) энергосистемах нефтегазодобывающих предприятий, а также в сетях внутреннего электроснабжения промышленных предприятий. Особенностью работы установок малой генерации при некоторых аварийных возмущениях в сети является их отключение внутренними защитами, в результате чего возникает каскадное отключение нагрузки и генерации, что может привести к нарушению электроснабжения потребителей и полному погашению автономной энергосистемы. Если малая генерация установлена в распределительных сетях ЭЭС, работающих в составе ЕЭС, то возможна несогласованная работа релейной защиты и автоматики (РЗА) электрической сети с защитами объектов распределенной генерации, что может повлечь системную аварию по причине неожиданно возникшего локального наброса или сброса нагрузки [1].
Также можно отметить активное внедрение у потребителей электрической энергии электроприемников, выполненных на базе элементов силовой электроники. Например, внедряются частотно-регулируемые приводы (ЧРП) асинхронной нагрузки, которые обеспечивают существенную экономию энергии, повышают срок эксплуатации оборудования, а также окупаются за короткий срок (1-2 года) [2-4].
Эти новые электроприемники имеют особенности, которые необходимо учитывать при управлении режимами ЭЭС. Поэтому развитие противоаварийной автоматики должно учитывать появление новых генерирующих установок и новых электроприемников со всеми их особенностями.
Авторами настоящей статьи предлагается три направления развития средств автоматического противоаварийного
управления (ПАУ):
- учет особенностей частотно-регулируемого электропривода в аварийных режимах;
- учет особенностей малой генерации;
- реализация управляющих воздействий (УВ) противоаварийной автоматики на отключение нагрузки в распределительных сетях, используя различные каналы передачи информации.
Для эффективной работы противо-аварийной автоматики (ПА), например, задач автоматического предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ), автоматического ограничения перегрузки оборудования (АОПО), автоматического ограничения снижения напряжения (АОСН), автоматического ограничения снижения частоты (АОСЧ) может потребоваться увеличение объемов УВ на отключение нагрузки. Традиционно от ПА, за исключением автоматической частотной разгрузки (АЧР), отключались крупные потребители (например, алюминиевые заводы), но их мощности для решения одного ряда задач может
быть недостаточно, а для другого - избыточно. Для реализации задач ограничения перегрузки в распределительных сетях отключение крупных потребителей и вовсе не имеет смысла. Отключение от ПА на крупных узловых подстанциях присоединений 110, 35, 10/6 кВ приводит к отключению
большого числа мелких потребителей, в том числе ответственных. Авторами предлагается подход к созданию системы интеллектуальной распределенной иерархической автоматики отключения нагрузки, обеспечивающей отключение нагрузки в распределительной сети.
Особенности частотно-регулируемого электропривода в аварийных режимах
В соответствии с математическими моделями ЧРП и других электроприемников, выполненных на базе элементов силовой электроники, можно отметить следующие их свойства [5-7]:
- отсутствие регулировочного эффекта нагрузки по частоте и напряжению при их изменении в неком допустимом диапазоне;
- узкий рабочий диапазон допустимых уровней напряжений (особенно в сторону повышения) на вводах ЧРП (при выходе за допустимый диапазон ЧРП отключаются встроенными защитами).
С позиции электропривода отсутствие зависимости потребляемой мощности от частоты и напряжения в сети является преимуществом. Но для ЭЭС это является проблемой. Например, при глубоком снижении напряжения в сети увеличивается ток нагрузки ЧРП, идет рост потерь реактивной мощности в элементах сети, что приводит к еще большей просадке напряжения в сети. Если доля таких потребителей будет значительной, то это может привести к лавине напряжения и системной аварии в условиях дефицита регулируемых источников реактивной мощности.
Узкий рабочий диапазон допустимых уровней напряжений вызван большой стоимостью самих полупроводниковых элементов силовой электроники. Полупроводниковые элементы очень чувствительны к перенапряжению, даже кратковременный подъем напряжения выше допустимого может привести к пробою и повреждению элемента. Увеличение максимального допустимого напряжения осуществляется либо за счет применения более дорогих полупроводниковых элементов, либо за счет
увеличения их числа (последовательное соединение нескольких элементов), что существенно влияет на стоимость ЧРП. Снижение минимально допустимого напряжения ЧРП (расширение рабочего диапазона по напряжению) осуществляется за счет снижения рабочего напряжения инвертора, что приводит к снижению номинального напряжения асинхронного двигателя, питаемого от ЧРП. Это в свою очередь ведет за собой рост номинальных токов инвертора и, соответственно, увеличение стоимости ЧРП за счет применения более дорогих полупроводниковых элементов, или за счет увеличения их числа (параллельное соединение нескольких элементов).
Поэтому потребители, не желая переплачивать за ЧРП с расширенным диапазоном рабочих напряжений, часто ставят устройства, для которых допустимо краткосрочное перенапряжение всего на 120140% от номинального напряжения. Как следствие, для энергорайонов с преобладающей нагрузкой ЧРП в условиях дефицита быстродействующих регулируемых источников реактивной мощности при отключении нагрузки в одной точке сети происходит скачкообразный рост напряжения на вводах ЧРП в других местах с последующим отключением ЧРП и каскадным развитием системной аварии.
Также важно отметить, что электропривод с ЧРП является элементом технологического производственного процесса. Остановка одного или нескольких ЧРП может привести к технологическому нарушению всего производственного процесса и последующему аварийному отключению всех электроприемников. На химических и
нефтехимических производствах это может привести к единовременному отключению почти всех крупных электроустановок. На нефтепроводах отключение ЧРП на одной нефтеперекачивающей станции (НПС) может привести к остановке целого участка нефтепровода. Например, для трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан» может отключиться до 10 НПС с суммарной нагрузкой до 200-300 МВт, которая должна учитываться как нормативное возмущение ввиду отключения по одной общей причине.
Особенность потребительских электроустановок на базе элементов силовой электроники, в частности ЧРП, заключается в том, что их автоматические системы управления являются быстродействующими, так как управляют полупроводниковыми ключами выпрямителя и инвертора с использованием широтно-импульсной модуляции (ШИМ). Соответственно, внутренние защиты таких электроустановок (например, ЧРП) срабатывают за доли периода, то есть быстрее устройств релейной защиты (РЗ) и ПА в ЭЭС, и существенно быстрее автоматических регуляторов напряжения, действующих на переключение устройств регулирования под напряжением (РПН) трансформаторов и автотрансформаторов, быстродействие которых исчисляется секундами. В этом принципиальное отличие электроустановок нового типа от традиционной нагрузки, в том числе двигательной.
В случаях, когда ограничения уровней максимального и минимального напряжения ЧРП обусловлено не выпрямителем, а инвертором, время срабатывания внутренних защит несколько увеличивается, так как в звене постоянного тока находится емкость, а также могут быть предусмотрены тормозные резисторы. Но со стороны ЭЭС время срабатывания внутренних защит
звена постоянного тока ЧРП непредсказуемо, так как оно зависит от режима работы двигателя и от мгновенной нагрузки электропривода, который в свою очередь зависит от технологического процесса производственного предприятия. В этих условиях меняются задачи как режимной, так и про-тивоаварийной автоматики. Противоава-рийная автоматика предназначена для предотвращения развития и ликвидации аварийного режима ЭЭС. Например, автоматика ограничения снижения напряжения (AOCH) предназначена для предотвращения недопустимого снижения напряжения по условиям устойчивости генерирующего оборудования и энергопринимающих установок потребителей (согласно ГОСТ Р 55105-2012 (далее - Стандарт)4. Соответственно АОСН должна учитывать особенности ЧРП как энергопринимающих установок потребителей.
По действующим нормативным требованиям уставка по времени на срабатывание АОСН отстраивается по времени от длительности короткого замыкания (отключаемого резервными защитами с учетом времени устройства резервирования отказа выключателя - УРОВ) и длительности циклов автоматического повторного включения (АПВ). Например, для электрической подстанции (ПС) 220 кВ могут быть приняты следующие величины при расчете уставки АОСН по времени: 5 с - время срабатывания резервных ступеней ступенчатых защит; +0,5 с - время отключения выключателя с учетом УРОВ; + 7 с - цикл АПВ; + 0,5 с - запас; итого - 13 с.
По действующим нормативным требованиям уставка по времени на срабатывание чувствительной ступени АОПН отстраивается от длительности цикла АПВ в сети. Например, для ПС 220 кВ могут быть приняты следующие величины при расчете уставки АОПН по времени: 7 с - цикл АПВ;
4ГОСТ Р 55105-2012. Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно -диспетчерское управление. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противо-аварийная автоматика энергосистем. Нормы и требования. М.: Стандартинформ, 2013 / GOST R 55105-2012. Unified power system and isolated power systems. Operational dispatch control. Automatic emergency control of power system modes. Emergency control automatics of power systems. Norms and requirements. M. : Standartinform, 2013.
+ 1 с - запас; итого - 8 с. Уставка по времени на срабатывание грубой ступени АОПН обычно принимается равной 0,150,3 с. Напряжение срабатывания чувствительной ступени принимаем равным 110%, а грубой ступени принимаем равным 125% от предельно допустимого напряжения. Например, для сети 220 кВ уставка по напряжению для чувствительной ступени будет равна: 252-1,1 = 277 кВ (на 26% выше номинального уровня напряжения), а грубой ступени - 252-1,25 = 315 кВ (на 43% выше номинального уровня напряжения), где 252 кВ - предельно допустимый уровень напряжения в сети 220 кВ.
Существующие сегодня устройства АОСН и АОПН имеют такие уставки по времени и величине напряжения, что отключение потребительских электроустановок на базе элементов силовой электроники, в частности ЧРП, происходит раньше срабатывания устройств ПА, а массовое отключение потребителей в ЭЭС уже является каскадным развитием аварии. Это означает, что традиционная ПА в некотором смысле уже не выполняет возложенные на нее задачи.
Можно сформулировать спорный тезис: проблемы потребителей не являются проблемой ЭЭС. Однако очевидно, что со временем у потребителей возникнут основания отказаться от услуг ЭЭС, которая не соответствует их требованиям к электроэнергии определенного качества. Сегодня стандарты по качеству электроэнергии регламентируют отклонение усредненного напряжения на достаточно длительном ин-тервале5, что не соответствует требованиям физических характеристик новых электроустановок на базе элементов силовой электроники.
В связи с этим в условиях массового появления новых электроустановок на базе элементов силовой электроники с узкими рабочими диапазонами напряжения, не допускающими даже кратковременного выхода за границу допустимого диапазона, основным средством предотвращения каскадного отключения потребителей становится режимная автоматика, а также дискретно и плавно регулируемые источники реактивной мощности, быстродействие управления которыми должно быть достаточным, чтобы не допустить аварийного отключения ЧРП и других электроустановок на базе силовой электроники. Соответственно, режимная и противоаварийная автоматика для обеспечения требуемого быстродействия, чувствительности и селективности должна использовать превентивные управляющие воздействия по факту отключения элементов сети.
Предлагается в энергорайонах с большой долей потребителей на базе силовой электроники создавать централизованные комплексы противоаварийной и режимной автоматики, которые должны решать следующие задачи:
- осуществлять превентивное управление дискретно управляемыми и плавно регулируемыми источниками реактивной мощности в заранее рассчитанном объеме по факту коммутаций (а не только по факту отклонения напряжения);
- обеспечивать автоматическую координацию и согласование уставок локальных регуляторов, локальной режимной и противоаварийной автоматики, что позволит более эффективно регулировать напряжение в сети, минимизировать потери за счет оптимизации потоков реактивной мощности в сети, снизить требования к резерву источников реактивной мощности.
5
ГОСТ 32144-2013. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. М.: Стандартинформ, 2014 / GOST 32144-2013. Electric Energy. Electromagnetic compatibility of technical means. Quality standards of electric energy in general-purpose power supply systems. M.: Standartinform, 2014
Особенность малых ГТУ и ГПУ в автономных энергосистемах и режимах
В последнее время широко внедряются современные газотурбинные (ГТУ) и газопоршневые (ГПУ) установки как в автономных энергосистемах, так и в ЕЭС России. ГТУ большой мощности устанавливаются на традиционных электростанциях, а ГТУ и ГПУ малой мощности - в автономных энергосистемах и сетях электроснабжения крупных промышленных предприятий.
Когда ГТУ и ГПУ работают в составе ЕЭС, то в рамках противоаварийного управления необходимо решать традиционные задачи динамической устойчивости с учетом фактических характеристик конкретных генерирующих установок.
Существенно отличаются проблемы противоаварийного управления в автономных энергосистемах, а также в режимах аварийного отделения от ЕЭС сетей электроснабжения крупных промышленных предприятий, где среди прочей нагрузки значительную долю занимает ЧРП с вышеописанными особенностями работы в аварийных режимах.
В автономных энергосистемах и в автономных режимах работы сетей электроснабжения крупных промышленных предприятий можно отметить следующие особенности:
- относительно небольшая суммарная установленная мощность всей генерации автономной энергосистемы, при этом мощность самых крупных электроустановок сопоставима с мощностью генераторов;
- малый момент инерции генерирующего оборудования (применяются ГТУ, созданные на платформе облегченных авиадвигателей), соответственно даже небольшие небалансы активной мощности (сброс или наброс нагрузки) приводят к существенным ускорениям и, как следствие, к быстрому отклонению частоты, на которые не успевают отреагировать штатные системы управления ГТУ;
- жесткие заводские ограничения применяемых ГТУ и ГПУ по единовременным сбросам и набросам нагрузки, в случае превышения которых происходит недопу-
стимое для генерирующего оборудования отклонение частоты (вместо стандартных для большой энергетики 46-55 Гц обычно применяются более жесткие ограничения, например, 48-52 Гц), что приводит к полной остановке всей генерации автономной энергосистемы.
В большой энергетике (ЕЭС) стандартом является эшелонированный подход к противоаварийному управлению, который на системном уровне включает в себя взаимно согласованные составляющие:
- принцип построения энергосистем;
- требования к генерирующему оборудованию;
- учет особенностей поведения основных потребителей в аварийных режимах;
- требования к релейной защите;
- требования к противоаварийной автоматике.
Если некая энергосистема построена на генерирующем оборудовании с иными свойствами, и ее потребители (с электроустановками на базе элементов силовой электроники) имеют другие свойства, то требуется совершенно другая противоава-рийная автоматика.
Согласно Стандарту, традиционная АОСЧ предназначена для предотвращения недопустимого по условиям устойчивой работы генерирующего оборудования и энер-гопринимающих установок потребителей снижения частоты и полного погашения ЭЭС или ее части при возникновении дефицита активной мощности, в том числе при аварийном выделении ЭЭС или ее части на изолированную работу. В зависимости от выполняемых функций устройства АОСЧ подразделяют на устройства:
- автоматического частотного ввода резерва (АЧВР);
- автоматической частотной разгрузки (АЧР);
- дополнительной автоматической разгрузки (ДАР);
- частотной делительной автоматики (ЧДА);
- частотного автоматического повторного включения (ЧАПВ).
Основным элементом АОСЧ является АЧР, эффективно работающая при следующих условиях:
- минимально допустимая частота для энергоблоков - 45 Гц;
- величина дефицита мощности - не более 45%;
- скорость снижения частоты - не более 1,8 Гц/с;
- средняя механическая постоянная инерции генераторов - не меньше определенной величины.
Если для малых ГТУ/ГПУ минимальная допустимая частота для генераторов выше, а постоянная инерции генераторов меньше, то работа АЧР будет эффективна уже при меньшем дефиците мощности, например, всего 20% (а не 45%, как ЕЭС). Если аварийный дефицит окажется больше этой величины, то АЧР будет неэффективна.
Помимо АЧР для обеспечения эффективного ПАУ при глубоких дефицитах традиционно применяются:
- частотно делительная автоматика
(ЧДА);
- дополнительная аварийная разгрузка (ДАР);
- специальная очередь АЧР.
В автономных энергосистемах и сетях электроснабжения крупных промышленных предприятий вышеописанные дополнительные устройства не совсем применимы из-за особенностей таких энергосистем, но без них АЧР при тяжелых авариях будет неэффективна.
Автоматика ограничения повышения частоты (АОПЧ), в соответствии со Стандартом, предназначена для предотвращения недопустимого повышения частоты в энергосистеме до уровня, при котором возможно срабатывание автоматов безопасности турбин ТЭС и АЭС. Традиционно АОПЧ создается по ступенчатому принципу, основанному на:
- максимально допустимой частоте для энергоблоков - 55 Гц;
- механической постоянной инерции генераторов - не меньше определенной величины;
- принципе, что генераторы успевают быстро сбрасывать мощность при наличии ускорения, а после зависания частоты работает АОПЧ.
В автономных энергосистемах реальные аварии развиваются по другому сценарию. Поэтому для АОСЧ и АопЧ нужны не типовые устройства, а специально разработанные под проблематику автономных энергосистем.
В России в автономных энергосистемах с малой генерацией (различных типов и производителей) наблюдается низкая общесистемная надежность работы. Основной причиной системных аварий в автономных энергосистемах является возникновение существенного небаланса активной мощности, вызванного массовым отключением потребителей и генерации, вследствие даже легких возмущений в электрической сети (КЗ на потребительских фидерах низкого класса напряжения).
Слабая и неразветвленная электрическая сеть, а также неразвитость системообразующей сети усиливают вышеобозна-ченные проблемы. Часто системообразующая сеть строится на классе напряжения 35 кВ, а не 110 кВ. В результате при КЗ на фидерах 6-10 кВ одних ПС сильно снижается напряжение на вводах электроустановок, запитанных от других ПС.
Если начинается отключение крупных потребителей после первичного возмущения, то далее лавинообразно отключаются все остальные потребители и генераторы из-за появления скачков напряжения и частоты, которые возникают вследствие существенных небалансов активной и реактивной мощности. В этих случаях проявляется недостаточная эффективность ступенчатых принципов АОСЧ/АОПЧ ввиду быстрого развития аварийной ситуации и выхода за границы допустимых параметров оборудования.
Вышеописанные особенности автономных энергосистем и аварийно отделившихся от ЕЭС энергорайонов с объектами
малой генерации предъявляют специальные требования к их противоаварийному управлению. Основной задачей является обеспечение за короткое время баланса активной и реактивной мощности в достаточно жестких пределах. Необходима достаточно точная дозировка УВ сразу на первой ступени ПАУ при возникновении первичного небаланса. Предлагается создавать иерархическую централизованную АОПЧ и АОСЧ со следующими особенностями и функциями:
- контроль не только над отклонением величины частоты от номинального значения, но и над скоростью изменения частоты;
- двухфакторный контроль небалансов: по фактическому замеру резкого изменения нагрузки и генерации и по контролю частоты (величины и скорости отклонения);
- установка органов фиксации факта и величины сброса и наброса мощности на фидерах потребителей, где подключены значительные объемы нагрузки;
- организация устройств для реализации УВ на отключение нагрузки;
- при необходимости реализация дополнительных видов управляющих воздействий на включение отопительной нагрузки (аналог электрического торможения).
Отключение нагрузки в распределительных сетях
Одна из главных причин малого числа устройств отключения нагрузки в распределительных сетях - это высокие требования к каналам связи для ПА (см. пп. 7.5-7.8 Стандарта), выполнение которых требует неадекватно высоких затрат. Для магистральных сетей вышеуказанные требования вполне справедливы и обоснованы, а для распределительных сетей избыточны. Стоимость организации дублированных и независимых каналов связи по волоконно-оптическим линиям связи (ВОЛС) может превышать стоимость строительства ЛЭП 0,4-10 кВ.
На практике высокие требования к каналам связи ПА приводят к тому, что в распределительных сетях отсутствуют как сами устройства противоаварийной автоматики (с функциями, например, АОПО), так и устройства реализации УВ на отключение нагрузки. При этом в распределительных сетях имеются случаи аварийной перегрузки ЛЭП и трансформаторов, случаи недопустимого снижения напряжения. В результате получается абсурдная ситуация, что задачи автоматического противо-аварийного управления в соответствии со Стандартом имеются, но они не решаются и не замечаются, так как выполнить требования пп. 7.5-7.8 Стандарта экономически нецелесообразно, а организацию каналов с
менее высокими показателями Стандарт не допускает. В результате страдают потребители, выходит из строя оборудование электрических сетей. Еще одно последствие заключается в том, что на практике отключение потребителей от ПА осуществляется только на уровне центров питания (ПС 110 кВ и выше). В результате при авариях происходит отключение ответственных и социально-значимых потребителей, так как в соответствии с пп. 7.5-7.8 Стандарта для избирательного отключения нагрузки необходимо установить устройства отключения нагрузки в распределительных сетях с организацией дублированных каналов связи.
Что касается требований по быстродействию (см. п. 7.7 Стандарта), то они оправданы для задачи обеспечения динамической и статической устойчивости. Увеличение времени на реализацию УВ может потребовать увеличения объемов УВ, либо вообще привести к неэффективности УВ этого типа (устойчивость нарушится раньше, чем будут реализованы УВ). Но даже в случае решения задачи обеспечения устойчивости, критическое время реализации конкретных УВ может быть определено путем выполнения соответствующих расчетов электромеханических переходных процессов [6-7].
Если смотреть на время реализации УВ на отключение нагрузки при перегрузке оборудования от АОПО, то минимальная уставка по времени этих устройств отстроена по времени от длительности КЗ (отключаемого резервными защитами с учетом времени УРОВ), длительности циклов АПВ и составляет секунды или даже десятки секунд. Производители или собственники оборудования могут определять требования к допустимой длительности перегрузки определенной величины. Например, согласно «Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ»6 для масляных автотрансформаторов допустима следующая перегрузка: до 20 мин - при менее чем 75%-й перегрузке, до 10 мин - при менее чем 100%-й перегрузке. Какой смысл устанавливать требования к времени передачи команды отключения нагрузки при перегрузке масляного трансформатора не более 25 мс (согласно Стандарту), если допустимое время перегрузки исчисляется десятками минут? Это приемлемо для трансформаторов 220-750 кВ на подстанциях соответствующих классов напряжения, где каналы связи используются не только для ограничения перегрузки оборудования, но и в случае необходимости реализовать АОПО для трансформатора 10/0,4 кВ или 35/10 кВ. Однако эти требования приводят к отказу собственников от установки устройства АОПО.
Возможным вариантом решения вышеописанной проблемы является обязательное исполнение требований пп.7.5-7.8 Стандарта только для сетей 220 кВ и выше, с проектным определением и обоснованием требований к каналам связи - для сетей 110 кВ и ниже. Соответственно, для сетей 110 кВ и ниже требования ко времени передачи команды отключения нагрузки необходимо согласовывать с уставками по времени АОПО. При этом требования по надежности каналов и их дублирования для
АОПО нивелируются возможностью отключения перегруженного элемента в соответствии с п. 5.7.3 Стандарта, что гарантирует выполнение задачи ограничения перегрузки даже при отказе каналов связи.
Для отключения нагрузки в распределительных сетях 35 кВ и ниже предлагается использовать любые существующие каналы связи [8, 9], в том числе сотовой (рис. 1). Устройство, установленное в центре питания, посылает команду отключения, одновременно контролируя сброс нагрузки в голове фидера. Если за требуемое время не произошла разгрузка в нужном объеме, то можно отключить фидер целиком. Тем самым задача отключения нагрузки будет решена в любом случае.
В сети 110 кВ предлагается два варианта решения задачи отключения нагрузки:
- организация дублированных каналов до каждой ПС (рис. 2, а);
- организация дублированных каналов только для узловых ПС, для остальных ПС предлагается использовать любые существующие каналы (рис. 2, Ь).
Предлагаемый подход по организации каналов связи для распределительных сетей позволит решить целый спектр задач противоаварийного управления:
1) создание автоматики ограничения перегрузки, в том числе для ликвидации пиковой перегрузки при маловероятном совмещенном максимуме нагрузки;
2) управление сетями при их перегрузке:
- автоматическое изменение точки раздела в кольцевых схемах;
- алгоритм автоматического веерного отключения;
3) снижение требований к избыточности (резервированию) при обеспечении нормативов по надежности за счет автоматического ограничения потребления при перегрузке сети, что приведет в результате
6СО 153-34.20.501-2003. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации; утв. приказом Минэнерго РФ от 19.06.2003 г. № 229 / SO 153-34.20.501-2003. Operational regulations of power plants and networks of the Russian Federation; approved by the Order of the Ministry of Energy of the Russian Federation of June 19, 2003 no. 229
Рис. 1. Технология отключения нагрузки от ПА в сетях 0,4-35 кВ без использования дорогостоящих дублированных каналов связи (ЛУОН - локальное устройство отключения нагрузки; ВОЛС -волоконно-оптические линии связи; БШД - беспроводной широкополосный отступ; УОН -
устройство отключения нагрузки) Fig. 1. Emergency control load shedding technology for 0.4-35 kV networks without using expensive duplicated communication channels (LLSD - Local Load Shedding Device; FOCL - fiber-optic communication line; WBA -
wireless broadband access; LSD - Load Shedding Device)
220 кВ/kV
220 кВ/kV
220 кВ/kV
220 кВ/kV
b
Рис. 2. Варианты организации каналов связи в сети 110 кВ для отключения нагрузки (ДВОЛС - дублированная волоконно-оптическая линия связи) Fig. 2. Variants of communication channels organization in the 110 kV network for load shedding (DFOCL - duplicated fiber-optic communication line)
к снижению капительных затрат на электросетевое строительство для подключения новых потребителей.
В будущем по мере развития технологий Smart Grid в распределительных сетях будут появляться более надежные каналы связи. Но в настоящее время именно отсутствие каналов связи на энергообъектах в распределительных сетях является главным препятствием развития техноло-
В настоящей статье показаны особенности работы электроустановок на базе элементов силовой электроники (например, ЧРП) в аварийных режимах, что требует реализации новых способов противоава-рийного управления для недопущения каскадного отключения таких потребителей при изменении напряжения в электрической сети.
Также показаны особенности работы малой генерации (ГТУ и ПГУ) в автономных энергосистемах и аварийно отделившихся от ЕЭС энергорайонов (например, сетях электроснабжения промышленных предприятий). Эти особенности требуют реализации новых способов противоаварийного управления для недопущения значимых небалансов активной и реактивной мощности, что приводит к каскадному отключению как потребителей, так и генераторов.
Еще одна выявленная проблема
гий Smart Grid, которые пока широко не внедряются за исключением экспериментальных пилотных проектов. Поэтому предлагаемый подход по организации каналов связи для распределительных сетей позволит начать массовое внедрение технологий Smart Grid без искусственных финансовых дотаций и повышения тарифов на электроэнергию.
связана с неоправданно высокими требованиями к каналам связи для ПА электрических сетей 110 кВ и ниже (см. пп. 7.5-7.8 Стандарта). Исполнение этих требований приводит к необоснованным затратам на организацию каналов связи, вследствие чего на практике противоаварийное управление в распределительных сетях 35 кВ и ниже, можно сказать, просто отсутствует, хотя нерешенные задачи для ПА там имеются. Предлагается подход, позволяющий решить задачи автоматического ПАУ в распределительных сетях без снижения надежности ПА, используя любые существующие каналы связи. Это позволит начать широкомасштабное внедрение устройств АОПО в распределительных сетях, тем самым увеличить их пропускную способность, которая определяется без ПА по условию ремонта любого элемента сети.
Библиографический список
1. Илюшин П.В. Особенности применения объектов распределенной генерации в сетях внутреннего электроснабжения промышленных предприятий // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики: материалы Международного научного семинара им. Ю.Н. Руденко. Отв. ред. Н.И. Воропай, Ю.Я. Чукреев. Сыктывкар: Изд-во ООО «Коми республиканская типография». 2016. С. 100-109.
2. Тарасов Д.В. Требования к частотно-регулируемым электроприводам насосов и вентиляторов при аварийных режимах в системе электроснабжения котельных // Электрические станции. 2006. № 1. С. 52-56.
3. Шабанов В.А., Алексеев В.Ю., Гузеев Б.В., Хаки-мьянов М.И. Проблемы внедрения высоковольтных
частотно-регулируемых приводов на нефтеперекачивающих станциях // Нефтегазовое дело. 2014. Т. 12. № 1. С. 109-113.
4. Корнилов Г.П., Храмшин Т.Р., Карандаева О.И., Губайдуллин А.Р., Галлямов Р.Р. Способы повышения устойчивости частотно-регулируемых приводов при нарушении электроснабжения // Вестник Магнитогорского государственного технического университета им. Г.И. Носова. 2011. № 4. С. 79-84.
5. Del Rosso A. D., Anello M., Spittle E., Stability Assessment of Isolated Power Systems with Large Induction Motor Drives // Transmission & Distribution Conference and Exposition: Latin America, 2006. TDC '06. IEEE/PES, 15-18 August 2006.
6. Панасецкий Д.А., Осак А.Б., Бузина Е.Я. Моделирование асинхронной нагрузки с частотно-
регулируемым приводом для исследования электромеханических переходных процессов // Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока. 2014. № 4. C. 299-304.
7. Panasetsky D., Osak A., Sidorov D., Li Y. Simplified variable frequency induction-motor drive model for power system stability studies and control. IFAC Workshop on Control of Transmission and Distribution Smart Grids - CTDSG'16, 11-13 October, 2016, Prague, Czech Republic.
8. Voropai N.I., Efimov D.N., Osak A.B., Panasetsky
D.A., Novikov E.A., Karatayev B.N. Distributed adaptive load shedding scheme to maintain transient stability and prevent overload in power systems // Proc. of 9th IFAC Symp. on Control of Power and Energy Systems, New Delhi, India, December 9-11, 2015, IFAC-PapersOnLine. 2015. Vol. 48. Issue 30. P. 554-559. 9. Воропай Н.И., Ефимов Д.Н., Каратаев Б.Н., Новиков Е.А., Осак А.Б., Панасецкий Д.А. Адаптивные алгоритмы автоматики распределенного отключения нагрузки // Электрические станции. 2016. № 11. С. 27-35.
References
1. Ilyushin P.V. Osobennosti primeneniya ob"ektov raspredelennoi generatsii v setyakh vnutrennego el-ektrosnabzheniya promyshlennykh predpriyatii [Application features of distributed generation objects in internal power supply networks of industrial enterprises]. Mate-rialy Mezhdunarodnogo nauchnogo seminara im. Yu.N. Rudenko "Metodicheskie voprosy issledovaniya nadezh-nosti bol'shikh sistem energetiki". Otv. red. N.I. Voropai, Yu.Ya. Chukreev [Materials of the International Scientific Seminar named after Yu.N. Rudenko "Methodological issues of large energy system reliability research"]. Syktyvkar: Komi respublikanskaya tipografiya Publ., 2016, pp. 100-109. (In Russian)
2. Tarasov D.V. Requirements for frequency-controlled electric drives of pumps and fans in emergency modes of boiler power supply systems. Elektricheskie stantsii [Electric Stations]. 2006, no. 1, pp. 52-56. (In Russian)
3. Shabanov V.A., Alekseev V.Yu., Guzeev B.V., Kha-kim'yanov M.I. Implementation problems of high-voltage variable frequency electric drives at oil pumping stations. Neftegazovoe delo [Oil and Gas Business]. 2014, vol. 12, no. 1, pp. 109-113. (In Russian)
4. Kornilov G.P., Khramshin T.R., Karandaeva O.I., Gubaidullin A.R., Gallyamov R.R. Methods to increase stability of frequency-controlled drives under interruption of power supply. Vestnik Magnitogorskogo gosu-darstvennogo tekhnicheskogo universiteta im. G.I. Nosova [Vestnik of Nosov Magnitogorsk State Technical University]. 2011, no. 4, pp. 79-84. (In Russian)
Критерии авторства
Авторы заявляют о равном участии в получении и оформлении научных результатов и в равной мере несут ответственность за плагиат.
Конфликт интересов
Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.
Статья поступила 28.06.2017 г.
5. Del Rosso A. D., Anello M., Spittle E., Stability Assessment of Isolated Power Systems with Large Induction Motor Drives. Transmission & Distribution Conference and Exposition: Latin America, 2006. TDC '06. IEEE/PES, 15-18 August. 2006.
6. Panasetskii D.A., Osak A.B., Buzina E.Ya. Simulation of induction motors with variable frequency drive for the study of midterm transients]. Nauchnye problemy transporta Sibiri i Dal'nego Vostoka [Scientific problems of Transport in Siberia and the Far East]. 2014, no. 4, pp. 299-304. (In Russian)
7. Panasetsky D., Osak A., Sidorov D., Li Y. Simplified variable frequency induction-motor drive model for power system stability studies and control. IFAC Workshop on Control of Transmission and Distribution Smart Grids - CTDSG'16, 11-13 October, 2016, Prague, Czech Republic.
8. Voropai N.I., Efimov D.N., Osak A.B., Panasetsky
D.A., Novikov E.A., Karatayev B.N. Distributed adaptive load shedding scheme to maintain transient stability and prevent overload in power systems. Proc. of 9th IFAC Symp. on Control of Power and Energy Systems, New Delhi, India, December 9-11, 2015, IFAC-PapersOnLine. 2015, vol. 48, issue 30, pp. 554-559.
9. Voropai N.I., Efimov D.N., Karataev B.N., Novikov
E.A., Osak A.B., Panasetskii D.A. Adaptive algorithms for automatic distributed load shedding. Elektricheskie stantsii [Electric Stations]. 2016, no. 11, pp. 27-35. (In Russian)
Authorship criteria
The authors declare equal participation in obtaining and formalization of scientific results and bear equal responsibility for plagiarism.
Conflict of interests
The authors declare that there is no conflict of interests regarding the publication of this article.
The article was received 28 June 2017
