CC BY
86
Оригинальная статья / Original article УДК 621.311.1
DOI: http://dx.doi.org/10.21285/1814-3520-2018-4-122-135
КОМПЛЕКСНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ В СЕТЯХ ВНЕШНЕГО И ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЙ С СОБСТВЕННОЙ ГЕНЕРАЦИЕЙ
© П.В. Илюшин1
Петербургский энергетический институт повышения квалификации, 196135, Российская Федерация, г. Санкт-Петербург, ул. Авиационная, 23.
РЕЗЮМЕ. При интеграции собственной генерации, включая резервные источники электроснабжения, в схемах внутреннего электроснабжения предприятий необходимо при проектировании выполнять нетиповой на сегодняшний день комплекс расчетов электрических режимов, включающий проведение установившихся расчетов и оптимизационных режимов, электромеханических переходных процессов и показателей качества электроэнергии. ЦЕЛЬ. Выявление потенциальных рисков возникновения аварий с нарушением электроснабжения особо ответственных электроприемников при подключении к сетям внутреннего электроснабжения объектов собственной генерации, включая резервные источники электроснабжения, как при параллельном режиме работы с энергосистемой, так и в изолированном режиме. МЕТОДЫ. Проведение специализированных исследований параметров электрических режимов и комплекса расчетов установившихся и оптимизационных режимов, электромеханических переходных процессов и показателей качества электроэнергии в программном комплексе DIgSILENT PowerFactory. РЕЗУЛЬТАТЫ. Представлены проблемные аспекты, выявленные при специализированных исследованиях и комплексном моделировании электрических режимов в сетях внешнего и внутреннего электроснабжения предприятий с собственной генерацией и резервными источниками электроснабжения, а также рекомендованные мероприятия по повышению надежности электроснабжения потребителей. ВЫВОДЫ. Необходимо повысить требования к объему моделирования электрических режимов в сетях внешнего и внутреннего электроснабжения предприятий с объектами собственной генерации и резервными источниками электроснабжения как на стадии проектирования, так и при проведении энергетических обследований для проверки обоснованности принятых проектных решений. Ключевые слова: распределенная генерация, распределительные сети, электроснабжение, резервный источник электроснабжения, моделирование электрических режимов, энергетическое обследование.
Информация о статье. Дата поступления 13 марта 2018 г.; дата принятия к печати 10 апреля 2018 г.; дата онлайн-размещения 30 апреля 2018 г.
Формат цитирования. Илюшин П.В. Комплексное моделирование электрических режимов в сетях внешнего и внутреннего электроснабжения предприятий с собственной генерацией // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2018. Т. 22. № 4. С. 122-135. DOI: 10.21285/1814-3520-2018-4-122-135
COMPLEX MODELING OF ELECTRICAL MODES IN EXTERNAL AND INTERNAL POWER SUPPLY NETWORKS OF ENTERPRISES WITH OWN GENERATION
P.V. Ilyushin
St. Petersburg Power Engineering Institute of Professional Development, 23, Aviation St., Saint Petersburg, 196135, Russian Federation
ABSTRACT. When integrating own generation including emergency power supply sources it is necessary to perform an atypical at the present time complex of calculations of electrical regimes in internal power supply schemes of enterprises including the calculations of steady and optimized regimes, electromechanical transients and power quality indicators. The PURPOSE of the study is to identify the potential risks of accidents resulting in the interruption of power supply of particularly responsible electric receivers when connecting to internal power supply systems of own generation facilities including emergency power supply sources both in parallel and stand-alone operation mode with the power system. The METHODS used include conducting specialized studies of the parameters of electrical modes and a complex of calculations of steady and optimized modes, electromechanical transients and power quality indicators in the DIgSILENT PowerFactory software
1Илюшин Павел Владимирович, кандидат технических наук, проректор по научной работе; e-mail: ilyushin.pv@mail.ru
Pavel V. Ilyushin, Candidate of technical sciences, Vice-Rector for Scientific Research; e-mail: ilyushin.pv@mail.ru
package. RESULTS. The articles presents the problematic aspects revealed in the specialized researches and integrated modeling of electrical modes in the networks of external and internal power supply of enterprises with own generation and emergency power sources, as well as the measures recommended in order to improve the reliability of consumer power supply. CONCLUSIONS. It is necessary to raise the requirements for the volume of electric mode modeling in the networks of external and internal power supply of enterprises with own generation facilities and emergency power supply sources both at the design stage and during energy inspections in order to to verify the validity of the adopted design decisions. Keywords: distributed generation, distribution networks, power supply, emergency power supply, modeling of electrical modes, energy inspection
Information about the article. Received March 13, 2018; accepted for publication April 10, 2018; available online April 30, 2018.
For citation. Ilyushin P.V. Complex modeling of electrical modes in external and internal power supply networks of enterprises with own generation. Proceedings of Irkutsk State Technical University. 2018, vol. 22, no. 4, pp. 122-135. (In Russian). DOI: 10.21285/1814-3520-2018-4-122-135
Введение
В последние годы наблюдается рост числа аварий с полным или частичным нарушением электроснабжения электроприемников первой категории надежности, включая особую группу имеющих место при каскадных процессах2. Данные аварии, как правило, начинаются с отключения источников питания в сетях внешнего электроснабжения и завершаются последующей или одновременной нерасчетной и некорректной работой оборудования систем гарантированного и бесперебойного электроснабжения в сетях внутреннего электроснабжения потребителей, что приводит к экономическим потерям [1, 2].
Возникновение таких нарушений нередко связано с отсутствием в составе проектной документации раздела с результатами комплексного моделирования электрических режимов, включающих проведение расчетов установившихся и оптимизационных режимов, электромеханических переходных процессов, а также показатели качества электроэнергии. Для проведения корректного моделирования нередко требуется проведение натурных исследований параметров электрических режимов с выполнением специализированных испытаний и измерений.
Данная потребность обусловлена тем, что в результате накопления эффектов от малых изменений, происходящих в ходе перманентного обновления оборудования распределительных электрических сетей, постепенного изменения их конфигурации,
эволюции технологий и структуры электропотребления, фактическая схемно-режим-ная среда претерпела и претерпевает существенные количественные изменения. Эти изменения заключаются в появлении высших гармонических составляющих в режимных параметрах, динамической несимметрии, увеличении скорости и интенсивности реакции электроустановок потребителей на возмущения в электрической сети и т.п.
Указанное положение приводит, в конечном итоге, к принятию некорректных технических решений по составу, количеству и алгоритмам работы оборудования, устройству релейной защиты и автоматики и, как следствие, снижению надежности электроснабжения потребителей [3].
Кроме того, в последние годы на многих промышленных предприятиях, помимо ранее имевшихся резервных источников электроснабжения (РИСЭ), используемых для электроснабжения особой группы электроприемников первой категории в качестве третьего независимого взаимно резервирующего источника питания, стали появляться объекты распределенной генерации (РГ). Объекты РГ представляют собой электростанции с одной или несколькими генерирующими установками (ГУ), суммарной установленной мощностью, как правило, до 25 МВт, подключаемых к сетям внутреннего электроснабжения предприятия и выполненных на базе газотурбинных (ГТУ), газопоршневых (ГПУ) или дизель-генераторных (ДГУ) генерирующих установок.
Предотвращение возникновения подобных аварий, а также своевременное выявление фактических причин некорректного функционирования отдельных элементов систем внешнего и внутреннего электроснабжения предприятий [4], как на стадии проектирования энергообъекта, так и при
проведении энергетических обследований невозможно без комплексного математического моделирования электрических режимов, которые требуется производить с применением специализированного программного обеспечения.
Проведение энергетических обследований
Если на стадии проектирования энергообъекта не было выполнено комплексное моделирование электрических режимов, то его необходимо провести в рамках энергетического обследования, которое должно включать в себя выполнение следующих этапов работ:
- документальное обследование (получение и обработка исходных данных: принципиальных схем, руководств по эксплуатации и паспортов оборудования, необходимых и достаточных для создания подробной расчетной модели сети внутреннего электроснабжения, а также части сети внешнего электроснабжения);
- инструментальное обследование (проведение натурных испытаний и измерений: фиксация параметров электрических режимов, имитация допустимых аварийных событий, обработка полученных экспериментальных данных для восполнения недостающей информации, необходимой для формирования расчетной модели, а также проверки работоспособности устройств РЗ и ПА);
- проведение комплекса расчетов: установившихся режимов, электромеханических переходных процессов, показателей
качества электроэнергии и расчетов токов короткого замыкания с целью выявления проблемных аспектов и проверки обоснованности принятых проектных технических решений;
- разработка рекомендаций по выполнению организационных и технических мероприятий, направленных на минимизацию вероятности возникновения нарушений электроснабжения электроприемников потребителей.
При обследовании сетей внешнего и внутреннего электроснабжения промышленных предприятий использовался программный комплекс DIgSILENT PowerFactory, что позволило выполнять расчеты при:
- параллельном режиме работы с электроэнергетической системой;
- изолированном режиме работы с питанием особо ответственной нагрузки от систем гарантированного и бесперебойного электроснабжения от РИСЭ в виде ДГУ;
- переходе, в результате возмущения в сети внешнего электроснабжения, от параллельного режима работы энергообъекта на электроснабжение от собственного объекта РГ.
Выявленные проблемные аспекты
По результатам энергетических обследований, включающих натурные испытания и измерения, и комплексного математического моделирования электрических режимов были выявлены проблемные аспекты, оказывающие влияние на надежность электроснабжения потребителей электроэнергии [5], а именно:
- возникновение незатухающих колебаний параметров электрического режима вследствие несовместимости алгоритмов работы локальных систем автоматического регулирования (САР) активных энергетических установок;
- асимметрия трехфазных напряжений и токов, а также нелинейность нагрузки,
вызывающих вибрацию и дополнительный нагрев электрических машин;
- неуспешные пуски крупных высоковольтных электродвигателей в различных схемно-режимных ситуациях;
- возникновение нарушений ДГУ при ликвидации удаленных трехфазных КЗ действием максимально-токовой защиты с выдержкой времени при работе в изолированном режиме;
- отключение ДГУ защитой от перегрева генератора с погашением электроснабжения всех электроприемников по причине наличия значительных гармонических искажений в токе нагрузки;
- отказ в срабатывании встроенных защит автоматических выключателей по причине неправильного выбора системы возбуждения ДГУ;
- неселективная работа автоматических выключателей в сети внутреннего электроснабжения при питании нагрузки от ДГУ в изолированном режиме.
В статье представлены результаты комплексного моделирования электрических режимов в сетях внешнего и внутреннего электроснабжения предприятий с собственной генерацией, а также рекомендованные мероприятия по повышению надежности электроснабжения потребителей.
Незатухающие колебания параметров электрического режима
Системы гарантированного и бесперебойного питания (СГБП) с их источниками бесперебойного питания (ИБП) и ДГУ обеспечивают бесперебойность электроснабжения особо ответственных потребителей и отделение несимметричных и нелинейных нагрузок от чувствительных к ним трехфазных электрических машин. При этом ИБП и ДГУ - являются активными энергоустановками, располагающими собственными системами управления и регулирования.
На рис. 1 представлены осциллограммы прямого пуска компрессора кондиционера при работе системы внутреннего электроснабжения от ДГУ. Видно, что процесс от начала и до конца сопровождается колебаниями параметров электрического режима, является несимметричным и нелинейным, о чем свидетельствует появление значительного тока в рабочем нейтральном проводе, носящем характер незатухающих колебаний с диапазоном от 10-15 до 50 А.
Рис. 1. Токи (фазные и в нулевом проводе) в процессе прямого пуска электрического компрессора кондиционера (Pном=10 кВт) при работе от ДГУ (Pном=120 кВт) Fig. 1. Currents (phase and in a zero conductor) during the direct start-up of the electric compressor of the air conditioner (Pnom = 10 kW) when operating from the diesel-generator plant (DGP)
(Pnom = 120 kW)
Аналогичное явление наблюдалось в то же самое время на ИБП. Взаимный анализ токов и напряжений позволяет определить диапазон колебаний полной мощности ДГУ, сопровождающих работу компрессора, которая составляет около 10 кВт (100% мощности компрессора).
Приведенный пример свидетельствует о том, что наличие в одной электрической сети двух и более активных энергетических установок с локальными системами автоматического регулирования (генераторов с АРВ, РПН понижающих трансформаторов, внешний дифференцированный трансформатор ВДТ, АРН сеть контроля регулятора напряжения СКРМ, РУР/РуБС,
ИБП и т.п.) может приводить к их несогласованному поведению, сопровождаемому существенными незатухающими колебаниями режимных параметров.
Для предотвращения возникновения описанных режимов необходимо при проектировании или энергетическом обследовании проводить анализ устойчивости функционирования САР активных энергетических установок в различных схемно-режимных ситуациях с применением средств математического моделирования и, в случае необходимости, разрабатывать и реализовывать мероприятия, обеспечивающих их корректную работу [5].
Асимметрия и нелинейность
Обострение проблемных аспектов с возникновением в сетях асимметрии и нелинейности нагрузки началось с широкого распространения компьютерной техники -электрических потребителей с нелинейной нагрузкой [6], как это представлено на рис. 2.
На рис. 2 видно, что при идеальной форме кривой 3-фазного напряжения токи в компьютерной нагрузке носят ярко выра-
женный несинусоидальный и асимметричный характер. Нелинейность фазных токов в четырехпроводной электрической сети, даже в случае равенства их действующих значений (симметричности нагрузки фаз), приводит к появлению значительных токов в нейтральном проводе с амплитудой приблизительно равной амплитудам фазных токов, но при существенно более высоком действующем значении тока в нейтрали.
440,00
ЩШЯМШМ
-440,00 -60,00 1
0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 80,00 90,00 100,00 110,00 120,00 130,00 140,00 150,00 160,00 170,00 180,00 190,00
Время [мс]
Рис. 2. Осциллограмма измеренных напряжений (сверху) и токов (снизу) в электрической сети, питающей компьютерную технику Fig. 2. Oscillogram of measured voltages (top) and currents (bottom) in an electrical
network feeding computer equipment
Учитывая, что нулевые провода обычно имеют меньшее сечение, чем фазные, нелинейность нагрузки может создавать реальную угрозу их перегрева и даже возгорания [7]. Факт перегрузки нейтрали может оставаться незамеченным эксплуатационным персоналом в том случае, если в сетях не применяются системы сигнализации и защиты, работающие на дифференциальном принципе.
В настоящее время значительная часть проблем в системах электроснабжения, связанных с асимметрией и нелинейностью нагрузки, решается на предприятиях за счет внедрения СГБП. Современные СГБП, использующие принцип двойного преобра-
зования тока АС-РС-АС и снабженные трансформаторами гальванической развязки на выходе от инвертора в сеть бесперебойного питания, являются непреодолимым барьером, отделяющим эти асимметричные и нелинейные нагрузки от резервных источников электроснабжения и других трехфазных нагрузок, включенных в сеть гарантированного питания.
Однако, непрекращающийся рост нелинейных нагрузок охватывает все новые области электропотребления, не защищенные СГБП, и этот факт требует внимательного к себе отношения как при проектировании сетей внутреннего электроснабжения, так и при проведении их обследований.
Неуспешные пуски крупных электродвигателей
В процессе обследования было выявлено, что успешному запуску крупных электродвигателей напряжением 6 кВ могут предшествовать несколько неуспешных, что усиливает риски отключения генераторов на объекте РГ из-за возникающих провалов напряжения и способствует ускоренному износу оборудования, по которому протекают пусковые токи.
Для обеспечения успешного запуска электродвигателей понижающие трансформаторы на ПС 110/6 кВ включаются персоналом на параллельную работу (путем замыкания секционных выключателей), что
уменьшает величину провалов напряжения до 7%, но создает риск остановки основного технологического процесса на предприятии в случае любого КЗ на шинах 6 кВ. Если шины 6 кВ не включать на параллельную работу, запуск электродвигателей приводит к перегрузке соответствующего понижающего трансформатора 110/6 кВ и к недопустимому для генераторов объекта РГ и других работающих электродвигателей провалу напряжения до 15% и более.
На рис. 3 представлены фактические измеренные профили провала действующего линейного напряжения на шинах 6 кВ
Рис. 3. Профили провала линейного напряжения на шинах 6 кВ (сверху) и всплеска тока (снизу) при пуске электродвигателя Fig. 3. Profiles of the line voltage failure on 6 kV buses (top) and current surge (bottom) when starting the motor
и всплеска фазного тока в одной из фаз трансформатора во время запуска одного из крупных электродвигателей (2 100 кВт), который продолжается 13,8 с.
По данной причине на предприятии введен запрет на самозапуск крупных ответственных электродвигателей, хотя, если обеспечить приемлемые условия, самозапуск мог бы быть крайне полезен для предотвращения остановки основного производственного процесса при провалах напряжения, даже при работе объекта РГ в островном режиме.
Эффективно противодействовать динамическим провалам напряжения возможно за счет применения динамических компенсаторов реактивной мощности (ДКРМ). Действие ДКРМ заключается в «мгновенной» (до 20 мс) инъекции реактивной мощности, необходимой для запуска электродвигателей, обеспечиваемой за счет присоединения электрических емкостей тиристорными ключами. Надежность схемы электроснабжения в процессе пусков (самозапусков) крупных электродвигателей может быть таким образом повышена.
Нарушение динамической устойчивости ДГУ
На основании расчетов переходных процессов был выявлен ряд проблемных аспектов, связанных с надежностью электроснабжения потребителей, при работе в изолированном режиме с питанием от ДГУ.
Для этого были смоделированы ситуации отключения близких и удаленных трехфазных КЗ, при этом в расчетах учитывалось наличие асинхронной нагрузки (двигатели компрессоров кондиционеров и холодильных установок). На рис. 4 представлены графики изменения механического момента на валу (слева) и частоты генератора ДГУ (справа) при близком и удаленном трехфазном КЗ.
Анализ переходных процессов позволил выявить риск нарушения динамической устойчивости ДГУ при отключении удаленных трехфазных КЗ с выдержкой времени более 0,3 с (работа максимальной токовой защиты). В целом удаленные КЗ воспринимаются ДГУ как «эффект наброса нагрузки». За счет повышенных потерь активной мощности при протекании тока КЗ по цепи со значительно большим активным сопротивлением возникает эффект торможения генератора ДГУ со снижением частоты до 39 Гц [8].
Рис. 4. Графики изменения механического момента на валу (слева) и частоты генератора ДГУ (справа) Fig. 4. Alteration graphs of the mechanical moment on the shaft (on the left) and DGP generator
frequency (on the right)
Для исключения нарушений динамической устойчивости ДГУ необходимо обес-
печить отключения КЗ при работе в изолированном режиме действием токовой отсечки без выдержки времени [9].
Анализ показателей качества электроэнергии
Проектные расчеты электрических нагрузок РИСЭ нередко выполняются со значительным запасом мощности и двойным учетом резервирования технологических потребителей, при этом фактические замеры показывают, что фактическая средняя мощность СБЭ меньше расчетной более чем в 3 раза, фактическая мощность СГЭ - более чем в 3,5 раза.
Выявлен риск нарушения электроснабжения потребителей по причине внесения ИБП максимально возможных искажений в показатели качества электроэнергии в сети внутреннего электроснабжения при питании от ДГУ, т.к. фактическая загрузка ИБП как правило не превышает 30%. На рис. 5 представлена зависимость коэффициента гармонических искажений по току (THDi) или «коэффициента искажения синусоидальности кривой тока» от загрузки ИБП.
Данная техническая проблема известна в течение долгого времени и решалась различными способами [10, 11], но до конца не решена и в настоящее время [12].
Величина THDi равна отношению действующего значения суммы гармониче-
ских составляющих к действующему значению основной составляющей переменного тока. Коэффициент THDi позволяет одним числом выразить степень искажений, влияющих на ток в любом месте электроустановки. Выявление источников искажений производится посредством проведения замеров на входах и выходах различных цепей, позволяя отследить пути протекания гармоник. Ниже приведены значения THDi и соответствующие им явления, происходящие в электроустановках:
- ТНйк0,1 - нормальная ситуация, отсутствие сбоев в работе электрооборудования;
- 0,1<ТНйк0,5 - значительное загрязнение сети гармониками с опасностью повышения температуры и обусловленной этим необходимостью перехода на кабели большего сечения и ДГУ большей мощности;
- ТНй>0,5 - большая степень загрязнения сети гармониками, возможны сбои в работе оборудования, необходима установка фильтро-компенсирующих устройств.
Рис. 5. Зависимость величины THDi (о.е.) от загрузки ИБП (%) Fig. 5. Dependence of THDi (pu) on UPS load (%)
При переводе электроснабжения вычислительного центра, в котором проводились натурные испытания и измерения, в режиме автономной работы длительность электроснабжения нагрузки от ДГУ не превышала 10 минут по причине отключения ДГУ защитой от перегрева генератора. Наличие в сети большого количества ИБП приводило к существенному росту гармонических составляющих в токе нагрузки, что вызывало перегрев генератора ДГУ и его отключение технологической защитой. Было выявлено, что в проектной документации отсутствует раздел по анализу показателей качества электрической энергии в сети внутреннего электроснабжения.
Дополнительно при обследовании были выявлены недопустимые отклонения
Особенности выбора
Как показали результаты энергетических обследований нескольких энергообъектов, в проектной документации не предъявляются технические требования к системе возбуждения генераторов РИСЭ (ДГУ), поэтому, как правило, в качестве РИСЭ устанавливаются ДГУ с наиболее дешевой системой возбуждения типа SHUNT.
Однако, при выборе ДГУ необходимо обращать особое внимание на тип системы возбуждения, так как ее характеристики оказывают существенное влияние на обеспечение динамической устойчивости генератора при внешних возмущениях [13], успешных запусках двигательной нагрузки, допустимых уровнях напряжения в послеаварийных режимах и скорости его восстановления после ликвидации КЗ, а также селективной работы устройств. РЗА и надежного срабатывания автоматических выключателей со встроенными защитами [14, 15]. На рис. 6
напряжения, превышение допустимых значений коэффициента несимметрии напряжений по обратной и нулевой последовательности, превышение допустимых значений гармонических составляющих напряжения, превышение допустимых значений кратковременной и длительной дозы фли-кера. Анализ проводился на соответствие показателей качества электроэнергии в сети внутреннего электроснабжения при питании от РИСЭ (ДГУ) требованиям, изложенным в ГОСТ 32144-20132.
В данном случае даны рекомендации по замене ИБП на агрегаты меньшей мощности (в соответствии с максимальной фактической нагрузкой), либо проведению расчетов по обоснованию применения в сети внутреннего электроснабжения фильтро-компенсирующего устройства.
систем возбуждения ДГУ
представлена зависимость напряжения на выводах генератора от тока статора при использовании на ДГУ различных систем возбуждения.
Следует отметить, что в соответствии с требованиями ГОСТ Р 53471-20093 значение тока статора генератора в режиме установившегося трехфазного короткого замыкания на выводах генератора, с учетом действия АРВ, должно быть не менее трехкратного номинального значения, а сами генераторы должны выдерживать его без повреждения в течение 5 секунд. Основываясь на паспортных данных самых распространенных систем возбуждения РИСЭ (ДГУ), можно прийти к следующим выводам:
- ДРБР (марка регулятора возбуждения - Р450), максимально допустимый ток КЗ - 3*1ном. в течение 10 с. (соответствует требованиям);
2ГОСТ 32144-2013 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения». Введен 01 июля 2014 г. / GOST 32144-2013 "Electrical energy. Electromagnetic compatibility of technical facilities. Quality standards of electrical energy in general-purpose power supply systems". Introduced 1 July, 2014.
3ГОСТ Р 53471-2009 «Генераторы трехфазные синхронные мощностью свыше 100 кВт. Общие технические условия». Введен 01 января 2011 года./ GOST R 53471-2009 "Three-phase synchronous generators with the power of more than 100 kW. General specifications." It was put into operation 1 January, 2011.
Напряжение U (%) / Voltage U (%)
Un
напряжения/
90%
Js / 1 / 1 1 1 1 Л ,nrn \ AREP 1 \ PMG
100% 1 200% 250% 300% ST*' I 1
180%
I I
Слабая перегрузка / Сильная перегрузка - короткое замыкание /
Light overload
Strong overload - short circuit
Рис. 6. Зависимость напряжения на выводах генератора от тока нагрузки для различных систем возбуждения Fig. 6. Voltage dependence on generator terminals on the load current for various excitation systems
- PMG (марка регулятора возбуждения - R450M), максимально допустимый ток КЗ - 3*!ном. в течение 10 с. (соответствует требованиям);
- SHUNT (марка регулятора возбуждения - R230), максимально допустимый ток - 1,5*!ном. в течение 2 мин. (не соответствует требованиям).
Нередко производители генераторов с системой возбуждения SHUNT указывают в конкурсной документации, что их генераторы соответствуют требованиям ГОСТ Р 52776-20073 однако п.9.3.2 устанавливает требование к допустимости кратковременной перегрузки генератора по току статора, равной 1,5*1ном. в течение 2 мин., а не к величине допустимого тока статора генератора в режиме установившегося трехфазного КЗ на его выводах [16].
Учитывая вышеизложенное, формирование технических требований к системе возбуждения РИСЭ (ДГУ) и ее выбор должны основываться на результатах расчетов электрических режимов в различных схемно-режимных ситуациях для обеспечения надежного электроснабжения электроприемников потребителей. В случае невозможности обеспечения надежного срабатывания автоматических выключателей со встроенными защитами при возникновении КЗ в изолированном режиме необходимо выполнить замену системы возбуждения на ДГУ, а в случае отсутствия технической возможности предусмотреть установку выносных устройств РЗА с воздействием на независимые расцепители автоматических выключателей.
Неселективная работа автоматических выключателей
Как показывает опыт эксплуатации сетей внутреннего электроснабжения предприятий напряжением 0,4 кВ, некорректный выбор технических параметров автоматических выключателей и уставок встроенных
защит приводит, в ряде случаев, к их неселективной работе (отключение КЗ происходит автоматическим выключателем более близким к источнику питания), а также к не-
чувствительности или отказу в срабатывании в отдельных аварийных режимах работы сети [17].
Особенно это опасно в тех случаях, когда питание нагрузки осуществляется от РИСЭ (ДГУ) и неправильная работа автоматических выключателей может привести к обесточению электроприемников особой группы первой категории надежности. Пример такого случая, который был выявлен в процессе проведения обследования, представлен на рис. 7.
На основании проведенных расчетов были даны рекомендации по изменению уставок автоматических выключателей, а также замене некоторых из них для обеспечения селективности и чувствительности в сети внутреннего электроснабжения предприятия напряжением 0,4 кВ [18].
Все перечисленные в статье проблемные аспекты возникают по причине недостаточного исследования электрических режимов на стадии проектирования энергообъектов, их реконструкции, а также при проведении энергетических обследований. Предотвращение возникновения подобных ситуаций, своевременное выявление фак-
b
тических причин некорректного функционирования отдельных элементов систем внешнего и внутреннего электроснабжения предприятий невозможно без комплексного математического моделирования электрических режимов, которые требуется производить с применением специализированного программного обеспечения.
Учитывая вышеизложенное, перечень работ, осуществляемых при проведении традиционных энергетических обследований, должен быть дополнен работами:
1. Осуществляемыми в рамках документального, визуального и инструментального обследований, необходимыми и достаточными для формирования расчетных математических моделей обследуемых энергообъектов, включающими:
- определение узловых нагрузок исследуемой электрической сети;
- получение количественных характеристик реальных отклонений параметров качества электроэнергии в части: провалов напряжения и перенапряжений, изменений частоты, фазной асимметрии, высших и интергармоник, а также алгоритмов работы и параметров настройки систем автоматичес-
-ЭТСО'СГт<п
c
Рис. 7. Действующие (a) и планируемые (b) защитные характеристики с величинами токов однофазного (левая пунктирная линия) и трехфазного КЗ (правая пунктирная линия) Fig. 7. Operating (a) and planned (b) protective characteristics with single-phase currents (left dashed line) and three-phase short-circuit (right dashed line)
кого регулирования, регуляторов возбуждения и скорости вращения генераторов, уставок устройств РЗА и технологических защит;
- уточнение фактических режимов заземления нейтралей трансформаторов и другого оборудования.
2. Новым видом исследования - комплексным моделированием нормальных,
Необходимо повысить требования к моделированию электрических режимов на стадии проектирования новых энергообъектов, реконструкции схем внутреннего электроснабжения предприятий при подключении объектов РГ, а также при проведении энергетических обследований для выявления рисков возникновения аварий с нарушением электроснабжения потребителей.
Внедрение объектов РГ, включая РИСЭ, в схемы внутреннего электроснабжения требует выполнения всего комплекса расчетов электрических режимов (установившихся, токов короткого замыкания, электромеханических переходных процессов, показателей качества электроэнергии), как это принято для сетей высокого напряжения.
При внедрении объектов РГ необходим пересмотр алгоритмов работы и пара-
ремонтных, аварийных и послеаварийных стационарных и переходных режимов, расчетами токов короткого замыкания и замыкания на землю, анализом вероятных аварийных событий с определением мероприятий, предотвращающих возникновение и развитие аварий.
метров настройки устройств РЗА, а также проверка селективности и чувствительности встроенных защит автоматических выключателей при параллельной работе с энергосистемой и в изолированном режиме.
Необходимо обеспечить совместимость работы локальных САР множества активных элементов управления (РПН/ВДТ понижающих трансформаторов, АРН СКРМ и ДКН/ДКПН, ИБП, АРВ генераторов, филь-трокомпенсирующих устройств, накопителей энергии и т.д.).
Снизить вероятность возникновения аварий с нарушением электроснабжения потребителей возможно только за счет комплексного подхода к решению выявленных при обследовании проблемных аспектов посредством реализации намеченных организационных и технических мероприятий.
Библиографический список
1. Непомнящий В.А. Экономические потери от нарушения электроснабжения. М.: Издательский дом МЭИ, 2010. 188 с.
2. Кучеров Ю.Н., Гуревич Ю.Е. Проблемы обеспечения безопасности потребителей и объектов электроэнергетики при нарушениях работы энергосистемы // Энергетик. 2007, № 8. С. 8-12.
3. Шарыгин М.В. Оценка последствий отключений потребителей электроэнергии. Методы и модели. Нижний Новгород: Нижегород. гос. техн. ун-т им. Р.Е. Алексеева. 2014. 202 с.
4. Хорольский В.Я., Таранов М.А. Надежность электроснабжения. М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2014. 128 с.
5. Шубин Н.Г. Проблемы и средства автоматизации управления локально районированными энергосистемами (MicroGrid) // Материалы к докладу на заседании секции «Распределенные источники энергии» НП «НТС ЕЭС» от 29.03.2017.
6. Корнилов Г.П., Шеметов А.Н., Осипов А.В. Современные проблемы электромагнитной совместимости в системах электроснабжения с резкопеременными и
нелинейными нагрузками // Известия вузов. Электромеханика. 2006. № 4. C. 89-93.
7. Mayer J., Turner R. 3rd Harmonic current in a generator neutral earthing resistor connected to a large cable network // The Proceedings of the 2017 IEEE Industry Applications Society Annual Meeting, 2017, Cincinnati, USA.
8. Бернер М.С., Брухис Г.Л., Гуревич Ю.Е., Кучеров Ю.Н. Проблемы применения аварийной разгрузки больших распределительных сетей // Электротехника, электроэнергетика, электротехническая промышленность. 2008. № 5. С. 10-17.
9. Назарычев А.Н., Илюшин П.В. Анализ результатов проведения обследований сетей внешнего и внутреннего электроснабжения предприятий // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Исследование и обеспечение надежности систем энергетики. 2017. № 68. С. 525534.
10. Wu J.C.; Jou H.L. A new UPS scheme provides harmonic suppression and input power factor correction //
IEEE Transactions on Industrial Electronics. 1995. Vol. 42. No. 6. P. 629-635.
11. Choi J.H., Kim J.H. A bi-directional UPS with the performance of harmonic and reactive power compensation // The Proceedings of the 1997 International Conference on Power Electronics and Drive Systems, 1997, Singapore.
12. Setiawan D.K., Megantara Y., Syah B.N. Three phase inverter of UPS control system for harmonic compensator and power factor correction using modified synchronous reference frame // The Proceedings of the 2015 International Electronics Symposium (IES), 2016, Surabaya, Indonesia.
13. IEEE standard 421.5-2016. IEEE Recommended Practice for Excitation System Models for Power System Stability Studies. Date of Publication: 26 Aug. 2016.
14. Samoylenko, V.O., Korkunova O.L., Pazderin A.V., Novikov N.N. Overcurrent protection adjustment when connecting synchronous generation to power supply systems // The Proceedings of the 2015 IEEE International
Conference on Industrial Technology (ICIT), 2015, Seville, Spain.
15. Илюшин П.В., Гуревич Ю.Е. О специальном воздействии на систему возбуждения автономно работающих генераторов при больших набросах нагрузки // Электротехника, электроэнергетика, электротехническая промышленность. 2016. № 2. С. 2-7.
16. Илюшин П.В., Перевалов К.В. Анализ технических требований к системам автоматического регулирования возбуждения генерирующих установок объектов распределенной генерации // Релейная защита и автоматизация. 2016. № 4. С. 23-27.
17. Илюшин П.В. Анализ особенностей сетей внутреннего электроснабжения промышленных предприятий с объектами распределенной генерации // Энергетик. 2016. № 12. С. 21-25.
18. Шарыгин М.В., Куликов А.Л. Защита и автоматика систем электроснабжения с активными промышленными потребителями. Нижний Новгород: НИУ РАН-ХиГС, 2017. 286 с.
References
1. Nepomnyashchij V.A. Ekonomicheskie poteri ot narusheniya ehlektrosnabzheniya [Economic losses from a power supply interruption]. M.: Izdatel'skij dom MEHI, 2010, 188 p.
2. Kucherov YU.N., Gurevich YU.E. Problems of ensuring the safety of consumers and electric power industry facilities in case of power system distutbances. Energetik [Power and Electrical Engineering], 2007, no. 8, pp. 812.
3. Sharygin M.V. Ocenka posledstvij otklyuchenij po-trebitelej ehlektroehnergii. Metody i modeli [Assessment of customer load disconnection effects. Methods and models]. Nizhny Novgorod: Nizhny Novgorod State Technical University named after R.E. Alekseeva. 2014, 202 p.
4. Horol'skij V.YA., Taranov M.A. Nadezhnost' ehlektrosnabzheniya [Reliability of power supply]. Moscow: FORUM: INFRA-M, 2014, 128 p.
5. Shubin N.G. Problemy i sredstva avtomatizacii uprav-leniya lokal'no rajonirovannymi ehnergosistemami (Mi-croGrid) [Problems and means of automatic control of locally distributed power systems (MicroGrid)]. Materialy k dokladu na zasedanii sekcii «Raspredelennye istochniki ehnergii» NP «NTS EEHS» ot 29.03.2017 [Materials to the report at the meeting of the section "Distributed energy sources" of Noncommercial Partnership "Scientific and Technical Council of the Unified Energy System" from 29 March 2017]
6. Kornilov G.P., Shemetov A.N., Osipov A.V. Modern problems of electromagnetic compatibility in the power supply systems with sharply alternating and nonlinear loads. Izvestiya vuzov. EHlektromekhanika [Russian Electromechanics]. 2006, no. 4, C. 89-93.
7. Mayer J., Turner R. 3rd Harmonic current in a generator neutral earthing resistor connected to a large cable network. The Proceedings of the 2017 IEEE Industry Applications Society Annual Meeting, 2017, Cincinnati,
USA.
8. Berner M.S., Bruhis G.L., Gurevich Yu.E., Kucherov Yu.N. Application problems of load shedding in large distribution networks. Elektrotekhnika, ehlektroehnergetika, ehlektrotekhnicheskaya promyshlennost' [Journal «EL-EKTRO» Electrical engineering, electric power industry, electrotechnical industry]. 2008, no. 5, pp. 10-17.
9. Nazarychev A.N., Ilyushin P.V. Analysis of the results of the inspection of external and internal power supply networks of enterprises. Metodicheskie voprosy issledo-vaniya nadezhnosti bol'shih sistem ehnergetiki. Issledo-vanie i obespechenie nadezhnosti sistem ehnergetiki [Methodological issues of large energy system reliability research. Research and provision of energy system reliability], 2017, no. 68, pp. 525-534.
10. Wu J.C.; Jou H.L. A new UPS scheme provides harmonic suppression and input power factor correction // IEEE Transactions on Industrial Electronics. 1995, vol. 42, no. 6, pp. 629-635.
11. Choi J.H., Kim J.H. A bi-directional UPS with the performance of harmonic and reactive power compensation. The Proceedings of the 1997 International Conference on Power Electronics and Drive Systems, 1997, Singapore.
12. Setiawan D. K., Megantara Y., Syah B. N. Three phase inverter of UPS control system for harmonic compensator and power factor correction using modified synchronous reference frame. The Proceedings of the 2015 International Electronics Symposium (IES), 2016, Surabaya, Indonesia.
13. IEEE standard 421.5-2016. IEEE Recommended Practice for Excitation System Models for Power System Stability Studies. 26 Aug. 2016.
14. Samoylenko, V.O., Korkunova O.L., Pazderin A.V., Novikov N.N. Overcurrent protection adjustment when connecting synchronous generation to power supply systems // The Proceedings of the 2015 IEEE International
Conference on Industrial Technology (ICIT), 2015, Seville, Spain.
15. Ilyushin P.V., Gurevich YU.E. On the special effect on the excitation system of stand-alone generators under large loads rise. Elektrotekhnika, ehlektroehnergetika, ehlektrotekhnicheskaya promyshlennost' [Journal «EL-EKTRO» Electrical engineering, electric power industry, electrotechnical industry], 2016, no. 2, рр. 2-7.
16. Ilyushin P.V., Perevalov K.V. Analysis of technical requirements for automatic systems controlling excitation of distributed generation facility generating units.
Критерии авторства
Илюшин П.В. подготовил рукопись и несет ответственность за плагиат.
Конфликт интересов
Автор заявляет об отсутствии конфликта интересов.
Relejnaya zashchita i avtomatizaciya [Relay Protection and Automation], 2016, no. 4, pp. 23-27.
17. Ilyushin P.V. Analysis of internal electric power supply grid features of industrial facilities with distributed generation. Energetik [Power and Electrical Engineering] 2016, no. 12, pp. 21-25.
18. SHarygin M.V., Kulikov A.L. Zashchita i avtomatika sistem ehlektrosnabzheniya s aktivnymi promyshlen-nymi potrebitelyami [Protection and automation of power supply systems with active industrial consumers], Nizhnij Novgorod: NIU RANHiGS Publ., 2017, 286 p.
Authorship criteria
Ilyushin P.V. has prepared the manuscript and bears the responsibility for plagiarism.
Conflict of interests
The author declare that there is no conflict of interests regarding the publication of this article.
