CC BY
87
Оригинальная статья / Original article УДК 621.311.1
DOI: http://dx.doi.org/10.21285/1814-3520-2018-5-134-151
ОСОБЕННОСТИ ОРГАНИЗАЦИИ ПРОТИВОАВАРИЙНОГО УПРАВЛЕНИЯ В СЕТЯХ С СОВРЕМЕННЫМИ ГЕНЕРИРУЮЩИМИ УСТАНОВКАМИ
© П.В. Илюшин1
Петербургский энергетический институт повышения квалификации, 196135, Российская Федерация, г. Санкт-Петербург, ул. Авиационная, 23.
РЕЗЮМЕ. Современные газотурбинные и газопоршневые генерирующие установки (ГУ) имеют целый ряд особенностей, оказывающих существенное влияние на скорость протекания и параметры переходных процессов при различных внешних возмущениях, которые необходимо учитывать при проведении моделирования электрических режимов и выборе средств противоаварийного управления. ЦЕЛЬЮ настоящей работы является выявление особенностей применения газотурбинных и газопоршневых генерирующих установок в узлах электропотребления, а также определение адекватных и эффективных противоаварийных мероприятий. МЕТОДЫ. Проведение исследований параметров электрических режимов и комплекса расчетов установившихся режимов и электромеханических переходных процессов в специализированных программных комплексах. РЕЗУЛЬТАТЫ. Представлены результаты анализа ряда существенных негативных свойств газотурбинных и газопоршневых генерирующих установок малой и средней мощности, применяемых на объектах собственной генерации, а также даны рекомендации по их учету при проектировании систем электроснабжения и выбору средств противоаварийного управления. ВЫВОДЫ. При технологическом присоединении объектов собственной генерации необходимо в процессе моделирования электрических режимов учитывать конструктивные особенности современных газотурбинных и газопоршневых ГУ для получения адекватных результатов расчетов и принятия корректных технических решений по оснащению генерирующих установок и прилегающей сети средствами противоаварийного управления.
Ключевые слова: собственная генерация, распределительная сеть, электроснабжение, газотурбинная установка, газопоршневая установка, асинхронный режим, релейная защита, противоаварийное управление.
Информация о статье. Дата поступления 05 апреля 2018 г.; дата принятия к печати 26 апреля 2018 г.; дата он-лайн-размещения 31 мая 2018 г.
Формат цитирования. Илюшин П.В. Особенности организации противоаварийного управления в сетях с современными генерирующими установками // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2018. Т. 22. № 5. С. 134-151. DOI: 10.21285/1814-3520-2018-5-134-151.
FEATURES OF EMERGENCY CONTROL ORGANIZATION IN NETWORKS WITH MODERN GENERATING UNITS P.V. Ilyushin
Petersburg power engineering institute of continuing professional development, 23, Aviatsionnaya St., St. Petersburg, 196135, Russian Federation
ABSTRACT. Modern gas-turbine and gas reciprocating generating units (GU) have a number of features having a significant effect on the flow rate and parameters of transient processes under various external disturbances to be taken into account when simulating electric regimes and choosing emergency control tools. The PURPOSE of the work is identification of the application features of gas turbine and gas reciprocating generating units in power consumption centres as well as determination of adequate and efficient emergency response measures. METHODS. The study is given to the parameters of electrical regimes. The complex of calculations of steady-state regimes and electromechanical transients in specialized software systems is conducted. RESULTS. The results of the analysis of a number of significant negative properties of gas turbine and gas reciprocating generating units of small and medium power used at the facilities of own generation are presented. The recommendations are given for their consideration when designing power supply systems
1Илюшин Павел Владимирович, кандидат технических наук, проректор по научной работе, e-mail: ilyushin.pv@mail.ru
Pavel V. Ilyushin, Candidate of technical sciences, Pro-Rector for Research, e-mail: ilyushin.pv@mail.ru
and selecting emergency control tools. CONCLUSIONS. The simulation of electrical regimes, when performing technological connection of own generation facilities, should take into account the design features of modern gas turbine and gas reciprocating generating units in order to obtain adequate calculation results and to make correct technical decisions on equipping the generating plants and the adjacent network with emergency control facilities. Keywords: own generation, distribution network, power supply, gas turbine unit, gas reciprocating unit, asynchronous mode, relay protection, emergency control
Information about the article. Received April 05, 2018; accepted for publication April 26, 2018; available online May 31, 2018.
For citation. Ilyushin P.V. Features of emergency control organization in networks with modern generating units. Vestnik Irkutskogo gosudarstvennogo tehnicheskogo universiteta = Proceedings of Irkutsk State Technical University. 2018, vol. 22, no. 5, pp. 134-151. DOI: 10.21285/1814-3520-2018-5-134-151. (In Russian).
Введение
В настоящее время интерес к собственной генерации у российского предпринимательского сообщества колоссальный, так как его представители активно ищут пути получения более дешевых энергоресурсов, а собственная генерация -один из действенных инструментов, который позволяет достичь этой цели [1]. Необходимость обеспечения надежного электроснабжения особо ответственных потребителей, перерывы электроснабжения которых являются недопустимыми по условиям технологии производственного процесса, также является дополнительным стимулом для ее строительства крупными промышленными предприятиями. По данным из открытых источников, Новолипецкий металлургический комбинат, например, в 2017 г. увеличил долю собственной генерации в балансе электропотребления с 53 до 59% за счет пуска нового турбогенератора мощностью 60 МВт, снизив на 3% затраты на закупку энергоресурсов. Череповецкий металлургический комбинат компании «Северсталь» в 2017 г. увеличил долю собственной генерации в общем объеме потребления до 78,3%, экономический эффект от роста выработки электроэнергии составил 38 млн рублей.
В ЕЭС России, по данным АО «СО ЕЭС», электростанции промышленных предприятий в 2017 г. выработали на 1,2% больше электроэнергии, чем в 2016 г. -60,2 млрд кВтч (около 6% от общего объема электропотребления). Производство электроэнергии объектами собственной (распределенной) генерации в 2017 г. ока-
залось больше объема производства крупных энергокомпаний, таких как: ПАО «Юни-про» (5 электростанций - 11,205 ГВт -48,243 млрд кВтч); ПАО «Т Плюс» (61 электростанция - 15,7 ГВт - 53,553 млрд кВтч); ПАО «Энел Россия» (4 ГРЭС -9,429 ГВт - 39,83 млрд кВтч). По экспертным оценкам, суммарная установленная мощность объектов распределенной генерации (РГ) в России, без учета генерации на базе возобновляемых источников энергии (ВИЭ), составляет порядка 17 ГВт (около 7% от установленной мощности электростанций в ЕЭС России) при общем количестве объектов РГ около 38 тыс.
Развитие собственной генерации в последние годы происходило в большинстве случаев за счет строительства электростанций малой и средней мощности на базе современных генерирующих установок (ГУ), которые подключаются к распределительным электрическим сетям или к сетям внутреннего электроснабжения предприятий. В ряде случаев снижение затрат на выработку электрической и тепловой энергии на объектах собственной генерации происходит за счет эффективной утилизации имеющихся на предприятиях вторичных энергоресурсов - доменный и конвертерный газ, попутный нефтяной газ, шахтный газ (метан), а также использования местных, относительно недорогих видов топлива - отходы лесопереработки, сельского хозяйства и пр. [2].
Несмотря на то что к настоящему времени реализовано значительное количество проектов строительства объектов
собственной генерации, которые успешно функционируют, имеется немалое количество примеров, когда либо с ГУ возникали серьезные технические проблемы, либо происходили нарушения электроснабжения потребителей из-за ГУ, повлекшие за собой негативные финансовые последствия. Нередко, как показывает опыт эксплуатации и расчетный анализ различных режимов, эти проблемы связаны с недостаточным учетом особенностей современных газотурбинных и газопоршневых ГУ при моделировании электрических режимов в рамках проектирования электростанции.
Проектирование объе1
В зависимости от величины потребления электроэнергии предприятием на объектах собственной генерации предполагается в основном использование ГУ с номинальной мощностью - от сотен киловатт до десятков мегаватт, которые позволяют значительно повысить КПД использования минерального топлива. При таких мощностях в современной электроэнергетике лидирующее положение занимают следующие электростанции:
- газотурбинные (ГТЭС) - во всем диапазоне мощностей;
- газопоршневые, а также дизельные (ГПЭС, ДЭС) - в нижней части этого диапазона;
- парогазовые (ПГЭС) - в верхней части диапазона, причем на таких электростанциях большая часть мощности вырабатывается газотурбинными установками [4].
У электростанций собственной генерации могут быть два альтернативных нормальных режима:
- параллельная работа с энергосистемой с возможностью автоматического отделения от нее при нарушениях работы сети, препятствующих функционированию электроприемников потребителей [5];
- автономное электроснабжение электроприемников потребителей при условии, что предусмотрены технические решения, позволяющие работать парал-
При интеграции объектов собственной генерации в электрические сети нужно решать целый комплекс задач как по первичной схеме (в том числе с заменой коммутационных аппаратов, если их отключающая способность недостаточна при возросших токах короткого замыкания (КЗ)), так и по алгоритмам работы и параметрам настройки устройств релейной защиты (РЗ) и противоаварийной автоматики (ПА). В данной статье рассмотрены особенности газотурбинных и газопоршневых ГУ, показано их влияние на параметры электрических режимов и организацию противоава-рийного управления [3].
собственной генерации
лельно с энергосистемой [6].
Работа параллельно с энергосистемой дает следующие преимущества по сравнению с автономной:
- возможность выдачи избытков электроэнергии в сеть;
- легкость прямых пусков крупных электродвигателей;
- возможность продолжения нормальной работы электроприемников потребителей в случае внезапного отключения ГУ или всей электростанции собственной генерации.
Поэтому выбор между работой объекта собственной генерации параллельно с энергосистемой или автономно зависит в основном от свойств потребителя и определяется текущими условиями электроснабжения и электропотребления. Следовательно, оборудование электростанций, а также их устройства РЗ должны удовлетворять требованиям эффективной работы как при параллельной работе с энергосистемой, так и при работе в автономном режиме.
В процессе эксплуатации все электроустановки, в том числе генерирующие, испытывают воздействия токов КЗ. Согласно статистике, характерными (средними) для распределительных сетей России являются провалы напряжения глубиной 35-99%, длительностью 1,5-3 с и парамет-
рами потока 10-30 провалов (и более) в год. Первопричиной возникновения провалов в сетях 110-220 кВ в большинстве случаев являются однофазные КЗ на воздушных линиях электропередачи (ВЛ) с долей 70% от общего числа (двух- и трехфазные КЗ составляют 20 и 10% соответственно), а для кабельных сетей 6-10 кВ преобладающими являются однофазные замыкания на землю [7]. Эти возмущения, которые могут быть более частыми, например, в зонах промышленного загрязнения изоляции, становятся причинами возникновения нарушений производственных процессов. В таких случаях отделение от энергосистемы (в нормальных условиях) может положительно сказываться на бесперебойности электроснабжения электроприемников потребителей. Однако это справедливо только в случае, если ГУ объектов собственной генерации имеют достаточно высокие показатели эксплуатационной надежности.
При технологическом присоединении нового потребителя с собственной генерацией в проекте системы внешнего электроснабжения обязательно должен быть предусмотрен раздел, содержащий анализ изменений режима работы сети в возможных случаях внезапного отключения ГУ или всей электростанции при работающих электроприемниках, а также предложены соответствующие технические решения:
- усиление сети внешнего электроснабжения;
- ограничение электропотребления по команде от устройств ПА питающей распределительной сети, например, от устройств автоматики ограничения перегрузки оборудования (АОПО) ЛЭП и/или трансформаторов;
- ограничение электропотребления с отключением наименее ответственных электроприемников от действия собственных технологических защит или устройств ПА, расположенных в электроустановках потребителя и действующих по факту отключения ГУ или всей электростанции.
Автоматика отключения нагрузки должна обеспечивать быстродействие, достаточное для того, чтобы не допускать аварийных отключений элементов сети (ЛЭП и трансформаторов) вследствие их перегрузки или снижения напряжения, опасных как для данного, так и для других потребителей электрической энергии. Кроме того, в интересах данного потребителя минимизировать ущерб от потери собственной генерации и вынужденного отключения части электроприемников: предотвращать опрокидывание ответственных электродвигателей из-за снижения напряжения в сети внутреннего электроснабжения и нарушение производственных процессов [8].
Учитывая вышеизложенное, вопросы организации противоаварийного управления в прилегающей распределительной сети и сети внутреннего электроснабжения потребителя с собственной генерацией должны рассматриваться в рамках выполнения проекта технологического присоединения. При проведении моделирования электрических режимов необходимо в обязательном порядке учитывать особенности конструкций газотурбинных и газопоршневых установок для принятия корректных технических решений по оснащению ГУ и прилегающей сети средствами противоаварийного управления [9]. Рассмотрим подробнее важные особенности ГУ, оказывающие существенное влияние на результаты расчетов.
Особенности газотурбинных установок
Газотурбинные электростанции, на которых используются газотурбинные установки (ГТУ) со свободной силовой турбиной (двух- или трехвальные), имеют свойства, неблагоприятные в отношении динамиче-
ской устойчивости генераторов. Это неоднократно обсуждалось в научно-технической литературе (например, [10]). Упрощенная схема трехвальной газовой турбины представлена на рис. 1, где
Рис. 1. Упрощенная схема трехвальной газовой турбины Fig. 1. Simplified schematic diagram of a three-shaft gas turbine
1 - компрессор низкого давления, 2 - камера сгорания, 3 - силовая турбина, 4 - турбина низкого давления, 5 - турбина высокого давления, 6 - компрессор высокого давления.
Причина пониженных запасов динамической устойчивости ГТУ со свободной силовой турбиной состоит в том, что они, в отличие от одновальных ГТУ, где компрессор, турбина и генератор находятся на одном валу, имеют сравнительно малые моменты инерции. Суммарные механические постоянные инерции всех масс, вращающихся на одном валу с генератором, у ГТУ со свободной силовой турбиной примерно в 3-4 раза меньше, чем у одновальных ГТУ, и в 2-3 раза меньше, чем у обычных паротурбинных генераторов.
При больших сбросах электрической нагрузки генератора и повышении скорости его вращения прекращается подача топлива в камеру сгорания, но компрессор, имеющий большой момент инерции, продолжает подавать воздух в силовую турбину. В итоге скорость вращения силовой турбины и генератора может увеличиться настолько, что сработает технологическая защита, действующая на отключение ГУ. В таком случае кратковременный сброс нагрузки генератора при нарушении нормального режима сети может стать причиной отказа ГУ [9].
Ослабления этого недостатка можно достичь путем реализации некоторых конструкторских решений. Например, в работе [11] предлагается уменьшить массу и мо-
мент инерции компрессоров и увеличить массу и момент инерции свободной силовой турбины, в результате чего будет происходить сброс в атмосферу значительной части воздуха, проходящего через компрессор.
При малых моментах инерции соответственно снижаются пределы динамической устойчивости генераторов при КЗ в сети. Общее снижение динамической устойчивости энергосистемы незначительно, так как суммарная мощность ГУ со свободной силовой турбиной в ЕЭС России, по крайней мере в настоящее время, невелика. Однако часто возникающие асинхронные режимы (АР) ГУ имеют свою специфику, которую необходимо учитывать при определении параметров настройки устройств автоматики ликвидации асинхронного режима (АЛАР).
Наиболее существенны три особенности АР рассматриваемых ГУ, если АР вообще допустим для ГУ по условиям механической прочности конструкции:
1. При нарушении синхронизма генераторы достигают больших скольжений, но достаточно высокое быстродействие регуляторов скорости вращения ГУ повышает вероятность их ресинхронизации. Ресинхронизация, как следует из теории переходных процессов синхронных машин, облегчается также тем, что амплитуда колебаний скольжения генераторов из-за малых значений механической постоянной инерции велика.
Таким образом, имеется большая
вероятность того, что АР рассматриваемых ГУ закончатся естественной ресинхронизацией. Но из-за большой разности частот их продолжительность может быть значительной - несколько секунд, 5-10 проворотов или больше.
Однако в отношении допустимости АР для конкретных ГУ необходимо дать пояснения. Во-первых, при АР возникают значительные механические нагрузки на все конструктивные элементы ГУ, включая приводной двигатель, подшипники и фундаменты. В ряде случаев затяжные АР (несколько проворотов) являются недопустимыми по условиям механической прочности ГУ. Но отечественные ГУ малой и средней мощности выдерживают такие режимы, как правило, без разрушений, поэтому традиционные устройства АЛАР имеют два основных органа: угловой орган - измеряющий разностный угол между напряжениями на концах контролируемого участка, в котором проворот используется в качестве вы-явительного признака АР, и орган контроля количества проворотов, после чего формируется управляющее воздействие на ликвидацию АР в соответствии с направлением проворота (знаком скольжения угла). Во-вторых, большинство современных ГУ
зарубежного производства по условиям механической прочности вообще не допускают АР и должны отключаться от сети до возникновения первого проворота. Для ликвидации АР на таких ГУ должны использоваться устройства АЛАР, позволяющие задавать уставку срабатывания по углу до проворота (до 180°) с целью недопущения перехода ГУ в АР. Следовательно, вопросы допустимости АР и их длительности, а также выбора соответствующих устройств АЛАР и алгоритмов их работы для конкретных ГУ должны решаться на этапе проектирования схемы выдачи мощности.
На рис. 2 приведена упрощенная однолинейная схема ПГЭС (3 гПу * 50,8 МВт + ПТУ 73,5 МВт), присоединенной к электрической сети Московской энергосистемы. Рассмотрим расчетный пример затяжного АР, возникающего при трехфазном КЗ с отключением ВЛ (АПВ выведено по режиму) в ремонтной схеме сети 220 кВ (отключена одна ВЛ вблизи ПГЭС) с долей асинхронных двигателей (АД) в общей нагрузке - 40%. На рис. 3 приведены результаты расчетов в виде графика изменения скоростей вращения генераторов ПГЭС (Г1-Г3 - двухвальные ГТУ; Г4 - паротурбинная ГУ).
Рис. 2. Упрощенная однолинейная схема ПГЭС Fig. 2. Simplified one-line combined-cycle power plant (CCPP)
Рис. 3. График изменения скоростей вращения генераторов ПГЭС при трехфазном КЗ
в случае применения двухвальных ГТУ Fig. 3. Graph of CCPP generator rotation speed variation under three-phase short-circuit when two-shaft gas
turbine power plants are used
В результате КЗ все генераторы ПГЭС перешли в АР, попытка ресинхронизации генераторов ПГЭС между собой и с энергосистемой при t « 3 c оказалась неуспешной: АР продолжается, причем из трехмашинного (наибольшая частота у Г1-Г3, частота Г4 - промежуточная между частотой Г1-Г3 и частотой в сети) АР в условиях очень низких напряжений переходит в многомашинный. При t « 8,5 с наступает ресинхронизация всех ГУ ПГЭС. Отметим, что в случае применения, в условиях того же расчетного примера, одновальных ГТУ вместо двухвальных синхронизм быстро восстановился бы, как это показано на рис. 4.
2. Асинхронный режим в распределительной сети приводит к глубоким снижениям напряжения на потребительских
подстанциях и поэтому оказывает существенное влияние на работу электроприемников, в первую очередь электродвигателей. Опрокидывание большого количества электродвигателей приводит к дополнительным снижениям напряжения и существенно затрудняет процесс ресинхронизации. Влияние параметров нагрузки на рассматриваемые переходные процессы значительно. Отметим, что в условиях того же расчетного примера, но при изменении состава нагрузки в ближайших к ПГЭС узлах, результаты будут существенно отличаться. Графики изменения скоростей вращения генераторов ПГЭС при трехфазном КЗ представлены на рис. 5, где доля АД в составе нагрузки - 20%, и рис. 6, где доля АД в составе нагрузки - 80% (характерно для промышленных предприятий ).
со. %
114f~~
ggJ—i-1-1-1 I I I-1-1-1-1-1-1
0 1 2 3 4 S 6 7 8 9 10 11 12
t. С
Рис. 4. График изменения скоростей вращения генераторов ПГЭС при трехфазном КЗ
в случае применения одновальных ГТУ Fig. 4. Graph of CCPP generator rotation speed variation under three-phase short-circuit when single-shaft gas turbine power plants are used
CO. % 114-F1
gg-I—I-1 I-1-1-1-1-1-1-1-1-1
0 12 3 4S б 789 10 11 12
t. С
Рис. 5. График изменения скоростей вращения генераторов ПГЭС при трехфазном КЗ
с долей АД в составе нагрузки 20% Fig. 5. Graph of CCPP generator rotation speed variation under three-phase short-circuit and the 20% induction motor part of the load
Рис. 6. График изменения скоростей вращения генераторов ПГЭС при трехфазном КЗ
с долей АД в составе нагрузки 80% Fig. 6. Graph of CCPP generator rotation speed variation under three-phase short-circuit and the 80% induction motor part of the load
В переходном процессе, представленном на рис. 5, АР длится менее 2 с (ресинхронизация наступает после четырех проворотов), а в переходном процессе, представленном на рис. 6, ресинхронизация не наступает, так как возникает лавина напряжения [12], при которой напряжение на шинах 220 кВ ПГЭС устанавливается ниже 50% от номинального и будет оставаться низким, пока не отключится значительная часть нагрузки в данном энергорайоне. График изменения напряжения на шинах 220 кВ ПГЭС при трехфазном КЗ с долей АД в составе нагрузки - 80% представлен на рис. 7.
3. Вероятность того, что АР на ПГЭС перейдет в многомашинный, как это показано на рис. 3, велика по причине существенной разницы в механических постоянных инерции газотурбинных и паротурбинной ГУ. Кроме того, многомашинные АР наблюдаются в узлах промышленной нагрузки с большим количеством синхронных двигателей, особенно при наличии
распределенной генерации. Для многомашинных АР характерны значительные перемещения электрического центра качаний (ЭЦК). Таким образом, при организации противоаварийного управления в распределительной сети нужно учитывать значительную вероятность возникновения АР газотурбинных двух- или трехвальных ГУ.
При выборе уставок АЛАР в случаях, подобных рассмотренным, нужно разрешить дилемму: либо быстро прекращать АР (как это обычно и делается), либо в течение нескольких секунд ожидать самопроизвольной ресинхронизации. В первом случае могут иметь место излишние отключения ГУ, что может спровоцировать перегрузки некоторых участков сети и дальнейшее развитие аварии, во втором - дополнительные нарушения устойчивости электродвигателей в узлах нагрузки или других генераторов в сети, и проблемы, связанные с трудностями выявления и ликвидации многомашинного АР [9].
U, kB
180 160 140 120
100
° 0 3 é 9 12 IS IS 21 24 2? 30
t. С
Рис. 7. График изменения напряжения на шинах 220 кВ ПГЭС при трехфазном КЗ с долей АД в составе нагрузки 80% Fig. 7. Graph of voltage variation on the buses of 220kV CCPP under three-phase short-circuit and the 80% induction motor part of the load
Решается эта дилемма расчетами переходных процессов в сети, причем следует учитывать, что характеристики АР в значительной мере зависят от параметров нагрузки в соседних узлах. В тех же расчетах определяются возможные положения ЭЦК при АР ГУ. У генераторов сравнительно небольшой мощности ЭЦК располагаются обычно в повышающем трансформаторе электростанции или даже в самом ге-
Особенности газ<
Газопоршневые и дизельные двигатели являются двигателями внутреннего сгорания (ДВС) и различаются видом используемого топлива (газ и дизельное топливо соответственно). Существуют установки, которые могут работать на смеси дизельного топлива и газа, так называемые двухтопливные. При этом замещение дизельного топлива газом может составлять от 30 до 70% в зависимости от теплоты сгорания и детонационной стойкости применяемого газа. При этом полностью сохраняется возможность работы двигателя на 100%-ном дизельном топливе без поте-
нераторе.
Генерирующие установки на базе газопоршневых приводных двигателей также имеют свои особенности, которые нужно учитывать при проектировании объектов собственной генерации и организации про-тивоаварийного управления как на самих объектах собственной генерации, так и в прилегающей сети.
невых установок
ри мощности и производительности. В настоящее время использование газа экономически эффективнее, чем дизельного топлива, поэтому широкое применение в России получают газопоршневые двигатели.
Для правильной работы ДВС требуется подача воздуха тем большая, чем большую мощность развивает этот двигатель. В двигатель воздух подается через компрессор и промежуточный охладитель. Компрессор вращается турбиной компрессора, а рабочим телом, обеспечивающим вращение турбины компрессора, являются
выхлопные газы ДВС. Такая система названа системой турбонаддува.
При увеличении загрузки генератора система регулирования, реагирующая на уменьшение скорости вращения выходного вала, увеличивает подачу топлива, при этом мощность ДВС увеличивается, возрастает объем выхлопа и, соответственно, скорость вращения компрессора, что обеспечивает необходимое увеличение подачи воздуха в ДВС. Однако момент инерции системы «турбина компрессора - компрессор» препятствует быстрым изменениям величины турбонаддува, вследствие чего выход ДВС на режим большей мощности происходит с запаздыванием примерно на 1 с по отношению к набросу электрической нагрузки. Возможность ускорить реакцию турбонаддува на увеличение подачи топлива известна, такая схема ДВС называется битурбо или твинтурбо. По этой схеме вместо одной турбокомпрессорной установки используются две параллельные, реже - последовательные, каждая из которых меньше и легче, следовательно, менее инерционна. Кроме того, управлять двумя установками турбонаддува можно по разным алгоритмам, повышая эффективность ДВС.
Запаздывание турбонаддува при сбросах нагрузки не опасно, а наброс нагрузки ведет к перегреву ДВС тем большему, чем больше величина наброса нагрузки из-за недостатка воздуха, поступающего в ДВС сразу после наброса электрической нагрузки на генератор.
Эффекты турбонаддува приводят к тому, что реакция ДВС на сбросы и набро-сы нагрузки генератора существенно различается. Запаздывание турбонаддува может привести к отключению газопоршневой установки (ГПУ) технологической защитой при набросе мощности в пределах располагаемой, в отличие от того, что имеет место у гидравлических, паротурбинных, газотурбинных установок.
Проблемы, связанные с применением ДВС, имеющих систему турбонаддува, актуальны для режимов автономной работы ГУ. Графики ограничения допустимых набросов мощности на ГПУ, приводимые четырьмя различными заводами-изготовителями в технической документации на ГУ, представлены на рис. 8. Интервал между набросами мощности тоже ограничивается и составляет, как правило, 1-2 мин [4].
Рис. 8. Графики ограничения допустимых набросов мощности на ГПУ Fig. 8. Limitation graphs of permissible power surges at gas reciprocating units
Для отечественных ДВС установлены допустимые набросы нагрузки (при начальной мощности Р0 = 0) в пределах 40-60% от номинальной мощности в зависимости от уровня форсировки ДВС по среднему эффективному давлению.
Производители ГУ с приводом от ДВС ищут пути обеспечения достаточной приемистости ГУ, одновременно предохраняя ДВС от опасных динамических режимов при набросах нагрузки, в частности:
- за счет применения электрических защит, действующих на отключение ГУ при недопустимом набросе мощности [13];
- применения специального управления током возбуждения генераторов для того, чтобы смягчить воздействие на ДВС внезапных набросов электрической нагрузки.
Рассмотрим указанные способы подробнее.
В качестве примера используем газопоршневую электростанцию (ГПЭС) с ДВС зарубежного завода-изготовителя с четырьмя агрегатами с утилизацией тепла мощностью 2430 кВт каждый. В паспорте ГУ указаны параметры настройки устройств РЗ, при достижении которых формируется
команда на отключение генераторного выключателя, если в течение 200 мс во всех трех фазах:
- напряжение выше 110% или ниже 90% от номинального;
- частота выше 51,5 Гц или ниже
49 Гц.
Следует отметить, что данные уставки защит выставлены заводом-изготовителем и не подлежат изменению, без отдельного согласования, в течение всего гарантийного срока эксплуатации. С учетом этих обстоятельств нетрудно рассчитать совокупность ограничений, которые конструкция ГУ и системы управления накладывают на сбросы и набросы электрической нагрузки. Исходный режим Р0 принят в размере 60% от номинальной мощности; исходная нагрузка в каждом расчете изменялась соответственно требуемым сбросам или набросам (+АР0 от номинальной мощности). Результаты расчетов электрических режимов, полученных для случаев, когда выделение ГПЭС на автономную работу не обусловлено КЗ на связи с энергосистемой, показаны на рис. 9.
Рис. 9. Последствия выделения ГПЭС на автономную работу от энергосистемы Fig. 9. Results of gas reciprocating power plant separation from the power system to operate autonomously
На рис. 9 ограничение А соответствует условию АР0 ^ ДРтах', В - условию Р0 + АР0 > РтПп (т.е. АР0 < 0); ограничение 1 обусловлено срабатыванием защиты по итПп (срабатываний защиты по итах здесь не приводится), 2, 3 - действие защиты по Ът и тах соответственно. Режимы, в которых ГУ с ДВС остаются в работе, соответствуют области с белым фоном, в остальных случаях происходит нарушение работы ГУ по разным причинам (ц0 - отношение реактивной мощности, генерируемой ГУ, к реактивной мощности, получаемой из сети, в исходных режимах). Избыточность ограничений в данных условиях, обусловленных рассматриваемыми устройствами РЗ, очевидна.
На рис. 9 также показаны дополнительные ограничения, обусловленные возможным действием системы регулирования скорости вращения генератора. По положению ближайших к ГПЭС выключателей эта система определяет, работает ли ГПЭС в сети или автономно. Для идентификации режима выделения электростанции на автономную работу на данной ГПЭС применяется специальный блок, контролирующий положение до пяти коммутационных аппаратов в прилегающей сети, для чего используются линии связи для передачи информации о положении выключателей. В автономном режиме регулирование ДВС осуществляется по алгоритму поддержания частоты, а при параллельной работе с энергосистемой - по алгоритму поддержания заданного уровня выдаваемой мощности. Возможны случаи, когда эта система не обнаружит потери связи с распределительной сетью, при этом действием защит по и тах проявятся ограничения 4, показанные на рис. 9 [14].
Стремление заводов - изготовителей ДВС, максимально защитить выпускаемое оборудование от всех внешних воздействий естественно. Но это стремление не должно мешать эффективному использованию оборудования по его назначению. Чтобы существенно ослабить перечисленные ограничения, требуется согласование с заводами - изготовителями ГПУ, измене-
ний ставок устройств РЗ.
Второй способ предохранения ДВС от опасных динамических режимов при набросах нагрузки - специальное управление работой автоматического регулятора возбуждения (АРВ) генераторов, ориентированное на смягчение данного воздействия [15].
Такое управление на выпускаемых генераторах применяет компания «Leroy-Somer». Типовая система возбуждения AREP/PMG дополнена модулем LAM (Load agreement module - модуль согласования нагрузки). Принцип LAM предполагает двойное воздействие на АРВ: во-первых, понижение уставки АРВ по напряжению при значительном снижении скорости вращения (частоты), во-вторых, снижение возбуждения пропорционально дальнейшему снижению скорости. То и другое при значительном набросе нагрузки уменьшает напряжение, что дает соответствующее снижение нагрузки и тем самым облегчает переходный процесс ГУ.
Если ГУ с приводом от ДВС используются или могут использоваться для автономного питания электроприемников, собственникам этих ГУ важно знать, в каких условиях применение LAM дает значимый положительный эффект и когда действие LAM может оказаться неблагоприятным и, более того, недопустимым. Проведем такой анализ.
Рассматриваются процессы, в которых к исходной величине нагрузки ГУ присоединяется дополнительная нагрузка с таким же составом электроприемников. В расчетах фигурируют четыре варианта управления возбуждением ГУ, где реализованы алгоритмы, близкие к применяемым в LAM:
1 - обычное АРВ, обеспечивающее поддержание напряжения (5 единиц номинального возбуждения на единицу напряжения) с компаундированием по току (0,6 единиц номинального возбуждения на единицу тока);
2 - обычное АРВ плюс первое управление LAM, реализованное как снижение уставки АРВ по напряжению, когда
частота ниже 48 Гц, с возвратом к нормальной уставке, если частота в течение 0,2 с выше 49 Гц;
3 - обычное АРВ плюс второе управление LAM, реализованное как сигнал, пропорциональный частоте (1 единица номинального возбуждения на единицу частоты) с соответствующими дополнительными сигналами, обеспечивающими колебательную устойчивость регулирования, пропорциональными производным частоты и напряжения (наличие дополнительных сигналов зависит от ряда параметров АРВ и не влияет на выводы из расчетов);
4 - обычное АРВ плюс оба указанных управления.
Расчеты подтвердили возможность получения существенного положительного эффекта LAM, если нагрузка имеет значительный регулирующий эффект по напряжению. В переходных процессах, представленных на рис. 10, нагрузка обладает этим свойством: доля АД в ней составляет 5%, остальное - статические электроприемники, например, бытовые, поэтому регулирующий эффект равен KPU « 1,9 отн. ед. Здесь исходная генерация P0 = 30%, наброс ДР = 30% от номинальной мощности.
В этих процессах частота при обычном управлении снижается на 13 Гц (вариант 1), а при двойном управлении (вариант 4) - на 3 Гц. Эти процессы подсказывают также, что быстрый возврат напряжения к нормальному уровню (2) приводит к резкому увеличению амплитуды второго колеба-
ния частоты и последующих: первое снижение частоты было в варианте 2 на 4 Гц, последующие - на 14 и 7,5 Гц.
Поскольку благоприятный эффект снижения напряжения опирается на существенную зависимость нагрузки от напряжения, этот эффект, очевидно, снижается, когда в нагрузке увеличивается доля АД, что снижает величину регулирующего эффекта нагрузки по напряжению КРи.
Кроме этого нужно иметь в виду, что перевод питания электроприемников с одного источника на другой с помощью АВР содержит бестоковую паузу. Если в нагрузке мощность, потребляемая АД, мала, то параметры режима генератора в момент подключения такой нагрузки почти не зависят от того, был ли перерыв ее питания или нет. Но состояние АД в момент включения резервного питания решающим образом зависит от величины бестоковой паузы А Г. Поэтому при большой доле АД в нагрузке с КРи а 0,1 отн. ед., питание которой переключается, величины наброса активной и реактивной мощности зависят от А Г: активная нагрузка в момент включения может быть и больше, и меньше нормальной, а реактивная нагрузка обычно значительно увеличивается. В соответствии с этим напряжение генератора снижается, что может отрицательно влиять на режим электроснабжения потребителей, а рассматриваемый алгоритм управления может спровоцировать лавину напряжения, как это показано на рис. 11.
Рис. 10. Переходный процесс при набросе мощности на автономно работающую ГУ Fig. 10. Transient process under the power surge at the stand-alone generating unit in operation
Рис. 11. Переходный процесс при набросе мощности после бестоковой паузы 0,18 с
на автономно работающую ГУ Fig. 11. Transient process under the power surge after 0.18s dead time at the stand-alone generating
unit in operation
В варианте 4 (см. рис. 11) АД после перерыва питания тормозятся, напряжение продолжает снижаться. В результате нарушена работа всей нагрузки - и исходной, и дополнительной, о чем свидетельствует низкое генераторное напряжение: и < 40% от номинального. Поскольку в варианте 4 суммарная нагрузка значительно ниже нормальной, ничто не препятствует установлению номинальной частоты. Если бы в начале процесса, после наброса мощности, не было введено специальное снижение напряжения (вариант 1), то процесс закончился бы благополучно [16].
Очевидно, что достоверное суждение о том, насколько полезным будет применение алгоритма LAM (или аналогичного) в различных конкретных условиях авто-
При выполнении проекта технологического присоединения объекта собственной генерации в процессе моделирования электрических режимов необходимо учитывать конструктивные особенности современных газотурбинных и газопоршневых ГУ для получения адекватных результатов расчетов и принятия корректных технических решений по оснащению генерирующих установок и прилегающей сети средствами противоаварийного управления.
Учитывая малые значения механических постоянных инерции ГТУ и ГПУ вы-
номной сети, может быть сделано на основании расчетов переходных процессов. Нужно также иметь в виду, что наличие синхронных двигателей (СД) может полностью изменять картину переходных процессов, особенно если возбуждение СД управляется по напряжению.
Учитывая вышеизложенное, на стадии разработки проекта технологического присоединения объекта собственной генерации на базе ГПУ (ДВС) необходимо проводить соответствующие расчеты режимов для выявления потенциальных рисков излишних отключений ГУ при внешних возмущениях, а также набросах и сбросах нагрузки с последующей разработкой технических решений по их предотвращению.
сока вероятность возникновения асинхронных режимов при внешних возмущениях, переходящих в многомашинный АР всей электростанции. Вероятность ресинхронизации таких ГУ велика, поэтому с учетом конкретных условий целесообразно отстраивать срабатывание устройств АЛАР по времени от ресинхронизации ГУ, если такая задержка не приводит к возникновению препятствующего ресинхронизации многомашинного асинхронного режима или к дополнительным нарушениям устойчивости двигателей в узлах нагрузки.
Для обеспечения правильности математического моделирования ГУ в расчетных программных комплексах при выполнении расчетов изменения скорости вращения ГУ при толчках нагрузки необходимо от заводов - изготовителей ГУ, получить графики изменения скорости вращения при фиксированных набросах и сбросах электрической нагрузки.
При выполнении проекта технологического присоединения объекта распределенной генерации необходимо выявить потенциальные риски возникновения излишних отключений ГУ устройствами РЗ при внешних возмущениях в прилегающей электрической сети для последующего согласования с заводом-изготовителем вопроса об изменении уставок устройств РЗ или реализации технических решений для их предотвращения.
1. Воропай Н.И., Бушуев В.В. Энергетический фактор в структуре национальной безопасности России // Энергетическая политика. 2017. № 1. С. 9-19.
2. Илюшин П.В. Проблемные технические вопросы работы объектов распределенной генерации в составе энергосистемы и подходы к их решению // Энергоэксперт. 2015. № 1. С. 58-62.
3. Воропай Н.И., Ядыкин И.Б. О некоторых подходах к построению систем противоаварийной автоматики нового поколения // Релейная защита и автоматика энергосистем: сб. докл. XXII конф. (Москва, 2014 г.). М.: Изд-во ОАО «СО ЕЭС», 2014. С. 243-252.
4. Илюшин П.В., Кучеров Ю.Н. Подходы к оценке возможности обеспечения надежного электроснабжения потребителей за счет строительства объектов распределенной генерации // Электро. Электротехника, электроэнергетика, электротехническая промышленность. 2014. № 5. С. 2-7.
5. Мукатов Б.Б., Фишов А.Г. Управление режимом параллельной работы автономной системы энергоснабжения на базе малой синхронной генерации с внешней электрической сетью // Наука. Технологии. Инновации: сб. науч. тр. Х Всерос. науч. конф. молодых ученых (Новосибирск, 05-09 декабря 2016 г.). Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2016. С. 30-32.
6. Мукатов Б.Б., Карджаубаев Н.А., Фишов А.Г. Особенности обеспечения надежности электроснабжения в изолированно работающих энергосистемах с малой генерацией // Доклады Академии наук высшей школы Российской Федерации. 2015. № 4 (29). С. 94-104.
7. Арцишевский Я.Л., Задкова Е.А., Кузнецов Ю.П. Техперевооружение релейной защиты и автоматики
Снижение напряжения генератора с приводом от ДВС является эффективной мерой, позволяющей уменьшить динамические снижения частоты при набросах электрической нагрузки на ГУ, работающей в автономном режиме, без связи с мощной энергосистемой, при условии, что величина активной нагрузки существенно зависит от напряжения.
Использование в АРВ ГУ LAM-алгоритма может не дать положительного эффекта, если величина нагрузки мало зависит от напряжения, что характерно для узлов нагрузки, в которых большую часть активной мощности потребляют электродвигатели, а в случае переключения питания нагрузки устройством АВР с бестоковой паузой снижение напряжения может оказаться недопустимым и спровоцировать лавину напряжения.
ий список
систем электроснабжения предприятий непрерывного производства. М.: Изд-во НТФ «Энергопрогресс», 2011. 93 с.
8. Воропай Н.И., Ефимов Д.Н., Каратаев Б.Н., Новиков Е.А., Осак А.Б., Панасецкий Д.А. Адаптивные алгоритмы автоматики распределённого отключения нагрузки // Электрические станции. 2016. № 11. С. 27-35.
9. Илюшин П.В. Учет особенностей объектов распределенной генерации при выборе алгоритмов противоаварийного управления в распределительных сетях // Электро. Электротехника, электроэнергетика, электротехническая промышленность. 2011. № 4. С. 19-25.
10. Самойленко В.О., Ерошенко С.А., Паздерин А.В. Проблемы подключения и эксплуатации малой генерации // Эффективное и качественное снабжение и использование электроэнергии (ЭКСИЭ'05): сб. докл. 5-й Междунар. науч.-практ. конф. в рамках специализированного форума «Expo Build Russia» (Екатеринбург, 14 апреля 2016 г.). Екатеринбург: Изд-во Уральского федерального университета им. первого Президента России Б.Н. Ельцина (УМП УПИ), 2016. С. 45-47.
11. Берестнев Б.С., Майорович Б.Д., Филоненко А.А. Регулирование газотурбогенераторов при мгновенных сбросах электрической нагрузки // Нау^ працг Випуск 18. «Техногенна безпека». C. 39-43.
12. Fishov A.G., Klavsuts I.L., Klavsuts D.A., Khayrulli-na M.V. Technological Basis for Compromise of Interests at Voltage Regulation in Electric Grids // Proceeding of 50 International Universities' Power Engineering Conference, UPEC - 2015. UK: Staffordshire Universi-
ty, September, 1-4, 2015. DOI: 10.1109/UPEC.2015.7339780
13. Samojlenko 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.
14. Илюшин П.В. Анализ обоснованности уставок устройств РЗА генерирующих установок с двигателями внутреннего сгорания на объектах распреде-
ленной генерации // Релейная защита и автоматизация. 2015. № 3. С. 24-29.
15. IEEE standard 421.5-2016. IEEE Recommended Practice for Excitation System Models for Power System Stability Studies. 2016.
16. Илюшин П.В., Гуревич Ю.Е. О специальном воздействии на систему возбуждения автономно работающих генераторов при больших набросах нагрузки // Электро. Электротехника, электроэнергетика, электротехническая промышленность. 2016. № 2. С. 2-7.
References
1. Voropai N.I., Bushuev V.V. Energy factor in the structure of Russian national security. Energeticheskaya politika [The Energy Policy]. 2017, no. 1, pp. 9-19. (In Russian).
2. Ilyushin P.V. Problematic technical issues of distributed generation facilities operation in power system and approaches to their solution. Energoekspert [The Energy Expert]. 2015, no. 1, pp. 58-62. (In Russian).
3. Voropai N.I., Yadykin I.B. On some approaches to the construction of automatic emergency response systems of new generation. Sbornik dokladov XXII konfe rentsii "Releinaya zashchita i avtomatika energosistem" [Proceedings of XXII conference "Relay protection and automation of energy systems"]. Moscow: OAO "System operator of a unified energy system" Publ., 2014, pp. 243-252. (In Russian).
4. Ilyushin P.V., Kucherov Yu.N. Approaches to assessing the possibility of ensuring reliable power supply of consumers through the construction of distributed generation facilities. Elektro. Elektrotekhnika, elektro-energetika, elektrotekhnicheskaya promyshlennost' [ELEKTRO. Electrical Engineering, Electrical Power Engineering, Electrical Industry]. 2014, no. 5, pp 2-7. (In Russian).
5. Mukatov B.B., Fishov A.G. Upravlenie rezhimom parallel'noi raboty avtonomnoi sistemy energosnab-zheniya na baze maloi sinkhronnoi generatsii s vnesh-nei elektricheskoi set'yu [Controlling regime of the parallel operation of a stand-alone power supply system based on small synchronous generation with an external electric network]. Sbornik nauchnyh trudov X Vse-rossiiskoi nauchnoi konferentsii molodykh uchenykh "Nauka. Tekhnologii. Innovacii" [Proceedings of X All-Russia scientific conference of young scientists "Science. Technologies. Innovations"]. Novosibirsk: Novo-sibirskii gosudarstvennyi tekhnicheskii universitet Publ., 2016, pp. 30-32. (In Russian).
6. Mukatov B.B., Kardzhaubaev N.A., Fishov A.G. Features of providing reliable power supply in isolated power grids with distributed generation. Doklady Akademii nauk vysshei shkoly Rossiiskoi Federatsii [Proceedings of the Russian Higher School Academy of Sciences]. 2015, no. 4 (29). pp. 94-104. (In Russian).
7. Artsishevskii Ya.L., Zadkova E.A., Kuznetsov Yu.P. Tekhperevooruzhenie releinoi zashchity i avtomatiki sistem elektrosnabzheniya predpriyatii nepreryvnogo
proizvodstva [Technical re-equipping of relay protection and automation of power supply systems of continuous production enterprises]. Moscow: Energoprogress Publ., 2011, 93 p. (In Russian).
8. Voropaj N.I., Efimov D.N., Karataev B.N., Novikov E.A., Osak A.B., Panaseckij D.A. Adaptive algorithms for automatic distributed load shedding. Elektricheskie stantsii [Electrical stations]. 2016, no. 11, pp. 27-35. (In Russian).
9. Ilyushin P.V. Summary of special features of dispersed generation units and their impact on distribution network operating modes. Elektro. Elektrotekhnika, elektroenergetika, elektrotekhnicheskaya promyshlennost' [ELEKTRO. Electrical Engineering, Electrical Power Engineering, Electrical Industry]. 2011, no. 4, pp. 19-25. (In Russian).
10. Samoilenko V.O., Eroshchenko S.A., Pazderin A.V. Problemy podklyucheniya i ekspluatatsii maloi gene ratsii /Problems of small generation connection and operation]. Sbornik dokladov pyatoi Mezhdunarodnoi nauchno-prakticheskoi konferentsii "Effektivnoe i kachestvennoe snabzhenie i ispol'zovanie elektroener-gii (EKSIE'05)" [Proceedings of the fifth International scientific and practical conference "Effective and high quality supply of electrical energy"]. Ekaterinburg: Publishing House of Ural federal university named after the first President of Russia B.N. Eltsin. 2016, pp. 45-47. (In Russian).
11. Berestnev B.S., Maiorovich B.D., Filonenko A.A. Regulation of gas turbine generators under instantaneous load loss. Naukovi praci [Scientific works]. Issue 18. "Tekhnogenna bezpeka", pp. 39-43.
12. Fishov A.G., Klavsuts I.L., Klavsuts D.A., Khayrulli-na M.V. Technological Basis for Compromise of Interests at Voltage Regulation in Electric Grids. Proceeding of 50 International Universities' Power Engineering Conference, UPEC - 2015. UK: Staffordshire University, September, 1-4, 2015. DOI: 10.1109/UPEC.2015.7339780
13. 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.
14. Ilyushin P.V. Justification study of protective relay
settings of generating units with internal combustion engines in distributed generation objects. Releinaya zashchita i avtomatizaciya [Relay protection and automation]. 2015, no. 3, pp. 24-29. (In Russian). 15. IEEE standard 421.5-2016. IEEE Recommended Practice for Excitation System Models for Power System Stability Studies. 2016.
Критерии авторства
Илюшин П.В. провел исследование, подготовил статью к публикации и несет ответственность за плагиат.
Конфликт интересов
Илюшин П.В. заявляет об отсутствии конфликта интересов.
16. Ilyushin P.V., Gurevich Yu.E. On the special effect of stand-alone generator excitation system under large load rises. Elektro. Elektrotekhnika, elektroenergetika, elektrotekhnicheskaya promyshlennost' [ELEKTRO. Electrical Engineering, Electrical Power Engineering, Electrical Industry]. 2016, no. 2, pp. 2-7. (In Russian).
Authorship criteria
Ilyushin P.V. has conducted the study, prepared the article for publication and bears the responsibility for plagiarism.
Conflict of interests
Ilyushin P.V. declares that there is no conflict of interests regarding the publication of this article.
