Разработка схем выдачи мощности объектов распределительной генерации с учетом особенностей современных генерирующих установок

Page 1

Page 2

Разработка схем выдачи мощности
объектов распределенной
генерации с учетом особенностей
современных генерирующих
установок

УДК 621.311.1

Проведен

анализ

действующих

нормативно

технических

документов

норма

тивно

правовых

актов

части

регламентации

общих

дополнительных

техниче

ских

требований

(

ТТ

)

генерирующим

установкам

(

ГУ

)

объектов

распределен

ной

генерации

(

РГ

)

требований

разработке

схем

выдачи

мощности

объектов

РГ

Обоснован

подход

формированию

структуры

ТТ

также

сформированы

общие

дополнительные

ТТ

ГУ

объектов

РГ

зависимости

от

их

влияния

на

режимы

работы

сетей

целей

строительства

объекта

РГ

Показано

что

без

наличия

необходимых

исходных

данных

от

заводов

изготовителей

ГУ

по

мини

мальному

перечню

корректное

выполнение

комплексных

расчетов

режимов

энергорайонах

объектами

РГ

невозможно

Предложен

подход

разработке

схем

выдачи

мощности

ГУ

объектов

РГ

учетом

особенностей

современных

ГУ

нагрузки

Представлены

рекомендации

по

проведению

комплексного

рас

четного

анализа

формированию

перечня

анализируемых

возмущений

Илюшин

к.т.н., проректор

по научной работе

ФГАОУ ДПО «ПЭИПК»

Ключевые

слова

распределенная гене-

рация, генерирующая

установка, микрогене-

рация, энергорайон,

технические требо-

вания, схема выдачи

мощности, аварийное

возмущение

азвитие распределенной генерации (РГ) в России происходит

за счет строительства объектов РГ малой и средней мощности

на базе: газотурбинных (ГТУ), газопоршневых (ГПУ) и дизель-

ных (ДГУ) генерирующих установок (ГУ), которые подключают-

ся к распределительным электрическим сетям или сетям внутреннего

электроснабжения предприятий.

Массовое строительство объектов РГ происходило и продолжается

в изолированных энергорайонах, территориально удаленных от систем

централизованного электроснабжения, питающих как промышленные

предприятия, так и потребителей бытового сектора.

Сооружение объектов РГ в зоне централизованного электроснабже-

ния связано, как правило, с возможностью выработки электрической

и тепловой энергии из вторичных энергоресурсов, стремлением полу-

чения более дешевых энергоресурсов для снижения себестоимости

производимой продукции, а также необходимостью обеспечения на-

дежного электроснабжения особо ответственных потребителей, не до-

пускающих перерывов в электроснабжении.

Объем капитальных вложений в объект РГ зависит от его мощности

и варианта реализации, однако укрупненно стоимость 1 кВт установ-

ленной мощности экспертно оценивается в 2–5 раз меньше по сравне-

нию со стоимостью строительства электростанций в большой энергети-

ке. Сроки реализации проекта строительства объекта РГ составляют от

начала проектирования и до ввода в эксплуатацию от 9 до 12 месяцев,

а для объектов большой энергетики не менее 3–5 лет. Условием, оказы-

вающим существенное влияние на снижение срока окупаемости объек-

та РГ, является возможность использования попутно вырабатываемой

тепловой энергии в течение всего календарного года.

В настоящее время, в соответствии с требованиями п. 10к [1, 2], к за-

явке на технологическое присоединение объекта по производству элек-

трической энергии максимальной мощностью более 5 МВт должна быть

приложена схема выдачи мощности (СВМ), разработанная заявителем

и согласованная им с сетевой организацией и субъектом оперативно-

диспетчерского управления в электроэнергетике. Данное требование

энергоснабжение

Page 3

относится в полной мере к значительной части объ-

ектов РГ.

На объектах РГ используются ГУ, имеющие су-

щественные особенности и отличия по сравнению

с традиционно применяемыми паротурбинными ГУ,

которые проявляются в анормальных и аварийных

режимах. Как правило, это ГУ зарубежных заводов-

изготовителей, оснащенные устройствами релейной

защиты (РЗ), системами автоматического регули-

рования частоты вращения (АРЧВ) и возбуждения

(АРВ), соответствующими требованиям зарубежных

стандартов (отличаются от российских), которые

и определяют характер протекания переходных про-

цессов, а также параметры анормальных и аварий-

ных режимов.

Если указанные обстоятельства не были учтены

в процессе формирования технического задания

(ТЗ) на закупку ГУ, то нередко это оборачивается

значительными ущербами, а также значительными

затратами на разработку и реализацию дополни-

тельных технических решений как на объекте РГ, так

и в прилегающей сети. Это может включать в себя

работы по установке дополнительного оборудова-

ния, например, разделительных трансформаторов,

токоограничивающих реакторов, коммутационных

аппаратов, устройств РЗ и противоаварийной авто-

матики (ПА) и пр. [3–5].

Ввод в эксплуатацию объекта РГ позволяет соб-

ственнику подключить к сетям внутреннего электро-

снабжения предприятия дополнительную нагрузку

без увеличения мощности технологического присо-

единения, так как при этом на подстанции высво-

бождается часть трансформаторной мощности и по-

является запас по пропускной способности линий

электропередачи (ЛЭП).

Учитывая статистические данные по средне-

му времени между вынужденными отключениями,

сравнительно частые, но непродолжительные от-

ключения ГУ объектов РГ приводят к кратковремен-

ным перегрузкам оборудования распределительных

сетей (ЛЭП, силовых трансформаторов), что в ряде

случаев требует принятия мер по их разгрузке [6].

Учитывая изложенное, следует уделить внимание

подходам к формированию технических требований

к ГУ, а также разработке схем выдачи мощности объ-

ектов РГ для минимизации возможности возникно-

вения проблемных вопросов как для собственников

объектов РГ, так и для электросетевых компаний

и субъектов оперативно-диспетчерского управления.

ТЕХНИЧЕСКИЕ

ТРЕБОВАНИЯ

ГУ

ОБЪЕКТОВ

РГ

В настоящее время отсутствуют утвержденные нор-

мативно-технические документы (НТД) или норма-

тивно-правовые акты (НПА), регламентирующие об-

щие и дополнительные технические требования (ТТ)

к ГУ объектов РГ для всей линейки применяемых

мощностей при подключении к распределительным

сетям всех классов напряжения, включая высокое.

Учитывая международный опыт, особенности

построения отечественных распределительных се-

тей, а также перспективы развития микрогенерации

в России, представляется целесообразным сформи-

ровать отечественные общие технические требова-

ния. Учитывая практический опыт целого ряда стран

мира, целесообразно ограничить нижний предел

мощности микрогенерации, к которой технические

требования предъявляться не будут на уровне 1 кВт.

Под объектом микрогенерации понимается объ-

ект по производству электроэнергии мощностью до

15 кВт включительно, работающий, в том числе, на

основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ),

который используется потребителем для собствен-

ного энергоснабжения (бытовые и/или производ-

ственные нужды), причем мощность такого объекта

не должна превышать максимальную мощность всех

энергопринимающих устройств потребителя, ис-

пользующих электроэнергию.

Общие ТТ следует разработать только для ре-

жима параллельной работы ГУ объектов РГ с энер-

госистемой, так как для организации автономного

электроснабжения и обеспечения надежного элек-

троснабжения потребителей в изолированных энер-

госистемах целесообразно данные вопросы решать

на этапе проектирования при новом строительстве

или реконструкции.

Общие ТТ к объектам РГ мощностью в диапазо-

не от 1 кВт и до 0,5–1 МВт, которые подключаются,

как правило, к сетям 0,4 кВ (возможно подключение

к сетям среднего напряжения) целесообразно струк-

турировать:

– технические требования к объектам микрогенера-

ции мощностью от 1 кВт до 15 кВт вне зависимо-

сти от типа (минимальные ТТ);

– технические требования к фотоэлектрическим

станциям мощностью от 15 кВт до 0,5–1 МВт;

– технические требования к ветроэлектростанциям

мощностью от 15 кВт до 0,5–1 МВт;

– технические требования к тепловым электриче-

ским станциям мощностью от 15 кВт до 0,5–1 МВт.

Общие ТТ для объектов РГ мощностью от 15 кВт

до 0,5–1 МВт должны устанавливать требования, ко-

торым ГУ объектов РГ должны удовлетворять для

технологического присоединения. Их следует раз-

бить на две группы:

1) минимальные ТТ могут применяться к объектам

РГ, суммарная полная мощность которых в точке

общего присоединения по отношению к мощности

секции шин центра питания составляет не более

10%, а общая мощность присоединенных объек-

тов РГ (включая микрогенерацию) к секции шин

центра питания составляет не более 20–25%;

2) требования по поддержке сети в случае возникно-

вения аварийных возмущений, при которых ГУ не

должны отключаться для предотвращения пере-

грузок электросетевого оборудования, значитель-

ных колебаний параметров режима и срабатыва-

ний устройств ПА.

В общие ТТ целесообразно включить, помимо

действующих ТТ, закрепленных в различных НТД

и НПА, следующие пункты:

1) требование по недопущению отключений ГУ при

провалах напряжения в результате КЗ до 0,2

ном

на время не менее 0,7–1 с для обеспечения се-

лективности работы устройств РЗ — основных

и резервных защит (ближнее резервирование) —

№

2 (53) 2019

Page 4

элементов прилегающей сети, с временем вос-

становления напряжения до

ном

. после ликвида-

ции КЗ за время не менее 5–6 с;

2) требование по участию объекта РГ в регулирова-

нии напряжения в точке общего присоединения

к распределительной сети (см. далее);

3) требование по плавному снижению мощности ГУ

при повышении частоты в ЭЭС в диапазоне от

верхней границы «мертвой полосы» первичного

регулирования (50,1 Гц) до 55 Гц за время не бо-

лее 10–15 с или ее отключению с выдержкой вре-

мени не более 10 с в случае превышения частоты

51 Гц;

4) требование по скорости набора выдаваемой

в сеть мощности объектами РГ на базе ВИЭ, учи-

тывая нестационарный характер выработки элек-

троэнергии, в диапазоне от десятков секунд до

нескольких минут (см. далее);

5) требование по возможности отключения объекта

РГ по команде от внешних устройств автоматики

управления режимами сети (возникновении недо-

пустимых режимов со значительными отклонени-

ями режимных параметров).

Из опыта многих стран мира известно, что наи-

более распространенным проблемным вопросом,

связанным с интеграцией объектов РГ, является

повышение напряжения в узлах сети в режимах

минимальных нагрузок [7]. Выработка избыточной

по отношению к потребляемой активной мощности

в сети 0,4 кВ, где величина активного сопротивления

элементов превышает реактивное, приводит к повы-

шению напряжения в точке присоединения объекта

РГ на более чем 10% от номинального значения —

230 В [8, 9]. При этом, учитывая значительную про-

тяженность фидеров 0,4 кВ в отечественных распре-

делительных сетях, напряжение на стороне 0,4 кВ

трансформаторной подстанции (ТП) должно быть

выше номинального. Это необходимо для обеспече-

ния в точке подключения электроприемников потре-

бителей величины напряжения не ниже минимально

допустимого значения — 207 В.

В случае применения традиционного подхода

к регулированию напряжения в сети 0,4 кВ подклю-

чение микрогенерации к фидерам 0,4 кВ приве-

дет к необходимости увеличения числа операций

с устройствами ПБВ силовых трансформаторов

и, как следствие, удорожанию их технического об-

служивания и ремонта [10]. Поэтому требование по

предоставлению диапазона реактивной мощности

ГУ является необходимым условием для обеспече-

ния надежного электроснабжения потребителей при

интеграции микрогенерации.

Исходя из международного опыта целесообраз-

но введение требования по обеспечению работы ГУ

в диапазоне, соответствующем изменению коэффи-

циента мощности от

cos



= 0,95 в режиме недовоз-

буждения до

cos



= 0,95 в режиме перевозбуждения,

при условии генерации активной мощности более

20% от номинального значения. Изменение вели-

чины реактивной мощности должно производиться

автоматически при изменении активной мощности.

В случае, если суммарная установленная мощность

объекта РГ в точке общего присоединения превы-

шает 15 кВт, — в диапазоне, соответствующем из-

менению от

cos



= 0,9 в режиме недовозбуждения

до

cos



= 0,9 в режиме перевозбуждения. Соответ-

ствующие значения реактивной мощности должны

достигаться ГУ в течение 10 с. Указанное положение

не относится к ГУ прямого включения, то есть без

устройств силовой электроники, которые должны ра-

ботать во всем диапазоне выдачи активной мощно-

сти с

cos



ном

. Подробнее данный вопрос рассмотрен

в [11].

Требование по скорости набора выдаваемой

в сеть мощности обусловлено тем, что в настоящее

время на тепловых электростанциях в России широ-

ко применяются паротурбинные ГУ, которые не име-

ют возможности осуществлять регулирование мощ-

ности в широком динамическом диапазоне. В случае

интеграции в энергосистему значительных мощно-

стей ГУ на базе ВИЭ, при отсутствии систем нако-

пления электрической энергии, колебания параме-

тров режима могут быть значительными, что может

привести к серьезным негативным последствиям.

Следовательно, до ввода в эксплуатацию высокома-

невренных ГУ при строительстве новых или модер-

низации эксплуатируемых электростанций данное

требование будет обосновано.

Общие ТТ к объектам РГ при их присоединении

к сетям среднего напряжения 6–35 кВ мощностью от

0,5–1 МВт до 5 МВт, а также к объектам РГ мощно-

стью от 5 до 25 МВт целесообразно сформировать

с аналогичной градацией по фотоэлектрическим,

ветровым и тепловым электростанциям. Таким обра-

зом, общие ТТ должны формироваться по пакетному

принципу, учитывать особенности ЭЭС России, прин-

ципы управления режимами в распределительных

сетях, а также особенности ГУ объектов РГ.

Рассмотренные общие ТТ обусловлены необхо-

димостью предотвращения таких схемно-режимных

ситуаций, которые могли бы привести к значитель-

ным перегрузкам и повреждению электросетевого

оборудования, повреждению электроприемников по-

требителей, а также к их массовым отключениям.

Помимо общих ТТ к ГУ объектов РГ могут предъ-

являться и дополнительные требования. Эти тре-

бования в значительной мере зависят от способа

эффективного использования ГУ в обеспечении на-

дежности электроснабжения потребителей, а также

участия в управлении режимами прилегающих рас-

пределительных сетей или сетей внутреннего элек-

троснабжения энергорайона. Формирование допол-

нительных ТТ должно производиться при разработке

СВМ объекта РГ на основе анализа результатов ком-

плексных расчетов режимов. Их следует разбить на

две группы:

1) требования к области допустимых режимов и ма-

невренности ГУ (продолжительности пусковых

операций, регулировочному диапазону, допусти-

мым набросам и сбросам нагрузки) для обеспече-

ния надежного электроснабжения потребителей от

объекта РГ в автономном или островном режиме;

2) требования к организации каналов связи, автома-

тическому или дистанционному пуску и загрузке

ГУ, возможности разгрузки по активной мощно-

сти и загрузки по реактивной мощности, а также

ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ

Page 5

приему реактивной мощности для обеспечения

возможности участия в алгоритмах автоматики

управления режимами.

Учитывая международный опыт стандартизации,

технические требования на первом этапе разработ-

ки НТД могут содержать минимально необходимые

требования, которые будут уточняться и дополнять-

ся по мере наработки эксплуатационного и проект-

ного опыта, роста доли объектов РГ, в том числе на

базе ВИЭ, и, соответственно, их влияния на режимы

работы ЭЭС.

РАЗРАБОТКА

СХЕМ

ВЫДАЧИ

МОЩНОСТИ

ОБЪЕКТОВ

РГ

Анализ действующих НТД и НПА показал, что в на-

стоящее время отсутствуют утвержденные требова-

ния к разработке СВМ объектов РГ, в зависимости

от их влияния на режимы работы прилегающей сети

и целей их строительства.

В большинстве случаев технологическое присо-

единение объектов РГ, за исключением микрогене-

рации, целесообразно проводить в 6 последователь-

ных этапов:

1. Выбор единичных мощностей, видов и типов ГУ

для объекта РГ на основании возможных режи-

мов работы и графиков нагрузки энергорайона

(в данной статье не рассматривается).

2. Разработка предварительной СВМ объекта РГ

для формирования дополнительных ТТ к ГУ, по-

мимо общих, и выбора конкретных типов ГУ с це-

лью минимизации затрат на реализацию техниче-

ских мероприятий в сети внешнего и внутреннего

электроснабжения.

3. Запрос у заводов-изготовителей технических ха-

рактеристик ГУ по расширенному перечню для из-

учения алгоритмов работы, параметров настрой-

ки устройств РЗА и технологической автоматики,

систем автоматического управления (регулирова-

ния) ГУ для выявления особенностей их функцио-

нирования в анормальных и аварийных режимах.

Минимальный перечень необходимых исходных

данных приведен в [12].

Без точной информации о параметрах и ха-

рактеристиках ГУ невозможен количественный

анализ взаимного влияния ГУ, нагрузки и прилега-

ющей сети в различных схемно-режимных ситуа-

циях. Тем более, что свойства ГУ, имеющих один

и тот же принцип действия, могут существенно

различаться у разных заводов-изготовителей.

Следует констатировать тот факт, что информа-

ции из технической документации, получаемой

вместе с ГУ, часто бывает недостаточно для вы-

полнения комплексных расчетов режимов и тре-

буется ее дополнительно запрашивать у заводов-

изготовителей. Поэтому, целесообразно включать

требование о предоставлении заводом-изготови-

телем необходимых исходных данных (по переч-

ню) в ТЗ на закупку ГУ.

4. Разработка окончательной СВМ объекта РГ для

установления пригодности выбранных типов ГУ

условиям электроснабжения и электропотре-

бления, а также режимов работы рассматривае-

мого энергорайона, с учетом затрат на ввод но-

вого и модернизацию основного оборудования,

устройств РЗ, ПА и технологической автоматики.

5. Согласование окончательной СВМ объекта РГ

с сетевой организацией и субъектом оперативно-

диспетчерского управления.

6. Формирование ТЗ на закупку ГУ с приложением

обоснованных ТТ (основных и дополнительных)

к ГУ, являющихся результатом разработки и со-

гласования СВМ.

Отдельно следует рассмотреть вопрос обеспече-

ния устойчивости ГУ (в том числе объектов РГ) при

возмущениях в энергосистеме, который сводится

к требованию по сохранению устойчивости при нор-

мативных возмущениях, заданных специальным пе-

речнем. Выбор видов нормируемых параметров и их

конкретизация: конкретные значения нормативных

коэффициентов запаса, составление списка норма-

тивных возмущений, привязка тех и других к особен-

ностям режима работы энергосистемы (нормальный,

послеаварийный и пр.) сделаны с целью обеспече-

ния надежности работы энергосистем, с учетом тех-

нической целесообразности и экономических воз-

можностей.

Нормативные возмущения — это такие возму-

щения, при которых устойчивость энергосистемы

не должна нарушаться согласно требованиям, изло-

женным в [13]. При более тяжелых, ненормативных

(сверхнормативных) возмущениях нарушения устой-

чивости возможны. Поэтому проверки устойчивости

при проектировании развития энергосистем и в про-

цессе их эксплуатации выполняются для норматив-

ных возмущений.

На проектирование систем электроснабжения

энергорайонов с объектами РГ разделение возмож-

ных возмущений на нормативные и ненормативные,

в соответствии с [13], не распространяется. Поэтому

разработка и реализация экономически обоснован-

ных противоаварийных мероприятий, по возможно-

сти снижающих негативные последствия возможных

аварий, не имеют нормативных ограничений.

Так, например, в Стандарте North American Electric

Reliability Corporation (NERC) [14] предписывает вы-

полнение противоаварийных мероприятий для всех

типов нарушений нормального режима работы сети.

Для самых тяжелых каскадных нарушений режимов

работы энергосистемы (категория «D») требования

по устойчивости и сохранению в работе всей нагруз-

ки не выдвигаются, но «предписывается исследовать

возможные события, если необходимо, то совместно

с соседними энергосистемами». Следовательно, не-

допустимо оставлять без анализа возможные воз-

мущения, считая их «слишком тяжелыми и редки-

ми», так как они могут стать причиной значительных

ущербов.

Если нарушения электроснабжения ведут к суще-

ственному экономическому ущербу у потребителей,

который может быть снижен до приемлемого уровня

в результате реализации противоаварийных меро-

приятий, то решение принимается на основе техни-

ко-экономического сопоставления вариантов. Если

нарушения электроснабжения могут создать реаль-

ную угрозу жизни и здоровью людей, то такие случаи

подлежат государственному регулированию.

№

2 (53) 2019

Page 6

Это имеет прямое отношение к объектам РГ, так

как их, как правило, строят и вводят в эксплуатацию

промышленные предприятия, подключая их к сетям

внутреннего электроснабжения. Следовательно, для

каждого объекта РГ перечень анализируемых возму-

щений будет различным, так как это зависит от осо-

бенностей ГУ, режимов работы объекта РГ (парал-

лельный, автономный, островной), структуры сети

внешнего и внутреннего электроснабжения, а также

особенностей основного технологического производ-

ства и параметров нагрузки.

Вопросы учета параметров нагрузки при анали-

зе переходных процессов в сетях с объектами РГ

и основные подходы к проведению расчетов элек-

трических режимов в сетях с РГ рассмотрены в [15].

Дополнительно следует рассмотреть вопросы,

связанные с особенностями моделирования сетей

внешнего электроснабжения энергорайонов с объ-

ектами РГ и выполнения расчетов в различных ре-

жимах работы.

МОДЕЛИРОВАНИЕ

СЕТЕЙ

ВНЕШНЕГО

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

ЭНЕРГОРАЙОНА

Под сетями внешнего электроснабжения энергорай-

она подразумеваются, во-первых, узлы прилегаю-

щей сети, питающиеся от тех же подстанций (ПС),

что и рассматриваемый энергорайон с объектом РГ

(параллельные нагрузки), и, во-вторых, сети более

высоких классов напряжения.

Общие требования к моделированию «парал-

лельных нагрузок», например, сторонних потреби-

телей, не зависят от вида собственника электро-

приемников и поэтому не отличаются от требований

к моделированию нагрузки рассматриваемого энер-

горайона. Однако при подготовке к расчетам имен-

но моделирование «параллельных нагрузок» дается

с еще бóльшим трудом, так как требуется больше

времени на получение и обработку исходной инфор-

мации о составе и параметрах нагрузки, включая ее

технологические особенности.

Если в «параллельных нагрузках» отсутствуют

синхронные двигатели (СД) и если преодоление

трудностей моделирования требует существенных

затрат времени и средств, то может оказаться по-

лезным проверить контрольными расчетами, влияют

ли процессы в «параллельное нагрузке» на резуль-

таты расчетов или нет. Контрольные расчеты вы-

полняются для наиболее существенных возмущений

и состоят в том, что сравниваются результаты двух

расчетов, различающихся составом «параллельной

нагрузки», представленной обобщенной моделью,

где доля АД в суммарной нагрузке задается в двух

вариантах: 20% и 80%. Если основные результаты

существенно не меняются (характер протекания пе-

реходных процессов и параметры режима), то мож-

но полагать, что для моделирования «параллельной

нагрузки» можно применять обобщенные параметры

со средней долей АД — 40%.

Для энергорайона те части энергосистемы, ко-

торые относятся к сетям более высоких классов

напряжения и являются источником внешнего элек-

троснабжения, напряжение и частота которых не за-

висят от процессов в энергорайоне, моделируются

как шины бесконечной мощности (ШБМ). Эти шины

легко вводить в расчеты, но определить правильное

положение ШБМ в расчетной схеме бывает сложно.

При подготовке расчетной схемы распредели-

тельной сети с энергорайоном как объектом моде-

лирования целесообразно поступать следующим об-

разом. В расчетную схему необходимо ввести узлы

всех близких электростанций (суммарная мощность

учитываемых электростанций должна многократно

превышать нагрузку энергорайона) и, по крайней

мере, те ЛЭП и силовые трансформаторы, которые

связывают эти электростанции с рассматриваемой

распределительной сетью. Эти связи можно показы-

вать упрощенно, разнося промежуточные нагрузки

по соседним узлам, и описывая эти нагрузки обоб-

щенными статическими характеристиками [16]. Дру-

гая возможность — использовать готовую расчетную

схему энергосистемы из эксплуатационной или про-

ектной организации и дополнять ее расчетной схе-

мой исследуемой части распределительной сети.

ОСОБЕННОСТИ

РАСЧЕТОВ

РАЗЛИЧНЫХ

РЕЖИМАХ

РАБОТЫ

ЭНЕРГОРАЙОНА

Методически расчеты в островном режиме работы

энергорайона с объектами РГ не отличаются от рас-

четов, которые выполняются в ЕЭС России. В общем

случае проще и целесообразнее моделировать весь

рассматриваемый энергорайон целиком с упрощен-

ным отображением малозначительных нагрузок,

подключенных к сетям напряжением 0,4 кВ. Если

рассматриваемый энергорайон подключен одной

или несколькими ЛЭП к одной части энергосисте-

мы, то единственное, что эффективно для снижения

трудоемкости составления расчетной схемы, — это

понижать ступени точности моделирования нагрузки

в узлах, удаленных от исследуемого и от точек при-

ложения возмущений.

Если рассматриваемый энергорайон с объектами

РГ может работать как параллельно с энергосисте-

мой, так и в островном режиме, то исходная расчет-

ная схема составляется для всего объединения. Эта-

пы расчетов при этом будут следующими:

1-й этап —

предварительный. Проверка пригод-

ности выбранного программного комплекса (ПК)

для решения поставленной задачи. Здесь имеются

в виду факторы, не основные для расчетов устой-

чивости и переходных процессов в системообразу-

ющих сетях, но специфически важные для расчетов

распределительных сетей, требующих детального

учета взаимного влияния ГУ объектов РГ и нагруз-

ки. Требуется обратить особое внимание на возмож-

ность корректного моделирования:

– величин вращающего момента для всех сколь-

жений;

– моментно-скоростной характеристики приводимо-

го во вращение механизма (допустима квадратич-

ная функция скорости или скольжения, но в общем

случае не допустима функция, в которой при нуле-

вой скорости момент сопротивления равен нулю);

– пусковых и исполнительных органов всех необхо-

димых в расчетах устройств РЗ и ПА.

ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ

Page 7

2-й этап —

расчеты исходных (доаварийных)

установившихся режимов. Расчеты выполняются

обычным образом. В распределительной сети кон-

тролируются главным образом модули напряже-

ний и допустимость перетоков по величинам токов.

В расчетах установившихся режимов распредели-

тельной сети применение ШБМ оправдано.

3-й этап —

расчеты неаварийных возмущений.

Основная цель выполнения таких расчетов заклю-

чается в необходимости убедиться в правильности

моделирования двигательной нагрузки, сетевой ав-

томатики, а также той технологической автоматики,

которая может срабатывать при различных наруше-

ниях нормального режима.

Выбор неаварийных возмущений определяется

конкретными условиями электропотребления. Ос-

новные варианты: перерывы питания двигателей

и их самозапуски или повторные пуски, с учетом всех

задействованных устройств автоматики (АВР, АПВ

и др.). Кроме того: прямые пуски двигателей при нор-

мальном уровне напряжения на выводах, если они

применяются в процессе эксплуатации, что в первую

очередь существенно в отношении тех двигателей,

которые имеют наибольшие пусковые токи, а также

тех, у которых наихудшие условия пуска (наиболь-

ший момент сопротивления в начале пуска).

4-й этап расчетов —

аварийные возмущения.

Расчеты, как правило, выполняются для разных

схемно-режимных условий:

– доаварийные состояния распределительной сети

(включая возможные ремонтные схемы);

– различные суммарные нагрузки (по суточному

и/или сезонному графику);

– варьируемые суммарные номинальные мощности

включенных ГУ на объектах РГ в энергорайоне

(для электроснабжения потребителей наиболее

тяжелые режимы — при наименьшей включенной

мощности ГУ).

Может потребоваться варьирование распределе-

нием (в предаварийном режиме) реактивной нагрузки

между ГУ объектов РГ с учетом средств компенсации

реактивной мощности и сетью внешнего электроснаб-

жения, то есть изменением уставок АРВ ГУ по на-

пряжению, что оказывает существенное влияние на

результаты расчетов послеаварийных режимов при

выделении энергорайона в островной режим.

Интенсивность первичных возмущений также не-

обходимо варьировать, как минимум, для двух край-

них случаев: самое сильное — трехфазное КЗ, са-

мое слабое — отключение того же элемента сети без

КЗ. Промежуточные случаи — неполнофазные КЗ —

должны рассматриваться по мере необходимости.

В целом ряде ПК для расчетов режимов и устой-

чивости энергосистем используется однолинейная

модель сети и в ней рассчитываются не фазные на-

пряжения и токи, а только напряжения и токи прямой

последовательности. В случае, если это существен-

но для решаемых задач, то целесообразно исполь-

зовать современные ПК, использующие трехфазную

модель сети.

В процессе выполнения расчетов наиболее важ-

ным является контроль допустимости послеаварий-

ных режимов, с учетом алгоритмов работы и пара-

метров настройки устройств РЗ и ПА, по параметрам

режима сети и допустимости используемой разгрузки

по объему и составу для технологических процессов

потребителей.

Основные цели проведения расчетного анализа

аварийных возмущений:

– выявить возмущения, имеющие значимую веро-

ятность, при которых нарушается нормальная

работа ГУ объектов РГ, энергорайона в целом,

конкретных электроприемников или сети внешне-

го электроснабжения;

– определить, какие устройства ПА эффективно

применять, а также какие виды и объемы управ-

ляющих воздействий (УВ) целесообразно исполь-

зовать для нормализации параметров режима.

Следовательно, при разработке СВМ объектов

РГ требуется подтверждать эффективность реали-

зации УВ от устройств ПА в широком спектре исход-

ных режимов и рассматриваемых возмущений, что

требует выполнения значительно большего объема

расчетов. Такой подход обоснован, если нарушения

в работе ГУ могут приводить к значительным ущер-

бам у потребителей (нарушение технологического

процесса) или последствиям в распределительных

сетях (перегрузка ЛЭП и/или силовых трансформа-

торов, развитие каскадных аварий).

Современные ГУ объектов РГ в нормальных ре-

жимах работы сети являются такими же источниками

электрической энергии, как привычные паротурбин-

ные ГУ, но в анормальных и аварийных режимах (КЗ,

АПВ, деление сети, повышенные нагрузки с пониже-

нием напряжения, асинхронные режимы генерато-

ров и СД, прямые пуски крупных электродвигателей

или их групп и пр.) различия могут быть настолько

значительными, что не учитывать их при разработке

СВМ невозможно.

Следовательно, при выполнении комплексных

расчетов режимов необходимо учитывать следу-

ющие особенности ГУ объектов РГ, которые могут

в тех или иных конкретных условиях снизить надеж-

ность их работы:

– типы и алгоритмы АРЧВ ГУ (идентификация

режима работы, процесс перехода с одного алго-

ритма на другой и обратно, реакция на набросы

и сбросы значительной нагрузки);

– типы и алгоритмы АРВ ГУ (наличие модуля согла-

сования нагрузки, выбранные уставки АРВ ГУ по

напряжению);

– допустимые величины ударных электромагнит-

ных моментов для ГУ при близком трехфазном КЗ

и НАПВ (обеспечение механической прочности);

– уставки устройств РЗ ГУ и их согласование

с уставками устройств РЗ в сети внешнего и вну-

треннего электроснабжения (принятие, при необ-

ходимости, мер по расширению области допусти-

мых режимов ГУ);

– обеспечение динамической устойчивости ГУ

(у ГТУ со свободной силовой турбиной и ГПУ при

многофазных КЗ не обеспечивается), анализ воз-

можности и допустимости ресинхронизации ГУ,

последствий вторичных нарушений устойчивости

№

2 (53) 2019

Page 8

ГУ и нагрузки, эффективности принятых мер по

предотвращению асинхронных режимов;

– обеспечение успешности прямых пусков единич-

ных крупных электродвигателей или их групп при

различном составе работающих ГУ, что критично

в автономном и островном режимах.

Подробнее все указанные вопросы рассмотрены

в [12].

Упомянутые выше особенности ГУ могут быть,

в зависимости от конкретных условий электроснаб-

жения и электропотребления, более или менее зна-

чимыми. В случае, если объект РГ предназначен

только для утилизации попутного нефтяного газа на

нефтепромысле или шахтного газа на предприятии

горно-добывающего комплекса, то отключение ГУ по

той или иной причине не приведет к существенным

ущербам, с учетом возможности их быстрого повтор-

ного пуска.

В другом случае, если целью строительства объ-

екта РГ является обеспечение надежного электро-

снабжения системы жизнеобеспечения подземных

работ при возникновении аварий в сетях внешнего

электроснабжения, то последствия и ущербы от от-

ключения ГУ могут быть куда более значительными.

В этом случае от корректности выполнения комплек-

са расчетов режимов при разработке СВМ зависит

правильность выбора ГУ, а также обоснованность

и достаточность принятых технических решений по

реализации противоаварийных мероприятий.

ВЫВОДЫ

Действующие НТД и НПА в отношении технических

требований к ГУ и разработке схем выдачи мощно-

сти объектов РГ не учитывают особенности совре-

менных ГУ.

Представлен подход к структуре ТТ, а также

сформированы общие и дополнительные ТТ к ГУ

объектов РГ в зависимости от их влияния на режи-

мы работы сетей и цели их строительства.

Обосновано, что без наличия необходимых ис-

ходных данных от заводов-изготовителей ГУ по

минимальному перечню, корректное выполнение

комплексных расчетов режимов в энергорайонах

с объектами РГ невозможно.

Предложены подходы к разработке схем выдачи

мощности ГУ объектов РГ, с учетом рассмотренных

в статье особенностей современных ГУ и нагрузки,

а также формированию перечня анализируемых

возмущений.

Проведение комплексных расчетов режимов,

с учетом возможных допущений, позволяет по-

лучить результаты с достаточной точностью для

принятия обоснованных технических решений по

перечню противоаварийных мероприятий, подле-

жащих реализации.

Формирование ТТ к ГУ объектов РГ должно про-

изводиться на основании результатов комплексных

расчетов режимов, выполняемых при разработке

СВМ, для организации их последующей закупки.

ЛИТЕРАТУРА
1. Правила технологического при-

соединения энергопринимающих

устройств потребителей электри-

ческой энергии, объектов по про-

изводству электрической энергии,

а также объектов электросетевого

хозяйства, принадлежащих сете-

вым организациям и иным лицам,

к электрическим сетям. Утвержде-

ны Постановлением Правитель-

ства РФ от 27.12.2004 № 861 (ред.

от 13.08.2018).

2. Правила технологического функ-

ционирования электроэнергетиче-

ских систем. Утверждены Поста-

новлением Правительства РФ от

13.08.2018 № 937.

3. Илюшин П.В. Особенности приме-

нения объектов распределенной

генерации в сетях внутреннего

электроснабжения промышленных

предприятий / Материалы Между-

народного научного семинара

им. Ю.Н. Руденко «Методические

вопросы исследования надежно-

сти больших систем энергетики».

Ответственные редакторы Н.И. Во-

ропай, Ю.Я. Чукреев. Сыктывкар:

Изд-во ООО «Коми республикан-

ская типография», 2016. С. 100–

109.

4. Илюшин П.В. Анализ особенно-

стей выбора устройств РЗА в рас-

пределительных сетях с собствен-

ными генерирующими объектами

небольшой мощности // Электри-

ческие станции, 2017, № 9(1034).

С. 29–34.

5. Илюшин П.В. Особенности органи-

зации противоаварийного управ-

ления в сетях с современными

генерирующими установками //

Вестник Иркутского государствен-

ного технического университета,

2018, Т. 22, № 5(136). С. 134–151.

6. Илюшин П.В., Самойленко В.О.

Анализ показателей надежности

современных объектов распреде-

ленной генерации // Промышлен-

ная энергетика, 2019, № 1. С. 8–16.

7. Yuan-Kang Wu, Shao-Hong Tsai,

Ming-Yan Zou. Accommodating High

PV Penetration on the Distribution

System of Kinmen Island, 2013.

8. ГОСТ 29322–2014. Напряжения

стандартные. М.: Стандартинформ,

2015. 9 с.

9. ГОСТ 32144-2013. Электрическая

энергия. Совместимость техниче-

ских средств электромагнитная.

Нормы качества электрической

энергии в системах электроснаб-

жения общего назначения. М.:

Стандартинформ, 2014. 16 с.

10. Agalgaonkar Y.P., Pal B.C., Jabr R.A.

Distribution Voltage Control Consid-

ering the Impact of PV Generation

on Tap Changers and Autonomous

Regulators. IEEE Transactions on

Power Systems, 29(1), 2014, pp.

182–192.

11. Илюшин П.В., Березовский П.К.

Подходы к формированию тех-

нических требований по участию

объектов распределенной гене-

рации в регулировании напряже-

ния в энергосистеме // Энергетик,

2019, № 3. С. 12–18.

12. Гуревич Ю.Е., Илюшин П.В. Осо-

бенности

расчетов

режимов

в энергорайонах с распределен-

ной генерацией. Н. Новгород: НИУ

РАНХиГС, 2018. 280 с.

13. ГОСТ Р 58058–2018. Единая энер-

гетическая система и изолирован-

но работающие энергосистемы.

Устойчивость энергосистем. Нор-

мы и требования. М.: Стандартин-

форм, 2018. 12 с.

14. Reliability Standards for the Bulk

Electric Systems of North America.

Jan. 1, 2007. The North American

Electric Reliability Council (NERC).

ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ

Page 9

15. Илюшин П.В. Особенности учета

параметров нагрузки при анали-

зе переходных процессов в сетях

с объектами распределенной ге-

нерации // ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ.

Передача и распределение, 2018,

№ 6(51). С. 54–60.

16. Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е. Приме-

нение математических моделей

электрической нагрузки в расче-

тах устойчивости энергосистем

и надежности электроснабжения

промышленных предприятий. М.:

Элекс-КМ, 2008. 248 с.

REFERENCES
1. Rules for technological connection

of power consumers, generating fa-

cilities, as well as electrical grid fa-

cilities owned by utilities and other

persons, to electrical networks. Ap-

proved by the Decree of the Govern-

ment of the Russian Federation no.

861 dated December 27, 2004 (as

amended on August 13, 2018). Mos-

cow, 2004. 116 p. (In Russian).

2. Rules of electric power systems

technological operation. Approved

by the Decree of the Government of

the Russian Federation no. 937 dat-

ed August 13, 2018. Moscow, 2018.

166 p. (In Russian).

3. Ilyushin P.V. Features of distributed

generation facilities application in the

networks of internal power supply of

industrial enterprises. Proceedings

of the International Scientiﬁ c Semi-

nar named after Yu.N. Rudenko

"Methodological issues of the study

relating to large energy systems re-

liability". Syktyvkar, 2016, pp. 100–

109. (In Russian)

4. Ilyushin P.V. Analysis of the features

of selecting relay protection devices

in distribution networks with their

own low power generating facili-

ties.

Elektricheskie stantsii

[Power

Plants], 2017, no.9 (1034), pp. 29-

34. (In Russian)

5. Ilyushin P.V. Features of emergency

control organization in networks with

modern generating installations.

Vestnik Irkutskogo gosudarstven-
nogo tekhnicheskogo universiteta

[INRTU news], 2018, vol. 22, no. 5

(136), pp. 134-151. (in Russian)

6. Ilyushin P.V., Samoylenko V.O.

Analysis of reliability indicators for

modern distributed generation fa-

cilities.

Promyshlennaya Energetika

[INDUSTRIAL POWER ENGINEER-

ING], 2019, no. 1, pp. 8-16. (in Rus-

sian)

7. Yuan-Kang Wu, Shao-Hong Tsai,

Ming-Yan Zou. Accommodating

High PV Penetration on the Distribu-

tion System of Kinmen Island. En-

ergy and Power Engineering, 2013,

vol. 5, no. 4B.

8. State Standard 29322–2014. Stan-

dard voltages. Moscow, Standartin-

form Publ., 2015. 9 p. (in Russian)

9. State Standard 32144-2013. Electric

energy. Electromagnetic compat-

ibility of technical equipment. Power

quality limits in the public power sup-

ply systems. Moscow, Standartinform

Publ., 2014. 16 p. (in Russian)

10. Agalgaonkar Y.P., Pal B.C., Jabr R.A.

Distribution Voltage Control Consid-

ering the Impact of PV Generation

on Tap Changers and Autonomous

Regulators. IEEE Transactions on

Power Systems, 2014, no. 29 (1),

pp. 182–192.

11. Ilyushin P.V., Berezovskiy P.K. Ap-

proaches to technical requirements

formation for participating distributed

generation facilities in power system

voltage regulation. Energetik [Power

engineer], 2019, no. 3. (in Russian)

12. Gurevich Yu.E., Ilyushin P.V.

Osoben-

nosti raschetov rezhimov v energo-
rayonakh s raspredelennoy ge ne ra-
tsiyey

[Features of electrical mode

calculations in energy districts with

distributed

generation].

Nizhny

Novgorod, The Presidential Acad-

emy, RANEPA Publ., 2018. 280 p.

13. State Standard 58058–2018. United

power system and isolated power

systems. Power systems stability.

Norms and requirements. Moscow,

Standartinform Publ., 2018. 12 p.

(in Russian)

14. Reliability Standards for the Bulk

Electric Systems of North America.

Jan. 1, 2007. The North American

Electric Reliability Council (NERC).

15. Ilyushin P.V. Features of load pa-

rameters when analyzing transients

in networks with distributed genera-

tion facilities.

ELEKTROENERGIYa:

peredacha i raspredelenie

[ELEC-

TRIC POWER: Transmission and

Distribution], 2018, no. 6(51), pp. 54-

60. (in Russian)

16. Gurevich Yu.E., Libova L.E.

Prime-

neniye matematicheskikh modeley
elektricheskoy nagruzki v raschetakh
ustoychivosti energosistem i na-
dezhnosti elektrosnabzheniya pro-
myshlennykh predpriyatiy

[The use

of mathematical models of electrical

load for calculating power systems

stability and power supply reliability

of industrial enterprises]. Moscow,

ELEKS-KM Publ., 2008. 248 p.

На прав

ах рек

ламы

№

2 (53) 2019

Оригинал статьи: Разработка схем выдачи мощности объектов распределительной генерации с учетом особенностей современных генерирующих установок

Ключевые слова: распределенная генерация, генерирующая установка, микрогенерация, энергорайон, технические требования, схема выдачи мощности, аварийное возмущение

Читать онлайн

Проведен анализ действующих нормативно-технических документов и нормативно-правовых актов в части регламентации общих и дополнительных технических требований (ТТ) к генерирующим установкам (ГУ) объектов распределенной генерации (РГ) и требований к разработке схем выдачи мощности объектов РГ. Обоснован подход к формированию структуры ТТ, а также сформированы общие и дополнительные ТТ к ГУ объектов РГ в зависимости от их влияния на режимы работы сетей и целей строительства объекта РГ. Показано, что без наличия необходимых исходных данных от заводов-изготовителей ГУ по минимальному перечню, корректное выполнение комплексных расчетов режимов в энергорайонах с объектами РГ невозможно. Предложен подход к разработке схем выдачи мощности ГУ объектов РГ, с учетом особенностей современных ГУ и нагрузки. Представлены рекомендации по проведению комплексного расчетного анализа и формированию перечня анализируемых возмущений.