114
XXI заседание Ассоциации электроснабжения городов России «ПРОГРЕССЭЛЕКТРО»
ИЛЮШИН
ПАВЕЛ
ВЛАДИМИРОВИЧ
Заместитель
генерального
директора
—
главный
инспектор
ЗАО
«
Техническая
инспекция
ЕЭС
»,
к
.
т
.
н
.
ВНЕДРЕНИЕ
РАСПРЕДЕЛЁННОЙ
ГЕНЕРАЦИИ
.
АНАЛИЗ
СУЩЕСТВУЮЩЕГО
ОПЫТА
,
ВОЗНИКАЮЩИЕ
ПРОБЛЕМЫ
,
КОМПЛЕКСНОЕ
РЕШЕНИЕ
ТЕХНИЧЕСКИХ
ВОПРОСОВ
ИНТЕГРАЦИИ
В
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ
СЕТИ
Р
азвитие
распределённой
генерации
в
России
,
в
отличие
от
многих
стран
мира
,
происходит
в
основном
не
за
счёт
стро
-
ительства
объектов
генерации
на
базе
возоб
-
новляемых
источников
энергии
(
солнечные
,
ветряные
,
геотермальные
,
малые
ГЭС
,
при
-
ливные
и
т
.
п
.)
в
виде
самостоятельного
биз
-
неса
в
энергетическом
секторе
.
В
последние
годы
наблюдается
рост
вводов
объектов
РГ
в
основном
за
счёт
тепловых
электростанций
с
газотурбинными
(
ГТУ
),
дизельными
(
ДЭС
)
и
газопоршневыми
установками
(
ГПУ
),
которые
,
как
правило
,
подключаются
к
распределитель
-
ным
электрическим
сетям
или
к
сетям
вну
-
треннего
электроснабжения
промышленных
предприятий
и
сооружаются
собственниками
крупных
промышленных
предприятий
нефтега
-
зодобывающей
,
горнодобывающей
,
металлур
-
гической
,
целлюлозно
-
бумажной
и
химической
отраслей
промышленности
.
В
большинстве
случаев
это
обосновано
исключительно
эконо
-
мическими
аспектами
,
а
именно
:
•
необходимостью
эффективной
утилизации
попутного
нефтяного
газа
на
месторожде
-
ниях
без
сжигания
его
в
факеле
;
•
возможностью
использования
вторичных
энергоресурсов
(
шахтного
газа
,
доменного
и
конвертерного
газов
и
т
.
п
.)
с
возможно
-
стью
выработки
тепловой
и
электрической
энергии
;
•
возможностью
использования
вторичных
энергоресурсов
на
средних
и
мелких
пред
-
приятиях
(
утилизация
биогаза
на
очист
-
ных
сооружениях
,
утилизация
отходов
лесопереработки
и
сельского
хозяйства
и
т
.
п
.);
115
25–26 марта 2015 г.
•
возможностью
сооружения
когенерацион
-
ных
и
тригенерационных
установок
на
су
-
ществующих
муниципальных
и
производ
-
ственных
котельных
при
их
реконструкции
и
модернизации
;
•
доступностью
газовой
инфраструктуры
с
необходимыми
объёмами
поставки
природ
-
ного
газа
для
строительства
собственного
объекта
РГ
;
•
возможностью
использования
детандер
-
генераторных
агрегатов
для
выработки
электрической
энергии
(
газорасширитель
-
ные
турбины
специальной
конструкции
)
на
газоредуцирующих
пунктах
магистральных
газопроводов
;
•
сложности
или
отсутствие
экономической
целесообразности
технологического
присо
-
единения
к
электрическим
сетям
;
•
значительной
стоимостью
услуг
по
передаче
и
распределению
электрической
энергии
[1].
Возможны
различные
схемы
подключения
ГУ
объектов
РГ
к
распределительным
электриче
-
ским
сетям
,
при
этом
выбор
схемы
подключения
зависит
от
мощности
ГУ
или
электростанции
,
её
удалённости
от
сетей
распределительных
сетевых
компаний
и
других
факторов
.
Следует
отметить
,
что
при
подключении
от
-
дельных
ГУ
или
электростанций
к
шинам
20—
220
кВ
распределительных
подстанций
через
трансформаторы
или
при
непосредственном
их
подключении
к
шинам
0,4—10
кВ
принципы
построения
устройств
РЗА
в
прилегающей
сети
не
изменяются
,
так
как
не
изменяется
потоко
-
распределение
,
а
электроснабжение
потреби
-
телей
осуществляется
по
фидерам
,
отходя
-
щим
от
шин
распределительных
подстанций
с
потоком
мощности
«
от
шин
в
линию
».
Другая
ситуация
складывается
с
подклю
-
чением
генераторов
или
электростанций
к
фи
-
дерам
(
ЛЭП
) 0,4—10
кВ
,
которые
становятся
активными
,
при
этом
возникает
необходимость
в
реконструкции
устройств
РЗА
с
применения
более
сложных
защит
в
прилегающей
сети
,
так
как
в
сети
возникают
реверсивные
потоки
мощности
,
зависящие
от
режима
генерации
и
потребления
в
узлах
нагрузки
.
В
ряде
случаев
это
требует
изменения
топологии
сети
с
уста
-
новкой
дополнительных
коммутационных
ап
-
паратов
,
а
также
полной
заменой
коммутаци
-
онного
оборудования
в
связи
с
ростом
уровня
токов
КЗ
.
Присоединение
отдельных
ГУ
или
электро
-
станций
к
шинам
подстанций
наиболее
пред
-
почтительно
с
точки
зрения
вышеизложенных
вопросов
,
однако
данное
решение
имеет
и
отрицательную
сторону
,
а
именно
снижа
-
ется
возможность
обеспечения
надёжного
электроснабжения
потребителей
при
авариях
на
шинах
ПС
,
при
которых
отключаются
ГУ
и
все
потребители
.
Подключение
объектов
РГ
к
фидерам
внутри
распределительной
сети
по
-
зволяет
,
например
,
при
авариях
на
шинах
ПС
выделять
электростанции
или
ГУ
на
сбаланси
-
рованную
нагрузку
в
энергорайоне
и
осущест
-
влять
электроснабжение
потребителей
до
мо
-
мента
устранения
аварии
на
подстанции
[2].
Проведённый
анализ
отечественного
опы
-
та
применения
ГУ
на
объектах
РГ
позволяет
сделать
следующие
выводы
:
•
возможна
безаварийная
эксплуатация
ГУ
оте
-
чественного
и
иностранного
производства
на
объектах
распределённой
генерации
;
•
ряд
ГУ
иностранного
производства
непри
-
менимы
в
отечественной
электроэнерге
-
тике
,
учитывая
их
технические
характери
-
стики
,
т
.
к
.
не
удовлетворяют
требованиям
действующих
НТД
и
/
или
требованиям
по
обеспечению
надёжного
электроснабжения
потребителей
;
•
ряд
ГУ
иностранного
производства
непри
-
менимы
без
разработки
и
реализации
спе
-
циальных
технических
мероприятий
на
ГУ
(
реактирование
;
изменение
алгоритмов
АРВ
;
изменение
параметров
настройки
ре
-
гуляторов
скорости
;
изменение
параметров
горелочного
режима
;
изменение
уставок
устройств
РЗА
и
т
.
п
.);
•
ряд
ГУ
иностранного
производства
не
-
применимы
без
разработки
и
реализации
специальных
технических
мероприятий
в
прилегающей
сети
(
применение
АПВ
с
ожи
-
данием
синхронизма
;
применение
быстро
-
действующих
устройств
РЗА
и
т
.
п
.).
В
действительности
существует
несколько
причин
,
почему
постоянно
проводится
анализ
проблемных
вопросов
с
объектами
РГ
:
•
возникновение
трудностей
при
получении
технических
условий
(
ТУ
)
на
технологиче
-
116
XXI заседание Ассоциации электроснабжения городов России «ПРОГРЕССЭЛЕКТРО»
ское
присоединение
к
электрическим
сетям
и
согласовании
проектных
решений
;
•
снижение
ожидаемой
экономической
эф
-
фективности
от
внедрения
РГ
(
удорожание
проекта
;
увеличение
удельных
расходов
топлива
и
т
.
п
.);
•
невозможность
обеспечения
надёжного
электроснабжения
потребителей
от
объек
-
та
РГ
(
в
т
.
ч
.
основного
производственного
процесса
)
в
изолированном
(
автономном
)
режиме
работы
;
•
ускоренное
исчерпание
ресурса
генериру
-
ющим
оборудованием
с
необходимостью
проведения
досрочного
ремонта
или
техни
-
ческого
обслуживания
(
повышенный
износ
вследствие
частых
пусков
/
остановов
);
•
повреждение
генерирующих
установок
при
нормативных
возмущениях
в
сетях
внешне
-
го
электроснабжения
.
Нередко
причинами
возникновения
про
-
блемных
вопросов
бывают
:
•
неправильный
выбор
вида
,
типа
,
мощности
ГУ
на
этапе
проектирования
;
•
неправильный
выбор
режимов
работы
ГУ
;
•
отсутствие
принципиально
важных
пунктов
требований
в
техническом
задании
(
ТЗ
)
на
закупку
ГУ
и
/
или
в
технических
требовани
-
ях
(
ТТ
)
к
ГУ
;
•
неполное
или
некачественное
выполнение
проекта
схемы
выдачи
мощности
(
СВМ
)
ГУ
объекта
РГ
без
учёта
особенностей
сетей
внешнего
или
внутреннего
электроснабже
-
ния
и
влияния
нагрузки
;
•
неудовлетворительная
организация
экс
-
плуатации
ГУ
.
Из
проблемных
технических
вопросов
,
от
-
носящихся
к
объектам
РГ
,
можно
выделить
основные
.
1.
Механические
повреждения
ГУ
из
-
за
воз
-
действия
ударных
электромагнитных
мо
-
ментов
при
возникновении
многофазных
КЗ
или
НАПВ
во
внешней
электрической
сети
.
2.
Нарушения
динамической
устойчивости
ГУ
(
ГПУ
,
ГТУ
с
разрезными
валами
—
свобод
-
ными
силовыми
турбинами
)
при
многофаз
-
ных
КЗ
во
внешней
электрической
сети
.
3.
Неселективное
отключение
генераторов
при
отсутствии
угрозы
механического
или
термического
повреждения
при
возникно
-
вении
и
ликвидации
коротких
замыканий
защитами
электросетевых
элементов
.
4.
Преждевременные
отключения
ГТУ
техно
-
логической
защитой
при
снижении
часто
-
ты
в
ЭЭС
или
выделенном
энергорайоне
(
переход
компрессора
в
режим
«
помпажа
»
с
возможным
повреждением
приводного
га
-
зотурбинного
двигателя
).
5.
Возникновение
синхронных
качаний
ГУ
(
не
-
затухающие
синхронные
колебания
актив
-
ной
мощности
на
ГУ
),
обусловленных
выбо
-
ром
параметров
АРВ
.
6.
Невозможность
обеспечения
регулирования
частоты
вращения
генераторов
в
двух
со
-
стояниях
:
при
параллельной
работе
с
сетью
и
при
изолированной
(
автономной
)
работе
.
7.
Неуспешные
выделения
ГУ
/
электростан
-
ций
действием
автоматики
выделения
на
сбалансированную
нагрузку
(
АВСН
)
в
связи
с
отключением
ГУ
технологическими
защи
-
тами
при
резких
наборах
/
сбросах
нагрузки
.
8.
Невозможность
длительной
работы
после
срабатывания
АВСН
из
-
за
наличия
ограни
-
чений
по
технологическому
минимуму
на
-
грузки
на
ГУ
(
диапазон
от
единиц
до
десят
-
ков
процентов
от
Рном
.).
9.
Сложности
в
обеспечении
селективного
от
-
ключения
КЗ
в
сети
,
а
также
прямых
пусков
электродвигателей
при
изолированной
(
автономной
)
работе
ГТУ
с
тиристорными
(
транзисторными
)
преобразователями
ча
-
стоты
(
ТПЧ
).
10.
Повышенный
износ
регулирующих
клапа
-
нов
при
отсутствии
зоны
нечувствительно
-
сти
в
автоматических
регуляторах
скорости
вращения
(
АРСВ
)
ГУ
(
исключение
управля
-
ющих
воздействий
на
турбину
при
малых
отклонениях
частоты
сети
вблизи
её
номи
-
нального
значения
) [1].
Остановимся
подробнее
на
некоторых
из
перечисленных
проблемных
вопросов
.
Механическая
стойкость
ГУ
при
внешних
КЗ
и
НАПВ
В
ГОСТ
533-2000 [3]
и
МЭК
34-3-88
имеют
-
ся
требования
относительно
сохранения
рабо
-
тоспособности
генерирующих
установок
при
внешних
КЗ
.
Требования
вышеуказанных
доку
-
ментов
не
распространяются
на
электрические
117
25–26 марта 2015 г.
машины
,
предназначенные
для
применения
в
бортовых
системах
подвижных
средств
на
-
земного
,
водного
и
воздушного
транспорта
.
ГУ
,
созданные
на
базе
авиационных
турбин
,
зна
-
чительно
легче
,
и
их
вал
не
обладает
доста
-
точной
прочностью
к
значительным
механи
-
ческим
перегрузкам
,
которые
могут
возникать
при
КЗ
и
НАПВ
после
ликвидации
КЗ
.
Следует
отметить
,
что
у
многовальных
ГТУ
иностранного
производства
набросы
нагрузки
вызывают
практически
мгновенное
снижение
скорости
вращения
генератора
и
силовой
тур
-
бины
,
которые
жёстко
связаны
между
собой
,
учитывая
малые
значения
механических
по
-
стоянных
инерции
.
В
свою
очередь
резкое
сни
-
жение
скорости
вращения
силовой
турбины
при
работе
газовой
турбины
приводит
к
возник
-
новению
газодинамического
импульса
направ
-
ленного
на
проточную
часть
и
элементы
газо
-
вой
турбины
(
на
одном
валу
с
компрессором
),
скорость
вращения
которой
максимальна
и
не
изменяется
,
так
как
имеет
раздельные
с
сило
-
вой
турбиной
валы
.
При
этом
диски
и
рабочие
лопатки
последних
ступеней
газовой
турбины
подвергаются
значительным
механическим
напряжениям
под
влиянием
резкого
увеличе
-
ния
давления
рабочей
среды
.
В
эксплуатации
известны
случаи
разрушения
лопаточно
-
го
аппарата
приводного
газо
-
турбинного
двигателя
при
КЗ
в
сети
,
причём
не
на
генератор
-
ном
напряжении
,
а
за
повыша
-
ющим
трансформатором
.
На
практике
максимальное
зна
-
чение
механического
момента
на
валу
ГУ
при
трёхфазном
КЗ
может
в
5—10
раз
превышать
номинальный
момент
,
пиковое
значение
которого
возникает
в
том
случае
,
когда
КЗ
происходит
при
переходе
синусоиды
тока
через
максимум
(
максималь
-
ное
начальное
значение
апе
-
риодической
составляющей
).
Более
значительный
момент
возникает
при
двухфазном
КЗ
,
который
может
в
1,3—1,4
раза
превышать
величину
момента
при
трёхфазном
КЗ
,
что
обусловлено
ярко
вы
-
раженной
второй
гармоникой
момента
,
состав
-
ляющей
50%
от
основной
,
которая
искажает
синусоидальную
форму
момента
и
приводит
к
увеличению
его
пикового
значения
.
С
тем
же
вопросом
о
механической
стойко
-
сти
ГУ
связана
проблема
допустимости
приме
-
нения
несинхронных
АПВ
в
прилегающей
сети
,
так
как
ещё
большие
величины
момента
возни
-
кают
при
отключении
КЗ
и
восстановлении
свя
-
зи
генератора
с
электрической
сетью
,
величи
-
на
которого
может
составлять
для
генераторов
без
демпферной
обмотки
в
3,2
раза
больше
,
а
для
генераторов
с
демпферной
обмоткой
—
1,7
раза
больше
,
чем
при
трёхфазном
КЗ
.
В
отечественных
распределительных
сетях
110—220
кВ
,
как
правило
,
применяются
АПВ
без
контроля
синхронизма
,
т
.
е
.
несинхронные
(
НАПВ
).
При
расчётной
проверке
нужно
ориен
-
тироваться
на
максимально
допустимое
зна
-
чение
этого
момента
для
рассматриваемой
ГУ
и
на
конкретные
значения
параметров
сети
в
различных
схемно
-
режимных
ситуациях
[2].
Некоторые
иностранные
заводы
-
изгото
-
вители
вводят
быстродействующую
токовую
защиту
генератора
,
объясняя
это
так
: «
при
трёхфазном
замыкании
на
клеммах
генератора
или
при
условиях
,
близких
к
трёхфазному
КЗ
,
электро
-
генератор
отключается
от
сети
действием
токовых
защит
.
Это
сделано
с
це
-
лью
исключения
воздей
-
ствия
ударных
нагрузок
на
механические
части
генератора
,
силовой
тур
-
бины
и
привода
.
Устав
-
ка
временн
ó
й
задержки
составляет
0,1
секунды
(5
циклов
при
50
Гц
).
Дан
-
ная
временна́я
задержка
должна
исключить
возмож
-
ность
нарастания
механи
-
ческих
нагрузок
на
ротор
генератора
».
Как
видно
из
рис
. 1,
рассуждение
в
части
«
ис
-
ключения
воздействия
Электромагнитный
момент
Ток
статора
Время
,
сек
0
0,05
0,1
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
-1
-2
-3
-4
-5
Отно
сительные
единицы
Рис
. 1.
Электромагнитный
момент
при
КЗ
118
XXI заседание Ассоциации электроснабжения городов России «ПРОГРЕССЭЛЕКТРО»
ударных
нагрузок
на
генератор
»
ошибочно
,
так
как
максимум
электромагнитного
момента
при
возникновении
внешнего
КЗ
наступает
ме
-
нее
чем
через
0,02
с
.
Отключение
генератора
устройствами
релейной
защиты
настолько
бы
-
строе
,
чтобы
можно
было
существенно
снизить
ударный
электромагнитный
момент
,
нереаль
-
но
,
и
таким
способом
«
исключить
воздействие
ударных
нагрузок
»
невозможно
.
Учитывая
изложенное
,
поставщики
ГУ
(
за
-
воды
-
изготовители
)
должны
подтверждать
механическую
стойкость
ГУ
при
любом
виде
внешнего
КЗ
или
указывать
величину
макси
-
мально
допустимого
для
ГУ
механического
момента
,
при
котором
гарантируется
её
рабо
-
тоспособность
без
внутренних
повреждений
.
Для
решения
данного
вопроса
представля
-
ется
целесообразным
либо
включать
соответ
-
ствующее
требование
о
механической
стойко
-
сти
ГУ
во
всех
указанных
режимах
в
технические
требования
(
ТТ
)
к
закупаемым
ГУ
,
либо
на
ос
-
новании
расчётов
отказываться
от
применения
НАПВ
в
пользу
АПВ
с
ожиданием
синхронизма
и
/
или
предусматривать
включение
в
цепь
стато
-
ра
генератора
токоограничивающих
устройств
с
сопротивлением
,
достаточным
для
снижения
величины
ударного
электромагнитного
момен
-
та
до
допустимых
значений
.
В
ряде
случаев
для
предотвращения
поло
-
мок
валопроводов
энергетических
турбин
ма
-
лых
мощностей
при
КЗ
на
выводах
генератора
заводы
-
изготовители
предусматривают
уста
-
новку
между
турбиной
и
генератором
муфты
предельного
момента
,
которая
позволяет
про
-
вернуться
валу
генератора
относительно
вала
турбины
при
недопустимой
величине
момента
(
выбирается
по
условиям
механической
проч
-
ности
турбины
),
при
этом
момент
срабатыва
-
ния
не
должен
быть
меньше
момента
,
вызы
-
ваемого
набросами
активной
мощности
при
КЗ
во
внешней
сети
.
Отключение
ГТУ
защитой
от
«
помпажа
»
компрессора
Помпаж
—
это
аэродинамический
феномен
в
виде
автоколебательного
процесса
переме
-
щения
всей
массы
воздуха
внутри
компрес
-
сора
ГТУ
от
входа
и
обратно
.
При
его
воз
-
никновении
резко
падает
КПД
компрессора
,
возрастает
вибрация
и
динамические
напря
-
жения
в
рабочих
лопатках
.
Защита
от
«
помпажа
»
компрессора
являет
-
ся
одной
из
основных
технологических
защит
ГТУ
и
не
может
быть
выведена
из
работы
,
так
как
при
больших
нагрузках
может
привести
к
по
-
вреждению
ГТУ
,
что
обусловлено
конструктив
-
ными
особенностями
компрессора
.
Различные
иностранные
заводы
-
изготовители
ГТУ
уста
-
навливают
следующие
параметры
указанной
защиты
:
сигнализация
f = 49—49,5
Гц
(0
с
),
ава
-
рийное
отключение
ГТУ
f = 47,5—48,5
Гц
(20
с
).
Наличие
данной
технологической
защиты
накладывает
определённые
ограничения
на
применение
данных
ГТУ
для
работы
в
соста
-
ве
энергосистем
,
так
как
они
не
соответствуют
требованиям
,
ведь
уставки
противоаварийной
автоматики
выбираются
следующими
:
АЧР
1
46,5—48,8
Гц
(0,3 c),
частотной
делительной
автоматики
(
ЧДА
) 46—47,0
Гц
(0,3—0,5
с
).
Сле
-
довательно
,
защита
от
«
помпажа
»
компрессо
-
ра
отключает
ГТУ
до
срабатывания
устройств
АЧР
в
сети
и
до
выделения
данной
электро
-
станции
действием
ЧДА
на
сбалансированную
нагрузку
для
обеспечения
надёжного
элек
-
троснабжения
потребителей
в
выделенном
энергорайоне
.
Это
в
свою
очередь
приводит
к
увеличению
дефицита
мощности
в
энергоси
-
стеме
,
утяжеляет
процесс
ликвидации
аварии
и
вызывает
большие
последствия
для
потре
-
бителей
электрической
энергии
.
Алгоритмы
и
параметры
настройки
АРВ
В
рамках
системы
добровольной
сертифи
-
кации
ОАО
«
СО
ЕЭС
»
заводам
-
изготовителям
ГУ
предоставляется
возможность
проведения
добровольной
сертификации
автоматических
регуляторов
возбуждения
(
АРВ
)
сильного
дей
-
ствия
синхронных
генераторов
и
алгоритмов
их
функционирования
с
целью
проверки
на
со
-
ответствие
[4].
На
обеспечение
устойчивой
параллельной
работы
ГУ
и
демпферные
свойства
энергоси
-
стемы
влияют
в
первую
очередь
характеристи
-
ки
и
параметры
настройки
АРВ
мощных
син
-
хронных
генераторов
,
средств
компенсации
реактивной
мощности
на
подстанциях
систе
-
мообразующей
сети
,
электропередач
и
вста
-
вок
постоянного
тока
.
Основными
устройства
-
119
25–26 марта 2015 г.
ми
,
влияющими
на
демпферные
свойства
ЕЭС
России
,
являются
системы
возбуждения
(
СВ
)
и
АРВ
синхронных
генераторов
электростанций
.
В
настоящее
время
на
параметры
настрой
-
ки
АРВ
и
СВ
оказывает
влияние
большое
чис
-
ло
субъектов
(
производители
АРВ
,
проектные
и
пусконаладочные
организации
,
персонал
электростанций
).
При
этом
разрешения
на
при
-
менение
оборудования
на
территории
России
и
сертификаты
соответствия
на
генерирующее
оборудование
выдаются
уполномоченными
организациями
без
проверки
функционально
-
сти
СВ
и
АРВ
.
Ряд
АРВ
иностранного
производства
,
вне
-
дряемых
на
объектах
электроэнергетики
Рос
-
сии
,
разработаны
в
соответствии
только
с
за
-
падными
стандартами
(IEEE 421,
МЭК
34-16
и
др
.)
и
не
соответствуют
требованиям
ПТЭ
,
ПУЭ
и
ГОСТ
21558-2000 «
Системы
возбуждения
тур
-
богенераторов
,
гидрогенераторов
и
синхронных
компенсаторов
.
Общие
технические
условия
».
Также
АРВ
,
как
правило
,
не
содержат
ряд
ос
-
новных
функций
,
обеспечивающих
эффектив
-
ное
демпфирование
низкочастотных
колебаний
и
запасы
по
динамической
устойчивости
при
нормативных
возмущениях
(
релейная
форси
-
ровка
,
блокировка
работы
системного
стабили
-
затора
при
возникновении
небалансов
активной
мощности
в
энергосистеме
и
др
.).
В
этих
условиях
возрастает
риск
невыпол
-
нения
требований
действующих
НТД
в
России
,
неправильной
настройки
АРВ
и
внедрения
АРВ
с
алгоритмами
работы
,
не
адаптирован
-
ными
к
условиям
ЕЭС
России
,
что
может
при
-
вести
к
нарушениям
устойчивости
,
развитию
процессов
самораскачивания
и
,
как
следствие
,
угрозы
повреждения
оборудования
,
в
том
чис
-
ле
на
электростанциях
иных
собственников
.
В
ЕЭС
России
зафиксирован
ряд
случаев
не
-
правильной
работы
АРВ
,
приводивших
к
воз
-
никновению
аварийных
ситуаций
.
В
[4]
устанавливаются
технические
требо
-
вания
к
системам
возбуждения
и
АРВ
сильно
-
го
действия
синхронных
генераторов
,
порядок
взаимодействия
субъектов
электроэнергетики
при
выборе
типа
систем
возбуждения
и
пара
-
метров
настройки
АРВ
,
порядок
и
методика
проведения
сертификационных
испытаний
120
XXI заседание Ассоциации электроснабжения городов России «ПРОГРЕССЭЛЕКТРО»
АРВ
в
целях
проверки
их
соответствия
тре
-
бованиям
НТД
.
Выполнение
всеми
собствен
-
никами
ГУ
указанных
требований
позволяет
обеспечивать
устойчивость
параллельной
работы
генерирующего
оборудования
и
явля
-
ется
одним
из
условий
своевременного
ввода
в
эксплуатацию
систем
возбуждения
и
АРВ
синхронных
генераторов
при
строительстве
,
реконструкции
,
модернизации
и
техническом
перевооружении
генерирующего
оборудова
-
ния
электростанций
.
С
целью
обеспечения
контроля
эффектив
-
ности
работы
устройств
АРВ
и
СВ
при
управ
-
лении
режимами
энергосистем
в
ЕЭС
России
планируется
создать
систему
мониторинга
ра
-
боты
системных
регуляторов
(
СМСР
),
которая
позволит
своевременно
выявлять
источник
незатухающих
низкочастотных
синхронных
колебаний
в
эксплуатационных
и
аварийных
режимах
работы
энергосистемы
и
выполнять
мероприятия
по
ликвидации
выявленных
ко
-
лебаний
(
за
счёт
корректировки
настроек
АРВ
,
устранения
неполадок
в
СВ
синхронных
гене
-
раторов
и
пр
.) [5].
Безусловно
,
вышеуказанные
вопросы
отно
-
сятся
в
первую
очередь
к
ГУ
,
оснащённым
АРВ
сильного
действия
(
как
правило
,
мощностью
более
60
МВт
),
однако
ГУ
указанных
мощно
-
стей
применяются
и
на
объектах
РГ
,
а
кроме
того
,
установки
меньших
мощностей
в
послед
-
нее
время
оснащаются
такими
АРВ
,
следова
-
тельно
данная
проблематика
имеет
отноше
-
ние
и
к
объектам
РГ
.
Дополнительно
необходимо
обратить
вни
-
мание
на
то
,
что
иностранные
заводы
-
изгото
-
вители
ГУ
для
объектов
РГ
(
ГТУ
,
ГПУ
,
ДЭС
)
в
большинстве
случаев
либо
вообще
не
пред
-
ставляют
подробную
техническую
информацию
о
СВ
,
алгоритмах
АРВ
и
выбранных
параме
-
трах
настройки
,
либо
эта
информация
является
крайне
недостаточной
для
введения
параме
-
тров
АРВ
в
расчётную
модель
для
выполнения
расчётов
режимов
.
В
настоящее
время
количе
-
ство
ГУ
на
объектах
РГ
с
малоизвестными
АРВ
не
является
большим
,
и
,
следовательно
,
они
не
оказывают
существенного
влияния
на
про
-
текание
переходных
процессов
в
ЕЭС
России
,
однако
при
росте
их
количества
в
конкретном
узле
нагрузки
(
особенно
с
промышленной
на
-
грузкой
)
данное
влияние
может
оказаться
суще
-
ственным
и
проявиться
в
аварийных
режимах
с
самими
негативными
последствиями
как
для
собственников
объектов
РГ
,
так
и
для
потреби
-
телей
электрической
энергии
.
Технологический
минимум
нагрузки
ГУ
К
особенностям
газопоршневых
и
дизель
-
ных
ГУ
относится
то
,
что
технологический
ми
-
нимум
,
значения
которого
приводятся
завода
-
ми
-
изготовителями
в
паспорте
ГУ
,
составляет
порядка
30—40%
от
номинальной
мощности
,
что
особенно
критично
при
автономном
(
изо
-
лированном
)
режиме
работы
.
В
указанном
режиме
допускается
работа
таких
ГУ
с
частич
-
ной
нагрузкой
от
20
до
40%
номинальной
,
но
не
чаще
6
раз
в
год
и
на
срок
до
24
часов
,
а
работа
с
нагрузкой
ниже
50%
номинальной
до
-
пускается
не
чаще
одного
раза
в
сутки
на
срок
не
более
4
часов
.
Учитывая
данное
обстоятельство
,
для
объ
-
ектов
РГ
,
работа
которых
возможна
в
автоном
-
ном
режиме
,
по
условиям
технологического
минимума
нагрузки
целесообразно
применять
хотя
бы
некоторые
ГУ
небольшой
мощности
.
На
-
ряду
с
этим
единичная
мощность
понижающих
трансформаторов
6(10)/0,4
кВ
,
подключаемых
к
сборным
шинам
генераторного
напряжения
этих
электростанций
,
должна
быть
в
1,5—
2
раза
меньше
мощности
генераторов
,
так
как
в
противном
случае
невозможно
обеспечить
селективность
токовых
защит
в
минимальном
режиме
(
при
работе
одного
генератора
),
т
.
к
.
при
КЗ
на
шинах
0,4
кВ
вместо
трансформа
-
тора
может
отключиться
генератор
с
полным
погашением
энергообъекта
.
В
связи
этим
воз
-
никает
развилка
в
принятии
проектных
реше
-
ний
,
так
как
по
первому
фактору
необходимо
выбирать
мощность
по
крайней
мере
одной
ГУ
как
можно
меньшей
,
а
по
второму
—
как
можно
большей
,
что
должно
быть
детально
прорабо
-
тано
и
обосновано
при
выполнении
проекта
.
Газотурбинные
установки
также
имеют
ограничения
по
технологическому
минимуму
,
величины
которого
находятся
в
диапазоне
от
единиц
до
десятков
процентов
.
Данные
значе
-
ния
определяются
конструктивными
особен
-
ностями
применяемых
в
ГТУ
горелок
и
пара
-
метрами
настройки
горелочного
режима
,
а
их
121
25–26 марта 2015 г.
выбор
осуществляется
нередко
на
основании
экологических
требований
по
токсичности
вы
-
хлопных
газов
,
т
.
е
.
содержаниям
NO
x
и
CO.
При
работе
ГТУ
с
нагрузкой
более
50%
от
номинальной
мощности
используются
так
на
-
зываемые
горелки
с
предварительным
сме
-
шением
.
Однако
горелки
с
предварительным
смешением
имеют
и
недостаток
:
при
малых
нагрузках
,
т
.
е
.
при
малых
расходах
топлив
-
ного
газа
по
отношению
к
поступающему
воз
-
духу
(
компрессор
имеет
постоянную
частоту
вращения
,
следовательно
,
расход
воздуха
можно
уменьшить
незначительно
с
помощью
входного
направляющего
аппарата
компрес
-
сора
),
горение
становится
неустойчивым
.
По
этой
причине
горелочный
модуль
снабжают
диффузионной
горелкой
,
работающей
при
ма
-
лых
нагрузках
,
в
частности
при
пуске
и
наборе
начальной
нагрузки
при
прикрытом
входном
направляющем
аппарате
(
ВНА
)
вплоть
до
на
-
грузки
примерно
40%,
после
чего
осуществля
-
ется
переход
на
горелки
с
предварительным
смешением
и
величины
токсичности
выхлоп
-
ных
газов
резко
уменьшаются
,
обеспечивая
хорошие
экологические
показатели
.
Однако
длительная
работа
на
диффузионных
горел
-
ках
у
ряда
ГТУ
не
предусматривается
[2].
На
наличие
технологического
минимума
у
планируемых
к
закупке
ГУ
необходимо
обра
-
щать
особое
внимание
при
разработке
проекта
схемы
выдачи
мощности
,
так
как
это
оказывает
существенное
влияние
на
возможность
успеш
-
ной
работы
автоматики
выделения
на
сбалан
-
сированную
нагрузку
(
АВСН
)
данной
электро
-
станции
или
отдельной
ГУ
для
обеспечения
электроснабжения
собственных
нужд
и
других
наиболее
ответственных
потребителей
элек
-
трической
энергии
.
Подходы
к
решению
проблемных
вопросов
Для
комплексного
решения
вопросов
на
-
дёжной
,
эффективной
и
безаварийной
работы
объектов
РГ
и
электрических
сетей
представ
-
ляется
целесообразным
на
первом
этапе
(
до
приобретения
ГУ
)
выполнять
разработку
про
-
екта
схемы
выдачи
мощности
электростанции
/
ГУ
,
включающую
в
себя
выполнение
комплекса
технических
и
схемных
решений
присоедине
-
ния
электростанции
/
ГУ
к
электрическим
сетям
.
В
рамках
данной
работы
должны
проводиться
все
основные
виды
расчётов
и
приниматься
ос
-
новные
технические
решения
,
в
том
числе
по
во
-
просам
,
связанным
с
организацией
оперативно
-
диспетчерского
управления
,
на
основании
чего
становится
возможной
разработка
технических
условий
на
технологическое
присоединение
.
На
основании
проведённых
расчётов
по
-
является
возможность
доказать
,
что
плани
-
руемый
к
подключению
объект
РГ
не
создаёт
дополнительных
технических
проблем
в
приле
-
гающей
электрической
сети
,
либо
обозначить
возникающие
проблемные
вопросы
и
привести
основные
технические
решения
,
позволяющие
их
полностью
устранить
или
минимизировать
влияние
до
допустимого
уровня
.
Кроме
того
,
разработка
проекта
СВМ
позволяет
оценить
возможности
обеспечения
надёжного
электро
-
снабжения
потребителей
от
планируемых
к
приобретению
ГУ
на
объект
РГ
при
выделении
всего
энергообъекта
или
его
части
на
изолиро
-
ванную
(
автономную
)
работу
.
При
технологическом
присоединении
объ
-
екта
РГ
для
осуществления
параллельной
работы
с
энергосистемой
необходимо
тесное
взаимодействие
всех
его
участников
,
которые
приведены
ниже
:
•
собственники
ГУ
(
полная
исходная
инфор
-
мация
о
параметрах
нагрузки
,
режимах
и
графиках
её
работы
);
•
производители
ГУ
(
полная
техническая
ин
-
формация
обо
всех
параметрах
самих
ГУ
,
электрических
и
технологических
защит
,
САУ
/
САР
);
•
проектные
организации
(
качественная
раз
-
работка
проекта
СВМ
);
•
распределительные
сетевые
компании
(
выдача
ТУ
на
технологическое
присоеди
-
нение
;
согласование
основных
технических
решений
;
подтверждение
выполнения
тре
-
бований
ТУ
);
•
филиалы
ОАО
«
СО
ЕЭС
» (
согласование
ТУ
на
технологическое
присоединение
объектов
РГ
общей
мощностью
более
5
МВт
;
согласо
-
вание
основных
технических
решений
;
под
-
тверждение
выполнения
требований
ТУ
).
Для
оценки
возможности
обеспечения
на
-
дёжного
электроснабжения
потребителей
от
122
XXI заседание Ассоциации электроснабжения городов России «ПРОГРЕССЭЛЕКТРО»
объектов
РГ
необходимо
провести
детальный
анализ
следующих
вопросов
,
оценив
:
•
конструктивные
особенности
ГУ
(
техноло
-
гические
ограничения
и
защиты
);
•
алгоритмы
и
параметры
настройки
САУ
(
САР
)
ГУ
;
•
алгоритмы
и
уставки
устройств
РЗА
ГУ
и
их
согласованность
с
уставками
РЗА
сети
;
•
влияние
особенностей
сети
на
возмож
-
ность
безаварийной
работы
ГУ
;
•
допустимость
различных
режимов
работы
ГУ
(
параллельный
,
изолированный
,
комби
-
нированный
)
и
алгоритмы
перехода
из
од
-
ного
состояния
в
другое
;
•
возможность
участия
ГУ
в
реализации
алго
-
ритмов
устройств
противоаварийной
авто
-
матики
(
ПА
)
распределительных
сетей
;
•
влияние
особых
режимов
работы
ГУ
на
на
-
дёжность
электроснабжения
потребителей
;
•
влияние
нагрузки
на
режимы
работы
ГУ
.
В
целях
обеспечения
надёжной
,
эффектив
-
ной
и
безаварийной
работы
объектов
РГ
и
рас
-
пределительных
электрических
сетей
,
выполне
-
ния
технологического
присоединения
объектов
РГ
в
минимально
возможные
сроки
,
а
также
снижения
рисков
возникновения
(
проявления
)
проблемных
технических
вопросов
при
эксплуа
-
тации
генерирующих
установок
объектов
РГ
на
территории
России
необходимо
следующее
.
1.
До
начала
строительства
объекта
РГ
опре
-
деляться
с
целями
внедрения
объекта
РГ
и
режимами
его
работы
с
учётом
технологии
основного
производства
(
при
наличии
).
2.
Правильно
составлять
технические
требо
-
вания
(
ТТ
)
к
генерирующему
оборудованию
и
технические
задания
(
ТЗ
)
на
закупку
дан
-
ного
оборудования
с
учётом
требования
об
обязательном
предоставлении
заво
-
дом
-
изготовителем
полной
информации
о
параметрах
и
характеристиках
ГУ
для
вы
-
полнения
расчётов
при
разработке
проекта
СВМ
объекта
РГ
,
а
также
эксплуатационной
документации
на
русском
языке
.
3.
Правильно
составлять
ТЗ
на
разработку
про
-
екта
схемы
выдачи
мощности
ГУ
в
распреде
-
лительную
сеть
и
/
или
сеть
внутреннего
элек
-
троснабжения
промышленного
предприятия
.
4.
Решать
при
проектировании
все
техниче
-
ские
вопросы
по
проблемным
аспектам
ин
-
теграции
объектов
РГ
в
электрические
сети
для
обеспечения
надёжной
работы
сети
и
электроснабжения
потребителей
.
5.
Проведение
приёмки
проекта
СВМ
от
проект
-
ной
организации
собственными
высококва
-
лифицированными
специалистами
или
про
-
ведение
независимой
экспертизы
проекта
.
6.
Проведение
обучения
эксплуатационного
персонала
особенностям
эксплуатации
со
-
временных
ГТУ
,
ГПУ
,
ДЭС
отечественного
и
иностранного
производства
для
обеспе
-
чения
их
безаварийной
работы
.
Выводы
Реализация
предложенного
комплексно
-
го
подхода
к
решению
проблемных
вопросов
интеграции
объектов
распределённой
генера
-
ции
в
распределительные
электрические
сети
или
сети
внутреннего
электроснабжения
про
-
мышленных
предприятий
позволит
миними
-
зировать
технические
и
экономические
риски
внедрения
объектов
РГ
,
а
также
решить
зада
-
чу
обеспечения
надёжного
электроснабжения
потребителей
от
них
при
авариях
в
распреде
-
лительных
сетях
.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Илюшин
П
.
В
. «
Проблемные
технические
вопросы
работы
объектов
распределён
-
ной
генерации
в
составе
энергосистемы
и
подходы
к
их
решению
»,
Энергоэксперт
,
2015,
№
1.
2.
Кучеров
Ю
.
Н
.,
Илюшин
П
.
В
. «
Подходы
к
оцен
-
ке
возможности
обеспечения
надёжного
электроснабжения
потребителей
за
счёт
строительства
объектов
распределённой
генерации
»,
Электро
, 2014,
№
5,
с
. 2—7.
3.
ГОСТ
533-2000 «
Машины
электрические
вращающиеся
.
Турбогенераторы
.
Общие
технические
условия
».
4.
СТО
59012820.29.160.20.001-2012 «
Требо
-
вания
к
системам
возбуждения
и
автома
-
тическим
регуляторам
возбуждения
силь
-
ного
действия
синхронных
генераторов
».
5.
Протокол
совместного
заседания
Науч
-
но
-
технической
коллегии
НП
«
НТС
ЕЭС
»
и
Научного
совета
РАН
по
проблемам
надёжности
и
безопасности
больших
си
-
стем
от
9
июля
2012
года
№
4/12.
Развитие распределённой генерации в России, в отличие от многих стран мира, происходит в основном не за счёт строительства объектов генерации на базе возобновляемых источников энергии (солнечные, ветряные, геотермальные, малые ГЭС, приливные и т.п.) в виде самостоятельного бизнеса в энергетическом секторе. В последние годы наблюдается рост вводов объектов РГ в основном за счёт тепловых электростанций с газотурбинными (ГТУ), дизельными (ДЭС) и газопоршневыми установками (ГПУ), которые, как правило, подключаются к распределительным электрическим сетям или к сетям внутреннего электроснабжения промышленных предприятий и сооружаются собственниками крупных промышленных предприятий нефтегазодобывающей, горнодобывающей, металлургической, целлюлозно-бумажной и химической отраслей промышленности. В большинстве случаев это обосновано исключительно экономическими аспектами.
