Определение предельных параметров режимов для обеспечения успешной ресинхронизации объектов распределенной генерации в условиях предприятия черной металлургии

В условиях развития современной энергетики одной из тенденций является внедрение объектов распределенной генерации такими крупными потребителями электроэнергии, как металлургические предприятия. В качестве источников питания используются газотурбинные, парогазовые, газопоршневые и паротурбинные электростанции.

Помимо аварийных режимов при параллельной работе с электроэнергетической системой в таких сетях возможны режимы, связанные с отделением собственных электростанций от энергосистемы и последующей ресинхронизацией. Это наиболее сложные режимы с точки зрения сохранения динамической устойчивости при выходе на раздельную работу и результирующей устойчивости в момент ресинхронизации.

Как показывает опыт эксплуатации, в ряде случаев выход на раздельную работу сопровождается нарушением устойчивости синхронных генераторов в узле, что приводит к нарушению электроснабжения ответственных потребителей, необходимости останавливать отдельные генераторы и повторно их индивидуально синхронизировать с сетью. При коротких замыканиях в питающей сети на напряжениях 110–220 кВ и срабатывании делительной автоматики ущерб от недоотпуска электроэнергии в результате нарушения динамической и результирующей устойчивости может быть весьма существенным. В связи с этим исследование подобных режимов представляет интерес с целью определения условий, способствующих сохранению устойчивости. К этим условиям следует отнести небаланс активной и реактивной мощности при отделении от энергосистемы, исходную загрузку генераторов, длительность короткого замыкания, время действия автоматического повторного включения и ряд других. Разработка соответствующего программного комплекса позволит анализировать подобные режимы и разрабатывать мероприятия по повышению устойчивости системы электроснабжения.

Исследованию динамической и результирующей устойчивости посвящено большое число отечественных и зарубежных работ [1–8]. Однако они или ориентированы на крупные энергосистемы, или отражают процессы в простейшей схеме «генератор – ЛЭП – энергосистема». Поэтому с целью повышения эффективности управления режимами промышленных систем электроснабжения, имеющих собственные электростанции, появляется необходимость расчета и анализа подобных режимов. Существующие программные комплексы, например, DIgSILENT PowerFactory, ETAP и другие, упомянутые в [9, 10], в основном предназначены для расчета режимов крупных электроэнергетических систем. В их возможностях не упоминается анализ режимов выхода на раздельную работу промышленных систем электроснабжения.

Выход на раздельную работу электростанции может происходить при двух видах аварийных ситуаций. Во-первых, при коротком замыкании [11]. В результате короткого замыкания углы роторов растут относительно вектора напряжения энергосистемы и при выходе на раздельную работу и благоприятных условиях генераторы начинают втягиваться в синхронизм друг относительно друга. Скорости роторов генераторов в режиме короткого замыкания увеличиваются, а при выходе на раздельную работу на изменение скоростей оказывает влияние небаланс потребляемых и генерируемых мощностей в узле. В режиме выхода на раздельную работу генераторы успевают несколько раз провернуться относительно вектора напряжения энергосистемы, поэтому успешность ресинхронизации обеспечивается в том числе фазой повторного включения.

Во-вторых, отделение электростанции от энергосистемы может произойти в результате снижения частоты в сети. При таких условиях во время раздельной работы генераторы должны втянуться в синхронизм друг относительно друга. Изменение углов роторов генераторов относительно вектора напряжения энергосистемы также зависит от небаланса мощностей при выходе на раздельную работу. В общем случае, чем больше небаланс, тем больше число циклов и амплитуда качаний в узле при ресинхронизации.

Как показали расчеты, результирующая устойчивость выше в избыточном узле, когда генерируемая мощность превышает нагрузку на 10–15 %. В этом случае быстро устанавливаются нормальные параметры режима и узел готов к ресинхронизации. Одним из необходимых условий при этом является правильное действие автоматических регуляторов возбуждения и скорости. Отказ хотя бы одного из регуляторов или его неправильная работа приведут к нарушению динамической устойчивости генераторов при раздельной работе. Возможным неблагоприятным последствием для узла при существенном избытке мощности является нарушение устойчивости генераторов друг относительно друга. В дефицитном – при небольших дефицитах активной и реактивной мощности за счет регулирующего эффекта нагрузки – может наступить установившийся режим [12, 13]. При большом дефиците новый установившийся режим невозможен.

Для исследования таких режимов на кафедре электроснабжения промышленных предприятий МГТУ им. Носова творческим коллективом разработан алгоритм, представленный на рис. 1. Он основан на модифицированном методе последовательного эквивалентирования, предназначенном для расчета установившихся режимов в сложнозамкнутых системах, а также методе последовательных интервалов для расчета переходных электромеханических процессов. Основными достоинствами сочетания указанных методов являются приведение на каждом шаге расчета к взаимодействию одномашинной системы (генератор, синхронный двигатель и т. д.) с эквивалентными характеристиками остальной части системы, полученными при расчете установившегося режима. Разработанный алгоритм позволяет исследовать переходный электромеханический процесс выхода электростанции на раздельную работу с электроэнергетической системой. При этом учитываются индивидуальные технические характеристики генераторов и крупных электродвигателей, обобщенной нагрузки, которые задаются статическими или динамическими характеристиками в зависимости от условий расчета.

Используемые для расчета электромеханических переходных процессов математические модели генераторов и двигателей разработаны в соответствии с классической литературой [1] и представлены в работах [14–16].

Учет действия регуляторов возбуждения при расчете установившихся режимов раздельной работы выражается в использовании их коэффициентов статизма. Расчет режима методом последовательного эквивалентирования ведется в несколько итераций. Изначально все генераторы замещаются балансирующими узлами и вводятся в расчет своими номинальными параметрами, нагрузки вводятся своими математическими ожиданиями с учетом регулирующего эффекта, после чего производится первая итерация расчета режима. По результатам вычисления определяются выдаваемые генераторами мощности, по которым в соответствии со статическими характеристиками генераторов определяются частота и напряжение сети.

Учет действия автоматических регуляторов возбуждения в расчете переходного режима происходит при расчете сверхпереходных (переходных) ЭДС синхронных генераторов по поперечной оси. Приращение сверхпереходной ЭДС зависит от двух потоков – реакции статора и обмотки возбуждения. Потоку обмотки возбуждения соответствует вынужденная ЭДС E_qe , изменяющаяся в соответствии с используемым на генераторе законом АРВ. При расчете сверхпереходного режима на каждом интервале определяются приращения

Рис. 1. Алгоритм определения параметров режима выхода электростанции на раздельную работу и последующей ресинхронизации

сверхпереходных ЭДС согласно методике, приведенной в [1, 11].

Вынужденная ЭДС изменяется с учетом постоянной времени возбудителя T _e :

( x K о i

I

( I O sin Ф о - I ( n ) cp sin

n ) ) ,          I O sin Ф о ,

^{( Е} рег ⁽ n )   E qe ( n - 1 ^{)) д 1}

E qe ( n )    E qe ⁽ n - 1) ⁺

T _e

⁺ K O U

^{U 0   U ( n} ) ср

U 0

- K 0 8

7

(50Z§(n-1) )

При работе АРВ ЭДС, которую пытается установить регулятор, определяется [10]:

⁺ K о д U

' ^U ( n ) - ^U ( n - 1 )

.     U о д 1

7 7

F qe ном

E рег ( n )    E рег(0) + т у

U ном

где K _{0 I} – коэффициент усиления по отклонению

тока; K _{0 U} – коэффициент усиления по отклоне-

нию напряжения на выводах обмотки статора;

K _{0 б} - коэффициент усиления по отклонению угла ротора синхронного генератора; K _{0 Д} U - коэффи-

= Д p у   рег( n-1)

T _s

' 1 + s (n) ' --

1 ¹ + s ( n - 1) J

,

циент усиления по скорости отклонения напряжения; I ₀ – ток статора в нормальном режиме работы.

Учет автоматических регуляторов скорости осуществляется на этапе определения мощности турбины и определения приращения угла ротора δ. Мощность, развиваемая турбиной, с учетом действия регулятора скорости в этом случае определяется [1]:

где P _т0 – исходная мощность турбины; ω (0) – исход-

^P т( n )

₌ р ^Ю ( n ) ^рт0

^to (0)

Р / рег( n-1)

^Р Тном ^Д^ ⁽ n ) ^ 1 360 f о

^{( 1} + s ( n ) ) =

ная скорость; ^ _{( n} ) - скорость на n -м интервале; о -степень неравномерности регулятора; T _s – постоянная времени сервомотора; S ( _n ) =-Д8 ( _n ) До₀ Д t ) -скольжение на n -м интервале; f ₀ – исходная частота.

На основе алгоритма разработана методика определения небаланса мощности при выходе на раздельную работу с учетом времени ресинхронизации. Методика приведена на рис. 2. Разработан-

Рис. 2. Методика определения предельных небалансов мощностей при заданном времени работы автоматического повторного включения

ная методика позволяет выполнять анализ устойчивости промышленных систем электроснабжения как при выходе на раздельную работу, так и при отделении от электроэнергетической системы и последующей ресинхронизации. Ее использование дает возможность определить требуемое время ресинхронизации в зависимости от величины небалансов мощностей в точках связи с энергосистемой, а также от загрузки каждого из генераторов по активной и реактивной мощности. Для определения предельных режимов работы используется метод последовательного утяжеления, применение которого подразумевает подключение и последовательное увеличение активных и реактивных нагрузок в различных точках системы электроснабжения.

Алгоритм положен в основу программного комплекса «КАТРАН», предназначенного для расчета переходных и установившихся режимов промышленных систем электроснабжения при параллельной и раздельной работе с энергосистемой [17–20].

Программа отличается возможностью расчета режима выхода на раздельную с энергосистемой работу, позволяет исследовать переходные процессы в сложнозамкнутых системах, имеющих несколько балансирующих узлов и большое число электрических [21–25]. При числе элементов 3000–4000 расчет установившегося режима происходит за 2–3 с. Заявленная точность учета автоматических регуляторов генераторов достаточна, так как для исследования режима ресинхронизации требуется выполнение совокупности расчетов сверхпереходных промежуточных режимов при большом числе элементов сети, что при более подробном учете регуляторов приведет к большему времени счета.

Исследования проводились на примере системы электроснабжения промышленного предприятия, имеющего в составе собственные электростанции с генераторами разной мощности. Схема электрических соединений приведена на рис. 3.

На рис. 4 показано изменение взаимных углов роторов при выходе на раздельную работу электростанции в результате отключения выключателей связи с энергосистемой. Предельный небаланс мощностей, при котором устойчивость сохранилась, составил 20 % от установленной. Небаланс по реактивной мощности был близок к нулю.

Рис. 3. Исследуемая схема электроснабжения

-1

-2

-3

-4

-5

-6

8        10

t, second

14       16

18      20

Рис. 4. Изменение взаимных углов роторов во времени

Рис. 5. Изменение собственных углов роторов во времени

Изменение собственных углов роторов в режиме отделения от энергосистемы и последующей ресинхронизации через 1,85 с приведено на рис. 5.

После нескольких проворотов углов роторов относительно вектора напряжения энергосистемы нормальная работа в результате действия АПВ восстанавливается.

Способность к ресинхронизации у генераторов теряется с повышением их электрической удаленности от шин связи с энергосистемой. Наихудшей устойчивостью обладает генератор G10, удаленный от энергосистемы через два трансформатора и реактор.

Использование методики определения времени работы автоматического повторного включения позволило определить режимы успешной ресинхронизации. Для рассматриваемого примера ресинхронизация имела место через 1,85 с после отделении от энергосистемы при балансе реактивных и небалансе активных мощностей 20 % от установленной мощности генераторов узла.

Исходная загрузка по активной и реактивной мощности оказывает значительное влияние на динамическую и результирующую работу генераторов, особенно если они являются электрически удаленными от других генераторов или связи с энергосистемой. Снижение загрузки генератора по активной мощности или повышение загрузки по реактивной хотя бы на 10 % может снизить время втягивания генератора в синхронизм. Расчеты по- казали, что если генератор G10 загружен на 105 % от номинальной активной мощности, то успешной ресинхронизации с сетью не происходит. При загрузке генератора на 93 % он после нескольких проворотов втягивается в синхронизм.

Разработанный программный комплекс позволяет исследовать переходные режимы ресинхронизации, когда один или несколько источников питания выходят под нагрузкой на раздельную работу и через определенное время происходит повторная ресинхронизация. Оперативный персонал может использовать программу в режиме «советчика диспетчера» для предотвращения ошибочных решений. При анализе возможных аварийных ситуаций своевременное вмешательство в работу систем электроснабжения повысит надежность и экономичность за счет снижения аварийного ущерба [26–29].

Увеличение доли промышленных объектов распределенной генерации в общем числе источников питания приводит к усложнению возможных эксплуатационных режимов и требует наличия математического аппарата и программного обеспечения для анализа переходных режимов выхода собственной электростанции с нагрузкой на раздельную работу и ее последующей ресинхронизации с энергосистемой.

Разработан алгоритм анализа таких режимов, позволяющий учитывать характеристики связей с энергосистемой, генераторов, обобщенных и индивидуальных нагрузок в условиях сложнозамкнутой промышленной системы электроснабжения. Получена методика определения предельных небалансов мощностей при заданном времени работы автоматического повторного включения, позволяющая выявить режимы, при которых динамическая и результирующая устойчивость сохраняются.

Разработанный программный комплекс позволяет рассчитывать переходные режимы ресинхронизации с энергосистемой в условиях распределенной генерации, определять наиболее целесообразные режимы с точки зрения сохранения устойчивости и может быть предложен в качестве советчика диспетчера собственных электростанций промышленных предприятий. Это позволит повысить эффективность управления аварийными и эксплуатационными режимами промышленных генераторов и снизит затраты от недоотпуска электроэнергии при аварийных отключениях источников питания.