"Исследование схем выдачи мощности когенерационных газовых электрических станций"

     В Донбассе эксплуатируется много угольных шахт, которые являются сверхкритическими по условиям взрывоопасности. Для повышения надежности и безопасности работы шахт применяют систему принудительной откачки метана из забоев. Как правило, извлеченный метан сжигается в котлах ТЭЦ или применяется в качестве автомобильного топлива.

    На шахте им. А.Ф. Засядько (г. Донецк) впервые в Украине применена технология утилизации метана путем его сжигания в газовых двигателях. Предполагается строительство трех когенерационных газовых электрических станций (КГЭС), расположенных в непосредственной близости от трех основных стволов шахты. При полной реализации проекта суммарная мощность электростанций составит 66 МВт, что является максимальным показателем для КГЭС в мире. В настоящее время построена и вводится в эксплуатацию первая из указанных КГЭС, расположенная вблизи Восточного ствола шахты. На ней установлено 12 генерирующих модулей австрийской компании Jenbacher. Модуль состоит из двадцатицилиндрового газового двигателя и синхронного генератора номинальной активной мощностью 3 МВт. Каждый из блоков подключен к одиночной секционированной системе шин напряжением 6,3 кВ (на каждую секцию подключается по 6 блоков). Выработанная мощность по двум шинопроводам напряжением 6,3 кВ передается на секции шин близлежащей сетевой подстанции, от которой питаются многочисленные потребители подземной и наземной систем электроснабжения шахты. (1)Чем же все-таки вызвано строительство генерирующих мощностей на территории шахты?

    В ближайшие годы начнется неуправляемый массовый вывод из строя электро и теплогенерирующих агрегатов, тепловых и атомных электростанций в целом. Граничный ресурс работы основного оборудования отечественных ТЭС составляет 170-220 тысяч часов (20-25 лет). Сегодня 100% оборудования уже отработало 100 тысяч часов, а 50% оборудования — граничный ресурс. То же можно сказать и в отношение атомных электростанций.

    С другой стороны, как показывают результаты исследований, в мировой энергетике прослеживается стойкая тенденция к увеличению производства и потребления энергии. Даже с учетом значительных структурных изменений в промышленности и перехода на энергосберегающие технологии, потребности в энергии в ближайшие десятилетия будут увеличиваться. К примеру, в 1998 году объем производства электроэнергии в Украине составил 172 миллиарда кВт*ч, что адекватно 57.5% от уровня 1990 года. На ряду с этим, за 7 последних лет установленные мощности электростанций сократились с 53.4 миллионов кВт*ч (1991 год), до 49.1 миллиона кВт*ч (на начало 1999 года).

    В сложившейся ситуации, необходимость поиска и внедрения альтернативных источников энергоносителей более чем очевидна. Их множество и все они, уже долгие годы, состоят на вооружении цивилизованных стран мира.

    Один из них, самый распространенный в Европе, — когенерация.

    Другими словами — технологии совместного производства дополнительной электроэнергии и тепла на базе уже существующих в теплоснабжении, промышленности и транспорте газо-тепловых генераторов (котелен, печей, компрессорных станций и так далее). Ни в одной стране мира, — продолжает Владимир Хохлачев, — газ не сжигается с целью получения только тепла или горячей воды. Это — преступление!

    Везде строятся когенерационные установки. Они характеризуются высоким коэффициентом использования теплоты топлива, мобильностью, экологической безопасностью и многими другими факторами. До настоящего времени на Украине этому никто не хотел уделять внимания. Мы провели несложные подсчеты и пришли к выводу, что если использовать в качестве топлива отходные газы промышленных предприятий, которые сегодня просто выбрасываются в атмосферу, если сократить расстояние между производителями и потребителями энергии, мы могли бы развить порядка 10 000 МВт дополнительных мощностей.

    А это — две атомных электростанции, таких, как стоит в Энергодаре.

    Статистика энергетических потерь, которые несет Украина выглядит ужасающе: при распределении тепла мы теряем порядка 15-20%, при транспортировке — 50%, 5-10% теряется при нагревании котлов и так далее. В масштабах Украины ситуацию усугубляет неравномерное распределение электрогенерирующих мощностей и потребление энергии по регионам. К примеру, в Запорожской области на сегодняшний день вырабатывается около 30% производимой в стране элеткроэнергии. А в Волынской, Житомирской, или, скажем — Черновицкой областях генерирующих мощностей практически нет. В результате перетоков, а также вследствие недогрузки и износа местных сетей, потери в региональных энергосистемах достигают половины потребляемой энергии. Что там говорить, — у нас цветы зимой цветут на теплотрассах, а мы удивляемся и ищем какие-то глобальные причины энергетического кризиса. Основная причина — наша расточительность.

    Ученые приводят множество аргументов в защиту когенерационных технологий.

    Во-первых, сооружение подобных установок (электрической мощностью от 0.5 до 80 МВт), не требует огромных капиталовложений. По сравнению с затратами на строительство новых КЭС, которые обходятся в $1000-$1500 на один кВт мощности, удельная стоимость 1 кВт мощности когенерационных установок составляет порядка $300-$800.

    Во-вторых, учитывая различие в себестоимости вырабатываемой электроэнергии и тарифов на энергорынке, когенерационные установки способны приносить прибыль, достаточную для того, чтобы окупить капитальные затраты на их сооружение. Срок окупаемости инвестиций в 2-5 раз ниже, чем известный для электроэнергетики (10-15 лет).

    В-третьих, когенерационные установки, по замыслу их структуры, располагаются непосредственно вблизи потенциальных потребителей электроэнергии, так как база для них находится с уже оформленной инфраструктурой. Котельные — однотипны. Модернизация не составляет больших усилий. Мобильность установок — один из наиболее важных нюансов. Станция централизованного теплоснабжения, переоборудованная в когенерационную станцию, сможет снабжать электроэнергией тот же жилой массив, который она же снабжает и теплом. В результате существенно снижаются потери в линиях электропередач, что уже является элементом энергосберегающих технологий.

    Четвертым благоприятствующим внедрению когенерации фактором является экологическая безопасность. Подобные установки имеют низкие уровни выбросов в атмосферу токсичных веществ и удовлетворяют самые жесткие европейские стандарты. Кроме того, предприятия, имеющие собственную когенерационную станцию, смогут обеспечить собственные потребности в электроэнергии за счет отходных газов. При этом не только снизится себестоимость основной продукции заводов, но и значительно возрастет его энергетическая безопасность, поскольку потери в подаче электроэнергии от снабжающей энергокомпании не будут влиять на ход технологического процесса.

    С введением когенерационных установок нам удастся решить проблему сооружения пиковых мощностей высокой эффективности. Энергетическая надстройка котельной может включаться в часы "пик", и вырабатываемая электроэнергия будет иметь удельный расход топлива ниже, чем на базовых электростанциях. Говоря более понятным языком, в утренние и вечерние "горячие" часы, тот же электротранспорт будет полностью работать на вырабатываемой когенерационным способом энергии. Что там говорить, — это наше энергетическое будущее. Атомная электроэнергия со временем будет дорожать и дорожать. Никто из нас не хочет повторения Чернобыля, а потому, в модернизацию АЭС придется вкладывать огромное количество денег. В конце концов нас принудит к этому Запад! Когенерация, а так же иные альтернативные источники — не что иное, как реальная энергетическая, а следственно и экономическая независимость государства.

    При наличии в Украине на сегодняшний день 50 миллионов кВт установленных генерирующих мощностей, ученые не могут согласиться с запланированным на 2010 год объемом производства электроэнергии в 265,3 миллиарда кВт*ч, не достигающим даже уровня 1990 года. Ссылки на кризисное состояние экономики Украины, катастрофическое состояние производства и, как следствие, снижение потребности в производстве электроэнергии, специалисты энергорынка не признают состоятельными. По их мнению, кризисные явления следует рассматривать, как временные. Избыток электроэнергии, если бы его можно было достигуть, а потом реализовать, позволил бы Украине восстановить свои позиции на рынке электроэнергии и решать таким путем не столько энергетические, сколько экономические проблемы в целом. Идея развития когенерационных технологий — это разумно и по хозяйски!

    Цели магистерской работы:

    систематизировать данные о существующих в мире когенерационных проектах,

    сформировать некий свод правил и указаний, характеризующий положительные и отрицательные стороны различных схем выдачи мощности когенерационных газовых электрических станций(КГЭС),

    Задачи магистерской работы в основном относятся к решению проблем, существующих на КГЭС шахты им. А.Ф. Засядько, а именно:

    глубокий анализ главной схемы электрических соединений, экономическое сравнение с другими возможными вариантами,

    расчет уровней напряжения в сети 6 кВ наземного электроснабжения шахты,

    расчет динамической устойчивости генераторов КГЭС при различных возмущения в сети 6 кВ наземного электроснабжения шахты,

    расчет токов короткого замыкания в схеме выдачи мощности КГЭС.

    Еще никем не производился полный систематический анализ схем выдачи мощности КГЭС, не было создано никаких практических рекомендаций с описанием возможных схемных решений. До сих пор проектировщики пользуются ПУЭ, которые на мой взгляд немного не актуальны в свете сегодняшних экономических реалий. Исходя из вышесказанного, я оцениваю научную новизну данной работы, как довольно высокую.

    В качестве планируемого практического результата я вижу применение вышеназванных указаний для проектировки реальных объектов, а также выдача рекомендаций после исследований проблем шахте им. А.Ф. Засядько, в частности, о целесообразности установки компенсирующих батарей для поддержания необходимых уровней напряжения, рекомендаций по обеспечению устойчивости генераторов КГЭС, различного рода рекомендаций по выбору уставок релейной защиты

    В чем же заключаются проблемы шахты им А.Ф. Засядько? На рассматриваемых когенерационных газовых электрических станциях (КГЭС) были приняты схемы выдачи генерирующих мощностей на генераторном напряжении 6,3 кВ. Такое проектное решение имеет ряд преимуществ по сравнению со схемой выдачи мощности непосредственно на высокое напряжение. В первую очередь из-за меньших капитальных затрат на дополнительные трансформаторные мощности и оборудование высоковольтного распределительного устройства.

    Структура схемы выдачи мощности и параметры токоограничивающих реакторов были выбраны, исходя из обеспечения отключающей способности установленных в схемах поверхностного и подземного электроснабжения коммутационных аппаратов (ячеек КРУ), а также динамической и термической стойкости электрического оборудования и токопроводов этих схем. Для этих целей были проведены подробные расчеты токов КЗ в рассматриваемых схемах для нормальных и ремонтных режимов их работы.

    Однако, несмотря на очевидные преимущества выбранных схем выдачи мощности, применение непосредственной связи (через малое сопротивление) КГЭС с потребителями поверхностного электроснабжения обуславливает значительную зависимость режимов работы генераторов КГЭС и потребителей существующих схем электроснабжения названных площадок шахты и требует дополнительного их рассмотрения.

    Имея уже готовую схему электрических соединений подстанции ВПС – 110, к ней просто подсоединили КГЭС (рисунок 1), что повлекло за собой следующую модернизацию. Схема электрических соединений ОРУ-110 кВ подстанции сохраняется прежней 110-7.

	Рисунок 1  -  Схема ВПС-110

    На стороне 110 кВ силовых трансформаторов взамен существующих масляных выключателей типа ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1, устанавливаются элегазовые выключатели типа GL312-F1/4031/VR1750/FK 3.

    В связи с присоединением на шины 6,3 кВ подстанции нагрузки от когенерационной станции, увеличиваются токи короткого замыкания . Поэтому предусматривается замена масляных выключателей вводов 6,3 кВ и 6,6 кВ трансформаторов и секционных выключателей секций шин 6,3 и 6,6 кВ на вакуумные выключатели типа VD 4 с током отключения 40 кА.

    При расчете токов КЗ в сети 6.3 кВ даже в номинальном режиме они превышают допустимые (31.5 кА) для существующего оборудования. С целью их уменьшения проектом предусматривается установка токоограничивающих реакторов на шинопроводах от КГЭС и на вводах секций 6.3 кВ, что предусма-тривает установку двух дополнительных ячеек на выводах 6.3 кВ силовых трансформаторов. Существующие вводные ячейки 6.3 кВ от силовых трансформаторов используются в новой схеме в качестве вводных на секции 6.3 кВ Для минимизации затрат и экономии места установка реакторов предусматривается на свободном месте рядом со зданием существующих реакторов 6.6 кВ. Данная компоновка позволяет уменьшить количество вновь монтируемых шинопроводов в КРУ-6 кВ (всего два) и оставить неизменными шинопроводы между ВПС-110 кВ и КГЭС.

    Из-за большого колебания нагрузок на секциях 6.3 и 6.6 кВ по условиям обеспечения нормального уровня напряжений на них установка токоограничивающих реакторов с большим сопротивлением невозможна. В связи с выше указанным для ограничения токов КЗ в сети 6.3 кВ выбраны реакторы с сопротивлением 0.1 Ом.

    На вводах 6,3 кВ силовых трансформаторов дополнительно устанавливаются вакуумные выключатели типа VD 4 с трансформаторами напряжения в ячейках типа ВМ-1 ЗАО «Ампер» и токоограничивающие реакторы типа XYSP – 0,318мГн/3150А – 0,1 Ом.

    Нагрузка когенерационной электростанции подключается через токоорганичивающий реактор типа XYSP – 0,318мГн/3150А – 0,1 Ом до существующего ввода на секцию 6,3 кВ.

    Существующие сборные шины КРУ-6,3кВ и 6,6 кВ проходят по току термической стойкости токам короткого замыкания ( 31,5 кА > 28,57 кА; ). Существующие номинальные токи сборных шин КРУ-6 кВ не соответствуют номинальным токам требуемым проектом (2000 А< 3150 A; 1600 A < 3150 A). Существующая ошиновка стороны 110 кВ удовлетворяет требованиям проекта.

    Все же проектирование станции нельзя представить без выбора генераторов, далее мне хочется привести доклад Замоторина Романа Владимировича (2) о сравнении поршневых и турбинных электростанций (на рассматриваемой КГЭС установлены именно поршневые агрегаты).

    В теплоэнергетике положение усугубляется тем, что сокращение объемов промышленного производства на 50 - 60% по сравнению 1991 годом не сопровождалось адекватным снижением объемов потребления электрической и тепловой энергии. Сложилась ситуация, когда в условиях наличия большого резерва электрической мощности в региональных энергосистемах, невозможно его использовать вследствие падения потребления технологического пара промышленными потребителями. В результате противодавленческие турбоагрегаты теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) фактически простаивают, а турбины типа ПТ являются незагруженными. Кроме того, в новых экономических условиях перехода к социально-ориентированным рыночным отношениям, высокого уровня инфляции, невозможности использования централизованных средств для восполнения отработавших свой ресурс и требующих замены генерирующих мощностей, ориентация на традиционное централизованное теплоэнергоснабжение от крупных источников становится проблематичной.

    Традиционные централизованные теплофикационные системы не обеспечивают расчетной экономии топлива и общей эффективности. Это связано, в основном, с двумя причинами. Эффект системной экономии топлива от централизации теплоснабжения практически сведен к нулю вследствие того, что КПД промышленных и отопительных котельных повышен до уровня КПД энергетических котлов. Вторая составляющая топливного эффекта от комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ также оказалась ниже расчетной вследствие тепловых потерь и потерь с утечками при транспорте горячей воды на большие расстояния. Эти потери достигают 20-25%. Кроме того, магистральные тепловые сети от ТЭЦ имеют низкую надежность, что приводит в ряде случаев к нарушению теплоснабжения и соответствующему ущербу как материальному, так и социальному.

    Таким образом, строительство новых крупных ТЭЦ для покрытия дефицита тепловых мощностей неизбежно связано с омертвлением капитала и проблемой отыскания источников финансирования. Ориентация же на строительство крупных котельных с точки зрения обеспечения системной экономичности является неперспективной из-за увеличения потребностей в топливе и необходимости решения экологических проблем.

    В этих условиях в стране наметилась тенденция на строительство децентрализованных комбинированных источников электро- и теплоснабжения. Создание таких энергоустановок имеет ряд преимуществ. Среди них основными являются короткие сроки строительства, повышение надежности теплоснабжения потребителей, снижение инерционности теплового регулирования и потерь в тепловых сетях. Однако существует ряд недостатков, связанных с трудностью их размещения, необходимостью решения экологических задач и вопросов отпуска избытка электроэнергии в общую сеть.

    Необходимость строительства собственной электростанции, как правило, обусловливается одной из следующих причин:

• затраты на подвод электроэнергии и тепла сопоставимы с расходами на строительство собственной электростанции (новое строительство);
• есть проблемы с региональными энергосетями либо со стоимостью дополнительной электроэнергии (расширение мощностей);
• наличие и качество электроэнергии критично с точки зрения непрерывности технологического процесса или нарушения технологии;
• штрафы за выбросы в атмосферу попутного газа, прочих продуктов сопоставимы со стоимостью оборудования электростанции (нефтедобывающие компании);
• возможность использования дешевого или "бесплатного" газа в качестве топлива для электростанции (добывающие и транспортные топливные компании);
• ожидание роста тарифов на электроэнергию.

    На сегодняшний момент возможными приводами генераторов для децентрализованных малых тепловых электростанций являются газовые поршневые и турбинные двигатели. "Сколько это стоит?" — первый вопрос, который задается при принятии решения "строить или не строить собственную электростанцию".

    Как видно из рисунка, при единичных мощностях менее 3,5 МВт наименьшая удельная стоимость оборудования у поршневых машин. Здесь нужно заметить, что стоимость оборудования и стоимость станции не одно и то же, особенно в том случае, когда речь идет о подводе газа высокого давления (как требуется для газовых турбин).

    Следующими очень важными для будущих владельцев станций являются вопросы расхода топлива и эксплуатационных затрат, которые напрямую связаны с выгодами, которые получит владелец и со сроком окупаемости оборудования станции.

    Удельный расход топлива на выработанный кВт*ч меньше у газопоршневой установки, причем при любом нагрузочном режиме. Это объясняется тем, что КПД поршневых машин составляет 36…45%, а газовых турбин — 25…34%.

    Эксплуатационные затраты на тепловую электростанцию с поршневыми машинами ниже, чем на электростанцию с газовыми турбинами. Резкие скачки на графике ГТД - капитальные ремонты двигателя. У эксплуатационных затрат ГПД таких скачков нет, капитальный ремонт требует значительно меньше финансовых и людских ресурсов.

    Сравнение газопоршневых и газотурбинных двигателей по другим немаловажным вопросам установки и эксплуатации приведено в таблице 1.

    Таблица 1 Сравнение ГПД и ГТД

    Сравнение турбинных и поршневых двигателей для применения на мини-ТЭЦ показывает, что установка газовых турбин наиболее выгодна на крупных промышленных предприятиях, которые имеют значительные (больше 8…10 МВт) электрические нагрузки, собственную производственную базу, высококвалифицированный персонал для эксплуатации установки, ввод газа высокого давления.

    Малые тепловые электростанции на базе газопоршневых двигателей перспективны в качестве основного источника электроэнергии и теплоты на предприятиях самого широкого диапазона деятельности, а именно: в сфере обслуживания — в гостиницах, санаториях, пансионатах и предприятиях пищевой промышленности;
в промышленности — на деревообрабатывающих и химических предприятиях;
в сельском хозяйстве — в тепличных хозяйствах, на птицефермах и животноводческих комплексах.

    Стоит упомянуть, что в России существуют временные правила по эксплуатации малых генерирующих объектов (3), но в них не описаны схемные решения подключения генерирующих объектов к сети

1. Настоящие Правила распространяются на стационарные и передвижные источники электрической энергии, как (паротурбинные, дизельные, бензиновые, газотурбинные и другие) единичной мощностью до  кВт (в дальнейшем малые электростанции*), используемые в качестве основных или резервных источников питания электроприемников потребителей и вырабатывающие электроэнергию в рамках энергосберегающих технологий**.

*Электростанции единичной мощностью электроустановки более 2000  кВт приравнивается к блокстанциям, и их эксплуатация осуществляется по "Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей.

** Под производством, электроэнергии в рамках энергосберегающих технологий понимается производство с использованием органического топлива, при котором на выработку 1  кВт/час расходуется менее 200  грамм условного топлива в виде кондиционного природного газа, мазута и дизельного топлива, угля, исключая альтернативные виды топлива. Удельный расход топлива на производство электроэнергии определяется по результатам энергетического обследования проводимого организацией, имеющей соответствующую лицензию (разрешение), по согласованию с областным департаментом топлива и энергетики.

1.2. Конструкция, исполнение и класс изоляции электрических машин, аппаратов, приборов и прочего оборудования на малых электростанциях, а также проводов и кабелей должны соответствовать параметрам сети и электроприемника, условиям окружающей среды и внешним воздействующим факторам или должна быть обеспечена защита от этих воздействий.

Используемое на малых электростанциях оборудование, аппараты и другие устройства должны соответствовать требованиям государственных стандартов или техническим условиям, утвержденным в установленном порядке.

1.3. Установка и подключение малой электростанции к сети (электроприемнику) потребителя должны производиться с учетом требований "Правил пользования электрической и тепловой энергией", ПУЭ, инструкций завода-изготовителя и других НТД с учетом местных условий и ПЭЭП.

1.4. К эксплуатации допускаются малые электростанции, на которых полностью смонтированы, проверены и испытаны в необходимом объеме оборудование, устройства защиты и автоматики, контрольно-измерительные приборы и сигнализация, провода и кабели, средства защиты, в том числе счетчики активной и реактивной энергии передаваемой в прямом и обратном направлении отечественного производства.

Ввод электростанции в эксплуатацию разрешается после проведения приемо-сдаточных испытаний в установленном порядке.

1.5. При приемке к эксплуатации малой электростанции режим работы нейтрали электростанции и защитные меры электробезопасности должны соответствовать режиму нейтрали и защитным мерам, принятым в сети (электроприемниках) потребителей.

1.6. Подключение малой электростанции к сетям (электроприемникам) потребителя вручную разрешается только при наличии блокировок между коммутационными аппаратами, исключающими возможность одновременной подачи напряжения в сеть потребителя и в сеть энергосберегающей организации в эксплуатационном журнале (формуляре).

1.7. Автоматическое включение резервной малой электростанции в случае исчезновения напряжения со стороны энергосистемы должно осуществляться с помощью устройств автоматики, обеспечивающих предварительное отключение коммутационных аппаратов электроустановок потребителя от сети энергосберегающей организации и последующую подачу напряжения электроприемникам от малой электростанции.

1.8. До ввода в эксплуатацию малой электростанции, работа которой возможна параллельно с сетью энергоснабжающей организации, потребителем должна быть разработана и согласована с энергоснабжающей организацией инструкция, определяющая режим работы малой электростанции и порядок взаимоотношений между сторонами при ее использовании.

1.9. Стоимость электроэнергии, покупаемой региональной энергосистемой от независимых производителей, осуществляющих мероприятия по энергосбережению, утверждаются региональной энергетической комиссией. Штрафные санкции со стороны региональной энергосистемы к потребителям электроэнергии, имеющим малые электростанции, не применяются при превышении заявленной мощности на величину, не превышающую номинальную мощность малой электростанции.

1.10. Для обслуживания малой электростанции должен быть выделен персонал, подготовленный в соответствии с настоящими Правилами и имеющий соответствующую квалификационную группу по электробезопасности. Обслуживающий персонал в своих действиях должен руководствоваться требованиям инструкции по обслуживанию и эксплуатации малой электростанции и нормативными документами.

1.11. Для каждого вида технического обслуживания и ремонта малой электростанции должны быть определены сроки с учетом документации завода-изготовителя. Осмотр станций, находящейся в резерве, должен проводиться не реже одного раза в З месяца.

1.12. Сведения о готовности к пуску малой электростанции, продолжительность ее работы на холостом ходу или под нагрузкой, а также результаты осмотра и проверок работы станции должны оформляться в эксплуатационном журнале (формуляре).

1.13. При оформлении договора на пользование электрической энергией и акта разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности между энергоснабжающей организацией и потребителем должны быть указаны наличие резервных и передвижных электростанций, их установленная мощность и значение номинального напряжения.

1 .14. Профилактические испытания и измерения параметров электрооборудования, заземляющих устройств, аппаратов, проводов и кабелей и т.п. должны проводиться в соответствии с Нормами. (Приложение 1 ПЭЭП).

1.15. Независимые производители электроэнергии должны осуществлять производство на основе соответствующей лицензии, выдаваемой Главгосэнергонадзором (региональными и территориальными органами).

    Для расчета уровней напряжения в схеме применяется матричный метод узловых потенциалов. Алгоритм расчета установившегося режима, используемый для нахождения величин напряжений в узлах расчетной схемы, основан на предположении отсутствия зависимости активных и реактивных мощностей нагрузок и генерирующих мощностей КГЭС от величин напряжений в узлах их подключения (так называемый метод постоянных мощностей). Как отмечалось выше, в этом случае алгоритм расчета основан на решении системы нелинейных алгебраических уравнений в матричной форме методом простых итераций. Система уравнений составлена на основе метода узловых потенциалов и на каждом шаге расчета ее решение осуществляется путем обращения матрицы коэффициентов названной системы уравнений.

    Условие получения режимных параметров, исходя из постоянства мощностей (генерирующей и потребления) в узлах схемы обуславливает циклический характер алгоритма получения узловых напряжения. В рассматриваемом алгоритме использован метод простых итераций. Условием выхода из цикла в нем принята разность величин напряжений на последующей и предыдущей итерациях циклического расчета. Несмотря на известные проблемы сходимости названого метода в проведенных нами многочисленных расчётах имела место устойчивая работа программы при варьировании параметров (величин мощностей и сопротивлений реакторов) в широких пределах.

    Что касается нерешенных проблем, то все они изложены выше, поэтому вновь их приводить я не вижу смысла.

    Устойчивость электрической системы, устойчивость электроэнергетической системы, способность электрической системы (ЭС) восстанавливать исходное (или практически близкое к нему) состояние (режим) после какого-либо его возмущения, проявляющегося в отклонении значений параметров режима ЭС от исходных (начальных) значений. В ЭС источниками электрической энергии обычно являются синхронные генераторы, связанные между собой электрически общей сетью, причём роторы всех генераторов вращаются синхронно; такой режим, называется нормальным, установившимся, должен быть устойчив, т. е. ЭС должна возвращаться в исходное (или практически близкое к нему) состояние всякий раз после отклонений от установившегося режима. Отклонения могут быть связаны, например, с изменением мощности нагрузки, короткими замыканиями, отключениями линий электропередачи и т.п. Устойчивость системы, как правило, уменьшается при увеличении нагрузки (мощности, отдаваемой генераторами) и понижении напряжения (росте мощности потребителей, снижении возбуждения генераторов); для каждой ЭС могут быть определены некоторые предельные (критические) значения этих или связанных с ними величин, характеризующих предел устойчивости. Надёжное функционирование ЭС возможно, если обеспечен определённый запас устойчивости ЭС, т. е. если параметры режима работы и параметры самой ЭС достаточно отличаются от критических. Для обеспечения У. э. с. предусматривают ряд мероприятий, таких, как обеспечение должного запаса устойчивости при проектировании ЭС, использование автоматического регулирования возбуждения генераторов, применение противоаварийной автоматики и т.д.

     При анализе У. э. с. различают статическую, динамическую и результирующую устойчивость. Статическая устойчивость характеризует У. э. с. при малых возмущениях, т. е. таких возмущениях, при которых исследуемая ЭС может рассматриваться как линейная. Изучение статической устойчивости проводится на основе общих методов, разработанных А. М. Ляпуновым для решения задач об устойчивости. В инженерной практике исследование У. э. с. иногда проводят упрощённо, ориентируясь на практические критерии устойчивости, определяющие её наличие или отсутствие при некоторых вытекающих из практики допущениях (например, о невозможности т. н. самораскачивания системы, о неизменности частоты электрического тока в системе и др.). При исследовании статической устойчивости применяют цифровые и аналоговые вычислительные машины.

     Динамическая устойчивость определяет поведение ЭС после сильных возмущений, возникающих вследствие коротких замыканий, отключении линий электропередач и т. и. При анализе динамической устойчивости (система, как правило, рассматривается как нелинейная) возникает необходимость интегрировать нелинейные трансцендентные уравнения высоких порядков. Для этого применяют аналоговые вычислительные машины и т. н. расчётные модели переменного тока; наиболее часто создают специальные алгоритмы и программы, позволяющие производить расчёты на ЦВМ. Состоятельность составленных программ проверяется сопоставлением результатов расчётов с результатами экспериментов на реальной ЭС либо на физической (динамической) модели ЭС.

    Результирующая устойчивость характеризует У. э. с. при нарушении синхронизма части работающих генераторов. Последующее восстановление нормального режима работы происходит при этом без отключения основных элементов ЭС. Расчёты результирующей устойчивости производятся весьма приближённо (из-за их сложности) и имеют целью выявить недопустимые воздействия на оборудование, а также найти комплекс мероприятий, ведущих к ликвидации асинхронного режима работы ЭС.

     Статическая У. э. с. может быть повышена в основном использованием сильного регулирования, динамическая – форсированием возбуждения генераторов, быстрым отключением аварийных участков, применением специальных устройств для торможения генераторов, отключением части генераторов и части нагрузки. Повышение результирующей устойчивости, обычно рассматриваемое как повышение живучести ЭС, достигается в первую очередь регулированием мощности, вырабатываемой выпавшими из синхронизма генераторами, и автоматическим отключением части потребителей (автоматической разгрузкой ЭС).

    Проблема обеспечения динамической устойчивости (ДУ) генераторов КГЭС возникла в связи с применением схемы выдачи мощности КГЭС на среднем напряжении на секции системы поверхностного электроснабжения напряжением 6,3 кВ шахтной подстанции «ВПС-110» и проектируемой в настоящее время подстанции «Яковлевская». При этом аварийные ситуации в указанных системах электроснабжения, в частности КЗ, могут привести к выпадению из синхронизма генераторов КГЭС.

    Анализ динамической устойчивости генераторов выполнялся с использованием программы расчета, разработанной в среде пакета MathCad. Листинг этой программы приведен в приложении 4. Алгоритм программы основан на оценке критических углов и времен отключения генераторов устройствами релейной защиты. Определение последних основано на методе площадей. За исходный доаварийный и послеаварийный режимы будем принимать продольный режим работы КГЭС на систему с пренебрежением сопротивлений нагрузок, а в качестве аварийного режима - режим КЗ на секции напряжением 6,3 кВ подстанции «ВПС-110» или «Яковлевской» на отходящих от этой секции магистральных кабелях.

    Задача данного исследования заключается в определении зоны устойчивой работы генераторов, зависящей от электрической удаленности генераторов КГЭС от точки КЗ в схеме поверхностного электроснабжения шахты, а также зависимости конфигурации указанной зоны от количества работающих генераторов на КГЭС.

    Расчеты были выполнены для различного количества работающих генераторов от одного до максимально возможного (9 на подстанции «ВПС-110» и 8 на подстанции «Яковлевская»). Результаты расчетов показали, что в широком диапазоне изменения генерирующих мощностей динамическая устойчивость генераторов обеспечивается только при малых предельных временах отключения КЗ, не превышающих 0,2 с. С такими временами могут работать лишь быстродействующие токовые защиты: отсечка и дифференциальная. Времена же установленных на рассматриваемых подстанциях защит достигают 0,5 с.

    Однако, учитывая, что вероятность КЗ на шинах и секциях относительно низкая, значительного снижения надежности работы схем выдачи мощности КГЭС не произойдет.

	Рисунок 4  -  Применение метода площадок для определения динамической устойчивости генераторов

    Кроме того, расчетным путем было определено влияние демпферного момента генератора на его динамическую устойчивость. Было установлено, что увеличение демпферного момента до 20% увеличивает предельное время отключения КЗ до 0,3 с., что, однако, принципиально не изменяет приведенную выше оценку динамической устойчивости генератора.

	Рисунок 5  - Построение угловой характиристики генератора при КЗ на магистральном кабеле

    Для анализа указанных выше установившихся и переходных режимов работы схем выдачи мощности КГЭС были приняты методы математического моделирования на ПЭВМ. Для анализа установившихся и переходных электромагнитных процессов в связи с тем, что схемы выдачи мощности имеют значительное количество электрических узлов и ветвей, были приняты матричные методы расчета, реализующие метод узловых напряжений. Для анализа динамической устойчивости генераторов был принят метод площадей, расчет величин которых наиболее удобно выполняется с применением аппарата интегрального исчисления.

    Программная реализация названных методов была выполнена в широко применяемом в настоящее время для автоматизации математических расчетов пакете MathCad разработки фирмы MathSoft.

    Алгоритм программы расчета установившегося режима работы электрической схемы и режима КЗ в отдельных ее узлах с использованием метода узловых потенциалов в матричной форме построен на расчете систем линейных и нелинейных алгебраических уравнений путем обращения матрицы коэффициентов и использования метода простых итераций (в случае нелинейного вида уравнений).

    Делать выводы о проделанной работе еще довольно рано, так как я нахожусь на начальной стадии ведения разработок и исследований. Хочется отметить, что тема исследований очень актуальна применительно к сегодняшним реалиям. С более полным перечнем проведенных работ в рамках данной темы можно будет ознакомиться в библиотеке ДонНТУ после защиты мной магистерской диссертации.

	***

	Источники