Авторы:
В. Фишман, технический директор
ООО «Нижегородский Электропроект
Источник: Новости Элетротехники Журнал №6(18) 2002
Построение систем РЗиА при
наличии собственных источников электроэнергии у потребителей
Проектирование систем электроснабжения в настоящее
время выполняется на основании нормативно-технической документации,
разработанной ещё в социалистический период развития отечественной экономики,
при котором разделение предприятий на производителей и потребителей
электроэнергии, концентрация производства электроэнергии на крупных и
сверхкрупных электростанциях достигла максимального значения. Ряд заложенных в
этой документации основополагающих принципов построения систем электроснабжения
– таких, как принцип глубокого ввода высокого напряжения, дробление подстанций
и приближение их к центру нагрузок, глубокое секционирование шин источников
питания – сохраняют свою актуальность и ныне. Однако разворот экономики в
сторону рыночных отношений определенным образом сказывается и на таких,
казалось бы, чисто технических вопросах и требует корректировки некоторых
сложившихся стереотипов.
В условиях социалистической экономики наличие
собственного, сравнительно небольшого по мощности, источника питания на
предприятии было, как правило, явлением исключительным. Объяснялось это четким
разделением предприятий на производителей и потребителей электроэнергии. В
условиях рыночной экономики такого четкого разделения уже не будет.
Расчеты и опыт развития передовых в экономическом
отношении зарубежных стран показывают, что при определенных условиях наличие
собственного, относительно небольшого по мощности, источника энергоснабжения на
предприятии оказывается выгодным. Но при этом следует учитывать, что наличие
рабочего (не резервного) небольшого по мощности источника электроэнергии в системе
электроснабжения оказывает существенное влияние прежде всего на построение
системы релейной защиты и автоматики (РЗиА), а в ряде случаев и на формирование
самих схем электроснабжения.
Параллельный и раздельный режимы работы сети
Представим себе систему электроснабжения, в которой
наряду с мощными источниками присутствует целый ряд небольших источников типа
мини-ТЭЦ. Их мощность определяется особенностями местных условий, и, как
правило, они покрывают лишь часть (наиболее ответственную) нагрузки потребителя
и работают на общую сеть параллельно с источниками от энергосистемы.
Параллельный режим работы выгоден по целому ряду технико-экономических
соображений: он в наибольшей степени обеспечивает требуемое качество
электроэнергии и надежность электроснабжения потребителей. На рис.1 изображен
участок такой системы электроснабжения. Мы видим, что источники питания
расположены как в сетях среднего - 6(10) кВ, так и в сетях низкого - 0,4 кВ
напряжений.
Рис.1
В сетях 6(10) кВ к таким источникам относятся
газотурбинные и газопоршневые установки промышленных предприятий, муниципальных
котельных мощностью от нескольких сот до нескольких тысяч кВт. Подобные
установки, вырабатывающие тепловую и электрическую энергию, разработаны и уже
успешно функционируют в нашей стране и за рубежом.
На напряжении 0,4 кВ подобных источников пока меньше и
все же они появляются. Например, такие как турбодетандеры, использующие
перепады давления при редуцировании пара широко применяющихся паровых котлов
типа ДКВР. Электрическая мощность таких источников 500–1200кВт.
При поверхностном взгляде на схему может показаться,
что она представляет собой как бы часть энергосистемы в миниатюре, где
технические проблемы давно проработаны и решены. На самом деле разница здесь
весьма существенная и технические проблемы имеют свою специфику. Прежде всего,
отличаются режимы работы сетей низкого и среднего напряжений и сетей высокого
напряжения – 110 кВ и выше. Элементы сетей высокого напряжения (линии связи,
секции и системы шин) работают, как правило, параллельно. Раздельный режим
работы здесь является исключением. В сетях 110-220 кВ параллельный режим работы
позволяет оптимизировать решение вопросов перетока и обмена мощностями между
источниками питания и потребителями, поддержания необходимых уровней
напряжения. При этом в большинстве случаев повышенные уровни токов короткого
замыкания (КЗ) не являются препятствием для применяемого электрооборудования.
Совсем другое дело в сетях низкого и среднего
напряжений, где применяется исключительно раздельный режим работы секций и
питающих линий. Выбор раздельного режима работы в этих сетях определяется
прежде всего требованием ограничения токов короткого замыкания. С этой целью, в
частности, применяются принципы дробления мощности понижающих трансформаторов,
глубокого секционирования шин, реактирования и т.п. Достоинством параллельного
режима работы является то, что при повреждении какого-либо элемента сети, например,
линии, её можно отключить быстродействующими защитами, при этом связь между
источниками питания и потребителями, а также устойчивость работы генераторов не
нарушается. В отличие от этого, при раздельном режиме работы отключение
питающей линии для потребителей обычно связано с перерывом питания на время
действия автоматического повторного включения (АПВ) поврежденной или
автоматического ввода резерва (АВР) резервирующих линий. Таким образом, в сетях
среднего и низкого напряжений АПВ и АВР являются непременным условием для
обеспечения надежности электроснабжения потребителей 1-й и 2-й категорий.
Однако при появлении собственных генераторов у
потребителей традиционно применяемые схемы АПВ и АВР оказываются непригодными.
Причина в том, что бесконтрольная работа АВР и АПВ при наличии генераторов в
сети опасна, так как их несинхронное включение может привести к аварии. В этих
случаях устройства АПВ и АВР должны, как минимум, оснащаться средствами
контроля встречного напряжения, а в некоторых случаях дополняться контролем
синхронизма. На практике это означает необходимость установки на линиях связи
измерительных трансформаторов или устройств отбора напряжения и соответствующей
релейной аппаратуры. Справедливости ради необходимо отметить, что такие
средства контроля встречного напряжения необходимы не только для работы
устройств АВР и АПВ, но также и с точки зрения техники безопасности при
эксплуатации, при осуществлении оперативных переключений и ремонтных работ. В
настоящее время линии и подстанции в сетях среднего, а тем более низкого
напряжения, таких устройств не имеют.
Средства контроля встречного напряжения могут быть
использованы по-разному:
- либо для запрета АВР и АПВ до того момента, пока не
исчезнет или не снизится до безопасного значения встречное напряжение;
– либо для осуществления
быстродействующего синхронного АПВ или АВР (БАПВ, БАВР, САВР).
В первом случае запрет АВР и АПВ
практически будет действовать до отключения генераторов, при этом время
действия устройств автоматики затягивается и становится неопределенным. В
частности, оно будет зависеть от соотношения мощности генераторов и нагрузки в
момент аварии, от настройки защит, устройств автоматической частотной разгрузки
(АЧР) и т.п. Такие отключения генераторов, их последующий повторный пуск, синхронизация
с энергосистемой снижают надежность электроснабжения потребителей, усложняют
эксплуатацию и, конечно же, нежелательны. Поэтому необходимо обратить внимание
на весьма полезную роль, которую могут сыграть устройства БАВР
(быстродействующий АВР) и САВР (синхронный АВР).
Быстродействующий и
синхронный АВР
До последнего времени внедрение БАВР, САВР и других электромеханических устройств подобного рода в сетях 6(10) кВ сдерживалось отсутствием быстродействующей коммутационной аппаратуры. С появлением быстродействующей вакуумной и элегазовой коммутационной аппаратуры, микропроцессорных систем РЗиА интерес к указанным устройствам возрастает.
В настоящее время устройства, подобные БАВР,
разработаны и эксплуатируются как у нас, так и за рубежом [2, 3]. Интересно
отметить, что алгоритмы действия этих устройств, описанные ниже, во многом
совпадают.
Характерной особенностью процессов,
происходящих в сетях среднего и низкого напряжения при потере питания от
энергосистемы, является быстрое снижение частоты. Как известно, ПУЭ допускает
выполнение синхронного АПВ при разнице частот, не превышающей:
S = 4% (п. 3.3.13 ПУЭ).
Это также совпадает с мнением
разработчиков БАВР, которые считают, что он может быть успешным при
скольжениях, не превышающих
S <= 5-7%.
При условии когда мощность генераторов
мини-ТЭЦ не превышает 50% всей нагрузки, т.е. дефицит мощности составляет DP =
0,5 о.е., указанная величина скольжения будет достигнута уже за время:
где S - скольжение, о.е.; 
-
приведенная механическая постоянная, с.
Поэтому осуществление синхронного АВР или АПВ в этих
сетях возможно лишь на весьма ограниченном отрезке времени.
Тем не менее за это короткое время микропроцессорные
управляющие устройства (контроллеры) успевают решать следующие задачи:
- на основании замеров скорости снижения частоты,
вычисления её первой и второй производной сделать прогноз изменения во времени
угла между векторами остаточного напряжения нагрузки и резервного источника
питания. По результатам вычислений определить возможность выполнения «быстрого»
АВР, т.е. такого АВР, при котором подача напряжения от резервного источника к
потребителю выполняется при расхождении угла между векторами их напряжений на
величину не более d < 600-900;
- при невозможности выполнения «быстрого» АВР из-за
больших скоростей снижения частоты отключенного узла, предусматривается выполнение
«синфазного» АВР в первом цикле скольжения. Для этого рассчитывается время
подачи команды на включение резервного питания, которое соответствует углу
между векторами вышеуказанных напряжений, равному d = 3600.
При ранее принятых допущениях предельному углу d <
60°-90° (быстрый АВР) соответствует время:
а углу d = 3600 (синфазный АВР)
соответствует время t = 0,6 с.
Кроме того, в качестве резервного варианта предусматривается
выполнение обычного (медленного) АВР по величине остаточного напряжения. Однако
в этом случае восстановление питания отключившегося узла нагрузки от
энергосистемы будет возможно:
1. либо после предварительного отключения генераторов
мини-ТЭЦ, т.к. только после отключения генераторов блокировка по встречному
напряжению сетевых устройств АПВ и АВР будет снята;
2. либо после уравнивания частоты отключившегося узла
и энергосистемы до скольжения порядка
S <= 4%.
При авариях в энергосистеме, сопровождающихся падением
напряжения и частоты, специально предусматриваемые делительные защиты должны
отключать генераторы частью сбалансированной по мощности нагрузки. При
восстановлении нормального режима источника энергосистемы возникает задача
синхронизации отключившегося узла нагрузки вместе с мини-ТЭЦ. Решать эту задачу
средствами одной автоматики технически сложно и нецелесообразно без
предварительной оценки ситуации в системе электроснабжения. Поэтому к решению
этой задачи необходимо привлечь диспетчера или оперативный персонал.
Из вышеизложенного очевидно, насколько важно успешное
срабатывание БАВР (быстродействующего АВР) в электрических сетях среднего
напряжения при наличии в них генераторов, поскольку оно решает важную задачу по
сохранению целостности системы электроснабжения и обеспечению ее надежности.
Требования к устройствам релейной защиты
Вторым важным моментом, требующим внимания, является обеспечение чувствительности и селективности защит в системе электроснабжения. Если потребитель, имеющий мини-ТЭЦ, рассчитывает на нее как на независимый источник питания, способный при системных авариях обеспечить достаточно длительное функционирование наиболее важных объектов, то он должен подумать об обеспечении надежной работы защит как в параллельном, так и в автономном режимах работы.
Сложность решения этой задачи заключается в том, что
уровни токов КЗ в этих режимах отличаются на порядок. При таких условиях
максимально токовые защиты и отсечки, отстроенные от макси-мальных значений токов
при параллельном режиме работы, оказываются нечувствительными в автономном
режиме работы. В этом нетрудно убедиться на примере, приведенном на рис.1 и 1
а).
Рис. 1а
(фрагмент из рис. 1)
Условные обозначения
–
генератор
БАВР – быстродействующий АВР
АВР(Н) – АВР с контролем
встречного напряжения
ДЗ – делительная защита
2Т – токовая отсечка с
изменяющимися характеристиками
ТВ – максимально-токовая защита с
выдержкой времени
2ТВ – максимально-токовая защита с
изменяющимися характеристиками
Максимальное значение тока 3-фазного КЗ на шинах 10 кВ
при параллельном режиме работы составляет: l”макс.= 17 kA, а
минимальное: l”мин.= 0,35 kA.
При этом в минимальном режиме оказываются
нечувствительными токовые отсечки трансформаторов мощностью 630, 1000 и 1600
кВА и даже максимальная токовая защита (МТЗ) трансформатора 1600 кВА. Кроме
того, оказывается недостаточно чувствительной МТЗ электродвигателя 400 кВт,
рассчитываемая как токовая отсечка, отстроенная от пускового тока
электродвигателя.
Для повышения чувствительности защит можно применить
способ введения дополнительных блокировок МТЗ по напряжению. Однако современная
аппаратура защиты и автоматики, основанная на применении микропроцессорной
вычислительной техники, обладает несравненно большими возможностями. При
необходимости, в данном случае при резком изменении уровня токов КЗ, эта аппаратура
позволяет автоматически или дистанционно (действиями диспетчера) изменять не
только уставки защит, но и их характеристики, т.е. зависимость времени
срабатывания от тока КЗ.
Наконец, необходимо обратить внимание на широко
применяемую в настоящее время на подстанциях систему выпрямленного оперативного
тока с использованием блоков питания тока (БПТ) и напряжения (БПН). В
автономных режимах работы генераторов «мини-ТЭЦ», в частности, в
вышеприведенном примере, такая система оказывается неспособной обеспечить
нормальное функционирование системы РЗиА из-за резкого снижения уровня тока КЗ
и требует ее замены современными компактными источниками постоянного
оперативного тока с применением необслуживаемых аккумуляторных батарей.
ВЫВОДЫ
- Увеличение количества собственных, независимых источников электроэнергии у потребителей в распределительных сетях 6(10) кВ и 0,4 кВ потребует повышения интеллектуального уровня релейных защит и автоматики в системе электроснабжения.
- Для решения новых задач необходимо максимально
использовать возможности совре-менной аппаратуры защит и автоматики, основанной
на базе микропроцессорной вычислительной техники, а в отдельных случаях
дополнительно применять специально запро-граммированные контроллеры в сочетании
с быстродействующей коммутационной аппаратурой 6(10) кВ. - При накоплении у
потребителей достаточно большой суммарной мощности генераторов может встать
вопрос об изменении первичных схем подстанций, схем электроснабжения и режимов
их работы.
Литература
1. «Питерские котельные станут вырабатывать
электроэнергию», журнал «Новости Электротехники», № 2 (14),
2. Вершинина С.И., Совзиханов Р.К., Алексеев А.Н.,
ВНИЦ ВЭИ (г. Истра, Моск. обл.). «Комплекс устройств быстродействующего АВР
6(10)/0,4 кВ для подстанций промышленных предприятий с непрерывным
технологическим процессом». Труды 6-го Симпозиума «Электротехника-2001»,
октябрь,
3. Donald L.
Hornak, Beckwith Electric Co. P.O. Box 2999, Largo, FL 34649, Donald W. Zipse,
FMC Corporation Engineering Services, P.O. Box 8, Princeton, NJ 08543. «Применение контроллера автоматического включения
резерва и автоматического устройства точной синхронизации в ответственных
промышленных процессах».