Некоторые аспекты работы автономных энергосистем с гидрогенераторами
Зайцев С. Г.
В последнее время в энергетике стран СНГ электроэнергетические системы (ЭЭС) часто работают отдельно от ЕЭС России, поэтому возникают проблемы поддержания эффективной работы таких автономно работающих ЭЭС.
Наряду с этим все чаще появляются проекты создания на отдельных крупных предприятиях и в регионах своих источников электроэнергии (например, мини-ТЭЦ на основе реконструкции котельных [1], строительство или восстановление малых ГЭС и др.). Это дает возможность в одних случаях отказаться от покупной энергии из объединенных ЭЭС, а в других - реализовывать ее избыточную часть сторонним потребителям или на нужды предприятия-собственника. Распространение таких мини-ЭЭС (муниципальных или в собственности предприятий) приводит к увеличению вероятности их автономной работы, т.е. отделению от ЕЭС России.
Кроме того, остаются актуальными вопросы повышения надежности и живучести электростанций ЕЭС России при снижении частоты, в том числе такие меры, как выделение частей тепловых электростанций (блоков) на собственные нужды и узлы нагрузки при авариях с резким снижением частоты [2, 3].
Для сохранения работоспособности и живучести автономным ЭЭС приходится работать в часы максимальных и минимальных нагрузок с дефицитом или избытком мощности, следовательно, с нестабильной частотой, отличающейся от номинальной на 3 - 5% [4, 5].
Некоторым аспектам работы автономных ЭЭС, включающих гидроэлектростанции (ГЭС), посвящена данная статья.
Схемы автономной энергосистемы.
Рассмотрим упрощенные варианты схем автономной ЭЭС, включающей ГЭС с фидерами нагрузки крупного промышленного предприятия (химико-металлургического профиля) и небольшого города.
Нормальная схема электроснабжения данного узла нагрузки показана на рис. 1. Основным генерирующим элементом схемы является ГЭС с гидрогенераторами (Г1 -ΓΝ), которая выдает мощность по четырем фидерам 10 кВ предприятия (Ф3, Ф-4 - выпрямительная нагрузка; Ф3, Ф4 - двигательно-нагревательная нагрузка) и двум фидерам города (Гор1, Гор2)· Кроме того, избыток (или недостаток) мощности ГЭС может выдаваться (потребляться) в ЕЭС посредством двух трансформаторов связи 110/10 кВ (ТС) и линий электропередачи 110 кВ. Недостающая мощность для работы предприятия может также передаваться из ЕЭС с помощью двух понижающих трансформаторов 110/10 кВ (ТП), подключенных отпайкой к линии 110 кВ. Схема электрических соединений ГЭС на напряжении 10 кВ содержит две системы шин (1Ш и 2Ш), связанных междушинным выключателем МШВ.
Автономная работа той или иной нагрузки проще всего может осуществляться при выделении на одну систем шин 10 кВ части генераторов ГЭС и фидеров автономной нагрузки, при этом оставшаяся часть генераторов и оставшиеся фидеры переводятся на другую систему шин 10 кВ и работают параллельно с ЕЭС. МШВ отключается, выделяя, тем самым, автономную ЭЭС.
В данной статье рассматриваются три характерные схемы автономных энергосистем (рис. 2):
- выделение городской нагрузки и соответствующего числа генераторов ГЭС (рис. 2, а );
- выделение выпрямительной нагрузки предприятия (фидеры Ф1- Ф2) и генераторов ГЭС (рис. 2, б);
- выделение двигательно-нагревательной нагрузки предприятия (фидеры Ф3, Ф4) и генераторов ГЭС (рис. 2, в).
Динамические частотные характеристики автономной энергосистемы при отсутствии вращающегося резерва.
Рис. 1. Нормальная схема электроснабжения узла нагрузки
Рис. 2. Варианты схем автономных энергосистем
Рис 3. Частотные характеристики автономных ЭЭС при набросе (я) и сбросе (б) нагрузки
Под динамической частотной характеристикой энергосистемы понимается зависимость изменения частоты во времени при возникновении небаланса мощности [5]. Она дает возможность наглядно представить процесс изменения частоты, выявить влияние различных факторов на переходный процесс, провести анализ аварийных ситуаций.
Одним из характерных случаев является изменение частоты в автономной энергосистеме при отсутствии вращающегося резерва. Для практических расчетов при этом пользуются известной зависимостью [5]
где f- текущая частота; f0 - начальная частота (до переходного процесса); ∆Р - небаланс активной мощности; кн - регулирующий эффект нагрузки; t - время от начала переходного процесса изменения частоты; Tj - постоянная времени энергосистемы с учетом регулирующего эффекта нагрузки, которая при небольших величинах Р примерно равна Tj ~ Tj/kH [5] (Tj - постоянная механической инерции энергосистемы).
Рассмотрим динамические частотные характеристики трех указанных видов автономных ЭЭС при следующих исходных данных: f0 = 50 Гц, ∆Р= 10%, кн1 = 1,5 отн.ед., кн2 = 1,0 отн.ед., кн3 =3,0 отн.ед. (величины к„ приняты средними на основании данных [5]), Tj = 8,3 с (определена по паспортным данным гидроагрегатов и нагрузки).
На рис. 3, а построены рассчитанные по приведенной формуле частотные характеристики при набросе нагрузки, из которых видно, что в наиболее тяжелых условиях (с точки зрения изменения частоты в переходном режиме) находится схема автономной ЭЭС по варианту 2 ( fmin = 45 Гц). Это обусловлено в первую очередь наименьшим регулирующим эффектом нагрузки. Менее тяжелые условия для варианта 1 (fmin= 46,7 Гц), а наиболее благоприятные условия имеет схема по варианту 3 fmin = 48,3 Гц). Новое установившееся значение частоты (fmin) для варианта 2 устанавливается за 25 - 30 с (Tj2 = 8,3 с), для варианта 1 - за 15 - 20 с (Τj1 = 5,5 с), для варианта 3 - за 10-12с (Tj3 = 2,8 с). Аналогичный характер имеют частотные характеристики вариантов при сбросе нагрузки (см. рис. 3, б).
Проведем на основе динамической частотной характеристики приблизительный анализ одного из неудачных экспериментальных режимов выделения на автономную работу ЭЭС по варианту 2 (см. рис. 4).
- Перед отделением от ЕЭС части генераторов с выпрямительной нагрузкой было произведено примерное уравновешивание генерирующей мощности и мощности нагрузки. Однако после отключения МШВ в автономной ЭЭС частота несколько превышала 50 Гц и продолжала повышаться в связи с неустойчивостью исходного режима (участок аб на рис. 4).
- В результате повышения частоты до 51,25 Гц (на 2,5%) произошел сбой в системе управления (СУ) тиристорных выпрямителей электролиза предприятия, что привело к существенному снижению их нагрузки, в результате чего частота стала возрастать еще быстрее (участок бв на рис. 4).
0 8 16 24 32 40 48 56 t, с
Рис. 4. Изменение частоты при неудачном выделении автономной ЭЭС по схеме рис. 2, б
3. Отключение нескольких блоков выпрямителей защитой от неисправности СУ привело к более резкому росту частоты, что повлекло отключение вначале одного, а затем второго генератора защитой от превышения скорости (от разгона) (участок вг на рис. 4).
- Так как в результате мощность оставшихся в работе генераторов ГЭС стала существенно (примерно на 30%) ниже мощности нагрузки, произошло резкое снижение напряжения и частоты (участок гд на рис. 4), при этом от понижения напряжения (уставка (Uср = 0,7UH) отключились выключатели фидеров Ф1, Ф2 на подстанции предприятия.
- Полное отключение нагрузки автономной ЭЭС привело к тому, что оставшиеся без нагрузки три генератора ГЭС пошли в разгон (участок де на рис. 4) и отключились защитой от разгона. Таким образом, данная автономная ЭЭС “развалилась”. Восстановление нормального энергоснабжения параллельно с ЕЭС было оперативно произведено дежурным персоналом ГЭС за время около 7 мин.
Примерный ход изменения частоты для данного случая приведен на рис. 4. Данный анализ показывает, что без применения специальных мероприятий (использование регулирования скорости гидроагрегатов, соответствующих настройках релейной защиты и противоаварийной автоматики) работа автономной ЭЭС по варианту 2 происходит весьма неустойчиво, поэтому нецелесообразна к применению даже в неблагоприятных условиях (например, при возможных аварийных режимах ЕЭС).
