Интеграция автономной энергосистемы на базе малой

генерации в электрические сети. Барьеры и технологии

Фишов Александр Георгиевич,

Директор центра испытаний автоматики энергосистем

НГТУ

ООО Модульные системы Торнадо

В существующие сети

3

В изолированно работающие энергосистемы

10 kV

0.4 kV

10 kV

0.4 kV0.4 kV

10 kV

110 kV

10 kV

0.4 kV

Технологические барьеры для свободного доступа синхронной малой генерации в распределительные электрические сети

№ Негативные последствия (Риски)

Традиционные решения

1 Возможность нарушений статической устойчивости нормального режима при параллельной работе генераторов

Централизованное диспетчированиеработы сети в режиме off line

2 Возможность нарушений статической устойчивости послеаварийного режима при параллельной работе генераторов

Централизованное автоматическое противоаварийное управление с определением управляющих воздействий в режиме off line

3 Возможность нарушений динамической устойчивости режима при параллельной работе генераторов

Централизованное или локальное автоматическое противоаварийное управление

4 Чрезмерный рост аварийных токов в районе сети при подключении генераторов

Масштабная реконструкция в узлах сети (на подстанциях) подключения

5 Усложнение релейной защиты элементов сети ввиду роста числа источников питания и возникновения реверсивности потоков мощности в сети

Реконструкция средств релейной защиты в узлах сети (на подстанциях) подключения

6 Возникновение чрезмерных динамических (ударных) моментов на валах синхронных машин МГ

Ослабление электрической связи присоединения включением сериесныхреакторов

Практическая схема включения мини ТЭЦ с синхронной генерацией на параллельную работу с сетью

Плюсы и минусы присоединения

Положительные стороны

Для ТЭС:

Возникающие аварийные небалансы и небалансы, связанные с изменением нагрузки, оперативными коммутациями берет на себя электрическая сеть (максимальная величина –2 МВт при отключении одного энергоблока, в исключительном случае – 6 МВт – при погашении шины с 3-мя энергоблоками). Тем самым устраняется основная причина нарушений электроснабжения.

ТЭС имеет возможность выдачи избыточных мощностей (до 6 МВт)

Для внешней ЭС

Снижение потерь за счет разгрузки сети.

Стабильное напряжение на шинах ПС присоединения за счет регуляторов напряжения ТЭС (нет необходимости в работе РПН).

Возможность использования оперативного резерва мощности ТЭС на ПС Присоединения(перевод на питание от ТЭС до 6 МВт нагрузки).

Негативные стороны

Увеличение токов КЗ на ПС Присоединения – до 20%, в сети 10 кВ ТЭС до 4-х кратного.

Влияние токов подпитки от ТЭС на чувствительность ДЗ ЛЭП 110 кВ, питающих ПС

Риск возникновения недопустимых асинхронного режима, ударных моментов на валах энергоблоков ТЭС, отключения энергоблоков по параметрам обратной последовательности и обратной мощности.

Режимные характеристики прямого включения мини ТЭС в сеть

Со стороны системы Со стороны генераторов

Iп0, кА 8,74 1,97

Iпτ, кА 8,74 1,39

iуд, кА 21,65 4,28

iаτ, кА 0,53 0,005

Тj, с Δt, с

1 314 0,1

2 157 0,14

3 104,6 0,175

4 78,5 0,195

Причина Защита Уставка Время

срабатывания

Превышение номинального

тока

МТЗ 140% 0.3 с

Перегрузка по Р Отключение при превышении

прямой мощности

105%

115%

1 с

0

Снижение напряжения Минимального напряжения 85% 2 с

Превышение напряжения

обратной последовательности

Защита от обратной

последовательности напряжения

20% 0.1 с

Ограничения по автоматике ГПУ

Влияние на токи КЗ

Зависимость критического времени отключения кз от инерционности ротора

Динамические процессы и моменты при коротких замыканиях

Характеристики процесса:

• сохранение устойчивости параллельной работы А части ТЭС в составе ЭС,

• максимальная мощность генерации 8,97 МВт,

• мощности при отключении КЗ (динамический момент) 8,87 МВт,

• колебания мощности в синхронном режиме 8,97+7,09=16,06 МВт,

• частота синхронного режима переходного процесса 2,78 Гц.

Способ опережающего сбалансированного деления сети как технология управления режимом параллельной работы ТЭС с сетью

Исходно система работает в одном из трех режимов:

•Без выдачи значимой мощности во внешнюю сеть

(Рвыд = 0)

•С выдачей значимой мощности во внешнюю сеть

(Рвыд = Рзад)

•С потреблением значимой мощности из внешней сети

(Рвыд = -Рзад)

Автоматика опережающего сбалансированного деления

В нормальных режимах обеспечивает и поддерживает требуемую загрузку сечений для режимов выдачи мощности, самобаланса и потребления мощности

Выявляет возникновение кз как во внутренней, так и во внешней сети по факту снижения напряжения прямой последовательности ниже уставки

Делит сеть по одному из подготовленных сечений, обеспечивая баланс мощности в отделившемся острове

Выявляет появление условий для восстановления целостности системы

Осуществляет синхронизацию и восстановление нормального режима системы

Автоматика балансировки ЭС, деления и восстановления сети

Цифровой фильтр прямой последовательн

ости

ЗадержкаΔtсраб

ВД1

Цифровой фильтр прямой последовательн

ости

ЗадержкаΔtсраб2

ВД2

Основная АОД

Резервная АОД

ТН

Логический блок:

• |ΔU|≥UУст

Логический блок:• |ΔU|≥UУст;• Проверка сигнала АОД(о);•Проверка сигнала отключения ВД1.

ЗадержкаΔtсраб1

В итоге

Технология позволяет:

Преодолеть технологические барьеры на пути присоединения синхронной МГ к сети

Снизить затраты на реконструкцию ПС в точках присоединения генерации к электрическим сетям

Обеспечить возможность работы МГ в режимах выдачи мощности во внешнюю сеть и ее потребления

12

Спасибо за внимание

НГТУ, ООО Модульные системы Торнадо

Ассоциация «Партнерство по развитию распределенной энергетики Сибири»

fishov@ngs.ru