Способ управления электроснабжением промышленного энергорайона с источниками распределенной генерации при коротком замыкании на участке резервируемой линии

Изобретение относится к автоматике электрических сетей и предназначено для обеспечения надежного электроснабжения потребителей промышленного энергорайона с источниками распределенной генерации.

Известен способ управления электропитанием сетей с малым током замыкания на землю, реализованный в устройстве для автоматического включения резервного электропитания [SU 412655, H02J 09/06, 25.01.1974], содержащее аппаратуру отключения основного источника питания при исчезновении этого питания, аппаратуру, обеспечивающую включение источника резервного питания, орган блокировки действия автоматического ввода резерва (АВР), выполненный на реле напряжения нулевой последовательности, подключенном к резервирующему источнику, и на реле тока нулевой последовательности, включенном на вводе основного источника питания, контакты которого соединены последовательно с обмоткой промежуточного реле с замедлением на отпадание, контакты которого включены в цепь включения выключателя резервного питания.

Недостатком известного способа является относительно узкая область применения, обусловленная ограниченностью его использования в схемах электроснабжения энергорайонов с источниками распределенной генерации.

Наиболее близким техническим решением к предполагаемому изобретению является способ уменьшения выдержки времени срабатывания сетевого автоматического включения резерва при двухфазном коротком замыкании на одном из участков резервируемой линии [RU 2292105, С1, H02J 09/04, 20.01.2007], заключающийся в том, что контролируют напряжение обратной последовательности в резервируемой линии и линейные напряжения в резервируемой линии, а также напряжения обратной последовательности в ней, фиксируют исчезновение одного линейного напряжения, в этот же момент фиксируют появление напряжения обратной последовательности в резервируемой линии, делают вывод, что на одном из участков резервируемой линии произошло двухфазное короткое замыкание, затем фиксируют исчезновение всех линейных напряжений в резервируемой линии, после чего начинают отсчет максимальной выдержки времени срабатывания сетевого автоматического ввода резерва (АВР), в это же время контролируют повторное появление напряжения обратной последовательности в резервируемой линии, обусловленное неуспешным автоматическим повторным включением (АПВ) на двухфазное короткое замыкание одного из секционирующих выключателей, установленных в резервируемой линии, фиксируют его появление и после его исчезновения, если отсутствуют все линейные напряжения в резервируемой линии, делают вывод, что в результате неуспешного АПВ на двухфазное короткое замыкание, произошедшее на одном из участков резервируемой линии, отключился один из секционирующих выключателей, установленных в резервируемой линии, и в этом случае подают сигнал на срабатывание сетевого АВР, не дожидаясь окончания отсчета максимальной выдержки времени его срабатывания.

Недостатком наиболее близкого технического решения является относительно узкая область применения, обусловленная ограниченностью его использования в схемах электроснабжения энергорайонов с источниками распределенной генерации. Это сужает арсенал технических средств, которые могут быть использованы для управления электроснабжением промышленного энергорайона с источниками распределенной генерации при возможных коротких замыканиях на участках резервируемых линий.

Действительно, для секционированной резервируемой линии в способе-прототипе схемно-режимная ситуация и возмущение таковы, что АВР не может сработать по факту отключения рабочего ввода (ввод не отключается) и потому срабатывает по факту отсутствия напряжения (см. ниже фиг. 9). Однако, наличие генерирующих установок (ГУ) источников распределенной генерации (РГ) на резервируемом участке сети повышает остаточные напряжения. Это приводит к невозможности надежного применения способа-прототипа, в котором предполагается возможность уменьшения выдержки времени срабатывания сетевого автоматического включения резерва по факту отсутствия напряжения.

Для наглядности предположим, что ГУ имеют независимые системы возбуждения, которые обеспечивают величину максимальной форсировки, не зависимую от напряжения на выводах ГУ. Переходные процессы, вызванные действием АВР в различных схемно-режимных условиях, зависят главным образом от состава электроприемников, а также технических характеристик ГУ источников РГ на резервируемом участке сети. При анализе схемно-режимных ситуаций использовались следующие основные варьируемые параметры, характерные для промышленных энергорайонов:

- доля d АД в суммарной нагрузке (коэффициент загрузки АД по активной мощности - 0,75; остальная нагрузка - статическая с постоянным сопротивлением R) изменяется в диапазоне 0≤d≤100%;

- доля р генерации ГУ источников РГ (отношение номинальной мощности ГУ Р_г.ном к суммарной нагрузке Р_н) изменяется в диапазоне 0≤р≤100%.

Генераторы во всех исходных режимах загружены до номинальной мощности (режимы с меньшей загрузкой ГУ более благоприятны). Кратковременно располагаемые мощности ГУ заданы в размере 110% от номинальных значений.

Расчеты показывают, что во многих случаях, возможных в рассматриваемой схеме (фиг. 9) при разных сочетаниях состава нагрузки и генерации (0≤d≤100%, 0≤р≤100%), работа электроприемников нарушается. Области возможных аварийных режимов показаны ниже на фиг. 2.

Следует отметить необходимость введения для АВР пусковых органов по напряжению и частоте. Основные расчетные параметры применительно к АРВ по схеме на фиг. 9: уставка пускового органа по напряжению (ПОН) - 30 В вторичных, выдержка времени - 0,61 с; уставка ПО по частоте (ПОЧ) - 48,5 Гц, выдержка времени - 0,4 с; время подачи напряжения от резервного ввода после срабатывания ПОН (без контроля синхронизма) - 0,46 с.

Примеры переходных процессов для всех зон аварийных режимов показаны ниже на фиг. 3-8. В областях, где устройства АВР срабатывают, возможны:

- нормальное срабатывание (исходные параметры режима соответствуют области А1);

- увеличивается время срабатывания АВР вследствие того, что ГУ повышают напряжение и пусковой орган напряжения не срабатывает до того момента пока торможение АД не вызовет достаточного снижения напряжения (область А2).

Несрабатывания устройств АВР могут привести:

- к режимам, где исходные параметры соответствуют области С1 и которые можно рассматривать как кратковременно допустимые по напряжению (выше критических значений) и по частоте (условно принято f>49,0 Гц). Эти режимы могут возникать благодаря снижению мощности, потребляемой асинхронными двигателями АД и синхронными двигателями (СД) промышленных потребителей при снижении частоты, а также статическими электроприемниками по причине снижения напряжения;

- к режимам, соответствующих области С2, частота снижается, но напряжение, на время форсировки возбуждения ГУ, остается выше критического, которые ограничены срабатыванием устройств автоматической частотной разгрузки (АЧР) с отключением потребителей промышленного энергорайона;

- к возникновению лавины напряжения - область С3.

На фиг. 3-8 показаны примеры процессов, исходные состояния для которых представлены на фиг. 2 кружками.

В области С3, когда высока вероятность возникновения лавины напряжения, срабатывание АВР необходимо, но может быть недопустимым, так как замыкание связи между подстанциями (ПС) (на фиг. 1 шинами бесконечной мощности - ШБМ), где только что прошла лавина напряжения и нормально работающими ПС может вызвать распространение лавины напряжения на эти ПС и привести к отключению дополнительного количества потребителей.

На параметры аварийных режимов и, следовательно, на эффективность АВР с пуском по факту снижения напряжения, может оказать влияние подпитка места КЗ синхронными и асинхронными двигателями. Этот фактор так же, как и наличие ГУ, создает повышение остаточного напряжения и препятствует срабатыванию АВР по факту снижения напряжения: АД - на короткое время (во многих случаях только на десятые доли секунды), СД - на время, пока их скорость вращения не снизится значительно. В первом приближении кратковременную выдачу реактивной мощности работающими АД можно не учитывать, а верхнюю (завышенную) границу влияния СД можно оценить, принимая генерацию р в узле нагрузки не как Р_г.ном / Р_н, а как (Р_г.ном + Р_СД.ном) / Р_н.

Таким образом, из приведенного выше анализа и представленных результатов моделирования (см. ниже фиг. 2-8) следует, что способ-прототип не может быть применен в схемах электроснабжения энергорайонов с источниками распределенной генерации.

Задача изобретения - создание способа, обладающего более широкой областью применения относительно известных способов и расширяющего арсенал технических средств, которые могут быть использованы для управления электроснабжением промышленного энергорайона с источниками распределенной генерации при возможных коротких замыканиях на участках резервируемых линий, и обеспечивающего надежный сетевой автоматический ввод резерва промышленного энергорайона с источниками распределенной генерации, обеспечивающего его срабатывание при коротком замыкании на участке резервируемой линии.

Требуемый технический результат заключается в расширении области применения способа и расширении на этой основе арсенала технических средств, которые могут быть использованы для управления электроснабжением промышленного энергорайона с источниками распределенной генерации при возможных коротких замыканиях на участках резервируемых линий, и повышение надежности бесперебойного электроснабжения промышленного энергорайона с источниками распределенной генерации при возможных коротких замыканиях на участке резервируемой линии.

Поставленная задача решается, а требуемый технический результат достигается тем, что, в способе, согласно которому контролируют напряжение на резервируемой линии, при коротком замыкании на участке резервируемой линии производят ее автоматическое повторное включение, а при неуспешном повторном включении определяют ее поврежденный участок и отключают соответствующий секционирующий выключатель, установленный в резервируемой линии, и производят сетевой автоматический ввод резерва энергорайона, согласно изобретению, производят измерения напряжения и частоты в энергорайоне с источниками распределенной генерации, определяют поврежденный участок резервируемой линии на основе контроля напряжения и по положению секционирующих выключателей, проводят предварительное имитационное моделирование функционирования энергорайона в нормальных и аварийных режимах на резервируемой линии, по результатам которого определяют варианты реализации автоматического ввода резерва, заносят данные имитационного моделирования в память оперативно-информационного комплекса энергорайона, непрерывно производят измерение токов в ветвях и напряжений в узлах и определяют положение коммутационных аппаратов электроустановок энергорайона с последующим определением на этой основе режима функционирования энергорайона, оценивают соотношение мощности генерирующих установок энергорайона к суммарной нагрузке, а также соотношение потребления двигательной нагрузки к суммарной нагрузке и по совокупности этих соотношений определяют вариант действия автоматического ввода резерва, по выбранному варианту реализации автоматического ввода резерва задают уставки пусковых органов автоматического ввода резерва по напряжению и частоте, определяют необходимость их совместного или раздельного срабатывания, выдают сигнал на выключатель, обеспечивающий срабатывание сетевого автоматического ввода резерва при срабатывании пусковых органов по напряжению и частоте.

На чертеже представлены:

на фиг. 1 - электрическая структурная схема устройства сетевого автоматического включения резерва энергорайона с источниками распределенной генерации при коротком замыкании на участке резервируемой линии, реализующего предлагаемый способ;

на фиг. 2 - иллюстрация схемно-режимных условий срабатывания АВР при аварийном снижении напряжения;

на фиг. 3-8 - примеры переходных процессов для всех зон аварийных режимов, представленных на фиг. 2. (фигурам соответствуют следующие параметры: фиг. 3 - область A1, d=60%, р=30%; фиг. 4 - область А2, d=60%, р=50%; фиг. 5 - область C1, d=0, р=100%; фиг. 6 - область С2, d=20%, р=70%; фиг. 7 - область С3, точка С3₁, d=60%, р=70%; фиг. 8 - область С3, точка С3₂, d=0%, p=30%);

на фиг. 9 - пример упрощенной расчетной схемы АВР при электроснабжении энергорайона с источниками РГ.

Приведем примеры совместного и раздельного применения пусковых органов по напряжению и частоте в различных схемно-режимных условиях работы промышленного энергорайона:

- в области А1 - обеспечивается нормальное срабатывание АВР -используется только пусковой орган по напряжению;

- в области А2 - фиксируется увеличение времени срабатывания АВР - используется только пусковой орган по напряжению, но с контролем допустимой длительности снижения напряжения (уставка по времени);

- в области С1 - фиксируется незначительное снижение напряжения и частоты, которые выше критических значений - используются совместно пусковые органы по напряжению и частоте (одна группа уставок по напряжению и частоте);

- в области С2 - фиксируется незначительное снижение напряжения, которое ограничено допустимой продолжительностью форсировки возбуждения ГУ, и значительное снижение частоты - используются совместно пусковые органы по напряжению и частоте (другая группа уставок по напряжению и частоте);

- в области С3 - фиксируется глубокое снижение напряжения -используется пусковой орган по напряжению с контролем положения секционирующих включателей на резервируемой линии, обеспечивая срабатывание АВР без выдержки времени.

Устройство (фиг. 1) содержит оперативно-информационный комплекс 1, датчик 2 напряжения, пусковые органы по напряжению 3 и частоте 4, а также первый 5₁ и второй 5₂ элементы И, элемент ИЛИ 6, блок хранения результатов имитационного моделирования режимов 7.

На входы оперативно-информационного комплекса 1 поступают токи ветвей и напряжения узлов энергорайона и резервируемой линии, информация о положении их коммутационных аппаратов (телесигнализация), а также результаты имитационного моделирования режимов из блока 7. Первый, второй, третий и четвертый выходы оперативно-информационного комплекса 1 подключены соответственно к первым входам пусковых органов по напряжению 3 и частоте 4, первому 5₁ и второму 5₂ элементам И. Ко вторым входам пусковых органов по напряжению 3 и частоте 4 подключен выход датчика напряжения 2, вход которого подключен к цепям измерения напряжения на шинах энергорайона. Выходы пусковых органов по напряжению 3 и частоте 4 подключены соответственно ко вторым входам первого 5₁ и второго 5₂ элементов И. Выходы первого 5₁ и второго 5₂ элементов И через элемент ИЛИ 6 подключены к управляющему входу выключателя, обеспечивающему срабатывание сетевого АВР.

На фиг. 1 и фиг. 9 дополнительно обозначены:

8 - автоматический ввод резерва (АВР), 9 - асинхронные двигатели (АД), 10 - генерирующие установки (ГУ), 11 - резистор (R), 12 - выключатель В1, 13 - выключатель В2, 14 - выключатель В3, 15-16 - шины «бесконечной мощности» (ШБМ).

Устройство для реализации способа управления электроснабжением промышленного энергорайона с источниками распределенной генерации при коротком замыкании на участке резервируемой линии (фиг. 1) работает следующим образом.

Для реализации предлагаемого способа выполняется предварительное имитационное моделирование для определения вариантов функционирования АВР в различных (нормальных и аварийных) режимах работы энергорайона и резервируемой линии. Результаты имитационного моделирования в виде соотношений мощности генерирующих установок энергорайона к суммарной нагрузке, а также соотношений потребления двигательной нагрузки к суммарной нагрузке (фиг. 2) поступают в память оперативно-информационного комплекса (ОИК) 1 энергорайона (фиг. 1) из блока хранения результатов имитационного моделирования режимов 7 для последующего выбора варианта функционирования АВР в определенном аварийном режиме работы энергорайона и резервируемой линии.

Для мониторинга режима функционирования энергорайона и резервируемой линии в ОИК, реализованный, например, на основе SCADA-системы, подается информация о токах в ветвях и напряжениях в узлах энергорайона. Дополнительно на вход ОИК 1 поступают данные о положениях коммутационных аппаратов системы электроснабжения энергорайона и резервируемой линии, определяющие состояние («отключено»/«в работе») электрооборудования (ГУ источников РГ, линий электропередачи, трансформаторов, электроприемников потребителей и др.). В каждый момент времени на основе входной информации ОИК 1 определяет текущий режим работы энергорайона. Исходя из текущего режима работы энергорайона из памяти ОИК 1 поступают уставки на первые входы пусковых органов по напряжению 3 и частоте 4. На вторые входы пусковых органов 3, 4 от цепей измерения напряжения энергорайона через датчик напряжения 2 также поступает информация, необходимая для их функционирования. В пусковом органе по частоте 4 на основе, например, мгновенных значений напряжения определяется частота энергорайона, требуемая для функционирования АВР. При превышении текущими значениями напряжения и частоты уставочных значений пусковых органов на их выходах формируются управляющие сигналы, которые поступают на вторые входы элементов И 5₁ и 5₂.

При повреждении и отключении участка резервируемой линии (возникновении аварийной ситуации), информация об отключении секционирующего выключателя (выключателей) поступает на вход телесигнализации ОИК 1 и задействуются выходные управляющие сигналы пусковых органов 3, 4 АВР. При этом на первые входы элементов И 5₁ и 5₂ от ОИК 1 поступают сигналы, предназначенные для реализации совместного или раздельного функционирования пусковых органов 3, 4 по напряжению и частоте, а элемент ИЛИ 6 выполняет передачу управляющих сигналов от элементов И 5₁ и 5₂ на выключатель, обеспечивающий срабатывание сетевого АВР.

Следует отметить особенности применения пусковых органов по напряжению и частоте в предлагаемом способе срабатывания сетевого автоматического включения резерва энергорайона при коротком замыкании на участке резервируемой линии.

Например, в составе энергорайона могут находиться ГУ источников РГ, которые оснащены системой самовозбуждения (ССВ), питание этой системы осуществляется от выводов генератора, поэтому фактический потолок возбуждения пропорционален снижению напряжения (с точностью до величины остаточной намагниченности ротора). Генераторы с ССВ не могут повышать напряжение, если оно сильно снижено. Таким образом, при значительном количестве в составе энергорайона ГУ с ССВ возможно преимущественное использование пускового органа по частоте для срабатывания АВР.

С другой стороны, у значительного числа ГУ, применяемых на источниках РГ, иностранные заводы-изготовители выбирают уставки устройств релейной защиты (РЗ) таким образом, что ГУ отключаются последними при неглубоких и недлительных снижениях напряжения (например, если U<90% в течение 200 мс). Такие уставки устройств РЗ не имеют под собой ни технического, ни экономического обоснования и выбраны заводом-изготовителем с целью сохранения ГУ, посредством ее максимально быстрого отключения от сети при внешних возмущениях.

Если ГУ объектов РГ могут в рассматриваемых процессах отключаться при кратковременных провалах напряжения, то последствия могут быть двоякими.

1. Если резервное питание достаточно мощное, допускающее самозапуски электродвигателей, и если применение ГУ имеет целью решение экономических задач (например, утилизация вторичных энергоресурсов), а не обеспечение надежного электроснабжения электроприемников потребителей основного технологического процесса, то отключение ГУ в рассматриваемых режимах снимает препятствия к срабатыванию АВР и не сказывается на работе технологического оборудования.

2. Если необходимые самозапуски и нормальная работа электроприемников потребителей основного технологического процесса не осуществимы при отключении ГУ источника РГ, то должны быть изменены параметры настройки устройства АВР при снижении напряжения.

Таким образом, по данным предварительного имитационного моделирования, анализа текущего режима посредством ОИК, а также функционированию пусковых органов по напряжению и частоте реализуется предлагаемый способ управления электроснабжением промышленного энергорайона с источниками распределенной генерации при коротком замыкании на участке резервируемой линии, что обеспечивает достижение требуемого технического результата, заключающегося в расширении области применения способа и расширении на этой основе арсенала технических средств, которые могут быть использованы для управления электроснабжением промышленного энергорайона с источниками распределенной генерации при возможных коротких замыканиях на участках резервируемых линий, и повышение надежности бесперебойного электроснабжения промышленного энергорайона с источниками распределенной генерации при возможных коротких замыканиях на участке резервируемой линии.