Система управления накопителем электрической энергии для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при кратковременных отклонениях частоты

Изобретение относится к электроэнергетике и может быть применено в энергорайонах для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при кратковременных отклонениях частоты, возникающих в сетях внешнего и внутреннего электроснабжения 6-220 кВ с целью предотвращения излишних отключений генерирующих установок устройствами релейной защиты. Система управления относится к автоматике электроснабжения промышленных потребителей и подключается к шинам соответствующих подстанций.

Известны способы и устройства, обеспечивающие надежность электроснабжения потребителей в условиях снижения частоты, за счет отключения части нагрузки с применением автоматики частотной разгрузки. Например, способ управления автоматической частотной разгрузкой (АЧР) в силовой распределительной сети электроснабжения [Патент РФ №2665033 МПК H02J13/00, H02J03/08, опубл. 27.08.2018, Бюл. №24], согласно которому в процессе АЧР и последующего частотного автоматического повторного включения (ЧАПВ) переводят коммутацию сетевых электроприемников с уровня 6-10 кВ на уровень 0,4 кВ с возможностью сохранения в работе наиболее приоритетных, команды от устройства АЧР на отключение и ЧАПВ электроприемников 0,4 кВ воспринимают счетчиками учета электроэнергии автоматизированных информационно-измерительных систем контроля и управления энергопотребления (АИИСКУЭ) и через их управляющие контакты коммутируют питающие цепи электроприемников 0,4 кВ, при этом команду на отключение электроприемников 0,4 кВ формируют с помощью передатчика микропроцессорного устройства релейной защиты и автоматики и передают в сеть в форме провала питающего напряжения заданной длительности путем отключения-включения фидера 6-10 кВ, отличающийся тем, что команду на ЧАПВ отключенных электроприемников 0,4 кВ формируют с помощью оборудования, размещенного в шкафу АИИСКУЭ общеподстанционного контроля, а также сервера базы данных, установленного на пункте управления участками электрической сети, и передают посредством группировки модемов по сети дистанционного сбора данных и управления счетчиками учета электроэнергии на все комплектные трансформаторные подстанции и главные распределительные щиты данного фидера, сервером базы данных на диспетчерском пункте управления участками электрической сети осуществляют оперативный контроль суммарной мощности группы электроприемников 0,4 кВ, отключенных от устройства АЧР, и возможные переключения в составе этой группы при учете переменного уровня ответственности.

Хотя способ и устройство, его реализующее, применимы в системах электроснабжения с источниками распределенной генерации, однако достижение нормализации режима системы электроснабжения в известных технических решениях обеспечивается за счет отключения части нагрузки потребителей, а не за счет использования накопителей электрической энергии.

Известна система электроснабжения потребителей собственных нужд (с.н.) электрической станции (ЭС) [Патент № 2661936, МПК H02J11/00, опубл. 23.07.2018, Бюл. № 21], получающая питание от сборных шин главного распределительного устройства (ГРУ) ЭС, к которому подключены генераторы ЭС и трансформаторы, связывающие сборные шины ГРУ с распределительным устройством высшего напряжения ЭС, содержащая распределительные щиты (РЩ): РЩ1, к которому подключены первые потребители, являющиеся потребителями с.н. переменного тока высокого напряжения (ВН), и РЩ2, к которому подключены вторые потребители, являющиеся потребителями с.н. переменного тока низкого напряжения (НН), отличающаяся тем, что в нее дополнительно введены шины постоянного тока ВН, подключенные к сборным шинам ГРУ через управляемые выпрямители напряжения, снабженные пусковыми устройствами этих выпрямителей, система распределения электроэнергии постоянного тока, подключенная к указанным шинам постоянного тока ВН, первые, вторые и третьи транзисторные автономные инверторы напряжения, снабженные пусковыми устройствами этих инверторов и подключенные своими входными зажимами, через эти пусковые устройства, к системе распределения электроэнергии постоянного тока, и транзисторные импульсные преобразователи постоянного напряжения, снабженные пусковыми устройствами этих преобразователей и подключенные своими входными зажимами, через эти пусковые устройства, к системе распределения электроэнергии постоянного тока, причем два первых транзисторных автономных инвертора напряжения подключены своими выходными зажимами к распределительному щиту РЩ1, два вторых транзисторных автономных инвертора напряжения подключены своими выходными зажимами к распределительному щиту РЩ2, третьи транзисторные автономные инверторы напряжения подключены своими выходными зажимами к некоторым из третьих потребителей, являющихся потребителями с.н. переменного тока, которым требуются значения частоты и (или) напряжения, отличающиеся от частоты и (или) напряжения на выходных зажимах первых и вторых транзисторных автономных инверторов напряжения, а к выходным зажимам транзисторных импульсных преобразователей постоянного напряжения подключены четвертые потребители, являющиеся потребителями постоянного тока, которым требуются значения напряжения, отличающиеся от напряжения в системе распределения электроэнергии постоянного тока; при этом микропроцессорные системы управления всех перечисленных управляемых выпрямителей напряжения и автономных инверторов напряжения придают этим устройствам энергетической электроники свойства обратимого преобразователя напряжения при максимально возможном значении коэффициента мощности на зажимах переменного тока.

Такая система электроснабжения включает синхронные генераторы, систему распределения постоянного тока, инверторы, управляемые выпрямители с микропроцессорными системами управления и другие элементы, но в ней отсутствуют элементы управления накопителем электрической энергии для расширения области допустимых режимов генерирующих установок при кратковременных отклонениях частоты.

Наиболее близким техническим решением к предполагаемому изобретению является система форсировки возбуждения автономного синхронного генератора [Патент на изобретение № 2704313, МПК Н02Р 09/14, опубл. 28.10.2019 бюл. №31], входящего в электротехнический комплекс, с использованием накопителей энергии на основе аккумуляторных батарей и суперконденсаторов большой мощности, содержащая синхронный генератор, суммирующий трансформатор и корректор напряжения, вход которого подключен к обмотке якоря генератора, а выход - к обмотке управления суммирующего трансформатора, вторичная обмотка которого через первый выпрямитель подключена к обмотке индуктора генератора, первичная обмотка трансформатора тока включена последовательно с обмоткой якоря генератора, а вторичная обмотка соединена с блоком логических элементов управления системой возбуждения, выход которой подключен параллельно обмотке индуктора генератора, а первичная обмотка трансформатора напряжения подключена к зажимам синхронного генератора. Согласно предложения параллельно обмотке индуктора с целью ограничения глубины провалов напряжения на выводах генератора при коротком замыкании в электрической сети или при пусках электродвигателей подключен накопитель, состоящий из двух параллельно соединенных блоков, первый из которых состоит из n аккумуляторных батарей, последовательно соединенных с m аккумуляторными батареями, второй блок состоит из n суперконденсаторов, часть n аккумуляторных батарей первого блока через электронный ключ на входе и электронный ключ на выходе подключены к системе управления, входы которой соединены с трансформатором тока и с трансформатором напряжения, вход которого подключен к выводам синхронного генератора, при этом часть n аккумуляторных батарей соединена параллельно обмотке индуктора на напряжение, соответствующее напряжению форсировки возбуждения синхронного генератора, оба блока подключены через управляемый инвертор и фильтр высших гармоник к выводам синхронного генератора.

В устройстве-прототипе предусмотрено ограничение глубины провалов напряжения при коротком замыкании в электрической сети или при пусках электродвигателей. Однако предлагаемая система предусмотрена только для одного синхронного генератора, не учитывает особенности промышленной нагрузки энергорайона и не может быть применена для управления накопителем электрической энергии с целью расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при кратковременных отклонениях частоты.

Строительство и ввод в эксплуатацию новых источников распределенной генерации (РГ) в России производится в основном собственниками предприятий различных отраслей промышленности, которые присоединяются к сетям внутреннего электроснабжения этих предприятий.

На источниках РГ, как правило, применяются газотурбинные (ГТУ), газопоршневые (ГПУ) и дизельные генерирующие установки (ГУ) зарубежных заводов-изготовителей. Эти ГУ оснащаются устройствами релейной защиты (РЗ), системами автоматического регулирования частоты вращения (АРЧВ) и автоматического регулирования возбуждения (АРВ), которые соответствуют требованиям зарубежных национальных стандартов, что и определяет характер протекания переходных процессов и параметры анормальных режимов ГУ.

Например, в технической документации на ГПУ один из зарубежных заводов-изготовителей указал следующие уставки устройств РЗ ГУ, которые приводят к их отключению в случае, если в течение 200 мс частота будет выше 51,5 Гц или ниже 49 Гц. Другой завод-изготовитель ГПУ предусматривает отключение ГУ при повышении/снижении частоты выше 55 Гц в течение 4 с, или ниже 47,5 Гц в течение 2 с.

Важно отметить, что при переходе ГУ или источника РГ от режима параллельной работы с энергосистемой к островному (с избытком/дефицитом активной мощности) или при возмущениях в процессе работы в островном режиме возможно возникновение кратковременных отклонений частоты, которые приведут к отключению ГУ устройствами РЗ.

Указанные подходы зарубежных заводов-изготовителей приводят к сужению области допустимых режимов (ОДР) ГУ и их излишним отключениям при правильных действиях устройств РЗ в прилегающей сети, создавая для технологического процесса предприятий аварийные условия.

В настоящее время накопители электрической энергии (НЭЭ) находят все большее применение при решении различных задач в электроэнергетике. Следует рассмотреть возможность их использования для снижения количества излишних отключений ГУ в аварийных и послеаварийных режимах с кратковременными отклонениями частоты, с целью снижения величины ущербов у потребителей в островном режиме работы.

При реализации управляющего воздействия (УВ) мощным НЭЭ с быстродействующей системой управления, предназначенным для выдачи активной и реактивной мощности в аварийных и послеаварийных режимах, переход к независимому управлению выдачей активной и/или реактивной мощности может в первом приближении рассматриваться как мгновенный.

Целесообразность применения НЭЭ определяется на основе технико-экономического сравнения вариантов, с учетом их высокой стоимости, но и достаточной эффективностью для электроснабжения производств с жесткими требованиями к надежности электроснабжения особо ответственных электроприемников, а также значительными ущербами от кратковременных нарушений электроснабжения.

В островном режиме работы источников РГ применение НЭЭ целесообразно в следующих случаях:

- при аварийном отключении источника РГ - на время, необходимое для восстановления нормальной схемы электроснабжения или безаварийного останова производственного процесса;

- для снятия локальных перегрузок элементов в сети внутреннего электроснабжения предприятия в максимумах нагрузки (при резком изменении метеоусловий, аварийных отключениях элементов сети и др.);

- в качестве резервного источника электроснабжения, позволяющего осуществлять пуск источника РГ «с нуля» после его внезапного останова из-за аварии в сети внешнего электроснабжения;

- для электроснабжения особо ответственных электроприемников во время паузы сетевых устройств АПВ и АВР (в составе динамических компенсаторов провалов/прерываний напряжения);

- в качестве средства предотвращения лавины напряжения при возникновении большого дефицита мощности в сети внутреннего электроснабжения предприятия с большим объемом двигательной нагрузки.

При выработке стратегии формирования УВ на НЭЭ целесообразно проанализировать следующие факторы:

- при принятии проектных решений по организации противоаварийного управления в островном режиме работы источников РГ с НЭЭ, решающее значение может иметь оптимальное распределение УВ между разными объектами управления;

- использовать УВ на выдачу активной мощности НЭЭ при незначительных кратковременных отклонениях или малых снижениях частоты нецелесообразно;

- в режиме КЗ, близкого к шинам электроприемников, НЭЭ не может нормализовать напряжение, так как для этого требуется значительно большая его мощность, при этом улучшить электроснабжение возможно, существенно уменьшив время ликвидации КЗ (отключение поврежденного элемента сети);

- при нормализации работы электродвигателей после кратковременного возмущения следует обращать внимание на переходные процессы у синхронных двигателей (СД). Их устойчивость может быть нарушена даже при небольших кратковременных провалах напряжения (особенно, если СД работают с отключенными устройствами АРВ и с cosϕ ≈ 1). Их асинхронный режим может быть затяжным и вызывающим значительные пульсации напряжения. Все противоаварийные меры, улучшающие параметры асинхронного режима СД, могут быть полезными: гашение поля СД для облегчения его ресинхронизации, отключение от сети, если вероятность ресинхронизации мала. Однако, все УВ должны быть обоснованы предварительными расчетами режимов и давать реальные эффекты от их реализации.

При решении задачи расширения ОДР ГУ источника РГ предлагается использовать комбинированный НЭЭ, состоящий из суперконденсатора и литий-ионной аккумуляторной батареи (Li-ion), и позволяющий обеспечить необходимые характеристики по скорости и длительности (до 10 - 30 с) выдачи/потребления мощности.

Подключение НЭЭ к шинам генераторного напряжения источника РГ предусматривается через двухмостовой обратимый преобразователь (выпрямитель - инвертор). Широкое распространение получили обратимые трехфазные преобразователи на основе силовых полупроводниковых вентилей с буферными вентилями в нулевом проводе, которые, в зависимости от углов управления, позволяют работать преобразователю в режиме выпрямителя или инвертора. Для решения задачи управления используется двухпараметрическое управление мощностью НЭЭ, которое подразумевает наличие двух параметров (активная/реактивная мощность) с возможностью их независимого изменения.

Работа источника РГ в островном режиме может быть сколь угодно длительной и зависит от технического состояния линий связи с энергосистемой (трансформаторов), параметров режима в энергосистеме и/или в сети внутреннего электроснабжения, решения дежурного (оперативно-диспетчерского; оперативно-технологического) персонала и др. Обеспечение надежности электроснабжения потребителей от ГУ источников РГ в таких схемно-режимных условиях имеет существенные особенности.

Все кратковременные переходные процессы в островном режиме работы источника РГ будут относиться к двум группам, а именно:

1. Схемно-режимные ситуации, когда напряжение в начале процесса значительно снижено, вследствие КЗ или подключения групп электродвигателей со скольжениями значительно больше нормальных (после срабатывания АВР). Самозапуски или групповые пуски электродвигателей во многих случаях требуют дополнительной генерации реактивной мощности, что необходимо предусматривать при выборе параметров НЭЭ.

2. Схемно-режимные ситуации, когда в начале процесса не возникает условий для торможения электродвигателей. При этом отклонения напряжения и частоты слабее, системы автоматического регулирования ГУ справляются с нормализацией параметров режима. Если необходима по каким-либо причинам коррекция параметров режима для предотвращения срабатываний устройств РЗ ГУ, то эффективно применение устройств АЧР-1, а в качестве дополнительного средства - НЭЭ.

К первой группе относится задача, возникающая при срабатывании АВР с перерывом электроснабжения до 2-3 с, когда ориентация на выработку всей необходимой реактивной мощности НЭЭ может оказаться технически и экономически не целесообразным решением. Наиболее эффективно после реализации УВ на отключение нагрузки (ОН), с применением электрической или технологической автоматики обеспечить последовательные пуски небольших групп электродвигателей с контролем напряжения во временных промежутках или применять устройства плавного пуска и частотно-регулируемые приводы.

Во второй группе наиболее значимыми являются задачи, связанные с внезапными отключениями одной или нескольких ГУ на источниках РГ, причем в островном режиме работы различия в характере переходных процессов и требований к необходимым объемам УВ, при применении симметричного, по сравнению с несимметричным, регулированием частоты вращения ГУ, меньше.

Под несимметричным понимается такое регулирование частоты вращения ГПУ при котором величины отклонений частоты при сбросах и набросах одной и той же нагрузки ΔР_н существенно различны. Это связано с конструкцией газопоршневых двигателей с турбонаддувом, когда привод набирает мощность значительно медленнее, чем ее снижает (постоянные времени: при наборе мощности - 20 с; при снижении - 2 с).

На фиг. 1 показаны переходные процессы при отключении (без КЗ в сети) одной из четырех ГПУ с несимметричным регулированием частоты вращения и номинальными мощностями по 2,5 МВт при суммарной нагрузке 9,2 МВт в островном режиме работы. До отключения ГУ несла нагрузку ≈ 2,5 МВт, остальные ГУ - по 2,23 МВт.

Без реализации УВ на ОН, как это показано на фиг. 1а, в сети внутреннего электроснабжения устанавливается частота 46,7 Гц при статизме регулирования частоты ≈ 0 (мощность включенных ГУ ограничена величиной 110%; при номинальной частоте перегрузка была бы выше - 20%). Переходный процесс при работе устройства ПА представлен на фиг. 1б, действующего при отключении ГУ и снижении частоты до 48 Гц, реализуя УВ на ОН в объеме 2,5 МВт ступенями в течение 0,1 с.

Важно отметить, что при реализации УВ на ОН от устройства ПА по факту отключения ГУ, но до момента снижения частоты в сети внутреннего электроснабжения, позволяет минимизировать объем ОН, сохранив электроснабжение большего числа электроприемников.

Задача предотвращения срабатывания устройств РЗ ГУ при кратковременных отклонениях частоты наиболее актуальна для островного режима работы источника РГ, при малых значениях механических постоянных инерции ГУ, особенно - при несимметричном регулировании частоты вращения приводного двигателя ГУ, а также при уставках f_min, f_max, близких к номинальной частоте сети.

Основные принципы управления НЭЭ, направленного на стабилизацию частоты в сети внутреннего электроснабжения с источником РГ в островном режиме работы, с целью предотвращения излишних отключений ГУ, следующие:

1 Управления заключается в том, чтобы при нарушении баланса мощностей на валу генератора и вызванного этим отклонением частоты в сети внутреннего электроснабжения от номинального значения реализовать УВ на НЭЭ. Управляющие воздействия выбираются таким образом, чтобы текущая частота не выходила за границы коридора, заданного более узким, чем коридор значений частоты, выбранный заводом-изготовителем ГУ в виде уставок устройств РЗ.

2 Важным аспектом является выбор дозировки УВ на НЭЭ, который по причинам, указанным ниже, необходимо задавать по-разному для начальной стадии переходного процесса, вызванного возмущениями в сети внутреннего электроснабжения в островном режиме работы, и для промежуточных точек этого процесса при неустановившихся параметрах режима.

3 В начале переходного процесса, при обнаружении быстрого изменения генерации (ΔР_ГУ), необходимо с минимальным запаздыванием обеспечить реализацию УВ по активной мощности на НЭЭ (УВ_НЭЭ-P в размере ΔР_НЭЭ) в таком объеме, чтобы оно было приблизительно равным ΔР_ГУ. Использовать непосредственное измерение Р_ГУ нецелесообразно, так как коммутации в сети внутреннего электроснабжения вызывают появление быстропеременных составляющих токов: сверхпереходных и апериодических, а также гармонических составляющих, вызванных пофазной несимметрией (разновременностью срабатывания фаз коммутационных аппаратов) и др. Поэтому получение корректной величины Р_ГУ может требовать увеличения затрат времени на измерение и снизить быстродействие реализации УВ_НЭЭ-P.

4 По указанной в п. 3 причине первоначальная реализация УВ_НЭЭ-P, имеющего величину близкую к ΔР_НЭЭ, целесообразно осуществлять пропорционально производной частоты f :

ΔР _НЭЭ = – K_df ∙ (df/dt)₀,

где коэффициент пропорциональности K_df нужно предварительно рассчитать, задавая подключения разных по величине нагрузок (Р_н = const), фиксируя прирост нагрузки на ГУ (ΔP₀) и величину производной (df/dt)₀, как это показано на примере, представленном на фиг. 2.

5 В переходном процессе, вызванном набросом нагрузки, однозначное соответствие между ΔР_ГУ и df/dt нарушается из-за влияния динамических составляющих мощности, поэтому реализовывать УВ_НЭЭ-P следует иначе. Необходимо задать граничные значения частоты: кроме f_min, f_max, характеризующих уставки устройств РЗ ГУ, для предлагаемого способа регулирования величины f₁, f₂ такие, что

f _min < f₁ < f < f₂ < f_max.

6 Для управления переходным процессом САУ НЭЭ через одинаковые промежутки времени T контролирует частоту и, если f < f₁, дает УВ на увеличение Р_НЭЭ (т.е. на снижение мощности ГУ и, следовательно, на повышение частоты) или, если f > f₂, то на уменьшение Р_НЭЭ. Оптимальные значения интервалов T и размеры шагов по мощности НЭЭ (+∆Р_НЭЭ, –∆Р_НЭЭ) подбираются на основании результатов имитационного моделирования.

7 Повысить эффективность управления по п. 6 возможно, если величины шагов +ΔР_НЭЭ изменять пропорционально текущим значениям производной частоты (df/dt)_t.

8 По завершении управляемой части переходного процесса, о чем можно судить по тому, что в течение заданного интервала времени (6-10 с) необходимость в изменении ΔР_НЭЭ не возникает, т.е. f₁ < f < f₂, и УВ_НЭЭ-P САУ НЭЭ плавно (или несколькими ступенями) сводит к нулю, после чего активизирует программу восстановления заряда НЭЭ.

9 Поскольку в островном режиме работы при набросах активной нагрузки частота ГУ временно понижается, это обстоятельство можно использовать для некоторого уменьшения величины наброса мощности соответственно регулирующему эффекту нагрузки по частоте.

Ниже приведены результаты расчетов переходных процессов, в которых работа ГУ в островном режиме сохранена благодаря управлению активной мощностью НЭЭ, как рассмотрено выше. Уставки устройств РЗ по частоте ГУ f_min = 47,5 Гц с выдержкой времени 2 с, f_max = 55 Гц с выдержкой времени 4 с (для ГУ «Wärtsilä»). Для управления мощностью НЭЭ границы коридора допустимых значений заданы следующими: f₁ = 49, f₂ = 51 Гц. При этом учитывается, что нарушение условия f₁ < f < f₂ допустимо в течение времени, меньшего соответствующей выдержки времени устройства РЗ ГУ. Интервалы T приняты в размере 300 мс (вариации в диапазоне 200-500 мс не оказали влияния на результаты проверки эффективности предложенного варианта управления); шаги по ΔР_НЭЭ выбраны: +10% и -20% от предшествующей величины.

При имитационном моделировании было принято, что в начале переходного процесса управление мощностью НЭЭ вводится с запаздыванием 60 мс (срабатывание пускового органа; вычисление (df/dt)₀ и ΔР_НЭЭ; передача УВ на НЭЭ), дальнейшее управление (по частоте, меньшей f₁ или большей f₂) выполняется с запаздыванием 30 мс.

Ниже приведены три примера реализации УВ_НЭЭ-P,Q. Важно отметить, что во всех трех принципиально разных переходных процессах с тяжелыми возмущениями предложенный вариант управления НЭЭ удерживает ГУ от отключения при одном и том же задании параметров УВ, что позволяет сделать вывод об отсутствии необходимости выбирать способ управления в режиме on-line, исходя из величин конкретного изменения параметров режима ГУ.

1 Наброс нагрузки, вызванный одновременным пуском группы АД.

Расчетное задание для пуска трех эквивалентных АД - как и выше, исходная загрузка ГУ перед набросом мощности - 30% от номинальной, переходный процесс представлен на фиг. 3.

В данном случае суммарная номинальная мощность пускаемых АД составляет 37,5% от номинальной мощности ГУ, что значительно превышает возможности групповых пусков в островном режиме работы без использования дополнительных генерирующих установок.

2 Сброс 95% нагрузки при номинальной исходной нагрузке ГУ.

В рассматриваемых условиях опасность представляют только процессы по частоте, процессы по напряжению обычно благоприятны. В начале переходного процесса вводится УВ на НЭЭ, реализуя потребление активной мощности в размере имевшего место сброса нагрузки: ΔР_НЭЭ = - 2,3 МВт, (фиг. 4).

Если большие сбросы мощности, при которых необходимо сохранять ГУ в работе, имеют значимую вероятность, то управление НЭЭ в нормальных режимах должно, обеспечивать поддержание такой величины накопленного заряда, который позволял бы оперировать мощностями +ΔР_ГУ.ном.

3 Трехфазное КЗ в сети внутреннего электроснабжения.

На фиг. 5 показан переходный процесс, в котором подстанция с нагрузкой, равной 27% от номинальной мощности ГУ, в результате КЗ теряет питание, а восстановление реализуется посредством устройства АВР через 0,38 с.

Переходный процесс на фиг. 5 отличается от двух предыдущих тем, что использование большей мощности НЭЭ повышает эффективность управления. Для переходного процесса на фиг. 5 такая общая закономерность отсутствует: при разных продолжительностях КЗ и существенно разных параметрах электроприемников оптимальные параметры УВ на НЭЭ различны. Поэтому определению объемов УВ должен предшествовать анализ вероятностей КЗ и выбор обычных средств повышения динамической устойчивости нагрузки: сокращение вероятности и продолжительности КЗ, применение автоматики восстановления нормальной работы электродвигателей и др.

В переходных процессах, аналогичных фиг. 5, нельзя игнорировать фактор, определяемый технологией промышленного производства, как максимально допустимое время перерыва нормальной работы электродвигателей и ущербы, связанные с его превышением.

На основании результатов имитационного моделирования должно осуществляться формирование технических требований к НЭЭ. Для переходных процессов, показанных на фиг. 3 - 5, требования к НЭЭ приведены в табл. 1 (P > 0 при выдаче мощности НЭЭ в сеть).

Таблица 1. Примеры технических требований к НЭЭ.

Проведенный анализ оценки эффективности предложенного варианта управления НЭЭ для расширения ОДР ГУ источника РГ позволяет сделать вывод о его пригодности для применения в сетях внутреннего электроснабжения предприятий с источниками РГ. Реализация системы управления НЭЭ позволяет предотвращать излишние отключения ГУ в островном режиме источника РГ при различных тяжелых возмущениях, создав условия для обеспечения надежного электроснабжения потребителей.

Цель изобретения - создание системы управления НЭЭ для предотвращения отключений ГУ источников распределенной генерации при кратковременных отклонениях частоты, обеспечивающей надежное электроснабжение и учитывающей особенности нагрузки промышленных потребителей.

Поставленная цель достигается системой управления накопителем электрической энергии для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при кратковременных отклонениях частоты, входящих в электротехнический комплекс, с использованием накопителей на основе аккумуляторных батарей и суперконденсаторов большой мощности, содержащая синхронный генератор, первый трансформатор тока, трансформатор напряжения, накопитель, систему управления, электронный ключ, выпрямитель, управляемый инвертор, фильтр высших гармоник, причем накопитель состоит из двух параллельно соединенных блоков, в первый из которых входит из n аккумуляторных батарей, второй блок включает n суперконденсаторов, аккумуляторные батареи первого блока через электронный ключ на входе подключены к системе управления, входы которой соединены с выходами первого трансформатора тока и трансформатора напряжения, вход которого подключен к выводам синхронного генератора, оба блока накопителя подключены через управляемый инвертор и фильтр высших гармоник к выводам синхронного генератора, выход выпрямителя подключен через электронный ключ к входу накопителя. Согласно предложения введены (l - 1) синхронных генераторов, (l - 1) трансформаторов тока, блок измерения частоты и блок измерения производной частоты, причем выходы l синхронных генераторов объединены и образуют генераторную шину, входы l трансформаторов тока подключены к выходам соответствующих синхронных генераторов, а выходы (l - 1) трансформаторов тока, начиная со второго, подключены к входам системы управления, выход системы управления подключен к входу управляемого инвертора, вход выпрямителя подключен к генераторной шине, а генераторная шина подключена к секциям шин подстанции промышленного потребителя, выходы блока измерения частоты и блока измерения производной частоты подключены ко входам системы управления, а входы блока измерения частоты и блока измерения производной частоты подключены соответственно к выходу трансформатора напряжения и выходу блока измерения частоты, дополнительно система управления имеет два входа соответственно для загрузки результатов имитационного моделирования и для приема информации о текущем режиме функционирования промышленного энергорайона с источниками распределенной генерации.

На фиг. 1. представлены переходные процессы с отключением одной из четырех ГПУ: а - без ОН, б - с ОН от устройства ПА, дозирующего объем ОН (Р_ГУ - мощность трех включенных ГУ).

Фиг. 2. Иллюстрирует зависимость ΔР_ГУ.0 = ϕ(df/dt) для сети внутреннего электроснабжения с источником РГ (K_df ≈-3,74 МВт⋅с / Гц).

Фиг. 3. Иллюстрирует переходный процесс при набросе нагрузки на ГУ в результате группового пуска АД с реализацией УВ на НЭЭ по P и Q.

На фиг. 4 показан переходный процесс при сбросе 95% нагрузки с УВ на НЭЭ по P и Q.

Фиг. 5. Иллюстрирует переходный процесс при трехфазном КЗ в сети внутреннего электроснабжения с реализацией УВ на НЭЭ по P и Q.

На фиг. 6 приведена структурная схема системы управления накопителем электрической энергии для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при кратковременных отклонениях частоты.

Система управления НЭЭ для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при кратковременных отклонениях частоты (фиг. 6) включает: синхронные генераторы 1₁…1_l, трансформаторы тока 2₁…2_l, трансформатор напряжения 3, накопитель 4, систему управления 5, электронный ключ 6, выпрямитель 7, управляемый инвертор 8, фильтр высших гармоник 9, блок измерения частоты 10 и блок измерения производной частоты 11.

Компоненты системы управления НЭЭ для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при кратковременных отклонениях частоты (фиг. 6) соединены следующим образом: аккумуляторные батареи первого блока накопителя 4 через электронный ключ 6 на входе подключены к системе управления 5, входы которой соединены с выходами первого трансформатора тока 2₁ и трансформатора напряжения 3, вход которого подключен к выводам синхронного генератора 1₁, оба блока накопителя 4 подключены через управляемый инвертор 8 и фильтр высших гармоник 9 к выводам синхронного генератора 1₁, выход выпрямителя 7 подключен через электронный ключ 6 к входу накопителя 4. Выходы l синхронных генераторов 1₁…1_l объединены и образуют генераторную шину, входы l трансформаторов тока 2₁…2_l подключены к выходам соответствующих синхронных генераторов 1₁…1_l, а выходы (l - 1) трансформаторов тока, начиная со второго 2₂…2_l, подключены к входам системы управления 5, выход системы управления 5 подключен к входу управляемого инвертора 8, вход выпрямителя 7 подключен к генераторной шине, а генераторная шина подключена к секциям шин подстанции промышленного потребителя, выходы блока измерения частоты 10 и блока измерения производной частоты 11 подключены ко входам системы управления 5, а входы блока измерения частоты 10 и блока измерения производной частоты 11 подключены соответственно к выходу трансформатора напряжения 3 и выходу блока измерения частоты 10, дополнительно система управления 5 имеет два входа соответственно для загрузки результатов имитационного моделирования и для приема информации о текущем режиме функционирования промышленного энергорайона с источниками распределенной генерации.

Система управления НЭЭ для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при кратковременных отклонениях частоты (фиг. 6) функционирует следующим образом.

Для обеспечения функционирования системы управления НЭЭ для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при кратковременных отклонениях частоты (фиг. 6) выполняется предварительное имитационное моделирование, целью которого является:

- определение нормальных и аварийных режимов функционирования промышленного энергорайона при кратковременных отклонениях частоты, с учетом возможного проведения ремонтных и эксплуатационных работ;

- выявление режимов, в которых необходимо управление НЭЭ для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации;

- определение объемов управляющих воздействий на НЭЭ по величине активной и реактивной мощности, а также их ступенчатого характера и продолжительности для обеспечения надежного электроснабжения при кратковременных отклонениях частоты.

Таким образом, целью предварительного имитационного моделирования является определение вариантов управления НЭЭ в различных режимах работы промышленного энергорайона. Результаты имитационного моделирования вносятся в память системы управления 5 (фиг. 6) для последующего выбора варианта функционирования системы управления НЭЭ в идентифицированном режиме работы промышленного энергорайона.

Информация о текущем режиме работы энергорайона может поступать в систему управления 5, например, из системы диспетчерско-технологического управления энергорайона (оперативно-информационного комплекса - ОИК), SCADA-системы или систем технологического управления промышленной нагрузки. В состав информация о текущем режиме работы энергорайона могут входить измерения токов и напряжений в узлах, а также данные о положениях коммутационных аппаратов системы внешнего и внутреннего электроснабжения энергорайона, определяющие состояние («отключено»/«в работе») электрооборудования (ГУ источников РГ, линий электропередачи, силовых трансформаторов, электроприемников потребителей и др.).

В каждый момент времени на основе входной информации система управления 5 определяет текущий режим работы энергорайона. Дополнительно по измерениям напряжения на генераторной шине с использованием трансформатора напряжения 3, а также токов с выходов каждого из трансформаторов тока 2₁…2_l, в системе управления 5 определяется мощность, генерируемая каждым из синхронных генераторов 1₁…1_l, и суммарная выработка ГУ источников РГ. Также по измерениям напряжения с выхода трансформатора напряжения 3 производится оценка частоты и производной частоты соответственно в блоке 10 и блоке 11, с последующей выдачей оцененных значений частоты и ее производной на входы системы управления 5. Исходя из текущего режима, а также расчетов мощности источников РГ, оценок частоты и производной частоты формируются в системе управления 5 объемы УВ, необходимые для управления НЭЭ с учетом скорости нарастания (убывания) величины и длительности кратковременных отклонений частоты.

В случае необходимости выдачи УВ при кратковременных отклонениях частоты система управления 5 формирует сигнал на закрытие электронного ключа 6, тем самым отключая выпрямитель 7 от накопителя электрической энергии 4. С учетом необходимого объема генерации активной и реактивной мощности системой управления НЭЭ для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при кратковременных отклонениях частоты с выхода системы управления 5 выдается управляющий сигнал на инвертор 8, который обеспечивает через фильтр высших гармоник выдачу требуемой активной и реактивной мощности.

В соответствии с фиг. 3, 5 управление реактивной мощностью НЭЭ системой управления 5 с выдачей на генераторную шину осуществляется в начале переходного процесса однократно, исходя из текущего режима функционирования энергорайона и текущего состава нагрузки промышленных потребителей.

Управление активной мощностью НЭЭ с ее выдачей системой управления 5 на генераторную шину, реализуется следующим образом:

- в начале переходного процесса, при фиксации быстрого изменения генерации (ΔР_ГУ), посредством реализации УВ_НЭЭ-P в размере ΔР_НЭЭ с минимальным запаздыванием, а выбор ΔР_НЭЭ осуществляется пропорционально производной частоты;

- в переходном процессе через одинаковые промежутки времени T осуществляется контроль частоты и, если f < f₁, формируются УВ на увеличение Р_НЭЭ (т.е. на снижение мощности ГУ и, следовательно, на повышение частоты) или, если f > f₂, то на уменьшение Р_НЭЭ. Оптимальные значения интервалов T и размеры шагов по мощности НЭЭ (+ΔР_НЭЭ, -ΔР_НЭЭ) выбираются на основании результатов имитационного моделирования.

При наиболее тяжелых возмущениях (групповой пуск электродвигателей - фиг. 3; сброс 95% мощности ГУ - фиг. 4; трехфазное КЗ в сети внутреннего электроснабжения - фиг. 5) предлагаемая система управления НЭЭ позволяет предотвратить отключение ГУ при одних и тех же объемах УВ (+ΔР_НЭЭ, -ΔР_НЭЭ). Таким образом, отсутствует необходимость в выборе объемов УВ от НЭЭ в режиме on-line, исходя из величины отклонений параметров режима.

В режиме, когда не требуется управление НЭЭ для расширения области допустимых режимов ГУ РГ при кратковременных отклонениях частоты, электронный ключ 6 замкнут, и через инвертор 7 осуществляет заряд накопителя электрической энергии 4, а сигналом с выхода системы управления 5 управляемый инвертор 8 закрывается для выдачи активной и реактивной мощности на генераторную шину. Таким образом, при нормальном режиме заряженная аккумуляторная батарея подзаряжается малым током от сети, восполняя потерю емкости в результате саморазряда.

Необходимо отметить, что при отсутствии информации о текущем режиме на входе системы управления 5 возможно упрощенное функционирование системы управления НЭЭ для расширения области допустимых режимов ГУ РГ при кратковременных отклонениях частоты. При этом выдача управляющих сигналов системой управления 5 может осуществляться по измеренным значениям производной частоты, реализуемым с использованием трансформатора напряжения 3, блоков 10 и 11. При снижении частоты ниже установленного значения (с учетом уставочных значений используемых на источниках РГ) система управления 5 выдает управляющие сигналы на ключ 6 и инвертор 8. Величина управляющего сигнала на инвертор 8 определяется с учетом выработки синхронных генераторов 1₁…1_l по скорости изменения частоты, например, на основе зависимости фиг. 2. При этом выдача активной мощности с выхода управляемого инвертора 8 осуществляется через фильтр высших гармоник 9 на генераторную шину.

Следует отметить, что высокое быстродействие предлагаемой системы управления НЭЭ для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при кратковременных отклонениях частоты обеспечивается заблаговременным расчетом управляющих воздействий (объемов и продолжительности) в аварийных режимах, быстрой оценкой параметров текущего режима энергорайона, а также быстрой выдачей управляющих воздействий.

В заключении следует отметить, что предлагаемая система управления накопителями электрической энергии обеспечивает расширение области допустимых режимов ГУ источников РГ за счет независимого управления по ΔР_НЭЭ и ΔQ_НЭЭ НЭЭ позволяет предотвращать излишние отключения ГУ при кратковременных отклонениях частоты и обеспечивать надежное электроснабжение потребителей. Таким образом достигается цель изобретения и учитываются особенности промышленных энергорайонов с источниками распределенной генерации.