В период 30.06 – 27.07 2023 года на площадке органа по добровольной сертификации Федерального государственного автономного образовательного учреждения высшего образования «Национального исследовательского Томского политехнического университета («ФГАОУ ВО НИ ТПУ») по программе «Системного оператора ЕЭС» (АО «СО ЕЭС») были проведены испытания универсального устройства ЛАПНУ на базе комплекса противоаварийной автоматики многофункционального (КПА-М) нового поколения производства АО «ИАЭС».
Цель проведения данных испытаний – получение сертификата соответствия ЛАПНУ на базе КПА-М установленным нормам и требованиям государственного стандарта ГОСТ Р 59979-2022., разработанного АО «СО ЕЭС», для его применения на объектах энергообъединений ЕЭС РФ.
В сертификационных испытаниях приняли участие эксперты ОДС «ФГАОУ ВО НИ ТПУ и АО «СО ЕЭС».
Универсальное устройство ЛАПНУ является неотъемлемой составной частью иерархической системы противоаварийного управления и предназначено для предотвращения развития системных аварий с помощью своевременного ввода управляющих воздействий для предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы энергообъединений, энергосистем, энергоузлов при опасных аварийных возмущениях. Функционирование устройства обеспечивается как под управлением ЦСПА, так и в автономном режиме посредством выбора управляющих воздействий по принципу «2ДО» по локальным параметрам.
Все испытания прошли без замечаний, результаты сертификационных испытаний подтверждены «Протоколом сертификационных испытаний № 3 от 27.07.2023 года».
На основании решения экспертной группы СДС АО «СО ЕЭС» и ОДС ФГАОУ ВО НИ ТПУ 0т 27.07. 2023 года № 3 АО «ИАЭС» выдан сертификат соответствия с регистрационным номером TU26.SO.RU.0622.0002. от 10.06.2023 г.
Специалисты АО «Институт автоматизации энергетических систем» (Нотова В.О., Новикова А.В.) совместно со специалистами ООО «Меридиан Энерго» (г. Москва) в данной статье обобщили опыт разработки унифицированных требований к делительной автоматике для объектов малой генерации.
Одним из важнейших преимуществ, возникающих при интеграции объектов малой генерации в энергосистему, является повышение надежности электроснабжения. Это достигается за счет возможности отделения энергорайона от внешней энергосистемы при возникновении возмущений и аварийных режимов с помощью делительной автоматики. В рамках данной статьи сформулированы требования к делительной автоматике на основе анализа технических решений, разработанных для реальных объектов энергетики. Дадим краткую характеристику схемы электроснабжения первого предприятия. Питание потребителей на данном объекте осуществляется через шины 10кВ ТП-1, которое связано с внешней энергосистемой двумя кабельными линиями: основное питание от Подстанции №1 110/10 кВ и резервное – от Подстанции №2.Выдача мощности от газо-поршневой установки (ГПУ) напряжением 0,4 кВ, мощностью 1067 кВт, работающей через повышающий трансформатор ТС-1250/0,4/10, осуществляется через шины ЗРУ ГПУ, которое, в свою очередь, подключено к ТП-1, рисунок 1.
Рисунок 1. Схема подключения ЗРУ ГПУ к электрической сети
В рамках проекта необходимо произвести технологическое присоединение ГПУ на параллельную работу с энергосистемой с нулевым экспортом электрической энергии во внешнюю сеть. Это позволит обеспечить питание потребителей данного предприятия от собственной генерации с параллельным отбором недостающей мощности от шин сетевой организации
При возникновении аварийных режимов с целью исключения подпитки точки КЗ была установлена автоматика опережающего деления сети (АОДС). Действие автоматики направлено на выключатель ячейки №9 РП ТП-1, с помощью которого производится отключение генератора при внешних коротких замыканиях. Таким образом, после деления сети схема электроснабжения возвращается к первоначальному виду, существующая релейная защита работает в том же режиме, что и без генератора. Таким образом, сформулируем следующие требования:
1. АОДС должна исключать параллельную работу генерирующей установки с внешней энергосистемой при внешних коротких замыканиях.
2. АОДС должна исключать ухудшение работы имеющихся защит оборудования и обеспечивать быстрое отключение установок от объекта генерациипри замыканиях во внешней сети и внутренней, если после работы защит на поврежденном элементе сохраняется подпитка от вновь вводимого генератора.
В качестве реагирующего органа было выбрано токовое реле, измеряющее токи генератора на стороне 10 кВ и реагирующее на их фазные значения. Уставка токового органа выбрана исходя из отстройки от максимально возможного тока, возникающего при качаниях генератора по выражению:
I_уст=k_н∙I_(кач Г), (1)
где kн – коэффициент надежности.
Получившееся значение тока срабатывания необходимо проверить на чувствительность к КЗ на питающих линиях по формуле:
k_ч≤I_кз(3)ген/I_уст (2).
Следовательно, к АОДС предъявляем еще два требования:
3. АОДС не должна действовать при возникновении синхронных качаний.
4. АОДС должна действовать при КЗ по всей длине линии, по которым осуществляется связь электростанции с системой, то есть пусковые органы автоматики должны обладать достаточной чувствительностью.
Надежность функционирования АОДС должна обеспечиваться резервированием. На данном объекте установленная АОДС не резервировалась вторым комплектом, поэтому для этих целей использовался микропроцессорный терминал, уже установленный на Подстанции №1. Данная защита выполнена в виде направленной МТЗ, действующей при повреждениях во внешней сети и фиксации подпитки КЗ от генератора.
Перейдем к рассмотрению второго объекта.Второе предприятие представляет собой котельную, на которой заменяются паровые котлыи устанавливается один генератор мощностью 6 МВт. Существующее электроснабжение станции выполнено по двум фидерам 6 кВ от Подстанции №3 110/6 кВ, которая, в свою очередь,питается от внешней сети отпайками от двух ВЛ 110 кВ. Все основные потребители подключены к двум распределительным пунктам: РП-8 и РП-9. Шины этих РП выполнены секционированными, каждая секция РП соединена с одной из секций 6 кВПодстанции№3. Одна из секций РП-8, РП-9 соединена с Новым РУ 6,3 кВ, на шины которого выдается мощность от устанавливаемого генератора.Электрическая схема локальной сети и прилегающего энергорайона представлена на рисунке 2.
Рисунок 2. Схема электроснабжения Подстанции №3 и подключение нового генератора к электрической сети
Цель данного проекта заключалась в снижении затрат на покупку электроэнергии на собственные нужды за счет собственной генерации электроэнергии с возможностью отпуска излишков в сеть.
При проверке выключателей на отключающую способность было выявлено несоответствие выключателей 6 кВ, установленных на Подстанции №3 110 кВ и на РП-8, РП-9 расчетным токам трехфазного КЗ. Такое несоответствие существовало и до подключения генерирующей установки, если в расчетах токов КЗ учитывать подпитку от мощных двигателей. Соответственно, отключения генератора недостаточно, чтобы обеспечить отключающую способность выключателей, поэтому необходимо убрать хотя бы часть подпитки от двигателей и шунтирующие связи через Новое РУ 6 кВ. Замена выключателей была оценена как нецелесообразная мера ввиду их количества, поэтому в качестве средства снижения токов КЗвыбрана установка устройства АОДС. Причем эффективно оно будет лишь тогда, когда деление сети происходит до того, как начнут расходиться контакты выключателя, на который подействовала токовая отсечка поврежденного элемента с током КЗ, превышающим его отключающую способность.
Устройство АОДС было решено выполнить реагирующим на увеличение контролируемого тока. Контроль тока осуществлять по фидерам связи 6 кВ РП-8 (РП-9) с шинами 6 кВ Подстанции №3 110 кВ. Ток по генераторному присоединению в Новом РУ 6,3 кВ не контролируется, т.к. генератор может быть в ремонте, а АОДС должна быть в работе из-за больших токов КЗ в схеме и без генератора. Уставка срабатывания выбиралась по двум условиям:
Отстройка от тока через контрольные точки при трехфазном КЗ на выводах трансформатора со стороны 110 кВ Подстанции №3;
Обеспечение коэффициента чувствительности для реагирующего токового органа АОДС в режимах с минимальными токами КЗ.
Ввиду противоречивости этих двух условий принято решение выбрать уставку исходя из второго условия и допустить излишнее срабатывание АОДС при междуфазных КЗ на стороне 110 кВ Подстанции №3, которое бы не приводило к отключению потребителей, а только производило деление сети.Таким образом, для делительной автоматики на данном объекте должно выполняться требование по чувствительности к пусковым органам АОДС, так же как и для АОДСна объекте №1.
Так как весь энергорайон подключается нормально к 1-й секции 6 кВ ПС №3, АОДС нормально будет подключена к токовым замерам вводов первых секций РП-8 и РП-9, а также на сумму токов этих вводов. Если по какой-то причине питание осуществляется от 2-ой секции 6 кВ ПС №3, тогда токовые реле АОДС должны быть подключены на токи вводов 2-ых секций. Таким образом, ввиду сложной топологии схемы возникает её большая вариативность, вследствие чего необходимо менять состав контролируемых присоединений в зависимости от режима.Вместе с топологией схемы также меняется уровень токов короткого замыкания, что влечет за собой необходимость установки разных уставок реагирующих органов. В ходе выполнения расчетов и рассмотрения всевозможных режимов было принято решение предусмотреть для замера токов по вводам РП-8, РП-9, нового РУ 6 кВ по два токовых реле (фаза «А» и фаза «С»), а для замера суммы токов по вводам –4 токовых реле (фаза «А» и фаза «С» для двух уставок). В итоге комплекс противоаварийной автоматики контролирует состояние связей схемы и выдает задание в устройства релейной защиты на изменение групп уставок. Кроме того, по результатам расчётов режимов при аварийном отключении трансформатора Т-1(2) или при отключении питающих линий 110 кВ, энергорайон с генератором и связанные с ним другие узлы выделяются с дефицитом мощности, приводящим к недопустимому снижению частоты. Более того, возможны ситуации общесистемного снижения частоты, и для сохранения питания потребителей при таких авариях предусмотрено применение частотно-делительной автоматики (ЧДА), которая выделяет генератор на изолированную работу. Соответственно, формулируем еще одно требование:
5. Делительная автоматика должна действовать только в тех случаях, когда после отделения электростанции от системы в отделившейся части возникает опасный дефицит мощности. При отделении с нагрузкой, которую может покрыть отделившаяся электростанция, делительная автоматика работать не должна.
Таким образом, для объекта №2 комплекс противоаварийной автоматики включает в себя не только АОДС на токовом принципе, обеспечивающую коммутационную способность выключателей, но и ЧДА, позволяющую сохранить питание потребителей при снижениях частоты в данном энергорайоне. Надежность функционирования АОДС резервируется направленной МТЗ, устанавливаемой со стороны низкого напряжения Подстанции №3.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Подводя итоги вышесказанному, необходимо отметить следующее: для объектов малой генерации в качестве противоаварийной автоматики применение автоматики опережающего деления сети обязательно, причем её действие должно быть резервировано. Очевидно, что АОДС не должна действовать при замыканиях на линиях, отключение которых не приводит к отделению электростанции от системы, поэтому автоматика должна обладать селективностью. Предложенный перечень требований не исключает необходимости разработки технических мероприятий для каждого объекта малой генерации, ввиду уникальности таких объектов.
Проведение очередной конференции «Методы и средства управления режимами энергосистем в аварийных ситуациях» было приурочено к 25–летию образования АО «Институт автоматизации энергетических систем».
В конференции приняли участие представители Алматинского университета энергетики и связи (Республика Казахстан), АО «СО ЕЭС», ОДУ Сибири, Новосибирского РДУ, ОАО «НТЦ ЕЭС», ИСЭМ СО РАН, ООО НПП «ЭКРА», НГТУ, АО «ИАЭС».
Представленные на конференции доклады были посвящены наиболее актуальным вопросам развития и совершенствования систем управления нормальными и аварийными режимами энергобъединений.
Доклады представителей Системного оператора были посвящены рассмотрению путей совершенствования устройств противоаварийной автоматики в ЕЭС России (Сацук Е.И.). В качестве одного из направлений более подробно было рассмотрено использование информации из ОИК для оптимизации противоаварийного управления (Останин А.Ю.). Результаты системных испытаний нового оборудования СЭС представлены в докладе Ершова Е.А. В дискуссии обсуждались и сравнивались характеристики СЭС, построенной в Башкирии.
Коллеги из АУЭС представили доклады по теме «Цифровизация электроэнергетических систем Казахстана» и «Разработка алгоритмов и создание автоматики WACS на базе синхрофазорных измерений WAMS (Саухимов А.А.).
Вопросам противоаварийного управления в изолированной энергосистеме Калининградской области был посвящен доклад НТЦ «ЕЭС» (Герасимова А.С.).
В докладе представителя Томского политехнического университета были рассмотрены технологии управления сетевыми инверторами объектов ВИЭ и СНЭЭ в режиме «виртуальный синхронный генератор» (Суворов А.А.).
Представители ИСЭМ СО РАН доложили о перспективах развития информационного взаимодействия устройств ПА и вопросам решения общесистемных задач развития электроэнергетики (Дубровин В.В., Осак А.Б.).
Интересный и актуальный подход к повышению надежности функционирования ПА в ЕЭС России через реализацию образовательных программ был предложен в докладе ООО НПП «ЭКРА» (Разумов Р.В.).
Фишова А.Г. (НГТУ) представил серию докладов, посвященных вопросам децентрализованного мультиагентного управления режимами сетей с распределенной генерацией.
В докладах АО «ИАЭС» был рассмотрен широкий спектр как теоретических, так и практических вопросов связанных с повышением эффективности выбора управляющих воздействий в централизованных системах противоаварийной автоматики (ЦСПА) как по условиям сохранения статической, так и динамической устойчивости, в частности, были рассмотрены вопросы идентификации колебательных структур для целей выбора управляющих воздействий для сохранения динамической устойчивости, а также вопросы использования векторных измерений для обеспечения устойчивости (Ландман А.К., Маковцев В.А., Вторушин А.С., Шипилов В.К.,).
Все без исключения доклады вызвали неподдельный интерес у слушателей.
Обсуждения докладов прошло в доброжелательной и дружественной атмосфере.
В процессе обсуждения было задано большое количество вопросов и на все были получены развернутые ответы, удовлетворившие самых требовательных слушателей.
В последний день конференции для участников был организован выезд на ПС 1150 кВ Алтай для ознакомления с установленным там, в рамках реконструкции, комплексом АДВ нового поколения производства АО «ИАЭС». Данный комплекс воплощает многие передовые идеи в части архитектурных, технических и программных решений в области реализации устройств АДВ. Специалисты АО «ИАЭС» подробно рассказали об основных особенностях программно-технического комплекса и ответили на возникшие вопросы (Степанович Р.Ю.).
На Беловской ГРЭС в рамках титула «Установка устройств автоматики ликвидации асинхронного режима (АЛАР)» ведутся проектные работы по разработке устройств противоаварийной автоматики — АЛАР.
В 2021 году были сформированы технические решения для электрических присоединений схемы выдачи мощности Беловской ГРЭС. После этого решения были согласованы с Беловской ГРЭС, а также с ОДУ Сибири и Кемеровским РДУ (Филиалы Системного оператора). Устройства АЛАР были запроектированы для следующих линий электропередачи:
ВЛ 500 кВ Беловская ГРЭС — Ново-Анжерская,
ВЛ 220 кВ Беловская ГРЭС — Новокузнецкая,
ВЛ 220 кВ Беловская ГРЭС — Соколовская.
В 2022 году выполнена комплектация оборудования для АЛАР ВЛ 220 кВ, а также строительно-монтажные и пусконаладочные работы «под ключ» системы противоаварийной автоматики АЛАР ВЛ 220 кВ. Автоматика АЛАР ВЛ 220 кВ (два шкафа КПА-М, производства АО «ИАЭС») введена в работу 19 ноября 2022 года.
В 2023 году планируется выполнение аналогичных мероприятий для создания системы АЛАР ВЛ 500 кВ Беловская ГРЭС — Ново-Анжерская.
7 декабря в г. Кемерово прошла конференция, приуроченная ко дню рождения основателя ОДУ Сибири Ясникова Владимира Николаевича по тематике: «Планирование и управление электроэнергетическими системами».
На открытии мероприятия всех участников конференции поприветствовали заместитель генерального директора ОДУ Сибири Михаил Валентинович Шломов и заместитель главного диспетчера ОДУ Сибири по режимам Андрей Юрьевич Останин. Было отмечено, что главной задачей данного мероприятия является обмен знаниями и опытом в решении актуальных технических задач, таким образом, настроив всех участников на продуктивные обсуждения.
В конференции приняли участие представители Филиала АО «СО ЕЭС» Красноярское РДУ, Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, АО «НТЦ ЕЭС», АО «Институт автоматизации энергетических систем», магистранты и аспиранты Инженерной школы энергетики Национального исследовательского Томского политехнического университета.
Наши специалисты выступили с докладами на следующие темы: «Опыт АО «ИАЭС» в разработке мероприятий по подключению объектов малой генерации к Единой энергосистеме», «Выбор состава включенного генерирующего оборудования и сечений для противоаварийного деления в симуляторе Минигрид», «Применение синхронизированных векторных измерений в автоматике предотвращения нарушения устойчивости в режиме 1-После», «Взаимодействие с подразделениями Системного оператора при проектировании».
От лица всех наших участников хотелось бы поблагодарить организаторов мероприятия за предоставленную возможность общения с коллегами из других регионов, актуальную насущную тематику встречи и теплый приём в стенах ОДУ Сибири!
Секция 1 «Управление электроэнергетическими режимами работы энергосистем»
Секция 2 «Перспективные направления развития электроэнергетики»
Секция 3 «Релейная защита и автоматика»
Фотографии предоставлены Филиалом АО «СО ЕЭС» ОДУ Сибири.
В рамках титула: «Техническое перевооружение энергоблока ст.№6 с заменой генератора, системы возбуждения и РЗиА» Филиала АО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» — «Красноярская ГРЭС-2» нашими специалистами были проведены расчеты токов короткого замыкания для проверки основного электротехнического оборудования и выполнены исследования динамической устойчивости генерирующего оборудования Красноярской ГРЭС-2 и прилегающей сети.
Расчеты токов короткого замыкания выполнены для существующей схемы сети и после реконструкции блока ст.№6 на шинах Красноярской ГРЭС-2 и на шинах энергообъектов прилегающей сети 500, 220 и 110 кВ. Результаты расчетов показали незначительное увеличение токов КЗ по ВЛ 220 и 110 кВ, отходящих от шин Красноярской ГРЭС-2. В ходе проверки были проверены коммутационные аппараты ПС 500 кВ Камала-1 (на её шины выдается мощность Красноярской ГРЭС-2) на выполнение требований по термической и динамической стойкости. В проекте были даны рекомендации по мероприятиям для надежной работы первичного оборудования в условиях рассчитанных уровней токов КЗ.
Также была проведена проверка трансформаторов тока по условиям надежной работы устройств РЗ и средств измерения. Проверка проводилась, в том числе, с учетом требований ПНСТ 283-2018 «Трансформаторы измерительные. Часть 2. Технические условия на трансформаторы тока» и ГОСТ Р 58669-2019 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Релейная защита. Трансформаторы тока измерительные индуктивные с замкнутым магнитопроводом для защиты. Методические указания по определению времени до насыщения при коротких замыканиях».
Расчеты динамической устойчивости генерирующего оборудования выполнены на год ввода заменяемого генератора и на перспективный период. При моделировании однофазного КЗ на вводе одного из автотрансформаторов ПС 500 кВ Камала-1, ликвидируемого действием УРОВ, было выявлено нарушение устойчивости, не связанное с перевооружением энергоблока ст. №6. Эффективным мероприятием, обеспечивающим сохранение динамической устойчивости генераторов, является увеличение быстродействия РЗ и снижения выдержки времени УРОВ на ПС 500 кВ Камала-1. Также проведенные расчёты показали, что техническое перевооружение энергоблока ст. №6 не требует пересмотра принципов действия и состава устройств противоаварийной автоматики Красноярской ГРЭС-2 и прилегающей сети.
Специалистами АО «ИАЭС» успешно выполнена научно-исследовательская работа «Обоснование применения синхронизированных векторных измерений в автоматике предотвращения нарушения устойчивости».
В рамках работы были рассмотрены вопросы идентификации нарушения статической и динамической устойчивости энергосистемы во время переходного режима с использованием онлайн данных синхронизированных векторных измерений (СВИ) на основе топологических свойств волнового движения системы. Определены основные принципы применения СВИ в автоматике предотвращения нарушения устойчивости, работающей по принципу «ПОСЛЕ». Заказчик в лице АО «СО ЕЭС» высоко оценил полученные результаты и принял решение о продолжении работы в этом направлении в части практической реализации предложенных методов и подходов.
Специалистами АО «ИАЭС» и НАО АУЭС имени Гумарбека Даукеева в кратчайшие сроки завершена «Разработка совместной концепции создания ЦСПА в ЕЭС Казахстана и ОЭС Центральной Азии».
4 октября 2022 года состоялось совещание с участием специалистов Координационного Электроэнергетического Совета Центральной Азии (КЭС ЦА),АО «ИАЭС» и НАО АУЭС имени Гумарбека Даукеева. В ходе совещания были представлены основные этапы работы и подведены итоги её выполнения. Результаты работы приняты КЭС ЦА практически без замечаний.
В рамках выполнения работ по договору «Разработка совместной концепции создания ЦСПА в ЕЭС Казахстана и ОЭС Центральной Азии» АО «ИАЭС» в период с 26 по 28.04.22 приняло участие в совещании в КЭС Центральной Азии (г. Ташкент).
На совещании специалистами АО ИАЭС и НАО АУЭС имени Гумарбека Даукеева были представлены доклады и презентации, в которых были предложены и проанализированы подходы к организации высокозащищенных систем противоаварийного управления с несколькими уровнями иерархии и функциональным резервированием. Высокая эффективность предложенных подходов доказана опытом эксплуатации ЦСПА ОЭС Сибири и ЦСПА ЕЭС Казахстана.
В этот же период в г. Ташкенте проводилась Energy Week Central Asia & Mongolia.
На Энергетической недели обсуждались вопросы развития возобновляемых источников энергии и перспективы их использования в энергосистемах Центральной Азии и Монголии. Полученная в ходе конференции информация будет учтена при выполнении работ связанных созданием ЦСПА ОЭС Центральной Азии.
На круглом столе обсуждались следующие ключевые вопросы:
• Изменение прогнозного баланса ЕЭС Казахстана до 2035 г. • Опыт внедрения системы АРЧМ в АО «KEGOC». • Развитие возобновляемых источников энергии в Германии. • Современные тренды развития противоаварийной автоматики в России. Сообщение специалистов АО «ИАЭС» было посвящено ключевым вопросам развития энергетики России. Особое внимание было уделено проблематике внедрения возобновляемых источников энергии, передовых цифровых технологий и связанным с ними вопросам противоаварийного управления.
