Работа была обусловлена запланированным ПАО «Интер РАО» строительством двух новых энергоблоков на Харанорской ГРЭС, что потребовало расширения существующего комплекса УВК АДВ (ЛАПНУ) Харанорской ГРЭС, находящегося в эксплуатации более тринадцати лет и практически исчерпавшего ресурс по дальнейшему расширению.
Ключевой задачей, решавшейся при выполнении работы, является проведение модернизации программно-технического комплекса, обеспечивающей требуемую производительность, усиление информационной безопасности, продление жизненного цикла и увеличение ресурса для дальнейшего расширения комплекса.
Комплекс будет выполнен на базе новой вычислительной платформы под управлением отечественной защищенной операционной системы реального времени КПДА «Нейтрино». На текущий момент данная модификация устройства ЛАПНУ эксплуатируется на ПС 1150 кВ Алтай с 2024 года.
Модернизация АПНУ Пермской ГРЭС выполняется в составе отдельного технического задания в рамках реализации проекта «Модернизация энергоблока №2 филиала «Пермская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация». Проектные работы включали выполнение расчетов электроэнергетических режимов, статической и динамической устойчивости. По результатам расчетов был определен необходимый объем модернизации средств АПНУ Пермской ГРЭС и разработаны технические решения в соответствии с этим объемом модернизации. Полученные результаты расчетов и разработанные проектные решения прошли согласование у Системного оператора и собственников смежных объектов.
По результатам завершения проектной документации начаты работы по разработке рабочей документации. Следует отметить, что в рамках заключенных договорных отношений на стадии реализации проектных решений АО «ИАЭС» будет выполнять авторский надзор в части модернизации комплекса АПНУ Пермской ГРЭС.
В кратчайшие сроки был реализован пилотный проект расширения функциональных возможностей ЛАПНУ ПС 1150 кВ Итатская путем использования дополнительной информации от ОИК ОДУ Сибири. Данный проект проходил под патронажем ПАО «Россети» и АО «СО ЕЭС». Работы выполнены в полном объеме. Впервые выполнен проект реализации пусковых органов работающих от настроек двух ЦСПА одновременно. На ПС Экибастузская успешно выполнены данные работы под наблюдением НДЦ Казахстана и АО «СО ЕЭС». Реализация данного проекта позволила оптимизировать действие пусковых органов и их настройку по принципу 1-ДО от ЦСПА Сибири или ЦСПА Казахстана в зависимости от схемно-режимных условий. Данное мероприятие позволило увеличить надежность в сечении Сибирь – Казахстан.
Работа выполнялась в рамках государственной программы увеличения грузоперевозок по Транссибирской железнодорожной магистрали по направлению Кузбасс-Дальний Восток, также в рамках присоединения особого потребителя по проекту ЦКП «СКИФ» (центр коллективного пользования «Сибирский кольцевой источник фотонов»). Выполнена комплексная разработка и согласование технических решений на объектах пяти независимых собственников, в частности:
1. АО «СО ЕЭС» (региональные филиалы Новосибирской области и Кузбасса);
2. АО «Электромагистраль» (Новосибирская область);
3. АО «Россети Новосибирск»;
4.ПАО «Россети» — МЭС Сибири;
5. ОАО «РЖД» (филиал Трансэнерго по Западной Сибири).
Существенный объем новых технических решений на объектах независимых друг от друга собственников потребовал в процессе согласования привлечения, как региональных представителей субъектов энергетики, так и представителей федерального уровня Минэнерго и Минтранса (РЖД).
По договору субподряда с ООО «КПЭИ» в составе титула «Модернизация энергоблока № 3 филиала «Ириклинская ГРЭС» АО «Интер РАО – электрогенерация» выполнены расчеты статической и динамической устойчивости генерирующего оборудования Ириклинской ГРЭС на год окончания модернизации энергоблока № 3. Разработаны общие требования к модернизации существующего устройства АРС Ириклинской ГРЭС и требования к установке устройства ФТКЗ на станции. Определены параметры настройки и алгоритмов функционирования устройств ПА (ФТКЗ, АРС). Полученные результаты расчетов и разработанные проектные решения прошли согласование у Системного оператора.
По договору с ООО «КДВ Яшкинские Теплицы» наш Институт выполнил проектные работы по разработке схемы выдачи мощности по объекту: «Тепличный комплекс для выращивания сельскохозяйственных растений в закрытом грунте. Яшкинский район, Кемеровской области. Энергоцентр электрической мощностью 12,2 МВт, тепловой 30Гкал/ч для энергоснабжения теплиц. Подключение генерации в параллель с сетью суммарной электрической мощностью 6,7 МВт».
В составе работ выполнены анализ балансов мощности и электроэнергии, расчеты установившихся режимов, расчеты динамической устойчивости генерирующего оборудования, расчеты токов короткого замыкания в прилегающей к объекту проектирования сети. На основании полученных результатов расчетов разработаны решения по схеме присоединения генераторов к сети, а также решения по организации релейной защиты и противоаварийной автоматике, включая состав и принципы организации устройств РЗ, АПВ, АВР, ПА, РА, РАС, ОМП, связи, АСДУ, АИИС КУЭ, СОТИ АССО. Выполнена оценка требуемых капитальных затрат на реализацию схемы выдачи мощности с отнесением их по собственникам электроэнергетических объектов. Разработанные проектные решения прошли согласование у Системного оператора и сетевой компании.
В октябре 2023 г. был завершен комплекс проектных работ по двум титулам:
— «ОРУ 220-500 кВ. УИГ_00040406. Реконструкция. Подключение к шинам ОРУ 500 кВ Усть-Илимской ГЭС линии ВЛ 500 кВ Усть-Илимская ГЭС – Усть-Кут №2 с изменением точки присоединения ВЛ 500 кВ Усть-Илимская ГЭС – Усть-Кут №1»;
— «ОРУ 220-500 кВ. УИГ_00040406. Реконструкция. Подключение к шинам ОРУ 500 кВ Усть-Илимской ГЭС линии ВЛ 500 кВ Усть-Илимская ГЭС – Усть-Кут №2, ВЛ 500 кВ Усть-Илимская ГЭС – Усть-Кут №3 с изменением точки присоединения ВЛ 500 кВ Усть-Илимская ГЭС – Усть-Кут №1 и установкой шунтирующего реактора 500 кВ мощностью 180 Мвар».
Проектные работы по данным титулам выполнялись для объекта 500 кВ Усть-Илимская ГЭС в три стадии:
— общие технические решения (ОТР);
— проектная документация (ПД);
— рабочая документация (РД).
В составе данных работ для стадии ОТР и ПД выполнялись следующие разделы:
— Расчеты электрических режимов, оценка необходимости установки устройств СКРМ на Усть-Илимской ГЭС;
— Расчеты статической и динамической устойчивости. Разработка требований к системе ЛАНУ Усть-Илимской ГЭС и к локальным устройствам ПА;
— Модернизация системы ПА Усть-Илимской ГЭС. Разработка требований к техническим средствам ПА Усть-Илимской ГЭС;
— Система мониторинга переходных режимов (СМПР 1), Программа и методика испытаний (СМПР 2);
— Автоматизированные системы управления (АСУ ВЛ 500 кВ УИГЭС – УК 1-3 цепи);
— Организация ВЧ каналов по ВЛ 500 кВ УИГЭС – УК 1-2 цепи, станционные сооружения ВОЛС (3 цепь); Всего по всем стадиям было выпущено более 70 томов документации. Вся документация прошла экспертизу и согласование Заказчиком (ООО «ЕвроСибЭнерго – Гидрогенерация»), а также МЭС Сибири и ОДУ Сибири.
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.
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.
