Устойчивости систем внутреннего электроснабжения с собственной генерацией при соизмеримой с нагрузкой мощностью

КУФТИН ДЕНИС СЕРГЕЕВИЧ ПОВЫШЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ СИСТЕМ ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ С СОБСТВЕННОЙ ГЕНЕРАЦИЕЙ ПРИ СОИЗМЕРИМОЙ С НАГРУЗКОЙ МОЩНОСТЬЮ Специальность 05.09.03 – Электротехнические комплексы и системы Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Москва 2013 2 Работа выполнена на кафедре Электроснабжения промышленных предприятий ФГБОУ ВПО «Национальный исследовательский университет «МЭИ» Научный руководитель:

канд. техн. наук, доцент Национального исследовательского университета «МЭИ» Валерий Михайлович Пупин Официальные оппоненты:

Доктор технических наук, профессор Андрей Валентинович Егоров профессор кафедры Теоретической электротехники и электрификации нефтяной и газовой промышленности Российского государственного университета нефти и газа имени И.М.

Губкина, декан факультета послевузовского образования, специальность 05.09.03.

Кандидат технических наук Михаил Владимирович Луханин начальник электротехнического отдела ЗАО «Газпромивест Юг»;

специальность 05.09.03.

Ведущее предприятие:

ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕТИ» Защита диссертации состоится «_01_» марта 2013 г. в аудитории М- в 16 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.157.02 при ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ» по адресу: ул.

Красноказарменная, д. 13.

Отзывы на автореферат (в двух экземплярах, заверенных печатью организации) просим направлять по адресу: 111250, г. Москва, ул.

Красноказарменная, д. 14, Ученый Совет ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ».

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ».

Автореферат разослан «» _ 2013 г.

Ученый секретарь диссертационного совета Д 212.157. кандидат технических наук, доцент С.А. Цырук Общая характеристика работы Актуальность проблемы В связи с ростом тарифов на электроэнергию, освоением новых труднодоступных районов нефтедобычи, широкое распространение получили электротехнические системы (ЭТС), в состав которых входит собственная генерация (на базе различных дизель-генераторных установок (ДГУ). Схемы построения таких автономных систем электроснабжения (АСЭС) могут содержать несколько (от двух до двадцати) генераторов собственных нужд (суммарной мощностью до 40 МВт), имеющих связи по сетям среднего (6,10 кВ) и даже низкого (до 1 кВ) напряжения.

Выбор напряжения, расчет статической и динамической устойчивости ЭТС, типов и параметров выключателей, релейной защиты и автоматики в является одной из основных задач проектирования систем электроснабжения с собственной генерацией. Разработка методики обеспечения устойчивости электротехнических комплексов в различных режимах функционирования электрооборудования имеет важное прикладное значение как с технической, так и с экономической точек зрения.

Собственная генерация для объектов нефтедобычи и нефтепереработки включает в себя от четырех до десятка ДГУ каждый мощностью до 9600 кВт.

Для систем электроснабжения с собственной генерацией необходимо обеспечить соответствие параметров качества электрической энергии на шинах секций ГРУ и ЗРУ требованиям ГОСТ 13109-97, а также выполнить расчетные исследований возможных режимов работы с целью обеспечения устойчивости работы потребителей ЭТС и генераторов.

Большой вклад в решение вопросов повышения надежности работы систем промышленного электроснабжения (СПЭ) с СД и АД, преобразовательными агрегатами в цепи питания приводов постоянного тока внесли Абрамович Б.Н., Беляев А.В., Гамазин С.И., Гуревич Ю.Е., Ершов М.С., Егоров А.В., Нагай В.И., Овчаренко Н.И., Шабад М.А., Слодарж М.И., Строев В.А., Сыромятников И.А., Lasetter R.H., Kiprakis A., Willis H. и другие ученые.

Работами по созданию электростанций малой генерации (до 10 МВт) часто выполняются организациями, которые ранее не занимались проектами реконструкции электрических сетей, расчета и анализа режимов работы энергосистемы с учетом проектируемой электростанции, выбора электрооборудования (мощности и отпаек трансформаторов, типов и параметров выключателей и т.д.), релейной защиты и автоматики. Все это приводит к ошибкам и собственная генерация отказывается работать в нужных режимах.

Схемы электроснабжения нефтеперерабатывающих предприятий характеризуются разветвленной структурой промышленной электрической сети, большой долей и мощностью электродвигательной нагрузки. Для вспомгательных механизмов (насосы подачи масла, уплотнения, вентиляторы) используются асинхронные двигатели с короткозамкнутыми роторами мощностью от 5,5 до 160 кВт. Нагрузка высоковольтных двигателей нефтехимических предприятий составляет около 50% всей нагрузки предприятия. Для нефтеперерабатывающих предприятий, имеющих свыше десяти распределительных устройств напряжением 6(10) кВ, от которых запитаны асинхронные электродвигатели напряжением 380В и приводы (с включением преобразователей напряжения и частоты), в качестве мероприятия по снижению ущербов от кратковременных нарушений нормального электроснабжения в питающих сетях служат устройства и очереди самозапуска электродвигателей. На предприятиях организованы до 4-х ступеней самозапуска с целью исключения перерывов в технологических процессах.

Целью работы является разработка методики расчета систем электроснабжения с собственной генерацией соизмеримой мощности, обеспечение статической и динамической устойчивости электрооборудования ЭТС с собственной генерацией соизмеримой с нагрузкой мощностью для возможных нормальных, ремонтных и аварийных схем питания. Для достижения цели в работе решаются следующие задачи:

1. Разработка математической модели электротехнического комплекса с собственной генерацией для расчетов установившихся и переходных процессов для возможных нормальных, ремонтных и аварийных схем питания, позволяющие учесть изменения параметров двигателей и генераторов при изменении угловой частоты вращения и повысить точность расчетов токов КЗ.

2. Разработка методики расчетов устойчивости электротехнического комплекса с собственной генерацией соизмеримой мощности с нагрузкой, которая учитывает изменения параметров двигателей и генераторов при изменении угловой частоты вращения, обеспечивает высокую точность расчетов токов КЗ.

3. Экспериментальные исследования режимов работы нефтеперерабатывающего предприятия при раздельной и параллельной работе генерации (одного/двух генераторов) с энергосистемой.

4. Определение статической и динамической устойчивости генераторов и электродвигателей электротехнического комплекса нефтеперерабатывающего предприятия с собственной генерацией при КЗ в сетях 110 и 6 кВ для возможных нормальных, ремонтных и аварийных схем питания.

5. Выбор электрооборудования, автоматики и устройств для повышение надежности и экономичности работы потребителей нефтеперерабатывающего предприятия при кратковременных нарушениях качества электроэнергии в питающих сетях.

Объектом исследования являются электротехнические комплексы нефтеперерабатывающих предприятий и их функционирование для нормальных, ремонтных и аварийных схем питания, в том числе при работе одного трансформатора на ГПП и/или одного генератора собственного источника.

Научная новизна:

1. Получены уравнения для расчета установившегося режима электротехнических систем при наличии собственной генерации соизмеримой мощности, когда один из генераторов представляется как балансирующий узел, а другие генераторы учитываются своей системой уравнений с учетом изменения параметров генераторов при изменении угловой частоты вращения и режима работы сети, что позволяет точнее рассчитывать характеристики узлов ЭТС в возможных схемах электроснабжения.

2. Для электротехнических комплексов с собственной генерацией разработана методика расчета установившихся и переходных режимов с моделированием генераторов и СД системой из пяти дифференциальных уравнений, а АД – системой из трех дифференциальных уравнений, учитывающая изменения параметров электродвигателей при изменении угловой частоты вращения, что позволяет повысить точность расчетов токов КЗ и обеспечить обоснованный выбор электрооборудования и автоматики.

3. Выполнен расчет статической и динамической устойчивости электротехнического комплекса нефтеперерабатывающего предприятия с собственной генерацией при КЗ в сетях 110 и 6 кВ для возможных схем электроснабжения ОНПЗ, на основании которых запрещена схема и режим, соответствующий параллельной работе секций ЗРУ и ГРУ, т.к.

характеризуется почти двукратным увеличением токов КЗ при коротких замыканиях во внутренних сетях 6 кВ.

4. Выполнены промышленные экспериментальные исследования для объектов нефтепереработки при различных режимах работы ЗРУ-6 кВ и ГРУ 6,3 кВ, результаты которых подтверждают достоверность предложенной методики расчета вероятных режимов работы электротехнических систем.

Практическая ценность результатов работы Выявлено, что целесообразным нормальным установившимся режимом системы электроснабжения ОНПЗ является режим, соответствующий раздельной работе секций ЗРУ-6 кВ и параллельной работе секций ГРУ-6, кВ. Определено, что при автономном электроснабжении от энергоблока мощности генераторов достаточно для обеспечения электрической энергией всех потребителей при существующих нагрузках ОНПЗ.

Реализация результатов работы Результаты работы использованы на ООО «Лукойл-Энергия и Газ Украина» в целях обеспечения надежной работы насосов, компрессоров и прочих механизмов при проектировании и выборе схем работы ЗРУ-6кВ и ГРУ 6,3 кВ в нормальных, ремонтных и аварийных схемах питающей энерго системы и энергоблока собственной генерации.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Уравнения для расчета установившегося режима электротехнических систем при наличии собственной генерации соизмеримой мощности, когда один из генераторов представляется как балансирующий узел.

2. Математические модели и методика расчета статической и динамической устойчивости электротехнического комплекса нефтеперераба тывающего предприятия с собственной генерацией при КЗ в сетях 110 и 6 кВ для возможных схем электроснабжения, разработанные с моделированием генераторов, СД и АД своими системами дифференциальных уравнений.

3. Результаты промышленных экспериментальных исследований для ОНПЗ при различных режимах работы ЗРУ-6 кВ и ГРУ-6,3 кВ в сочетании с произведенными расчетными исследованиям, подтверждающими достоверность предложенной методики расчета нормальных и аварийных режимов работы электротехнической системы предприятия.

4. Полученные зависимости числа ступеней самозапуска от длительности работы автоматики в РУ и ТП напряжением 6 и 0,4 кВ, позволяющие при внешних и внутренних КЗ в питающей сети ОНПЗ обеспечить непрерывную работы электродвигательной нагрузки.

Апробация работы Основные положения работы и ее результаты докладывались на Всероссийском научно-практическом семинаре «Энергоэффективность и энергобезопасность на предприятиях промышленности и жилищно коммунального хозяйства» (Салават, 24-25 марта 2010 г.);

«Новые тенденции в организации энергообеспечения и развития энергетического хозяйства металлургических предприятий» (Москва, 22-24 ноября 2011 г.), на научных семинарах кафедры электроснабжения промышленных предприятий МЭИ, на научных семинарах кафедры электроснабжения промышленных предприятий МЭИ.

Публикации Содержание работы нашло отражение в 4 опубликованных печатных работах, в которых отражены основные результаты и выводы, полученные в диссертационной работе.

Структура и объем работы Диссертационная работа содержит введение, 4 главы, заключение, список литературы из 98 наименований и 9 приложений. Общий объем работы составляет 181 страницу текста компьютерной верстки.

Основное содержание работы Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель, задачи, научная новизна и практическая ценность работы, кратко изложено содержание материалов, рассмотренных в диссертационной работе.

В первой главе проанализированы нормативные документы к надежности электроснабжения потребителей и системам малой генерации, технологические процессы и основное оборудование нефтеперерабатывающих предприятий. Выявлены достоинства и недостатки существующих схемных решений таких электротехнических комплексов.

Во второй главе приведена разработанная методика расчета режимов работы электротехнических систем с собственной генерацией при наличии связи между ГРУ и ЗРУ, описан программный комплекс по расчету нормальных, ремонтных и аварийных режимов работы потребителей СПЭ при наличии замкнутых контуров.

Один из генераторов АСЭС представляется как балансирующий узел, мощность и загрузка которого определяется режимом работы подключенной нагрузки и начальный узел такого генератора принят равным единице. Для остальных генераторов АСЭС задается коэффициент загрузки, а режим их работы описывается системой дифференциальных уравнений пятого порядка.

Методика расчета ремонтных, аварийных и послеаварийных режимов работы АСЭС заключается в следующем:

1. Синхронные генераторы (СГ) автономных систем электроснабжения или систем промышленного электроснабжения с собственной генерацией моделируются системой из пяти дифференциальных уравнений (первого порядка) переходных процессов точно также как синхронные двигатели (СД), но в режиме выдачи мощности (с отрицательным коэффициентом загрузки, не зависящем от частоты вращения ротора).

2. Если в системе промышленного электроснабжения с собственной генерацией есть как синхронные генераторы, так и СД, то сначала (первыми) нумеруются СГ, а далее – СД.

3. Первый синхронный генератор в таких системах электроснабжения, согласно предложенной методики, является балансирующим (особым) узлом.

Узел схемы замещения, к которому он подключен, обозначается номером «1». Узел нагрузки под номером «1» совпадает с узлом «1» схемы замещения. Желательное напряжение в этом узле нагрузки задается в исходных данных параметром Uон (U1=Uон). Этот узел нагрузки является балансирующим.

4. В установившемся режиме АСЭС схема замещения представляется как схема из «N-1» независимых узлов нагрузки (рис. 1), которые включают двигательную и прочую нагрузки с узловыми токами Ji (i = 2 … n).

5. Для автономной СПЭ матрица пути подключения любого элемента АСЭС имеет следующие особенности:

1) путь от i-го узла нагрузки (i = 2 … N) заканчивается в «1-ом» узле схемы замещения;

2) путь от «1-го» узла нагрузки не содержит ветвей;

I 3) узловой ток от первого узла нагрузки 1 определяется двигателями и прочей нагрузкой, подключенной в этом узле (за исключение СГ-1).

6. Система уравнений для расчета установившегося режима базируется на уравнениях узловых напряжений, выраженных через матрицу узловых сопротивлений U Y U Y1 Z Y J ;

(1) где UY 1 U OH j 0. (2) 7. Расчет установившегося режима ЭТС из N-1 уравнений (2.18) осуществляется методом последовательных приближений. За начальное (0) приближение узловых напряжений принимаем UYi 1 j 0 (i = 2 … n) номинальные напряжения узлов с одинаковой фазой напряжения, совпадающей с фазой напряжения балансирующего узла (2).

8. При начальном приближении узловых напряжений U Yi ( 0) определяются начальные приближения узловых токов J (0).

9. На основании уравнения (1), определяется первое приближение узловых напряжений UY UY 1 ZY J (0).

(1) (3) Рисунок 1. Структурная схема замещения автономной системы электроснабжения 10. По первому приближению узловых напряжений U Y (1) определяются первые приближения узловых токов J Y (1). Далее итерационный процесс последовательных напряжений повторяется i раз.

UYi 1) UY 1 ZY J ( i ).

( (4) 11. Итерационный расчет установившегося режима автономных СПЭ заканчивается при условии U Yi 1) U Yi ) ( ( 0, 001. (5) 12. В этом случае за узловые напряжения принимаются U Y U Y(i 1).

Узловой ток балансирующего узла определяется как сумма узловых токов с противоположным знаком. По узловому току J1 и напряжению j 0 определяется мощность, поступающая в балансирующий узел UY 1 U OH j Q1 U Y 1 J 1. Поскольку эта мощность выражена в относительных S1 P единицах через базисную мощность Sб, а мощность первого генератора выражается в долях от его полной мощности Sном,СГ, то осуществляется пересчет мощности первого генератора в долях от его Sном (СГ).

n Ji. (6) J i 13. Определяются параметры режима (токи, напряжения для продольной и поперечной составляющих, электродвижущие силы нормального, переходного и сверхпереходного процессов, активная и реактивная мощности) первого СГ, подключенного в балансирующем «1» узле нагрузки:

Q1 X q P Xq )2 ( )2 ;

E (U он (7) U он U он P Xq U он, где arctg(tg ) ;

(8) tg Q1 X q U он U он U d U он sin ;

(9) U q U он cos ;

(10) Uq E Id ;

(11) Xq Ud Id Xq ;

(12) Eq Uq Id X d ;

(13) Eq Uq Id X d ;

(14) Ed Ud Iq X q ;

(15) ( Ed ) 2 ( Eq ) 2 ;

E (16) P Xq U он arctg ;

(17) Q1 X q U он U он PСГ 1 Re(U Y 1 ) J ;

(18) QСГ 1 Im(UY 1 ) J. (19) Полученные уравнения (719) позволяют полностью определить параметры СГ для режимов работы АСЭС.

При расчете расчетов токов КЗ от генераторов ЭТС будем учитывать изменения параметров СГ (сопротивлений, ЭДС, мощностей) в функции скольжения, а также строить графики изменения ЭДС во времени. При расчете переходных процессов учитывается реальная схема электроснабжения от питающей системы до потребителей напряжением 380 В, параметры СД, СГ, АД (индуктивные сопротивления и постоянные времени) рассчитываются по известным из курса электрических машин уравнениям на основании паспортных данных, токи КЗ рассчитываются с учетом углы сдвига фаз ЭДС генераторов, двигателей.

При оценке устойчивости ЭТС с собственной генерацией анализируется кривая (t) генераторов, а также выявляются факты опрокидывания синхронных и асинхронных электродвигателей.

Методика расчета аварийных режимов работы АСЭС включает.

1. Моделирование реальной структуры и конфигурации СПЭ с учетом электрооборудования, подключенного вплоть до шин 0,4 кВ. Модель исследуемой СПЭ должна отражать ее так подробно, чтобы выполненные расчеты дали возможность определять не только напряжения, токи, мощности в интересующих узлах, но и отклонения этих параметров от нормальных установившихся значений. Для этого используется программный комплекс URRSG.

2. Математическую модель расчета переходных процессов при КЗ, основанную на системе дифференциальных уравнений пятого порядка для учета каждого СД, СГ;

системе из трех дифференциальных уравнений для учета каждого асинхронного двигателя, учитывающих изменении параметров электродвигателей при изменении угловой частоты вращения.

3. Программный комплекс расчетов переходных электромагнитных и электромеханических процессов в системах электроснабжения промышленных предприятий, модернизированный для СПЭ нефтеперерабатывающих предприятий. Математическая модель энергосистемы и СПЭ предприятия включает все источники питания (задаваемые своими параметрами), линии, трансформаторы, реакторы, нагрузки каждой ГПП, РП, ПС, ТП напряжением 110, 10, 6 и 0,4 кВ, параметры средств защиты и автоматики.

4. Моделирование произвольного места КЗ в схеме замещения СПЭ, любого вида короткого замыкания и сопротивление в месте КЗ. Для этого используются программы TKZ1SG, TKZ2SG, TKZ3SG, TKZ11SG.

5. Моделирование состояния коммутационных аппаратов, работы РЗА, учет топологических изменений в промышленной сети в соответствии с логикой работы РЗА на этапах КЗ, выбега после отключения КЗ (для достоверного определения напряжений, токов на вводе, активной и реактивной мощностей в схеме СПЭ) и при восстановлении нормального электроснабжения.

6. Автоматизация результатов расчетных исследований (путем разработки программных модулей автоматического вывода графиков параметров режима работы (активной и реактивной мощностей, токов, напряжения) секций узлов нагрузки, электродвигателей и генераторов.

При расчете аварийных режимов задаем длительность режима КЗ, рассчитываем параметры режима выбега на короткое замыкание, строим характеристики кривых напряжений для всех узлов нагрузки, а также кривые параметров режима наиболее важных секций напряжением 10, 6 и 0,4 кВ.

После расчета выбега на КЗ в зависимости от РЗА рассчитываем режим выбега после отключения КЗ или режим восстановления (самозапуска) электрооборудования системы электроснабжения. На основании анализа полученных кривых и параметров режима определяем успешность самозапуска электродвигательной нагрузки СПЭ. В случае успешности самозапуска электродвигательной нагрузки СПЭ, увеличиваем длительность КЗ и вновь повторяем расчеты. Наибольшая длительность КЗ, после которой при восстановлении напряжения имеют место выпадения СГ, СД из синхронизма, опрокидывания АД или значительные провалы напряжения на секциях РУ-0,4 кВ, при которых отпадают пускатели и контакторы и срабатывают технологические защиты, и есть критическая длительность КЗ.

Предлагаемая модель исследования аварийных режимов АСЭС позволяет учитывать их сопротивлением шунта, подключаемого в точке КЗ.

При выборе сопротивления шунта полагаем, что дуговое КЗ более вероятно, чем металлическое.

Общая схема замещения потребителей Одесского НПЗ включает:

элементы (ветви) СПЭ в количестве NВ=97;

выключатели в количестве NВК=118, задающие конфигурацию схемы;

секции РУ (узлы нагрузки), от которых питается электродвигательная и прочая (не двигательная) нагрузка, в количестве NC=42;

асинхронные двигатели – NАD=54;

трансформаторы – 29;

линии электропередачи (воздушные, кабельные и токопроводы);

реакторы – 3 (рис. 2).

В третьей главе выполнены расчеты установившихся режимов работы ЭТС ОНПЗ для возможных расчетных схем (табл. 1). При раздельной работе секций ЗРУ-6 кВ и включенном секционном выключателе генераторного распределительного устройства (ГРУ) 6,3 кВ наблюдается неравномерная загрузка трансформаторов ГПП (ветви 4 и 5 табл. 2-3) при почти нулевом перетоке через первый трансформатор, что связано с неравномерной нагрузкой в нормальном режиме на секциях ГПП.

Таблица 1 - Расчетные схемы возможных режимов работы ОНПЗ Номер Номера отключенных Примечание схемы выключателей в СПЭ ОНПЗ Раздельная работа секций ЗРУ-6 и 1 включенный СВ ГРУ-6, Раздельная работа секций ЗРУ-6 и ГРУ-6, 2 6, Параллельная работа ЗРУ-6 и ГРУ-6, 3 Отключение ГПП, работа от ЭБ 4 3, 4, Отключение 1Т и линии связи 1-х сек 5 3, 5, Отключение 1Т и линии связи 2-х сек 6 3, 7, Отключение 1Т и СВ ЗРУ- 7 3, Отключение 2Т и СВ ЗРУ- 8 4, Отключение 2Т и линии связи 2-х сек 9 4, 7, Повторение схемы 10 3, 7, Отключение Ген №2 и СВ ЗРУ- 11 6, Отключение Ген№2 и линии связи 2-х с 12 6, 7, 10, Отключение Ген№1 и линии связи 2-х с 13 6, 7, 10, Отключение 2Т и Ген № 14 4, 7, 10, Отключение 1Т и Ген № 15 3, 7, 10, Целесообразным нормальным установившимся режимом системы электроснабжения ОНПЗ является режим, соответствующий первой расчетной схеме (табл. 1), т.е. при раздельной работе секций ЗРУ-6 кВ и параллельной работе секций ГРУ-6,3 кВ. Секции ЗРУ-6 кВ относительно независимы по отношению к КЗ в сетях 6 кВ и при этом осуществляется практически полное внутреннее обеспечение электрической энергией потребителей предприятия.

Таблица 2. - Параметры режима ветвей в установившемся режиме Ток, Рн, Рк, Uн, Uк, Qн, Qк, № Наименование кА кВ кВ МВт МВт МВАр МВАр 0. ОТЭЦ 110 кВ 1 115.500 115.605 1.00 1.00 -4.19 -4. ВЛ- 2 0.012 115.605 115.628 -0.05 -0.05 -2.49 -2. УсаОТЭЦ ВЛ-110 УсаЗаст 3 0.010 115.605 115.617 1.05 1.05 -1.61 -1. 0. 1Т 110/6кВ 4 115.628 117.353 -0.05 -0.05 -2.45 -2. 0. 2Т 110/6кВ 5 115.617 116.723 1.05 1.05 -1.56 -1. - - - - - - - - Т-1 ТП-11А 94 0.051 6.374 6.301 0.48 0.48 0.28 0. Т-2 ТП-11А 95 0.053 6.322 6.239 0.48 0.48 0.33 0. Т-2 ТП- 96 0.044 6.362 6.327 0.48 0.48 0.08 0. Т-1 ТП- 97 0.049 6.388 6.320 0.48 0.48 0.25 0. Таблица 3. - Параметры режима ветвей дополнения Uк, Ток, Рн, Рк, Uн, Qн, Qк, № 1-Узел 2-Узел кВ кВ кА МВт МВт МВАр МВАр 1 4 5 6.700 6.686 0.0314 0.25 0.25 0.264 0. Расчеты выявили, что установившийся режим существует, параметры секций и АД соответствуют номинальным, суммарные потери активной мощности PСУМ= 0.376 МВт (в сети PСЕТИ= 0.143 МВт, АД - PАД= 0. МВт), суммарные потери реактивной мощности QСУМ=1.625 Мвар (в сети QСЕТИ=1.623 Мвар). С целью снижения потерь мощности и получения эффекта в размере 2,6 млн. руб. предложено выполнить компенсацию реактивной мощности с помощью устройств УКРМ. Автономная схема электроснабжения потребителей ОНПЗ отличается тем, что суммарная мощность питающей системы составляет 18 МВА, т.е. это режим с соизмеримой мощностью источника и потребителей ОНПЗ. Результаты проведенных расчетов приведены на рис. 2. Полученные результаты подтверждают возможность существования установившегося режима, который отличается: 1)большей загрузкой второй секции энергоблока Sветви,8=8,29 + j3,47 MBA;

2)неравномерной загрузкой линий связи ГРУ и ЗРУ Sветви,9=6,95 + j3,05 MBA;

3)значительным перетоком мощности через секционный выключатель ГРУ-6,3 кВ Sветви,10=0,51 – j1,58 MBA.

Выполнив расчет работы АСЭС от одного СГ энергоблока, установили, что установившийся режим возможен, параметры АД, узлов и ветвей (табл. 4) ОНПЗ соответствуют номинальному режиму. Параметры режимов работы ТП близки к нормальному установившемуся режиму (смотри ветви 11-14, 19-22, 41 42,51-53, 65-65, 80-83, 88-93).

Таблица 4. Параметры режима элементов СПЭ при работе одного СГ Ток, Рн, Рк, Uн, Uк, Qн, Qк, № Наименование кА кВ кВ МВт МВт МВАр МВАр СГ-1 6 кВ 1 1.483 7.247 6.297 14.68 14.39 11.44 7. КЛ-6 С_1 2 0.668 6.135 6.126 6.63 6.62 2.55 2. ГРУ6, КЛ-6 С_2 3 0.653 5.952 5.948 6.35 6.34 2.24 2. ГРУ6, Реактор1с 4 0.668 6.297 6.135 6.64 6.63 3.01 2. ГРУ- - - - - - - - - КЛ ТП-7 ТП 15 0.018 5.936 5.935 0.18 0.18 0.00 0. 6вв КЛ ТП-7 ТП 16 0.022 6.112 6.110 0.24 0.23 0.03 0. 6вв - - - - - - - - Т-2 ТП-11А 91 0.055 5.922 5.839 0.47 0.47 0.30 0. Т-2 ТП- 92 0.047 5.944 5.906 0.47 0.47 0.09 0. Т-1 ТП- 93 0.050 6.112 6.043 0.48 0.47 0.24 0. СГ-2 СГ- 16 7 1 Q12 14 5 ГПП Q13 Q Q17 Q10 Q18 Q9 Q15 Q8 Q ВЛ ВЛ 0,51 – j1, 21 20 22 18 «Усатово-ОТЭЦ1" 2 3 «Усатово-Застава2" 9 28 8 27 4 2 1 6 0,46+j0, 0,46+j0, Q1 Q 24 1Т 2Т 4 ЗРУ-6кВ 16МВА 16МВА Q3 Q Q6 2c 10 1c 2 Q21 Q22 Q23 Q5 Q24 Q Q19 Q20 Q Q7 Q28 Q Q26 Q 31 32 33 39 40 23 30 34 35 36 37 38 8,29 + j3, 6,64 + j2, 13 РУ-4 РУ-2 РУ-3 РУ- РУ-5 РУ-5 РУ-2 РУ- 0,52+j0, 20 55 43 1,04+j0,27 1,58+j0,83 0,78+j0,01 1,08+j0, 2,03+j1,01 3,79+j2,18 1,43+j0,67 0,82+j0, 0,57+j0,12 0,58+j0, 0,48+j0, 21 44 45 46 15 17 23 24 25 50 49 61 59 48 ТП- ТП-6 ТП- ТП- Q Q31 Q32 Q Q34 Q Q Q 53 10 11 54 Q41 Q 65 14 15 63 Q36 Q 51 110 110 6 квар квар квар квар квар квар 7 Рисунок 2. Распределение потоков мощности в автономной схеме энергосистемы ОНПЗ - ветвь;

- узел схемы замещения;

- узел нагрузки (секции РУ) - выключатель включен 32 Вывод: при автономном электроснабжении мощности двух генераторов достаточно для обеспечения электрической энергией всех потребителей ОНПЗ для существующих нагрузок. Параметры режима (напряжения на секциях РУ и загрузка элементов СПЭ) находятся в допустимых пределах. Однако рекомендовать этот режим как постоянный недопустимо, т.к. уменьшается надежность электроснабжения ввиду возможного отключения второго независимого источника – электрической системы.

Расчеты установившихся режимов при изменениях нагрузки в допустимых пределах свидетельствуют о статической устойчивости СГ.

Для проверки правильности выбора электрооборудования были проведены расчеты параметров ЭТС при коротких замыканиях в точках 10 и (на шинах ЗРУ-6 кВ), которые сведены в табл. 5 и даны на рис. 3.

Динамическая устойчивость генераторов энергоблоков когенерационной установки при авариях в сетях 110 кВ, ликвидируемых основными защитами, обеспечивается без применения средств противоаварийной автоматики при КЗ для всех расчётных режимов, т.к. максимальное значение угла ЭДС к концу КЗ не превышает 45.

21, Ток_КЗ(10) Ток_КЗ(11) Ток_КЗ(12) Ток_КЗ(14) Ток_КЗ(203) Ток_КЗ(503) Ток_КЗ(504) 19, 17, Ток_КЗ, кА 15, 13, 11, 9, 7, 0 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,1 0,11 0,12 0,13 0,14 0, Длительность,c Рисунок 3. Ток короткого замыкания при КЗ в сетях 6кВ ОНПЗ При затянутых коротких замыканиях, вызванных отказом выключателя в кабельной линии 6,3 кВ и ликвидацией повреждения от УРОВ, возможно нарушение динамической устойчивости генераторов к моменту времени t=1,0 с при времени действия УРОВ, превышающем t= 0,4с.

Ввиду значительных токов отключающая способность выключателей (РТП 16, ТП-7(6), ТП-8(9), РТП-1, ТП-20(10), Синтез-Ойл, и особо вводного на секцию ЗРУ-6) должна соответствовать токам КЗ, т. е. потребуется их замена на выключатели с токами отключения не менее 20 (31,5) кА.

Выполненные расчеты КНЭ в питающих сетях 110 и 6 кВ показывают, что при критических длительностях КНЭ характер переходных процессов самозапуска электродвигательной нагрузки ОНПЗ резко меняется. Происходит ресинхронизация СГ энергоблока и напряжения на шинах РУ, ТП снижаются настолько, что происходит срабатывание технологических защит.

Как следует из расчетов, ток, активная реактивная мощности СГ носят незатухающий колебательный характер, вследствие чего генератор отключится через некоторое время одной из своих защит. Для генератора имеет место нарушение динамической устойчивости, вызванное значительным изменением режима работы как самого СГ, так и АД приводов технологических механизмов основных производств ОНПЗ (рис. 4). Самозапуск некоторых АД при этом может быть даже успешным.

В момент восстановления электроснабжения напряжения на шинах секций РУ и ТП хотя и возрастают, но не достигают установившихся значений.

Критические времена нарушения устойчивости технологических процессов (Tкр) определяются тем, что при исчезновении КНЭ (в частном случае КЗ) за время, меньше критического, происходит восстановление нормального режима во всех узлах нагрузки СПЭ ОНПЗ.

7, P'сг2 Q'сг2 I'сг2 Iсг2 Pсг 6, 5, Iсг,Ткр 4, Параметры, о.е.

3, Iсг,150мс 2, 1, 0, -0,5 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4, -1, К Восстановление напряжения -2, Длительность, с.

U'сг2 w'сг 1, 0, 0,6 Р КЗ 0, 0, Восстановление напряжения 0,0 1,0 2,0 3,0 4, Рисунок 4. Параметры СГ при трехфазном КЗ в точке длительностью 550мс Результаты выполненных многочисленных расчетов критических длительностей нарушений электроснабжения сведены в табл. 5. При длительности КЗ выше критической (tкзTкр) возможны сбои в работе систем управления, срабатывание защит преобразователей напряжения, отключение магнитных пускателей и контакторов в цепи питания маслонасосов, что вызовет нарушение устойчивости ЭД и расстройство технологического процесса.

Таблица 5. Критическое время КНЭ ОНПЗ, с Места 3-х фазного короткого замыкания (узел схемы замещения СПЭ) Вид схемы электроснабжения 2 4 10 11 12 14 203 503 Схема 01 (раздельная работа секций ЗРУ- 0,40 0,52 2,95 2,88 0,60 0,55 3, и включенный СВ ГРУ-6,3) Схема 02 (Раздельная работа секций 1,00 1,20 1,90 1, 1,00 1,00 1,00 0,86 1, ЗРУ-6 и ГРУ-6,3) Схема 03 (параллельная работа ЗРУ-6кВ и 0,30 0,76 3,30 3, 0,42 0,80 0,30 0,30 0, ГРУ-6,3кВ) Схема 04 (Отключение ГПП, работа от 1,80 1, - - 0,50 0,50 0,36 0, энергоблока) Схема 05 (Отключение 1Т и линии связи 1-х 0,36 1,30 1,40 1, 0,40 0,40 - 0,32 0, секций) Схема 06 (Отключение 1Т и линии связи 2-х 0,36 1,30 1,40 1, 0,40 0,40 0,32 - 0, секций) Схема 07 (Отключение 1Т и секционного 1,15 3,20 2,8 2, 0,68 0,70 2,85 1,10 1, выключателя на ЗРУ-6) Схема 08 (Отключение 2Т и секционного 1,60 3,40 3,0 3, 0,78 0,88 3,20 1,52 1, выключателя ЗРУ-6) Схема 09 (Отключение 2Т и линии связи 2-х 0,38 1,34 1,50 1, 0,45 0,90 - 0,32 0, секций) Схема 11 (Отключение СГ2 и СВ ЗРУ-6) 0,39 0,39 1,60 1,62 0,32 Схема 12 (Отключение генератора №2 и 0,40 0,40 1,65 1,65 - 0, линии связи 2-х секций) Схема 13 (Отключение СГ1 и линии связи 0,39 0,40 1,46 1,46 - 0, 2-х секций) Схема 14 (Отключение 2Т и СГ1) 0,39 0,40 0,29 - 0,29 0, Схема 15 (Отключение 1Т и СГ1) 0,39 0,40 - 0,29 0,32 0, Сравнение точности разработанных математических моделей исследования устойчивости потребителей ОНПЗ при КЗ в сетях 6 кВ и проектных данных режимов работы генератора энергоблока приведено для угла ротора генератора при КЗ в точке 12(шинах ГРУ-6,3 кВ рис. 5). Из сравнения полученных данных следует, что точность в определении угла выбега ротора составляет при выбеге на КЗ 10,4%.

Погрешность при выбеге на КЗ обусловлена тем, что в проекте генераторы КГУ учитывались по модели Е’ =const (постоянство ЭДС), приложенной по продольной составляющей сопротивления генератора Хd’, а в работе учитывали изменения сопротивлений X’d и X”d и соответствующих ЭДС генератора при изменении скольжения машины и работе АВР. Кроме того, в предложенной модели учитывается изменение момента сопротивления генератора при выбеге.

Вопросы пуска ЦК-1 при автономной работе генераторов энергоблока представляют еще большой интерес в связи с оценкой допустимости данного режима для системы электроснабжения ОНПЗ. Из расчетов пуска следует, что начальный пусковой ток АД44 меньше, чем в схеме 01 (Iп=5,56,0 о.е.).

При пуске в автономной схеме имеют место небольшие колебания тока АД, вызванные изменениями параметров режима работы как остальных электродвигателей, так и генераторов энергоблока (рис. 6).

Пуск АД длится 8,7 с, а снижение тока ниже уровня I=2,0 о.е. наблюдается для момента t=8,5 c. Высокие значения реактивной мощности АД (Qад2,5 о.е.) в течение 5,6 с пуска двигателя вызывают снижения напряжения на шинах РУ и ТП, электрически связанных с пускаемым двигателем (рис. 6).

Рисунок 5. Угол выбега ротора СГ при трехфазном КЗ в сети 6 кВ (точке 12) P'а Q'а I' TOK44 PA44 w' Iсх Qсх Iсх Параметры, о.е.

Рсх Рсх 0 1 2 3 4 5 6 7 8 Длительность, с.

Рисунок 6. Параметры режима пуска ЦК-1 мощностью 3000 кВт для схем 01 и В четвертой главе приведены результаты экспериментальных исследований качества электроэнергии на шинах ЗРУ и ГРУ ОНПЗ при работе генераторов. Анализ данных по мониторингу выявил, что за время исследований имели место нарушения требований ГОСТ 13109-97 по установившемуся отклонению напряжения в течение всего времени эксперимента (с 28.12.2011 по 13.01.2012), что приводит к дополнительным потерям активной мощности в размере 5-13% в месяц. Наибольшее отклонения напряжения величиной 7,3% имели место для фаз А и В. В результате экспериментальных исследований установлено, что за два месяца наблюдений (с 15.09 по 15.11.2011 г.), двадцать раз установившееся отклонение напряжения превышало нормально допустимое по ГОСТ 13109-97 значение (от 5,2 до 60% от времени суток).

Во время экспериментальных исследований были зафиксированы провалы напряжения (длительность и глубина которых менялась) и перенапряжения (табл. 6).

Таблица 6. Сводные данные по провалам напряжения Дата, время Величина провала напряжения Вид КНЭ Ввод при КНЭ, % ГРУ 02.02.2012 7:29:42 Uав=11,7 Uвс=12,0 Uса=12,3 Удаленное tп=0,02 tп=0,02 tп=0,06 3-х фазное КЗ - - - - - 06.02.2012 2:03:14 Uа=26,5 Uс=32,4 Близкое tп=0,14 tп=0,19 2-х фазное КЗ 08.02.2012 8:00:37 Uав=1,132 Uвс=1,125 Uса=1,125 Перенапряжен tп=35,36 tп=19,17 tп=19,23 ие 3-х фазное 08.02.2012 8:00:37 UА=1,130 UВ=1,131 UС=1,121 Перенапряжен tп=30,53 tп=30,53 tп=19,14 ие 3-х фазное На основании статистики нарушений КЭЭ определено, что в 50% имели место несимметричные короткие замыкания в питающих сетях, для защиты от которых предлагается использовать устройства быстродействующего ввода резерва, работающие при несимметричных КЗ с полным временем переключения за 26-34 мс и динамические компенсаторы искажений напряжения напряжением до 1 кВ, защищающие чувствительную к искажениям напряжения нагрузку от провалов напряжения глубиной до 40% и перенапряжений величиной до 30%.

Основные выводы Проведенные в работе теоретические и экспериментальные исследования позволяют сделать следующие основные выводы:

1. Получены уравнения для расчета установившегося режима электротехнических систем при наличии собственной генерации соизмеримой мощности, когда один из генераторов представляется как балансирующий узел, а другие генераторы учитываются своей системой уравнений с учетом изменения параметров генераторов при изменении угловой частоты вращения и режима работы сети, что позволяет точнее рассчитывать характеристики узлов ЭТС в возможных схемах электроснабжения.

2. Разработана методика расчета устойчивости электротехнических комплексов с собственной генерацией, в которой каждый СГ и СД моделируется системой из пяти дифференциальных уравнений, а АД – системой из трех дифференциальных уравнений, учитывающая изменения параметров двигателей и генераторов при изменении угловой частоты вращения, что позволяет повыситьточность расчетов токов КЗ и обеспечить обоснованный выбор электрооборудования и автоматики.

3. Выявлено, что целесообразным нормальным установившимся режимом системы электроснабжения ОНПЗ является режим при раздельной работе секций ЗРУ-6 кВ и параллельной работе секций ГРУ-6,3 кВ, при котором после присоединения энергоблока произойдет минимальное увеличение токов КЗ.

4. Определено, что при автономном электроснабжении (схема 04) мощности генераторов достаточно для обеспечения электрической энергией всех потребителей ОНПЗ для существующих нагрузок. Параметры режима (напряжения в РУ и загрузка элементов СПЭ) находятся в допустимых пределах.

5. Расчетами установлено, что динамическая устойчивость генераторов при авариях в сетях 110 кВ, обеспечивается без применения средств противоаварийной автоматики при КЗ для всех расчётных режимов, т.к.

максимальное значение угла ЭДС к концу КЗ не превышает 45.

6. Согласно предложенной методике и расчетов токов КЗ в сетях 110 и кВ СЭС ОНПЗ определено, что следует повысить отключающую способность выключателей (РТП-16, ТП-7(6), ТП-8(9), РТП-1, ТП-20(10), Синтез-Ойл, и особенно вводного на секцию 2 ЗРУ-6) до 25 кА, а не 31,5 кА (как было предложено проектной организацией (по заключенному договору)).

7. Выявлено, что для схемы автономного электроснабжения ОНПЗ от 2х генераторов энергоблока прямой пуск компрессора мощностью 3МВт хоть и успешен, но напряжение на секциях РУ, ТП снижается до величины U=0,63ном, что приведет к отключению вспомогательных приводов напряжением 380В, отпаданию пускателей, контакторов, сбоям систем управления и отключениям технологических установок.

8. Определено, что для автономной схемы электроснабжения ОНПЗ с одним генератором энергоблока прямой пуск АД газового компрессора мощностью 3МВт не возможен ввиду недостаточности мощности генератора энергоблока, значительной посадки напряжений на шинах РУ, ТП.

9. Для исключения 4х ступеней самозапуска электродвигателей основных производств расчетами определено, что необходимо использовать устройства АВР на РУ-6 кВ и ТП с полным временем переключения не более 55 мс, а также защищать чувствительную к искажениям напряжения нагрузку с помощью компенсаторов провалов напряжения глубиной до 40% и перенапряжений величиной до 30%.

Список публикаций по теме диссертации 1. Пупин В.М., Куфтин Д.С., Сафонов Д.О. Анализ провалов напряжения в питающих сетях предприятий и способы защиты электрооборудования // Электрооборудование: эксплуатация и ремонт, 2011, № 4. – С. 35-41.

2. Пупин В.М., Куфтин Д.С., Сафонов Д.О., Жуков В.А. Новые технологии защиты электрооборудования от кратковременных нарушений электроснабжения в питающих сетях // Энергетик, 2011, № 12. – С. 16-21.

3. Пупин В.М., Закутнов В.А., Куфтин Д.С. Проектирование и расчет систем электроснабжения при наличии собственной генерации // Электрооборудование:

эксплуатация и ремонт, 2012, № 1. – С. 32-39.

4. Пупин В.М., Куфтин Д.С., Фролов А.В., Свиридов Ю.П. Расчет условий возникновения гидравлических ударов в системах водоснабжения и канализации // Электрика, 2011, № 1. – С. 21-26.