Применение обоснованно, но ограничено
Многие промышленные предприятия в случае нормативных или ненормативных возмущений во внешних сетях принимают решение об использовании распределенной генерации (РГ) для обеспечения надежного электроснабжения потребителей и собственных производств. Однако при неправильном или некорректном выполнении проекта схемы выдачи мощности и проектной документации на объекты РГ возникает ряд проблем при эксплуатации генерирующих установок (ГУ).
«За» и «против» РГ
Несколько слов об общих тенденциях в электроэнергетике России, оказывающих непосредственное влияние на развитие РГ.
За период с 2007 по 2014 годы количество ЛЭП, эксплуатируемых более 50 лет, увеличилось в 3,2 раз (на 2 246 ед. – 52,5 тысяч км), а введено в эксплуатацию новых – 18,3 тысячи км (773 ед.). Аналогичная ситуация происходит со сроками службы трансформаторов (АТ) напряжением 110кВ и выше. Отсутствует ответственность за нарушение электроснабжения потребителей со стороны генерирующих предприятий и электросетевых компаний (ЭСК).
С другой стороны, широкое применение в системах внутреннего электроснабжения нашли ГУ иностранного производства, имеющие свои особенности. Происходит совершенствование систем накопления электроэнергии (накопители, суперконденсаторы), ИБП и быстродействующих АВР, рост нелинейных электроприемников (статистические силовые преобразователи, ЧРП, импульсные источники питания и т.д.), накладывающие определенные ограничения на режим работы ГУ объектов РГ. Кроме того, в России выпущены новые нормативно-правовые документы, о которых не следует забывать.
Мировые тенденции отличаются от российских лишь тем, что в целом предпочтение отдается возобновляемым источникам энергии (ВИЭ), для которых имеются соответствующее тарифообразование, система стимулирования. Но поскольку у них выработка мощности зависит от того, дует ли ветер, светит ли солнце, возникает серьезный вопрос о том, каким образом замещать данные мощности, если ВИЭ станет традиционной энергетикой. В России же широкое распространение получают электростанции малой и средней мощности: газотурбинные (ГТЭС), газопоршневые (ГПЭС) и дизельные (ДЭС), подключаемые к распределительным электросетям и/или к сетям внутреннего электроснабжения предприятий.
С помощью собственных генерирующих установок возможно снижение затрат на передачу распределенной электроэнергии, которая в общем тарифе для потребителей составляет уже больше 50%. Кроме того, есть предприятия, которые могут использовать вторичные энергоресурсы основного технологического производства для выработки электроэнергии – доменный и конверторный, шахтный (метан), попутный нефтяной газ, отходы лесопереработки, сельского хозяйства.
Также решается проблема ограничения подключения новых потребителей и увеличения мощности присоединенной нагрузки, что сегодня очень дорого.
Но последствия внедрения объекта РГ для собственников бывают разные.
Наблюдается рост числа случаев с полным или частичным нарушением электроснабжения потребителей I категории при каскадных авариях, начинающихся с отключения источника питания в сетях внешнего электроснабжения и завершающихся нерасчетной и некорректной работой оборудования систем внутреннего электроснабжения.
Причина здесь следующая: в составе проектной документации отсутствует комплекс специализированных, нетиповых натурных исследований параметров электрорежимов и расчетов установившихся и оптимизационных режимов, электромеханических переходных процессов и показателей качества электроэнергии, приводящим к принятию некорректных технических решений по составу, количеству и алгоритмам работы оборудования, устройства РЗА.
Поэтому говорить голословно, что при РГ у нас с надежностью электроснабжения все будет хорошо, нельзя.
Как сделать, чтобы было лучше?
Принципиальных вариантов подключения объектов РГ два.
Это подключение к шинам подстанций, неважно на каком напряжении – низком, среднем, высоком. Здесь все нормально с точки зрения потока распределения, поскольку электроснабжение потребителей идет по фидерам, отходящим от шин с однонаправленным потоком мощности «от шин в линию». Но при коротких замыканиях на шинах отключаются и ГУ, и все потребители.
Часто потребители заинтересованы в подключении внутри фидера. С точки зрения надежности, этот вариант лучше, потому что даже если отключились шины, головной выключатель, то можно выделить генератор на сбалансированную нагрузку какого-то энергорайона, обеспечив его электроснабжением. Но в этом случае появляются разнонаправленные потоки мощности – от шин и к шинам, в зависимости от того, какой режим генерации и потребления на данном фидере. Нужно реконструировать распределяющую сеть (РЗА) с применением более сложных защит в прилегающей сети.
Что касается возможных режимов объекта РГ, то может быть параллельная работа с энергосистемой (с выдачей или без выдачи мощности в сеть). А также постоянная изолированная работа (автономная) – у нас есть такие примеры даже среди крупных узлов промышленной нагрузки, в том числе на Крайнем Севере, Дальнем Востоке, особенно в нефтегазовом комплексе. Мощность и генерация там от 1 до сотни МВт.ч. Третий, комбинированный режим – для того, чтобы обеспечить надежное электроснабжение потребителей при авариях. Но при этом в проектной документации должен быть обязательно решен также ряд вопросов, в частности необходимо обеспечить режим выделения электростанции при аварии, потому что ГУ иностранного производства работают по производной частоты, изменению нагрузки, скорости сброса нагрузки. Некоторые производители вставляют специальные блоки и контролируют все коммутационные аппараты в прилегающей сети для того, чтобы идентифицировать процесс выделения. Обязательно превентивное выделение объектов РГ по параметрам режима, балансировка режима по активной и реактивной мощности, то есть должны быть предусмотрены специальные системы оценки состояния, сформированы управляющие воздействия, скорость их реализации должна гарантировать стабильность работы ГУ. Также нужно обеспечить длительную работу в автономном режиме и синхронизацию энергообъекта с объектом РГ, когда в энергосистеме все успокоилось.
Наши традиционные паротурбинные установки всегда были одновальные, с достаточно большими постоянными механическими моментами инерции. Сейчас они двух- и трехвальные, момент инерции бывает не более секунды, соответственно их режимы и влияние на переходные процессы в электроэнергетической системе другие. Нужно оценить алгоритмы и параметры настройки системы автоматического управления (САУ) и регулирования – регуляторов скорости, возбуждения. А также алгоритмы и уставки РЗА ГУ и их согласованность с уставками РЗА сети. Часто возникают случаи, когда ГУ при ненормативном возмущении в сети отключается раньше, при этом производитель отказывается изменить уставки, грозя снятием всех гарантий. Необходимо знать влияние особенности сети на возможность безаварийной работы ГУ, их участия в алгоритмах устройств ПА сетей, влияние нагрузки на режимы работы ГУ. Так как объекты РГ находятся близко к нагрузкам и часто их мощность примерно равна потреблению на этих же шинах, то не учитывать примерные нагрузки на режим работы нельзя.
Конструктивные особенности ГУ – проблемные
Прежде всего, это их подверженность механическим повреждениям из-за воздействия ударных электромагнитных моментов при возникновении многофазных КЗ или НАПВ во внешней электросети.
В ряде нормативных документов есть требования, согласно которым все внешние КЗ, которые ликвидируются штатными защитами, не должны создавать опасность для механической прочности ГУ. Но на рынок сейчас хлынули дешевые установки иностранного производства, как правило, с конверсионных производств, созданные как бортовые источники электроснабжения и не предназначенные для работы в электроэнергетической системе, особенно если это система достаточно мощная. Некоторые производители говорят, что вводят быстродействующую защиту генераторов для того, чтобы снизить величину ударного электромагнитного момента при двух- и трехфазном коротком замыкании или несинхронном АПВ. Но значение механического момента при трехфазном КЗ может превышать номинальный момент в 5-10 раз. При двухфазном КЗ из-за того, что есть выраженная 2-ая гармоника, еще в1,4 раза больше, чем предельный момент. Величина МНАПВ может достигать для генераторов без демпферной обмотки в 3,3 раза больше, а для генераторов с демпферной обмоткой в 1,7 раза больше, чем при трехфазном КЗ. Ударный электромагнитный момент возникает часто раньше, чем срабатывает защита и собственное время выключателя.
Если применяются двух- или трехвальные ГУ при трехфазном КЗ возникает асинхронный режим (АР). При использовании же одновальных ГУ, синхронизм быстро восстанавливается. Аналогично влияние параметров нагрузки на результаты расчетов режимов. Если двигательной нагрузки очень мало, не более 20 %, в тех же условиях устанавливается короткий АР, потом происходит ресинхронизация и переход к нормальной работе. Но если двигательной нагрузки будет 80 % от общей, то напряжения становится ниже 50%, отключается значительная часть нагрузки, а ресинхронизация никогда не наступает. То есть в разных узлах ГУ работает по-разному.
Отключить ГУ легко и просто, но последствия быстрой ликвидации АР автоматикой (АЛАР) бывают негативны. Это временная потеря генерации для сети, увеличение перетоков мощности по внешней сети с возможной перезагрузкой подходящих ЛЭП и силовых трансформаторов ПС, необходимость оснащения силовых трансформаторов устройствами АОПО (АРТ), а ЛЭП – устройствами АОПО при значительных величинах перегрузок, снижение напряжения в узлах нагрузки и прилегающей сети. В ряде проектов допускается АР таких легких машин – если он кратковременный и заканчивается самопроизвольной ресинхронизацией генератора, без нанесения вреда работе других ГУ и электроприемников, его длительность контролируется АЛАР.
Опасно также преждевременное отключение технологической защитой при снижении f в ЭЭС или выделенном энергорайоне (переход компрессора в режим «помпажа»). Это относится только к газотурбинным машинам. Помпаж – это аэродинамический феномен в виде автоколебательного процесса перемещения всей массы воздуха внутри компрессора от входа и обратно, (снижается КПД, возрастает вибрация и динамическое напряжение в рабочих лопатках). Поэтому все производители вводят специализированную защиту, которая сигнализирует о таких параметрах частоты. Однако при больших нагрузках эта защита может привести к повреждению ГТУ, что обусловлено конструкцией компрессора.
Результаты набросов нагрузки на многовальные ГТУ также осложняют их использование. Значительные набросы вызывают резкое снижение скорости вращения генератора и силовой турбины, имеющих жесткую связь и малые Tj (в режиме автономного электроснабжения). Из-за малого соответствия механической инерции изменение скорости достаточно значительное. Если на выхлопе силовой турбины ее резко остановить, возникает газодинамический импульс, направленный на проточную часть и элементы газовой турбины, скорость вращения которой максимальна и не изменяется (имеют раздельные с силовой турбиной валы). Диски и рабочие лопатки последних ступеней газовой турбины подвергаются значительным механическим напряжениям, под влиянием резкого увеличения давления рабочей среды, вызывающим их повреждения (ограничения на применение НАПВ в сети). Был ряд случаев, когда возникают сначала микротрещины в хвостовых частях лопаточного аппарата, как компрессора, так и турбины, и при очередных таких же возмущениях одна из лопаток просто отламывается и полностью перемалывает весь лопаточный аппарат.
Скачкообразный наброс Р на ГПУ (ГПД), даже не вызывающий его перегрузки, может приводить к его перегреву и отключению технологическими защитами, т.к. большей подаче топлива должно соответствовать увеличение подачи воздуха в ГПД от компрессора (мгновенно увеличит скорость компрессора невозможно). Но если наши дизельные электростанции, выпускаемые по советским ГОСТам, допускали мгновенный 100% наброс нагрузки без отключения, то нынешним – иностранных изготовителей – практически это не под силу. Если машина была нагружена на 10% , в зависимости от класса, ее можно грузить только до 20 – 30%. В советских машинах регулятор скорости никогда не был связан алгоритмами с регулятором возбуждения. Сейчас, когда идентифицируется режим по изменению скорости вращения машины, она начинает притормаживаться, и регулятор скорости вмешивается в регулятор возбуждения, снижая напряжение на выходе для того, чтобы уменьшить нагрузку на генераторе. Но для промышленных узлов с двигательной нагрузкой заваливать режим напряжения регулярным возбуждением вообще недопустимо, это приведет к лавинному напряжению и полному погашению энергорайона.
При резких сбросах нагрузки с одновальных ГТУ также происходит полное погашение энергорайонов вследствие отрыва пламени в камере сгорания и остановка ГТУ технологическими защитами. В ряде случаев потребовалась модернизация входного направляющего аппарата и перенастройка горелочного режима ГТУ, что стоило собственнику ГУ немало денег.
Работа в изолированном режиме
При покупке ГУ нужно знать, что иностранными производителями генераторный установок не предусмотрена длительная работа в изолированном режиме из-за наличия ограничений по технологическому минимуму нагрузки ГУ (диапазон от единиц до десятков % от Рном.)
Есть нормальные проектно-технические решения, но они должны быть проработаны для режимов при небольшой нагрузке ГПУ. Для ряда данных установок номинальная нагрузка от 20 до 40%, а у большинства – от 40%. Для большинства ГТУ есть определенные ограничения, потому что там диффузионные горелки – с предварительным смешением. У таких горелок при малых расходах топливного газа по отношению к поступающему воздуху горение становится неустойчивым, поэтому длительная работа на них у ряда ГТУ не предусматривается. Поэтому, при малых нагрузках нужно подобрать машину, которая позволяет длительно работать на диффузионных горелках.
Снижение мощности и КПД ГТУ происходит в зависимости от температуры наружного воздуха (ограничения режима потребления или проектное завышение мощности ГТУ для обеспечения возможности изолированной работы). Особенно в регионах, где температура может быть выше 25 С. А бывает, что в ряде регионов мощные нагрузки именно летом, к примеру, в Кавказских регионах при 30 С
потеря мощности – 15-20 %.
Работа ГТУ в автономном режиме в узлах промышленной нагрузки также имеет свои особенности. Модуляция амплитуды основной гармоники несинусоидальной кривой при сбросах нагрузки может достигать до 40% от максимальных значений и повторяться каждые 4 цикла (с частотой примерно 12 Гц). Примерно 50% нагрузки подключено через частотно- регулируемые (тиристорные) приводы. При сбросе нагрузки возникают колебания амплитуды входного тока тиристорных ЧРП, которые вызывают колебания тока нагрузки генераторов и моментов на их валах, что и является основной причиной возникновения крутильных субсинхронных колебаний валов ГТУ.
Вибрация начинает расти, через некоторое время возникает механический резонанс и по вибрации редуктора, который на этих машинах стоит, полностью погашается весь энергорайон. Это проблемы, как мы выяснили, входных цепей тиристорных преобразователей.
Смена устава завода-изготовителя возможна
АРВ зарубежного производства разрабатываются в соответствии с зарубежными же стандартами (IEEE 421, MЭК 34-16 и др.), что в ряде случаев не соответствует требованиям ПТЭ, ПУЭ, и ГОСТ 21558-2000. Они не содержат ряд основных функций (релейная форсировка, блокировка работы системного стабилизатора при небалансах Р в ЭЭС и др.). Необходимо проведение испытаний таких АРВ в соответствии с «Методикой проведения сертификационных испытаний автоматических регуляторов возбуждения сильного действия синхронных генераторов».
Очень серьезный момент – влияние параметров настройки АРВ на режимы работы потребителей, особенно когда происходит выделение на сбалансированный энергорайон. Если правильно настраиваются собственные АРВ, возможные варианты покрытия реактивной мощности нагрузки. Если до отделения от сети Qн покрывалось от ГУ, то после отделения снижение мощности будет максимальным, двигательная нагрузка останется устойчивой, а f снизится соответственно дефициту мощности. Если до отделения Qн покрывалась от сети, то отделение вызовет снижение U тем более значительное, чем ниже Ur0, что приведет к снижению активной нагрузки, возможному опрокидыванию двигательной нагрузки с повышением f (АЧР неэффективно).
Остановимся также на выборе законов регулирования f и Р.
Сейчас в России применяются три вида регуляторов. ГУ, предназначенные для параллельной работы с сетью, оснащаются автоматическими регуляторами активной мощности (АРАМ) без дополнительной коррекции по частоте. В этом случае невозможно выделить ГУ действием ЧДА/ДАН на сбалансированную нагрузку. Автономные ГУ – автоматическими регуляторами частоты вращения (АРЧВ) без дополнительной коррекции по P с S более 0,3 % (астатическое регулирование). В данном случае возникают трудности обеспечения параллельной работы с другими ГУ. Есть ГУ, оснащенные переключателем режимов работы (оперативным или автоматическим), осуществляющим выбор алгоритмов регулирования. Здесь как следствие – коммутации, в результате которых разрывы связи электростанции с энергосистемой на удаленных участках сети. Использование всех нужно правильно моделировать, когда рассматривается привязка к энергетической системе данных ГУ.
По зоне нечувствительности. Ряд производителей не вводит эту зону и регулятор скорости, при параллельной работе ГУ с сетью в принципе никаких проблем нет. Но если возможна часто изолированная работа ГУ, то при небольших отклонениях нагрузки соответственно на установках работают все регулирующие клапаны. Необходимо предусматривать возможность работы ГУ как в автономном, так и в параллельном с сетью режиме работы без необходимости выполнения переключений.
ГУ с тиристорными (транзисторными) преобразователями частоты. Здесь тоже есть нюансы. Если вы пытаетесь выделить данную установку на изолированный энергорайон, нужно понимать, как будет работать защита. Традиционные защиты по максимальному блоку работать не будут, нужны дифференциальные защиты, дистанционные. Очень много зависит от выделенной сети, в которой работает данная установка.
Все эти и некоторые иные параметры возможно урегулировать с условием сохранения гарантийных обязательств на ГУ заводом-изготовителем.
Павел ИЛЮШИН,
заместитель генерального директора –
Главный инспектор ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС»,
руководитель подкомитета С6 РНК СИГРЭ,
руководитель подкомитета ПК-5 ТК 016
«Электроэнергетика» Росстандарта, к.т.н.
(Москва)
