28 № 4 – 2014

ПРАКТИКА

В настоящее время в России все большее распространение получает малая энергетика. Активно применяют многоагрегатные электростанции с газотурбинным или газопоршневым приводом генераторов. Единичная мощность энергоблоков составляет от 1 до 6 МВт и более, напряжение генераторов 10(6) кВ. Обычно применяют схемы подключения энергоблоков к сборным шинам генераторного напряжения, от которых питаются отходящие линии и понижающие трансформаторы 10(6)/0,4 кВ местной нагрузки, а также линии связи с энергосистемой. Для обеспечения надежной работы РЗА таких электростанций необходимо учитывать их характерные особенности, некоторые из которых рассматриваются далее.

ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ ЭНЕРГОБЛОКОВ ПРИ ВНЕШНИХ ВОЗМУЩЕНИЯХ Устойчивость при сбросах и набросах нагрузкиПри применении газотурбинного привода ча-

сто возникает вопрос, что предпочтительнее – одновальная или двухвальная газотурбинная установка (ГТУ). Одновальная ГТУ устойчивее двухвальной (многовальной) в переходных режи-мах сброса и наброса нагрузки. Это объясняется тем, что из 100 % энергии, получаемой в камере сгорания, примерно треть тратится на выработ-ку электроэнергии, а две трети – на привод ком-прессора. Соответственно, наброс (сброс) 100 % мощности генератора для ГТУ со свободной си-ловой турбиной соответствует 100 % мощности этой турбины, а для одновальной ГТУ это соот-ветствует только 30 % мощности турбины. Поэ-тому регулятор частоты вращения одновальной ГТУ без затруднений справляется с таким на-бросом (сбросом) нагрузки, а регулятор частоты вращения двухвальной ГТУ не успевает с регу-лированием, допуская глубокие снижения (повы-шения) частоты вращения иногда с выходом на срабатывание автомата безопасности (отключе-ние энергоблока при опасном превышении ча-

стоты вращения). Поэтому заводы-изготовители энергоблоков с приводом от ГТУ со свободной силовой турбиной разрешают наброс (сброс) только 50 % мощности генератора.

Естественно, что с точки зрения устойчивости работы электростанции при внешних возмущени-ях предпочтительно применять одновальные ГТУ.

При применении двухвальной ГТУ остро вста-ет вопрос о необходимости разработки бы-стродействующего устройства опережающего управления мощностью ГТУ (аналог известного электрогидравлического преобразователя ЭГП, применяемого в схемах регулирования паровых турбин), что позволит улучшить динамику и каче-ство регулирования.

Идея заключается в анализе электрических пара-метров, которые изменяются быстрее, чем частота вращения ротора генератора, и введении в систему управления приводом дополнительной команды на закрытие или открытие топливного клапана.

Моменты при КЗПри КЗ в электрической сети на валу генератора

могут возникать механические моменты, значитель-но превосходящие номинальный. При КЗ в сети, как известно, возникают периодическая и апериодиче-

Авторы:Беляев А.В., Жданов Д.В., Филин Л.Л., Эдлин М.А.

Некоторые особенности релейной защиты и автоматики на электростанциях малой энергетики

№ 4 – 2014 29

ПРАКТИКА

ская составляющие тока КЗ. Последняя создает в генераторе неподвижный отно-сительно статора быстро затухающий (в течение примерно 0,1 с) магнитный поток, который пересекается вращающимся рото-ром. Это вызывает появление в валопрово-де между турбиной и генератором быстро затухающего знакопеременного момента. Максимальное значение этого момента имеет место в первый полупериод (через 0,005 с), оно может в 5–10 раз превысить номинальный момент [1, 2]. Этот знакопе-ременный момент исчезает вместе с апе-риодической составляющей тока КЗ.

Энергетические турбины, используемые в большой энергетике, в силу конструк-тивных особенностей имеют достаточ-но прочный вал. Авиационные турбины, которые применяют в малой энергетике, значительно легче, их вал может ломать-ся при таких перегрузках. Предотвратить такие поломки с помощью отключения КЗ не удается, поскольку пик момента, как указывалось выше, возникает уже через 0,005 с после начала КЗ, что значительно меньше времени отключения КЗ быстро-действующими защитами. Для предотвра-щения таких поломок между генератором и турбиной устанавливают муфту предель-ного момента, которая позволяет провер-нуться валу генератора относительно ва-ла турбины при недопустимом моменте (аналог – два бруска, прижатые друг к дру-гу, но проворачивающиеся, если момент больше силы трения). Момент срабатыва-ния (проворачивания) выбирается исходя из механической прочности вала турбины.

Набросы активной мощности при КЗПри КЗ в сети возможен существенный

наброс активной мощности на генерато-ры, который вызывается потерями мощ-ности в активных сопротивлениях. По мере удаления точки КЗ потери вначале растут, переходят через максимум, а за-тем снижаются. Максимальный наброс мощности от активных потерь при КЗ имеет место при r∑ = x∑ [3, 4].

Из-за снижения напряжения в узлах на-грузки при КЗ происходит некоторое сни-жение нагрузки потребителей, а из-за воз-растания токов увеличиваются активные потери. Если рост потерь превышает сни-жение мощности нагрузки, то происходит наброс мощности на генераторы, что при отсутствии резерва генераторной мощно-

сти и автономной работе может приводить к снижению частоты.

Известен случай, когда при удаленном КЗ в сети 0,4 кВ из-за неправильно вы-бранных защит повреждение осталось не-отключенным. Наброс активной мощности привел к снижению частоты с 50 до 40 Гц, после чего энергоблок был остановлен соб-ственной защитой по частоте. Очевидно, что в сетях с маломощными генераторами согласование защит и проверка их чувстви-тельности в минимальном режиме работы электростанции имеет особо важное значе-ние. При недостаточной чувствительности может потребоваться пересмотр первичной схемы с разукрупнением нагрузок с целью уменьшения токов срабатывания защит.

Особенности выбора мощности энергоблока с приводом от двигателя внутреннего сгорания (ДВС). Технологи-ческий минимум энергоблока с приводом от ДВС составляет примерно 40 % номи-нальной мощности. Поэтому мощность энергоблоков электростанции с ДВС нуж-но выбирать так, чтобы при минимальном режиме работы объекта электроснабже-ния загрузка энергоблока электростан-ции не была менее указанной. Очевид-но, что для автономных электростанций в условиях переменной нагрузки по ус-ловию технологического минимума вы-годнее применять энергоблоки (хотя бы некоторые из них) небольшой мощности. Получаются ножницы: по условию защи-ты (см. далее) надо выбирать мощность единичного агрегата как можно больше, а по указанному выше – наоборот. Для при-водных ГТУ такого технологического ми-нимума нет, с этой точки зрения их при-менение предпочтительнее.

ОСОБЕННОСТИ ВЫПОЛНЕНИЯ РЗАВлияние быстрого затухания токов КЗ на поведение защитУстановившийся режим КЗ для мало-

мощных генераторов наступает очень бы-стро, через 0,1–0,5 с. Например, из рис. 1 видно, что значение тока КЗ, равное уста-новившемуся, наступило уже через 0,1 с после начала КЗ.

Соответственно, проверку чувстви-тельности максимальных токовых защит во всей сети (в том числе в сетях напря-жением 0,4 кВ), действующих с выдерж-кой времени, приходится проверять при установившихся токах КЗ.

Рассмотрим поведение цифровой мак-симальной токовой защиты генератора LSA54VL75/4p мощностью 2900 кВ·А на-пряжением 10,5 кВ, уставка которой вы-брана из условия обеспечения коэффи-циента чувствительности защиты kч = 1,5 при КЗ на его зажимах. Установившийся ток трехфазного КЗ равен трехкратному номинальному току генератора. Ток сра-батывания максимальной токовой защи-ты генератора принят Iс.з = 3 Iн / 1,5 = 2 Iн, выдержка времени 1 с. В начале КЗ она запускается, но через 0,21 с может вер-нуться из-за спадания тока и высокого ко-эффициента возврата (точка а на рис. 1). Через 0,33 с от начала КЗ она вновь запу-стится (точка б на рис. 1), и через 1 с по-даст команду на отключение выключате-ля. Таким образом, общее время подачи команды на отключение затянется и со-ставит 1,33 с (вместо установленной 1 с). Отметим, что электромеханическая за-щита в этой ситуации не сбрасывает на-бранное время из-за сравнительно низко-го коэффициента возврата.

Принципиально ничего страшного в увеличении времени отключения КЗ нет, поскольку термическая стойкость этого генератора при трехфазном КЗ составля-ет 10 с (при двухфазном – 4 с).

Если такая затяжка отключения КЗ не-желательна, то можно выполнить одно из следующих мероприятий:

� принять ток срабатывания защиты не более (1,5 – 1,8) Iн;

� в логике цифрового терминала защиты генератора предусмотреть задержку воз-врата защиты (рис. 2).

Пуск защиты происходит от токового ор-гана, при этом цепь А обеспечивает четкий набор выдержки времени Тс.з, несмотря на

Рис. 1. Заводская кривая затухания тока трехфазного КЗ на зажимах генератора ти-па LSA54VL75/4p мощностью 2900 кВ·А на-пряжением 10,5 кВ

Беляев А.В., Жданов Д.В., Филин Л.Л.,Специализированное Управление «Леноргэнергогаз» – филиал ОАО «Оргэнергогаз»

Эдлин М.А., ОАО «НТЦ ЕЭС»

30 № 4 – 2014

ПРАКТИКА

кратковременные снижения тока, посколь-ку после токового органа имеется элемент выдержки времени на возврат защиты Тв.з. Цепь В служит для предотвращения уве-личения инерционного выбега защиты из-за задержки возврата защиты, при этом введение времени возврата защиты не приводит к необходимости увеличивать ступень селективности.

В схеме предусмотрено удерживание выходного реле отключения до получе-ния подтверждения отключенного поло-жения выключателя. Это предотвраща-ет возможность повреждения контактов выходного реле током катушки отключе-ния привода при их преждевременном размыкании. Через 200 мс после получе-ния сигнала об отключении выключателя (срабатывания реле KQT, или в старых обозначениях – РПО) схема удержива-ния автоматически разбирается и выход-ное реле возвращается в исходное со-стояние.

О применении функции 50V/51VНе рекомендуется применять функ-

цию максимальной токовой защиты (МТЗ) с коррекцией по напряжению (код ANSI 50V/51V). Это связано с тем, что в сетях с маломощными генераторами напряжением 6(10) кВ КЗ вне зоны действия быстродей-ствующих защит, даже за подключенными к генераторным шинам трансформатора-ми 6(10)/0,4 кВ (на стороне 0,4 кВ), вызы-вают существенное снижение напряжения на генераторных шинах. Защита 50V/51V автоматически снизит ток срабатывания защиты генератора, при этом она может оказаться чувствительнее МТЗ отходящих линий (в том числе чувствительнее МТЗ трансформаторов распределительных под-станций). Например, при снижении напря-жения до 0,7, 0,6 и 0,5 номинального ток срабатывания МТЗ генератора снизится соответственно до 0,86, 0,73 и 0,6 от устав-ки. При этом нарушается условие согласо-

вания защит по токам срабатывания и вме-сто трансформатора может неселективно отключиться генератор.

Влияние мощности понизительных трансформаторов 6(10)/0,4 кВ на работу защитПо опыту проектирования единичная

мощность понизительных трансформаторов 6(10)/0,4 кВ, подключаемых к сборным ши-нам генераторного напряжения этих элек-тростанций, должна быть примерно в 1,5–2 раза меньше мощности генераторов. Иначе не удается обеспечить селективность защит в минимальном режиме работы (от одного генератора), и при КЗ на шинах 0,4 кВ вме-сто трансформатора может отключиться ге-нератор с полным погашением объекта.

Кроме того, при выборе мощности по-низительного трансформатора необходи-мо учитывать критерий устойчивости па-раллельной работы генераторов при КЗ в сети. Главное требование к защите от-ходящих линий – быстрое (без выдержки времени) отключение повреждений в зо-не, КЗ в которой сопровождаются сниже-нием напряжения на генераторных шинах ниже критического U*КР, при котором гене-раторы выпадают из синхронизма. В аче-стве упрощенного критерия значение это-го напряжения принимают согласно ПУЭ U*КР = 0,5 ÷ 0,6.

При выборе мощности трансформато-ра более указанной выше, в случае КЗ в зоне действия МТЗ трансформатора (на шинах 0,4 кВ) и параллельной работе двух генераторов напряжение на сборных шинах генераторного напряжения может составить меньше критического, при этом генераторы могут выйти из синхрониз-ма. Нарушение устойчивости параллель-ной работы может привести к появле-нию пульсаций тока КЗ в поврежденном элементе и как следствие к отказу МТЗ трансформатора и отключению КЗ защи-тами генераторов с погашением объекта.

Особенности выполнения автоматики на линии связи с прилегающей подстанцией энергосистемы и АВР на подстанции энергосистемыНа линии связи с прилегающей под-

станцией устанавливают делительную автоматику (обычно с обеих концов ли-нии), а на подстанции энергосистемы – АПВ с контролем отсутствия напряжения со стороны электростанции (для предот-вращения несинхронного включения) (рис. 3). Делительная автоматика предна-значена для быстрого отделения местной электростанции от энергосистемы при аварийной ситуации в энергосистеме, со-провождающейся набросом нагрузки на электростанцию и возможным лавино-образным снижением напряжения и ча-стоты при большом дефиците мощности (пусковые органы F < B и Н < В). Она так-же предотвращает опасное несинхронное включение генераторов при АПВ линий электропередач между электростанцией и энергосистемой (пусковые органы Н < В и Н2 < В) и срывы в работе противоава-рийной автоматики на подстанциях энер-госистемы (АПВ линий, АВР, АЧР). Кроме этого, делительная автоматика предот-вращает неполнофазный режим работы генераторов электростанции при обры-вах линий электропередач между элек-тростанцией и энергосистемой (пусковой орган Н2 < В). Пусковой орган по повыше-нию частоты (F > B) введен для предот-вращения отказов импортной автоматики режимного управления (см. далее).

Главное отличие АВР на прилегающей подстанции энергосистемы от типовых АВР на подстанциях распределительных сетей заключается в необходимости кон-троля встречного напряжения на потеряв-ших питание шинах. Например, на при-легающей к электростанции подстанции энергосистемы отключается выключатель Q6 действием дифзащиты трансформато-ра. Типовая схема АВР немедленно вклю-чает секционный выключатель Q5. Если при этом были включены выключатели Q1 и Q4 и электростанция находилась в рабо-те, то возникает опасность несинхронного включения генераторов из-за возможного расхождения угла между векторами на-пряжений энергосистемы и электростан-ции за время перерыва питания секции.

Для предотвращения несинхронно-го включения генераторов в схему АВР дополнительно к пусковому органу на-пряжения вводится контроль встречного

Рис. 2. Логическая схема максимальной токовой защиты с регулируемым временем возврата

№ 4 – 2014 31

ПРАКТИКА

напряжения на секции (со стороны под-ключенных генераторов), осуществляе-мый после отключения выключателя Q6 с некоторой выдержкой времени (при-мерно 0,3–0,5 с). Эта выдержка необхо-дима для того, чтобы напряжение, кото-рое в момент трехфазного КЗ снизилось до нуля, успело возрасти до значения, при котором реле контроля встречного напряжения запретит АВР (учитывает-ся инерционность действия регуляторов возбуждения генераторов).

При наличии контроля встречного на-пряжения (ожидания снижения напряже-ния) приходится применять специальный орган однократности действия АВР, по-скольку типовая схема однократности действия становится непригодной. Она может вывести АВР из действия раньше, чем реле контроля встречного напряже-ния разрешит включение выключателя резервного питания. Блок-схема АВР для прилегающей подстанции энергосисте-мы приведена в работе [2]. Конкретная реализация на электромеханической или цифровой элементной базе рассмотрена в работе [5]. АВР на самих электростан-циях выполняется аналогично.

Особенности автоматики аварийной разгрузкиНа электростанциях малой энергетики

возникает необходимость дополнительно к устройствам АЧР-I и АЧР-II применять автоматику быстрой разгрузки станции (АБРС). Она предназначена для предот-вращения чрезмерных набросов нагруз-ки на генераторы, вызывающих опасность лавины частоты и напряжения с отклю-чением энергоблоков. Такие набросы мо-гут возникать, например, при автоном-ной работе электростанции и внезапном отключении одного из двух параллельно работающих с полной нагрузкой энерго-блоков. Если в качестве привода генера-тора использована газовая турбина, то, вероятнее всего, возникнет лавина часто-ты и напряжения и с отключением второго энергоблока. Если в качестве привода ге-нератора использован двигатель внутрен-него сгорания, то, вероятнее всего, дви-гатель второго генератора «заглохнет». Аналогичная ситуация может возникнуть и при параллельной работе электростан-ции с энергосистемой при внезапном от-ключении ввода от энергосистемы, если от энергосистемы потреблялась большая мощность. В этих случаях автоматическая частотная разгрузка (АЧР) может оказать-

ся неэффективной из-за быстрого сниже-ния (лавины) частоты и напряжения и на-личия выдержки времени АЧР.

Такие большие набросы нагрузки пре-дотвращаются путем быстрого отключе-ния неответственной и части ответствен-ной нагрузки при аварийном отключении выключателей генераторов или выключа-теля ввода от энергосистемы с помощью АБРС. Принцип действия АБРС рассмо-трен в работе [2].

Осуществить разгрузку электростан-ции отключением неответственных потре-бителей на напряжении 6 (10) кВ часто не представляется возможным. Например, на одном из объектов при общей нагрузке порядка 7–9 МВт неответственных потре-бителей 10 кВ было всего 500–700 кВт. Поэтому приходится выполнять разгруз-ку по сети 0,4 кВ, где неответственной нагрузки значительно больше. Актуаль-ность аварийной разгрузки маломощных электростанций на напряжении 0,4 кВ от-мечена и в работе [6].

Количество и мощность присоедине-ний, подводимых под АБРС, определяет-ся при конкретном проектировании в за-висимости от мощности и характеристик энергоблоков, режимов работы и других обстоятельств.

Представляется, что дальнейшим раз-витием разгрузки в сети 0,4 кВ является создание специальных устройства на сек-

циях КТП-0,4 кВ, включающих в себя АЧР и ЗМН, а также возможность внешнего отключения от АБРС 6(10) кВ и из АСУ ТП электростанции. Данные устройства должны присутствовать в типовых схемах КТП как с аварийным источником, так и без (по заказу).

ОСОБЕННОСТИ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ И ОБМЕННОЙ МОЩНОСТИ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ МАЛОЙ ЭНЕРГЕТИКИПри автономной работе электростан-

ции (без связи с энергосистемой или други-ми подобными электростанциями) неважно, на каких принципах выполнены автомати-ческие регуляторы частоты, возбуждения и мощности, лишь бы они умели поддержи-вать частоту, напряжение на шинах электро-станции в заданных пределах и распреде-лять мощность между энергоблоками.

При этом можно обойтись без вторич-ного регулирования, возложив поддер-жание частоты на первичные регуляторы приводного двигателя с корректировкой их работы оперативным персоналом.

Рассмотрим, например, в каком диа-пазоне отклонения потребляемой мощ-ности нагрузки оператор может не вме-шиваться в регулирование, если нагрузка питается от своей автономной электро-станции мощностью 5 МВт, а текущая по-

Рис. 3. Схема электростанции и линии связи с энергосистемой с устройствами противо-аварийной автоматики

32 № 4 – 2014

ПРАКТИКА

требляемая мощность нагрузки составля-ет 3 МВт. Регулятор (или регуляторы при нескольких агрегатах) частоты вращения имеет статизм s = 4 %. Регулирующий эф-фект нагрузки не учитываем.

С помощью моторчика изменения ча-стоты вращения (МИЧВ) выставляем ха-рактеристику регулятора частоты вра-щения (РЧВ) в точку А с координатами 3 МВт – 50 Гц, рис 4. При этом регулятор работает по характеристике а.

Подавляющее большинство потреби-телей допускают отклонение частоты от 50 Гц на ± 0,5 Гц, поскольку это не оказы-вает заметного влияния на их работу [2, 7].

Если принять допустимое откло-нение частоты ± 0,5 Гц, то допусти-мый диапазон изменения нагрузки со-ставляет ΔРдоп = ± Δfдоп / s = ± 1 % / 0,04 = ± 25%, то есть ± 0,25 · 5 = ± 1,25 МВт. Следовательно, в диапазоне нагрузки 3 ± 1,25 = 1,75 ÷ 4,25 МВт частота не уйдет более, чем на ± 0,5 Гц. Этот диапазон ра-боты показан заштрихованной областью на рис. 4, он ограничен крайними точками Б и В на установленной характеристике регулятора частоты вращения.

При большем отклонении нагрузки и, сле-довательно, частоты, оператору придется восстановить ее путем смещения характе-ристики регулятора воздействием на МИЧВ (топливный клапан), при котором регулятор будет работать по характеристике б или в.

Если учесть, что РЧВ имеет зону не-чувствительности регулирования частоты вращения, которая при любой нагрузке не должна превышать 0,2 % номинальной ча-стоты вращения, то рассчитанный диапа-зон будет меньше и составит 2 ÷ 4 МВт [2].

Если на электростанции применена ав-томатика вторичного регулирования часто-ты, то практически она заменяет операто-ра, выполняя те же действия. Вторичный автоматический регулятор частоты и мощ-ности АРЧМ измеряет отклонение частоты от номинального значения и вырабатывает

управляющие команды на смещение ха-рактеристик первичных регуляторов энер-гоблоков, корректируя значения частоты и распределяя нагрузку между энергоблока-ми. Вторичный регулятор имеет астатиче-скую характеристику, поэтому он поддер-живает частоту с достаточной точностью.

При параллельной работе электро-станции с энергосистемой или несколь-ких электростанций между собой положе-ние кардинально меняется. В этих условиях автоматика режимного управления малых электростанций должна удовлетворять об-щим требованиям к регулированию часто-ты, напряжения и перетоков мощности в энергосистеме [2, 7–9]. Это особенно ак-туально, когда установленная мощность малых электростанций в местной энерго-системе достигает 20–30 % общей установ-ленной генерирующей мощности.

Например, в соответствии с ГОСТ [8] для технологически изолированных тер-риториальных энергетических систем должно быть обеспечено

� в нормальном режиме – поддержание средней величины частоты за любой час суток в пределах (50,00 ± 0,05) Гц;

� при работе в вынужденном режиме – поддержание квазиустановившихся зна-чений частоты в пределах (50,0 ± 0,2) Гц не менее 95 % времени суток без выхода за величину (50,0 ± 0,4) Гц, а также перетоков активной мощности в контролируемых се-чениях в пределах допустимых значений.

Такие жесткие требования объясняют-ся тем, что отклонения частоты от номи-нального значения вызывает существен-ные изменения обменной мощности по линиям электропередач между энергоси-стемами (электростанциями) с возмож-ной их перегрузкой и разделением энер-госистем (электростанций) вследствие нарушения устойчивости параллельной работы. Кроме того, при отклонениях ча-стоты нарушается оптимальное распре-деление нагрузки между энергоблоками

энергосистемы, установленное диспетче-ром с учетом их технико-экономических показателей [7].

Поэтому при параллельной работе тре-буется не только поддержание заданной частоты и распределение нагрузки между энергоблоками, но и регулирование пере-токов активной мощности в контролируе-мых сечениях. При этом ограничение пе-ретоков должно являться приоритетным по отношению к поддержанию заданного значения частоты или внешнего перетока области регулирования.

Первичное регулирование частоты вы-полняется энергоблоками электростан-ций, настроенными на статическую ха-рактеристику. Вторичное регулирование выполняется выделенными для этого электростанциями.

При набросе внеплановой нагрузки вначале она распределяется между все-ми энергоблоками благодаря статиче-ской настройке их РЧВ. Затем вступают в работу вторичные регуляторы, которые восстанавливают частоту, распределяют нагрузку между энергоблоками и электро-станциями, а также контролируют обмен-ную мощность по линиям электропередач.

Таким образом, все электростанции участвуют в регулировании частоты. Ре-гулирование обменной мощности выпол-няется с частотной коррекцией. Это озна-чает, что все электростанции помогают выделенным (ведущим) электростанциям не только в процессе первичного регули-рования, но и в процессе вторичного регу-лирования, хотя и в разной степени.

Эти принципы являются основопола-гающими для работы электростанций в энергосистеме.

Однако в настоящее время зачастую при-меняют импортные многоагрегатные элек-тростанции малой мощности с приводом от ДВС, оснащенные автоматикой поддержа-ния заданного режима работы, принципы работы которой отличаются от принятых в энергосистемах России. Опыт эксплуатации выявил ряд недостатков таких систем.

НЕДОСТАТКИ ИМПОРТНЫХ РЕГУЛЯТОРОВ ЧАСТОТЫ И ОБМЕННОЙ МОЩНОСТИ Неправильная работа автоматики при отключении связи с энергосистемойПервичные регуляторы частоты враще-

ния энергоблоков настроены на астати-ческую характеристику. При автономной работе электростанции автоматика поддер-

Рис. 4. Характеристики регулятора частоты вращения

№ 4 – 2014 33

ПРАКТИКА

живает заданное значение частоты и напря-жения на шинах, а распределение активной мощности между агрегатами выполняется принудительно с помощью параллельных связей между регуляторами частоты вра-щения. При параллельной работе с энерго-системой первичные регуляторы частоты вращения выводятся из действия, а авто-матика режимного управления поддержива-ет заданное значение обменной мощности, воздействуя на подачу топлива в агрегаты.

При отключении выключателя линии связи с энергосистемой, установленного на подстанции энергосистемы, автомати-ка режимного управления старается со-хранить заданный ранее переток мощно-сти в отключенной линии (рис. 5).

Это приводит к увеличению (уменьше-нию) частоты на электростанции, если ра-нее был установлен переток мощности в сторону энергосистемы (электростанции) вплоть до недопустимых значений, при ко-торых генераторы отключаются собствен-ными защитами. Таким образом, автомати-ка режимного управления не контролирует собственные действия и не обеспечива-ет безопасность управления, и алгоритмы этой автоматики требуют пересмотра.

Выход из этого положения был найден в том, чтобы отключать выключатель ввода непосредственно на электростанции в усло-виях повышения (понижения) частоты с по-мощью делительной автоматики, для чего в

ее состав введен пусковой орган повышения частоты. В этом случае по факту отключе-ния этого выключателя автоматика режим-ного управления переходит из режима под-держания мощности в заданном сечении на режим поддержания частоты и напряжения на шинах электростанции. Очевидно, что из-за этих особенностей делительная автома-тика должна выполняться без контроля на-правления мощности через ввод.

Неправильная работа автоматики при значительном сопротивлении линии связи с энергосистемойПосле синхронизации электростанции

с энергосистемой автоматика режимного управления переходит из режима поддер-жания напряжения на шинах электростан-ции в режим поддержания заданного зна-чения обменной мощности в линии связи с энергосистемой с заранее заданным коэффициентом мощности на энергобло-ках (рис. 6, а). Это объясняется желани-ем не допустить переход генераторов в опасный для них емкостной режим рабо-ты (с недовозбуждением). В случае, ког-да сопротивление линии zлин оказывается больше некоторого критического значе-ния zкрит (длинная линия), попытка увели-чить активную мощность, передаваемую в энергосистему, приводит к недопусти-мому увеличению напряжения на шинах электростанции с последующим отключе-

нием генераторов собственными защита-ми (рис. 6, б). Таким образом, автоматика режимного управления не контролирует собственные действия и не обеспечивает безопасность управления, и алгоритмы этой автоматики требуют пересмотра.

Выход из этого положения – установ-ка в рассечку электропередачи (со сто-роны электростанции) трансформатора 10(6)/10(6) кВ с устройством регулиро-вания напряжения под нагрузкой (РПН). Мощность этого трансформатора в одной из установок составляла 2,5 МВ · А, диа-пазон РПН ± 8×2 % , группа соединений Y/Δ, РПН установлено со стороны Y.

Трансформатор имеет устройство авто-матического регулирования напряжения на шинах электростанции (например, ти-па SPAU341 или ТОР 200-Р). В режиме па-раллельной работы с энергосистемой при отклонении напряжения на шинах электро-станции от допустимого (Uн ± 5 %), регулятор автоматически переключает РПН так, чтобы напряжение на шинах возвращалось к нор-ме. Тогда сочетание этого регулятора с ав-томатикой режимного управления позволя-ет обеспечить передачу заданных значений мощности в энергосистему, безопасную ра-боту генераторов и нормальное напряжение на шинах электростанции.

Попутно заметим, что установка этого трансформатора позволяет решить про-блемы, возникающие из-за разных режи-

а) б)

Рис. 5. Иллюстрация неправильной работы импортной автоматики режимного управления: а – нормальный режим; б – аварийный режим при отключении выключателя Q1

34 № 4 – 2014

ПРАКТИКА

мов нейтрали сетей 10 (6) кВ электростан-ции (резистивно заземленная нейтраль) и энергосистемы (изолированная ней-траль). После установки этого трансфор-матора сети с разным режимом нейтрали электрически разделены, поэтому транс-форматор назван разделительным.

В российской практике алгоритмов под-держания заданного cosϕ на электростан-циях не применяют. Действительно, если все электростанции начнут выдавать мощ-ность со строго заданным cosϕ, то их парал-лельная работа станет невозможной. Зало-женная в алгоритм необходимость передачи реактивной мощности увеличивает напря-жение на шинах электростанций и во всей прилегающей сети и потери в линиях связи.

Поэтому главной задачей режимного управления в российской практике счи-тается поддержание заданных напряже-ний в узлах энергосистемы, в соответ-ствии с которыми реактивная мощность распределяется по законам электротех-ники. При этом осуществляется контроль допустимости режимов. Например, в рассмотренной схеме регуляторы воз-буждения генераторов всегда работали бы с функцией регулирования напряже-ния, но с автоматическим ограничением минимального тока возбуждения. РПН трансформатора должно было бы пере-ключаться редко и только при недопусти-

мых по режимам значениях реактивной мощности (напряжения).

Попутно отметим, что при работе элек-тростанции необходимо отключать кон-денсаторные установки, предназначенные для компенсации реактивной мощности. В ряде случаев наблюдалась несогласо-ванность работы АРВ генераторов и ав-томатики конденсаторных установок, приводившая к тому, что генераторы пе-реходили в режим потребления реактив-ной мощности, генерируемой конденса-торными установками. Конденсаторные установки должны включаться только при остановленных генераторах, когда нагруз-ка объекта питается от энергосистемы.

Возможность потери устойчивости при близких КЗКак указывалось выше, при параллель-

ной работе с энергосистемой первичные регуляторы частоты вращения выводят-ся из действия, а автоматика режимного управления поддерживает заданное зна-чение обменной мощности, воздействуя на подачу топлива в агрегаты.

При подобном способе регулирования существенно возрастает вероятность по-тери устойчивости при близких КЗ, от-ключаемых даже быстродействующими защитами. Если же первичный РЧВ был введен в работу, то вероятность потери

устойчивости электростанции при близ-ких КЗ существенно снижается.

При дефиците мощности в энергосистеме режимная автоматика не только не помогает, но и снижает передачу мощности в энергосистемуДействительно, если регулятор обмен-

ной мощности поддерживает заданную мощность в линии связи с энергосисте-мой, то в соответствии с уравнением:

P = ωМ

при снижении частоты в энергосистеме (ω уменьшается) и неизменном расходе топлива (М не меняется) в начале пере-ходного процесса выдаваемая мощность уменьшается, а затем возвращается к заданному значению. Эти электростан-ции не участвуют в регулировании часто-ты. Это особенно опасно в случаях, когда мощность малых электростанций состав-ляет значительную долю в общей генера-ции местной энергосистемы.

Если бы регулятор обменной мощности работал со статизмом по частоте [7, 8]:

ΔРобм – kкорр Δf = 0,

а первичные регуляторы частоты враще-ния настроены на статическую характе-

а) б)

Рис. 6. Иллюстрация неправильной работы импортной автоматики режимного управления: а – нормальный режим; б – аварийный режим при увеличении перетока мощности в энергосистему

№ 4 – 2014 35

ПРАКТИКА

ристику, то при снижении частоты каждая из электростанций увеличивала бы свою мощность (первичное регулирование), а после вторичного регулирования выдавала бы заданную дополнительную мощность в соответствии со своим долевым участием.

НЕДОСТАТКИ РЧВ С ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ ИЗМЕРЕНИЕМ МОЩНОСТИ В цифровых системах газотурбинных

агрегатов часто применяют структурную схему контура регулирования частоты вращения и активной мощности, показан-ную на рис. 7. Она состоит из пропорци-онально-интегрального (ПИ) регулятора, входной сигнал которого (е) формирует-ся из сигналов обратной связи по скоро-сти вращения турбины (n), электрической активной мощности (P) и уставок по этим параметрам регулирования (nн Pзад).

Сигнал е соответствует уравнению:

, (1)

где nн и Рн – номинальные значения часто-ты вращения и мощности агрегата соот-ветственно; s – статизм регулирования; Рзад и Р – заданное и текущее значение мощности агрегата, соответственно.

Если значение текущей мощности агрегата измеряется по электрическим параметрам генератора, то это приводит к следующим результатам.

В установившемся режиме работы агрегата ПИ регулятор обеспечивает ра-венство нулю сигнала е. При этом уравне-ние (1) имеет вид:

, (2)

что соответствует выражению:

Δ f + s ΔP = 0. (3)

Элемент ( )н нs n P⋅ , показанный в структурной схеме рис. 7, обеспечивает статизм регулирования.

В переходных режимах изменение сиг-нала е на входе ПИ регулятора определя-ется, главным образом, скачкообразным уменьшением или увеличением электри-ческой мощности, поскольку, вследствие инерционности агрегата, изменение ча-стоты вращения турбины в первые мо-менты времени после возникновения возмущения незначительно. При этом из уравнения (1) следует, что сброс электри-ческой активной мощности приводит к увеличению сигнала е и, соответственно,

к увеличению вращающего момента тур-бины, а наброс электрической активной мощности – к уменьшению сигнала е и, соответственно, к снижению вращающе-го момента турбины.

Таким образом, в начальной фазе пе-реходных процессов, вызванных сбро-сами или набросами электрической ак-тивной мощности, обратная связь по электрической активной мощности в контуре регулирования действует на увеличение выбега турбины. Вместо демпфирования переходного процесса регулятор действует на его раскачива-ние, что ухудшает динамическую устой-чивость энергоблока, а при автономной работе – способствует увеличению за-бросов оборотов при сбросах или на-бросах нагрузки.

Для исключения этого эффекта нуж-но либо заменить сигнал обратной связи по электрической активной мощности на сигнал, пропорциональный механической мощности турбины (например, сигнал, от-ражающий положение топливного клапа-на), либо существенно замедлить сигнал электрической активной мощности.

ВЫВОДЫ1. Релейная защита и автоматика на

электростанциях малой энергетики долж-на выполняться с учетом их особенно-стей. Без критического анализа перено-сить сюда решения, принятые в большой энергетике, нельзя.

2. Автоматические регуляторы частоты вращения энергоблоков и обменной мощ-ности должны выполняться в соответствии с принятыми в России требованиями. За-купка зарубежных систем, не отвечающих этим требования, недопустима.

3. Необходима обязательная ведом-ственная приемки автоматики энергобло-ков и многоагрегатных электростанций зарубежных изготовителей на соответ-ствие требованиям и стандартам РФ.

ЛИТЕРАТУРА1. Важнов  А.И. Переходные процессы

в машинах переменного тока. – Л.: Энер-гия, Ленингр. отд–ние, 1980.

2. Беляев  А.В.,  Юрганов  А.А. Защита, автоматика и управление на электростан-циях малой энергетики. Части 1, 2, 3. «Би-блиотечка электроэнергетика». Приложе-ние к журналу «Энергетик». Выпуски 6 (138), 7(139) и 8(140). М.: НТФ «Энерго-прогресс», «Энергетик», 2010.

3. Рабинович Р.С. Автоматическая ча-стотная разгрузка энергосистем. – М.: Энергия, 1980.

4. Беркович  М.А.,  Семенов  В.А. Осно-вы автоматики энергосистем. – М.: Энер-гия, 1968.

5. Беляев  А.В. Автоматика и защита на подстанциях с синхронными и частот-но регулируемыми электродвигателями большой мощности. «Библиотечка элек-троэнергетика». Приложение к журналу «Энергетик». Выпуски 1 (181) и 2 (182). М.: НТФ «Энергопрогресс», «Энерге-тик», 2014.

6. Арцишевский  Я.Л.,  Земцов  А.А. Принципы противоаварийного управле-ния в системах электроснабжения с соб-ственным источником. Электрические станции, № 10, 2010 г.

7. Павлов  Г.М.,  Меркурьев  Г.В. Авто-матика энергосистем. Центр подготовки кадров РАО «ЕЭС России». – СПб.: 2001.

8. Регулирование частоты и пе-ретоков активной мощности в ЕЭС России. Нормы и требования. СТО 59012820.27.100.003-2012. ОАО «Си-стемный оператор единой энергетиче-ской системы». М.: 2012.

9. ГОСТ Р 55890-2013. Единая энерге-тическая система и изолированно рабо-тающие энергосистемы. Оперативно-дис-петчерское управление. Регулирование частоты и перетоков активной мощности. Нормы и требования. М.: Стандартин-форм. 2014.

Рис. 7. Структурная схема формирования сигнала управления РЧВ