Система управления накопителями электрической энергии для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при провалах напряжения Российский патент 2020 года по МПК H02J3/28 

Изобретение относится к электроэнергетике и может быть применено в промышленных энергорайонах для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при провалах напряжения, возникающих в сетях внешнего и внутреннего электроснабжения 6-220 кВ, для предотвращения излишних отключений генерирующих установок устройствами релейной защиты. Система управления относится к автоматике электроснабжения промышленных потребителей и подключается к шинам соответствующих подстанций.

Известен способ бесперебойного электроснабжения потребителей электроэнергетической системы [Патент на изобретение РФ №2153752, МПК H02J 03/28, 03/32, опубл. 27.07.2000, бюл. №21], работающей на возобновляемых источниках энергии, включающий преобразование энергии первичного возобновляемого источника в электрическую энергию переменного тока с помощью электрогенератора при одновременном управлении режимом его работы, преобразование посредством выпрямителя электрической энергии переменного тока в электрическую энергию постоянного тока, накопление этой энергии в аккумуляторе, заряжаемом от выпрямителя, преобразование с помощью инвертора электрической энергии постоянного тока в электрическую энергию переменного тока и выдачу ее на нагрузку потребителя. Согласно способу в электроэнергетической системе используют, по крайней мере, еще один автономный, одновременно работающий с первым возобновляемый источник энергии, а накопление электрической энергии осуществляют путем аккумулирования суммарной электрической энергии постоянного тока, полученной в результате преобразования энергии каждого одновременно работающего первичного возобновляемого источника, при этом объем накопленной энергии в аккумуляторе определяют емкостью, которую рассчитывают по величине суточного потребления нагрузкой потребителя, а управление режимом работы генератора производят путем измерения емкостного сопротивления аккумулятора в процессе его зарядки при поддержании величины напряжения зарядки, заданной в диапазоне между минимальной и максимальной величинами напряжения на нагрузке потребителя.

Однако устройство, реализующее операции способа, не обеспечивает расширение области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при провалах напряжения, возникающих в сетях внешнего и внутреннего электроснабжения.

Известна система бесперебойного энергоснабжения [Патент на полезную модель №137642, МПК H02J 03/28, опубл. 20.02.2014, бюл. №5], содержащая основной и резервный источники электроэнергии, генератор электроэнергии, инвертор напряжения накопленной энергии, систему управления. В систему введено устройство автоматического включения резерва, к входам которого подключены выходы основного и резервного источников питания и выход адаптивной системы управления, соединенной с инвертором напряжения накопленной энергии, инвертором напряжения первичной энергии, вход которого соединен с выходом устройства автоматического включения резерва, и установленным между инверторами емкостным накопителем энергии, которые образуют преобразователь напряжения, к выходу емкостного накопителя энергии перед инвертором напряжения накопленной энергии подключен фотоэлектрогенератор.

Известная система бесперебойного энергоснабжения не обеспечивает расширение области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при провалах напряжения, возникающих в сетях внешнего и внутреннего электроснабжения.

Наиболее близким техническим решением к предполагаемому изобретению является система форсировки возбуждения автономного синхронного генератора [Патент на изобретение № 2704313, МПК Н02Р 09/14, опубл. 28.10.2019 бюл. №31], входящего в электротехнический комплекс, с использованием накопителей энергии на основе аккумуляторных батарей и суперконденсаторов большой мощности, содержащая синхронный генератор, суммирующий трансформатор и корректор напряжения, вход которого подключен к обмотке якоря генератора, а выход - к обмотке управления суммирующего трансформатора, вторичная обмотка которого через первый выпрямитель подключена к обмотке индуктора генератора, первичная обмотка трансформатора тока включена последовательно с обмоткой якоря генератора, а вторичная обмотка соединена с блоком логических элементов управления системой возбуждения, выход которой подключен параллельно обмотке индуктора генератора, а первичная обмотка трансформатора напряжения подключена к зажимам синхронного генератора. Согласно предложения параллельно обмотке индуктора с целью ограничения глубины провалов напряжения на выводах генератора при коротком замыкании в электрической сети или при пусках электродвигателей подключен накопитель, состоящий из двух параллельно соединенных блоков, первый из которых состоит из n аккумуляторных батарей, последовательно соединенных с m аккумуляторными батареями, второй блок состоит из n суперконденсаторов, часть n аккумуляторных батарей первого блока через электронный ключ на входе и электронный ключ на выходе подключены к системе управления, входы которой соединены с трансформатором тока и с трансформатором напряжения, вход которого подключен к выводам синхронного генератора, при этом часть n аккумуляторных батарей соединена параллельно обмотке индуктора на напряжение, соответствующее напряжению форсировки возбуждения синхронного генератора, оба блока подключены через управляемый инвертор и фильтр высших гармоник к выводам синхронного генератора.

В устройстве-прототипе предусмотрено ограничение глубины провалов напряжения при коротком замыкании в электрической сети или при пусках электродвигателей. Однако предлагаемая система предусмотрена только для одного синхронного генератора, не учитывает особенности промышленной нагрузки энергорайона, а также объемы и продолжительность генерации реактивной мощности для поддержания уровня напряжения в различных схемно-режимных условиях.

Следует отметить, что ввод в эксплуатацию новых источников распределенной генерации (РГ) в России происходит в основном за счет строительства электростанций с газопоршневыми, дизельными и газотурбинными генерирующими установками (ГУ), которые, как правило, подключаются к распределительным сетям или к сетям внутреннего электроснабжения предприятий и сооружаются собственниками предприятий в различных отраслях промышленности.

Как правило, на источниках РГ используются ГУ зарубежных заводов-изготовителей, оснащенных устройствами релейной защиты (РЗ) и системами автоматического регулирования частоты вращения (АРЧВ) и возбуждения (АРВ), которые соответствуют требованиям зарубежных национальных стандартов для применения в энергосистемах, имеющих особенности, которые определяют характер протекания переходных процессов и параметры анормальных режимов. К таким особенностям можно отнести, например, максимально допустимое время ликвидации КЗ, допустимость применения несинхронного автоматического повторного включения (НАПВ), допустимость выделения энергорайона с РГ на островной режим работы, принципы резервирования основных защит, наличие устройств противоаварийной автоматики, структуру промышленной нагрузки и др.

В технической документации на ГУ отдельные зарубежные заводы-изготовители указывают следующие параметры настройки устройств РЗ ГУ, действующие на отключение генераторного выключателя, если в течение 200 мс во всех трех фазах напряжение 110% или ниже 90% от номинального. У других заводов-изготовителей уставки по времени срабатывания устройств РЗ при снижении напряжения несколько выше (до 5 с), однако, с учетом времени срабатывания резервных защит элементов прилегающей сети, особенно уставок срабатывания защит дальнего резервирования, избежать отключений ГУ не представляется возможным. Следствие такого подхода зарубежных заводов-изготовителей ГУ - сужение области допустимых режимов для ГУ. В отечественных энергосистемах применение таких ГУ приводит к их излишним отключениям при правильных действиях устройств РЗ прилегающей сети и без возникновения опасных для ГУ режимов, создавая для технологического процесса промышленного предприятия аварийные условия.

Рассмотрим пример одного из промышленных предприятий, принявшего решение о сооружении собственного источника РГ. Проектом было предусмотрено, что ГУ выдают мощность в сеть внутреннего электроснабжения предприятия напряжением 6 кВ, при этом объем электропотребления из распределительных сетей уменьшается ≈ в 2 раза. Ввод в эксплуатацию источника РГ не привел к ожидаемому экономическому эффекту из-за снижения надежности электроснабжения собственных потребителей, так как количество аварийных остановов основного производственного процесса, связанных с провалами напряжения и прочими возмущениями во внешней электрической сети, увеличилось ≈ в 3 раза. Механизм данного явления следующий - многочисленные колебания параметров электрического режима, влияния которых было недостаточно, до присоединения источника РГ, для останова основного производственного процесса, оказались достаточными для отключения ГУ. В свою очередь отключение ГУ в сети внутреннего электроснабжения стало приводить к нарушению баланса реактивной мощности в узле нагрузки, снижению напряжения и отключению всех потребителей основного производственного процесса. В результате увеличились объемы брака, ускорились процессы износа основного оборудования, существенно снизилась энергоэффективность производства.

Нормирование показателей качества электроэнергии на границе балансовой принадлежности между электросетевой компанией и потребителем производится во всех режимах работы сетей внешнего электроснабжения, за исключением содержащих режимные отклонения, связанные со случайными событиями. К таким событиям относятся: провалы напряжения (< 90% номинального (согласованного) фазного напряжения хотя бы в одной фазе), прерывания напряжения (< 5% номинального (согласованного) фазного напряжения во всех фазах), а также перенапряжения и импульсные напряжения (коммутационные и атмосферные).

Поэтому циклы короткое замыкание (КЗ) - автоматическое повторное включение (АПВ), автоматический ввод резерва (АВР) и связанные с ними самозапуски двигательной нагрузки, составляющие подавляющее большинство случаев кратковременного снижения напряжения, относятся к провалам или прерываниям напряжения. Однако характеристики провалов и прерываний напряжения не устанавливаются в договорах между потребителем и сетевой компанией, ввиду отсутствия их регламентированных значений в нормативно-технических документах.

В данных обстоятельствах, собственники источников РГ после ввода их в эксплуатацию сталкиваются с вышеуказанными негативными техническими и финансовыми последствиями. В таких условиях необходимо произвести выбор одного или нескольких экономически обоснованных технических решений, реализация которых позволила бы существенно снизить количество отключений ГУ при возмущениях с провалами напряжения для снижения величины ущербов.

Стремление зарубежных заводов-изготовителей, которые поставляются ГУ на экспорт, максимально защитить свою продукцию от длительного влияния всевозможных анормальных режимов, которые могут возникать в процессе эксплуатации, тем самым избегая претензий покупателей по качеству ГУ в пределах гарантийного срока эксплуатации, понятно. Уставки устройств РЗ ГУ по снижению напряжения заданы заводом-изготовителем и не подлежат изменению без специального согласования с их стороны. Целый ряд заводов-изготовителей отказываются согласовывать изменения уставок устройств РЗ ГУ в течение всего гарантийного срока эксплуатации. При самовольном изменении уставок устройств РЗ собственником ГУ гарантийные обязательства снимаются заводом-изготовителем в одностороннем порядке в соответствии с условиями договора на поставку.

Основной причиной возникновения провалов напряжения в сетях 110-220 кВ в большинстве случаев являются однофазные КЗ на ВЛ, составляющие, согласно статистике, 70% от общего числа, при этом двухфазные и трехфазные КЗ составляют 20% и 10% соответственно. Для кабельных сетей 6-10 кВ преобладающими являются однофазные замыкания на землю. Характерными (средними) для распределительных сетей России являются провалы напряжения глубиной 35-99%, длительностью 1,5-3 c и параметрами потока 10-30 провалов (и более) в год.

Однако, учитывая то, что характеристики провалов напряжения не устанавливаются в договорах с сетевыми компаниями, ввиду отсутствия их регламентированных значений в нормативно-технических документах, и соответственно у сетевых компаний юридической ответственности не возникает, а, следовательно, никакие мероприятия ими не планируются и не реализуются.

Наиболее реальным техническим мероприятием, которое может реализовать собственник источника РГ на самом источнике РГ - это применить накопитель электрической энергии (НЭЭ), чтобы своевременно выводить параметры режима работы ГУ из зоны, в которой возможны излишние их отключения из-за провалов напряжения.

Приступая к выбору системы управления и технических характеристик НЭЭ в промышленных энергорайонах с источниками РГ, необходимо учитывать следующее:

- НЭЭ должен не только содействовать нормализации параметров режима ГУ сразу после возмущения, предотвращая излишние отключения ГУ, но и способствовать восстановлению нормальной работы электродвигателей после КЗ и других нарушений в сетях электроснабжения;

- поскольку НЭЭ будет влиять на режим работы всего энергорайона, а это потребует значительной его мощности, то технически и экономически целесообразно реализовывать дополнительно и локальные мероприятия: автоматическое ограничение суммарной мощности электродвигателей, одновременно участвующих в самозапусках, применение автоматики повторных пусков электродвигателей, замена прямых пусков на частотные пуски и др.;

- проверки возможности излишних отключений ГУ устройствами РЗ должны выполняться для всех возмущений, имеющих в данных конкретных условиях значимую вероятность, причем не только для самых худших случаев (трехфазные КЗ, близкие к ГУ), но и для удаленных КЗ и других возмущений (в частности, НАПВ на связях, удаленных от ГУ);

- целесообразно проведение проверок срабатывания устройств РЗ ГУ при несимметричных возмущениях и, соответственно, в условиях аварийной и послеаварийной несимметрии напряжений.

Требования к формированию и реализации управляющих воздействий (УВ) на НЭЭ, направленных на нормализацию режима работы ГУ, должны учитывать следующее:

- необходим быстрый ввод УВ, с временем исполнения до 30 мс, по схемно-режимным условиям, свидетельствующим о возникновении режима, в котором возможно отключение ГУ устройствами РЗ по снижению напряжения;

- ввод УВ, пока не ликвидировано многофазное КЗ, не эффективен;

- при необходимости, с учетом параметров и характера переходного процесса, возможет потребоваться повторная реализация УВ с пуском по отклонению контролируемого параметра - снижению напряжения;

- реактивная мощность, выдаваемая НЭЭ в переходном процессе, задается и реализуется при текущей частоте, т. е. управление частотой выдаваемого тока - ведомое, а не ведущее, что вело бы к усложнению системы управления инвертором НЭЭ.

Учитывая вышеизложенное, на стадии разработки проекта технологического присоединения источника РГ необходимо выполнять комплексное моделирование вероятных анормальных режимов, с учетом установленных в прилегающей сети устройств РЗА, коммутационных аппаратов, а также фактической статистике возмущений. Дополнительно, для минимизации или устранения потенциальных рисков излишних отключений ГУ при провалах напряжения, требуется определение оптимальных параметров НЭЭ и на основании расчетов доказать их эффективность в различных схемно-режимных ситуациях.

Применение НЭЭ высокого напряжения на источнике РГ, с его подключением к генераторной шине, позволяет решать задачу введения напряжение на генераторной шине в допустимую зону

U _min < U < U_max,

где: U_min и U_max - уставки устройств РЗ ГУ по снижению напряжению.

Поставленная задача должна решаться за время, которое меньшее выдержки времени указанной защиты.

Внешнее управление напряжением может быть реальным только после ликвидации КЗ. Если длительности КЗ таковы, что устройства РЗ ГУ по снижению напряжения могут сработать во время КЗ, то инжекция реактивной мощности от НЭЭ не эффективна и сокращение времени ликвидации КЗ становится безальтернативным техническим решением.

В промышленных энергорайонах с источниками РГ целесообразно реализовать простейшее управление реактивной мощностью НЭЭ по типу форсировки - это нулевая мощность в нормальном режиме и выдача максимума, если напряжение меньше заданной величины.

Форсированный режим может быть задан - при текущем напряжении НЭЭ и текущей частоте - либо величиной реактивного тока I_УВ, либо мощностью Q_УВ. Когда режим приближается к нормальному, полезно снижать задание I_УВ, иначе вероятен заброс напряжения вверх (в конце самозапуска двигателей из-за значительного снижения их суммарно потребляемого тока) со срабатыванием устройств РЗ ГУ по факту повышению напряжения. Если же задается не I_УВ, а Q_УВ, то при повышении текущего напряжения ток I_УВ снижается без дополнительного управления. В приведенных ниже расчетах электромеханических переходных процессов используется именно этот вариант УВ.

Снимать УВ на НЭЭ не следует, пока существует вероятность повторного торможения электродвигателей с соответствующим понижением напряжения. С другой стороны, когда большинство электродвигателей достигло нормальной скорости вращения, избыточная генерация реактивной мощности ведет к повышенным напряжениям. На основании анализа результатов расчетов, оптимальное напряжение снятия УВ приблизительно равно номинальному напряжению сети, в которой работают ГУ (в выполненных расчетах напряжение на генераторной шине, соответствующее снятию УВ, равно 6 кВ).

Для оценки величины необходимого управления напряжением на фиг. 1 представлен упрощенный вид расчетной схемы энергорайона, в котором расположено промышленное предприятие с источником РГ, в расчетной схеме однотипные ГУ заменены эквивалентными суммарной мощности. Шины бесконечной мощности (ШБМ) отображают все внешние источники эквивалентной неизменной ЭДС за сопротивлением, соответствующим мощности КЗ.

Для выполнения моделирования приняты в качестве основных расчетных вариантов - трехфазные КЗ в разных точках сети, в том числе вблизи генераторной шины.

При моделировании промышленного энергорайона по схеме (фиг. 1) принято электропотребление 20 МВт. Состав нагрузки по потребляемым мощностям: доля синхронных двигателей (СД) в суммарной нагрузке - 10%, доля асинхронных двигателей (АД) - 62%, статическая нагрузка (освещение, печи, сварка и т.п.) - 28%. Параметры эквивалентных АД различаются значениями статического момента сопротивления: M_стат / M_ном = 0,2 (для АД, составляющих 20% их суммарного потребления), 0,4 (70%) и 0,8 (10%) соответственно. Суммарная номинальная мощность работающих ГУ в расчетах варьировалась. Реализация УВ осуществляется на НЭЭ, присоединенный к генераторной шине в точке В (фиг. 1).

В основном варианте по составу нагрузки и при суммарной номинальной мощности ГУ 10 МВт (генераторы в предаварийном режиме загружены на 100%) начальные значения периодических составляющих тока трехфазного КЗ: на шинах А₁ и А₂ - 2,22 кА, Б - 2,31 кА, в точке В - 12,73 кА, мощность КЗ в А₁ и А₂ - 423 МВА.

Основные расчетные возмущения - трехфазные КЗ: в сети 6 кВ - в точке В наиболее сильные и для нагрузки, и для ГУ, и на напряжении 110 кВ в точке Б; рассматриваются КЗ без отключения питающих линий электропередачи, длительность КЗ - 0,18 с; УВ вводится через 30 мс после ликвидации КЗ.

Во всех расчетах самопроизвольные или от действия защит минимального напряжения отключения электроприемников не рассматриваются. В реальных расчетных условиях это иначе, то объемы УВ на отключение части нагрузки необходимо соответственно уменьшать.

Здесь и далее ΔU - повышение напряжения на генераторной шине в момент включения НЭЭ с выдачей заданной реактивной мощности Q_УВ; Δt - время, в течение которого напряжение на генераторной шине ниже U_min = 5,67 кВ (90% от номинального напряжения ГУ, равного 6,3 кВ). На графиках - напряжение U, кВ на шинах; скольжения некоторых АД s, %; мощность, поступающая от НЭЭ, Q_УВ, Мвар; стрелками показано время Δt, в течение которого U < U_min.

Примеры процессов при КЗ в точке В показаны на фиг. 2 а-г: первый процесс - без УВ, три следующих - с использованием одной и той же генерации Q_УВ = 10 Мвар, но с различной продолжительностью УВ после того, как напряжение достигнет 6 кВ.

Можно сделать вывод, что длительность УВ на НЭЭ (фиг. 2 а-г) не оказывает существенного влияния на время Δt, если она не меньше продолжительности самозапуска электродвигателей нагрузки.

Зависимость ΔU (величина мгновенного повышения напряжения в момент введения УВ на НЭЭ, представленная на фиг 2б, от объема УВ (Q_УВ) близка к линейной и почти одинакова для разных составов нагрузки, это иллюстрирует фиг. 3, построенная при P_ГУ = 10 МВт = 50% P_нΣ для случая КЗ в точке В продолжительностью 0,18 с (уменьшена суммарная мощность АД - ремонтный режим нагрузки).

Сокращение - благодаря рассматриваемому объему УВ - времени Δt, в течение которого напряжение на генераторной шине ниже U_min, показано на фиг. 4 (D_двиг - суммарная мощность электродвигателей в составе нагрузки, %). Это сокращение тем более заметно, чем больше располагаемая мощность Q_УВ. Здесь наибольший эффект в отношении Δt получается, когда Q_УВ / P_ГУ ≈ 0,4-0,5; основными параметрами, влияющими на величину Δt, являются относительная мощность P_ГУ / P_нΣ и мощность КЗ на генераторной шине.

Выполняя расчетную проверку эффективности УВ, нужно иметь в виду, что величина Δt, измеренная по графику переходного процесса, зависит от того, как в каждом процессе накладываются изменения напряжения в ходе самозапуска электродвигателей на синхронные качания генераторов. Незначительные изменения в этих компонентах переходного процесса могут создавать заметные изменения Δt. Нелинейности функций Δt=f(Q_УВ), обусловленные указанным обстоятельством, видны на левом графике фиг. 4.

Аналогичные переходные процессы получаются и тогда, когда без УВ самозапуск части двигателей невозможен. Пример такого переходного процесса при P_ГУ / P_нΣ = 50% показан на фиг. 5. При отсутствии УВ группа АД с суммарной мощностью 4 МВт тормозится и останавливается, у второй группы той же мощности процесс самозапуска составляет более 10 с (фиг. 5 а). Ведение УВ на НЭЭ позволяет выбрать величину Q_УВ, достаточную, чтобы восстановление нормальной работы электродвигателей произошло за допустимое время. Последствия трехфазного КЗ длительностью 0,18 с на напряжении 6 кВ с отключением одного из двух трансформаторов 110/6 кВ показаны на фиг. 5 б-г, с разной величиной Q_УВ / P_ГУ.

Зависимость длительности УВ (T_УВ) и израсходованного количества электричества (I_УВ· T_УВ, Ампер-секунды) от величины УВ для схемно-режимных условий, представленных на фиг. 5 б-г, приведена на фиг. 6.

В рассмотренных выше процессах УВ на выдачу реактивной мощности от НЭЭ вводилось после ликвидации КЗ через 30 мс, при этом время отклика НЭЭ для современных устройств составляет ≈ 5 мс. Однако приходится учитывать, что в случаях, когда КЗ происходит вне зоны, контролируемой системой автоматического управления НЭЭ, получение быстрой и надежной информации о его ликвидации вызывает значительные трудности.

В таком случае для фиксации момента возникновения КЗ остается использовать момент начала провала напряжения ниже заданной уставки. Для получения максимального эффекта от реализации УВ, нужно вводить его исходя из минимальной продолжительности КЗ для установленных устройств РЗ и коммутационных аппаратов, но с предварительной расчетной проверкой допустимости коммутации тока КЗ, с учетом тока подпитки от НЭЭ.

На фиг. 7 представлены результаты расчетов необходимых объемов УВ при различных трехфазных КЗ в сети 6 кВ (провалы напряжения - почти до нуля, T_КЗ - до 2 с) в разных точках сети (принято, что КЗ происходят на варьируемых удалениях от генераторной шины и с варьируемой длительностью), при P_ГУ / P_нΣ = 25%. Принято, что НЭЭ реализует УВ в заданном объеме Q_УВ через 0,15°с после возникновения КЗ. Возмущения моделировались согласно схеме (фиг. 1), но в ремонтном ее состоянии, когда отключен один из двух трансформаторов 110/6 кВ и включен секционный выключатель 6 кВ.

Интенсивность КЗ оценивается провалом напряжения на генераторной шине в начале трехфазного КЗ:

ΔU _КЗ.0 = 1 - U_КЗ / U_ном,

где: U_ном = 6,0 кВ, длительность КЗ (T_КЗ).

Процесс считается удовлетворительным, если:

- устройство РЗ ГУ по снижению напряжения не срабатывает ни при КЗ, ни в переходном процессе после ликвидации КЗ (здесь U_min = 90% от 6,3 кВ, выдержка времени 5 с);

- все электроприемники остаются включенными в сеть;

- перерыв в нормальной работе электроприемников не превышает 8 с.

На фиг. 8 представлен переходный процесс для варианта A на фиг. 7, предельно допустимый по управлению напряжением.

Во всех вариантах расчетов плавная регулировка выдачи реактивной мощности НЭЭ не применялась, хотя в некоторых случаях она может быть необходима, но исходя из полученных результатов моделирования, для рассматриваемой задачи она не является обязательной.

В конкретных условиях постановка расчетных задач может изменяться. В основном это относится к алгоритмам работы и параметрам настройки устройств РЗ, алгоритмам управления отключениями и включениями электродвигателей, а также к конкретизации критериев, по которым определяется допустимость переходных процессов для ГУ источников РГ и групп электроприемников.

Основные факторы, от которых зависит необходимость УВ на НЭЭ и их объемы, - это, прежде всего, состав нагрузки энергорайона и результирующая устойчивость электродвигателей переменного тока. Здесь подразумеваются как их собственные параметры, так и сопротивления их связей с мощными внешними источниками, эквивалентная величина которых определяется величиной S_КЗ.

Последнее характеризует фиг. 9 (ИС - исходная схема внешнего электроснабжения энергорайона), где показано, как зависят предельно допустимые длительности трехфазных КЗ в ремонтном схеме от предаварийного значения S_КЗ.

Предельно допустимые длительности трехфазных КЗ определяются из условия сохранения в работе всех ГУ, а также всех электроприемников, с ограничением продолжительности перерыва их нормальной работы величиной 8 с. В выполненных расчетах P_нΣ = 20 МВт (S_н = 21,4 МВА), суммарная величина генерации ГУ источника РГ - 10 МВт.

Представленные графики указывают на то, что при выборе объемов УВ необходимо учитывать, прежде всего, такие схемно-режимные условия, которые соответствуют ремонтной схеме в сети внешнего электроснабжения.

Таким образом, при формировании технических решений по надежному электроснабжению промышленных потребителей в энергорайонах с источниками РГ необходимо учитывать следующие особенности:

- излишние отключения ГУ источников РГ зарубежных заводов-изготовителей действием устройств РЗ при провалах напряжения, без возникновения опасных для ГУ режимов, нередко приводят к нарушениям основного технологического процесса на предприятиях со значительными ущербами. Целесообразно до приобретения ГУ изучать их технические характеристики, алгоритмы работы и параметры настройки устройств РЗ, а также особенности функционирования систем автоматического регулирования (управления), как в нормальных, так и в различных анормальных режимах;

- реализация оптимального набора экономически обоснованных технических решений может позволить существенно снизить количество излишних отключений ГУ при возмущениях с провалами напряжения и правильных действиях устройств РЗ в прилегающей сети;

- результаты расчетов доказывают эффективность применения НЭЭ для расширения области допустимых режимов ГУ, предотвращая их отключения при провалах напряжения, а также нарушение электроснабжения электроприемников потребителей.

Цель изобретения - создание системы управления НЭЭ при провалах напряжения в энергорайоне с источниками распределенной генерации, обеспечивающей надежное электроснабжение и учитывающей особенности нагрузки промышленных потребителей.

Поставленная цель достигается системой управления накопителями электрической энергии для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при провалах напряжения, входящих в электротехнический комплекс, с использованием накопителя на основе аккумуляторных батарей и суперконденсаторов большой мощности, содержащей синхронный генератор, первый трансформатор тока, трансформатор напряжения, накопитель, систему управления, электронный ключ, выпрямитель, управляемый инвертор, фильтр высших гармоник, причем накопитель состоит из двух параллельно соединенных блоков, в первый из которых входит n аккумуляторных батарей, второй блок включает n суперконденсаторов, аккумуляторные батареи первого блока через электронный ключ на входе подключены к системе управления, входы которой соединены с выходами первого трансформатора тока и трансформатора напряжения, вход которого подключен к выводам синхронного генератора, оба блока накопителя подключены через управляемый инвертор и фильтр высших гармоник к выводам синхронного генератора, выход выпрямителя подключен через первый электронный ключ к входу накопителя. Согласно предложения введены (l - 1) синхронных генераторов, (l - 1) трансформаторов тока, причем выходы l синхронных генераторов объединены и образуют генераторную шину, входы l трансформаторов тока подключены к выходам соответствующих синхронных генераторов, а выходы (l - 1) трансформаторов тока, начиная со второго, подключены к входам системы управления, выход системы управления подключен к входу управляемого инвертора, вход выпрямителя подключен к генераторной шине, а генераторная шина подключена к секциям шин подстанции промышленного потребителя, дополнительно система управления имеет два входа соответственно для загрузки результатов имитационного моделирования и для приема информации о режиме функционирования промышленного энергорайона с источниками распределенной генерации.

На фиг. 1 представлена упрощенная расчетная схема промышленного энергорайона с источниками распределенной генерации.

Фиг. 2 иллюстрирует переходные процессы в следующих режимных ситуациях:

а) при КЗ без управляющих воздействий на НЭЭ;

б) при КЗ и снятии управляющих воздействий на НЭЭ без выдержки времени;

в) при КЗ и снятии управляющих воздействий на НЭЭ с выдержкой времени 0,1с;

г) при КЗ и снятии управляющих воздействий на НЭЭ с выдержкой времени 0,2с.

На фиг. 3. приведена зависимость скачка напряжения ΔU от величины управляющего воздействия.

Фиг. 4. представлена зависимость времени Δt, в течение которого напряжение на генераторной шине ниже 90%.

Фиг. 5. Иллюстрирует последствия трехфазного КЗ: а - без УВ на НЭЭ, б-г - УВ на НЭЭ с разной величиной Q_УВ / P_ГУ: б - 100%, в - 50%, г - 20%.

На фиг. 6. приведена зависимость T_УВ и I_УВ· T_УВ от объема УВ на НЭЭ.

Фиг. 7. Характеризует длительности трехфазных КЗ, максимально допустимые в рассматриваемой сети 6 кВ, при отсутствии УВ и при разных величинах Q_УВ.

Фиг. 8. Иллюстрирует переходный процесс при Q_УВ = 5 Мвар, ΔU_КЗ.0 = 0,91, T_КЗ = 0,92 с.

На фиг. 9. Представлены предельно допустимые длительности трехфазных КЗ при разных величинах S_КЗ.

На фиг. 10 приведена структурная схема системы управления НЭЭ для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при провалах напряжения.

Система управления НЭЭ для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при провалах напряжения (фиг. 10) включает: синхронные генераторы 1₁…1_l, трансформаторы тока 2₁…2_l, трансформатор напряжения 3, накопитель 4, систему управления 5, электронный ключ 6, выпрямитель 7, управляемый инвертор 8, фильтр высших гармоник 9.

Компоненты системы управления НЭЭ для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при провалах напряжения (фиг. 10.) соединены следующим образом: аккумуляторные батареи первого блока накопителя 4 через электронный ключ 6 на входе подключены к системе управления 5, входы которой соединены с выходами первого трансформатора тока 2₁ и трансформатора напряжения 3, вход которого подключен к выводам синхронного генератора 1₁, оба блока накопителя 4 подключены через управляемый инвертор 8 и фильтр высших гармоник 9 к выводам синхронного генератора 1₁, выход выпрямителя 7 подключен через электронный ключ 6 к входу накопителя 4. Выходы l синхронных генераторов 1₁…1_l объединены и образуют генераторную шину, входы l трансформаторов тока 2₁…2_l подключены к выходам соответствующих синхронных генераторов 1₁…1_l, а выходы (l - 1) трансформаторов тока, начиная со второго 2₂…2_l, подключены к входам системы управления 5, выход системы управления 5 подключен к входу управляемого инвертора 8, вход выпрямителя 7 подключен к генераторной шине, а генераторная шина подключена к секциям шин подстанции промышленного потребителя, дополнительно система управления 5 имеет два входа соответственно для загрузки результатов имитационного моделирования и для приема информации о режиме функционирования промышленного энергорайона с источниками распределенной генерации.

Система управления НЭЭ для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при провалах напряжения функционирует следующим образом.

Для обеспечения функционирования системы управления НЭЭ для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при провалах напряжения выполняется предварительное имитационное моделирование, целью которого является:

- определение нормальных и аварийных режимов функционирования промышленного энергорайона со снижением напряжения, с учетом возможного проведения ремонтных и эксплуатационных работ;

- выявление режимов, в которых необходимо управление НЭЭ для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации;

- определение объемов управляющих воздействий на НЭЭ по величине реактивной мощности и продолжительности для обеспечения надежного электроснабжения при провалах напряжения.

Таким образом, целью предварительного имитационного моделирования является определение вариантов управления НЭЭ в различных режимах работы промышленного энергорайона. Результаты имитационного моделирования вносятся в память системы управления 5 (фиг. 10) для последующего выбора варианта функционирования системы управления НЭЭ в идентифицированном режиме работы промышленного энергорайона.

Информация о текущем режиме работы энергорайона может поступать в систему управления 5, например, из системы диспетчерско-технологического управления энергорайона (оперативно-информационного комплекса - ОИК), SCADA-системы или систем технологического управления промышленной нагрузки. В состав информация о текущем режиме работы энергорайона могут входить измерения токов и напряжений в узлах, а также данные о положениях коммутационных аппаратов системы внешнего и внутреннего электроснабжения энергорайона, определяющие состояние («отключено»/«в работе») электрооборудования (ГУ источников РГ, линий электропередачи, силовых трансформаторов, электроприемников потребителей и др.).

В каждый момент времени на основе входной информации система управления 5 определяет текущий режим работы энергорайона. Дополнительно по измерениям напряжения на генераторной шине с использованием трансформатора напряжения 3, а также токов с выходов каждого из трансформаторов тока 2₁…2_l, в системе управления 5 определяется мощность, генерируемая каждым из синхронных генераторов 1₁…1_l, и суммарная выработка ГУ источников РГ. Исходя из текущего режима, а также расчетов мощности РГ формируются в системе управления 5 объемы УВ, необходимые для управления НЭЭ с учетом глубины и длительности провалов напряжения.

В случае необходимости выдачи УВ при провале напряжения система управления 5 формирует сигнал на закрытие электронного ключа 6, тем самым отключая выпрямитель 7 от накопителя электрической энергии 4. С учетом необходимого объема генерации реактивной мощности системой управления НЭЭ для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при провалах напряжения с выхода системы управления 5 выдается управляющий сигнал на инвертор 8, который обеспечивает через фильтр высших гармоник выдачу реактивной мощности требуемой величины и длительности.

В режиме, когда не требуется управление НЭЭ для расширения области допустимых режимов ГУ РГ при провалах напряжения, электронный ключ 6 замкнут, и через инвертор 7 осуществляет заряд накопителя электрической энергии 4, а сигналом с выхода системы управления 5 управляемый инвертор 8 закрывается для выдачи реактивной мощности на генераторную шину. Таким образом, при нормальном режиме заряженная аккумуляторная батарея подзаряжается малым током от сети, восполняя потерю емкости в результате саморазряда.

Необходимо отметить, что при отсутствии информации о текущем режиме на входе системы управления 5 возможно упрощенное функционирование системы управления НЭЭ для расширения области допустимых режимов ГУ РГ при провалах напряжения. При этом выдача управляющих сигналов системой управления 5 может осуществляться по измерениям напряжения, реализуемым с использованием трансформатора напряжения 3. При снижении напряжения по амплитуде ниже установленного значения (с учетом уставочных значений используемых ГУ РГ) система управления 5 выдает управляющие сигналы на ключ 6 и инвертор 8. Управляющий сигнал на инвертор 8 с учетом выработки синхронных генераторов 1₁…1_l определяется по величине и длительности провала напряжения, например, на основе зависимостей фиг. 7. При этом также определяются величина и длительность выдачи реактивной мощности с выхода управляемого инвертора 8 через фильтр высших гармоник 9 на генераторную шину.

Следует отметить, что высокое быстродействие предлагаемой системы управления НЭЭ для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при провалах напряжения обеспечивается заблаговременным расчетом управляющих воздействий (объемов и продолжительности) в аварийных режимах, быстрой оценкой параметров текущего режима энергорайона, а также быстрой выдачей управляющих воздействий.

В заключении следует отметить, что предлагаемая система управления накопителями электрической энергии обеспечивает расширение области допустимых режимов ГУ источников РГ, выдачу УВ при возникновении провалов напряжения, препятствует отключению ГУ при снижении напряжения и, тем самым, повышает надежность электроснабжения промышленных потребителей. Таким образом достигается цель изобретения и учитываются особенности промышленных энергорайонов с источниками распределенной генерации.

Изобретение относится к электроэнергетике и может быть применено в промышленных энергорайонах для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при провалах напряжения, возникающих в сетях внешнего и внутреннего электроснабжения 6-220 кВ, для предотвращения излишних отключений генерирующих установок устройствами релейной защиты. Технический результат заключается в повышении надежности электроснабжения за счет учета особенности нагрузки промышленных потребителей. Поставленная задача достигается системой управления накопителями электрической энергии для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при провалах напряжения, включающей синхронные генераторы, трансформаторы тока, трансформатор напряжения, накопитель, систему управления, электронный ключ, выпрямитель, управляемый инвертор, подключенный к системе управления, фильтр высших гармоник. 10 ил.

Система управления накопителями электрической энергии для расширения области допустимых режимов генерирующих установок источников распределенной генерации при провалах напряжения, входящих в электротехнический комплекс, с использованием накопителей на основе аккумуляторных батарей и суперконденсаторов большой мощности, содержащая синхронный генератор, первый трансформатор тока, трансформатор напряжения, накопитель, систему управления, электронный ключ, выпрямитель, управляемый инвертор, фильтр высших гармоник, причем накопитель состоит из двух параллельно соединенных блоков, в первый из которых входит из n аккумуляторных батарей, второй блок включает n суперконденсаторов, аккумуляторные батареи первого блока через электронный ключ на входе подключены к системе управления, входы которой соединены с выходами первого трансформатора тока и трансформатора напряжения, вход которого подключен к выводам синхронного генератора, оба блока накопителя подключены через управляемый инвертор и фильтр высших гармоник к выводам синхронного генератора, выход выпрямителя подключен через электронный ключ к входу накопителя, отличающаяся тем, что введены (l - 1) синхронных генераторов, (l - 1) трансформаторов тока, причем выходы l синхронных генераторов объединены и образуют генераторную шину, входы l трансформаторов тока подключены к выходам соответствующих синхронных генераторов, а выходы (l - 1) трансформаторов тока, начиная со второго, подключены к входам системы управления, выход системы управления подключен к входу управляемого инвертора, вход выпрямителя подключен к генераторной шине, а генераторная шина подключена к секциям шин подстанции промышленного потребителя, дополнительно система управления имеет два входа соответственно для загрузки результатов имитационного моделирования и для приема информации о режиме функционирования промышленного энергорайона с источниками распределенной генерации.