Pages Navigation Menu

ISSN 2227-6017 (ONLINE), ISSN 2303-9868 (PRINT), DOI: 10.18454/IRJ.2227-6017
ПИ № ФС 77 - 51217, 16+

DOI: https://doi.org/10.23670/IRJ.2017.59.048

Скачать PDF ( ) Страницы: 107-112 Выпуск: № 05 (59) Часть 3 () Искать в Google Scholar
Цитировать

Цитировать

Электронная ссылка | Печатная ссылка

Скопируйте отформатированную библиографическую ссылку через буфер обмена или перейдите по одной из ссылок для импорта в Менеджер библиографий.
Свечкарев С. В. СИНХРОНИЗАЦИЯ ВЫДЕЛЕННЫХ РАЙОНОВ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИЕЙ / С. В. Свечкарев, А. С. Васильев, К. Н. Забелин // Международный научно-исследовательский журнал. — 2017. — № 05 (59) Часть 3. — С. 107—112. — URL: https://research-journal.org/technical/sinxronizaciya-vydelennyx-rajonov-energosistemy-s-raspredelennoj-generaciej/ (дата обращения: 24.06.2019. ). doi: 10.23670/IRJ.2017.59.048
Свечкарев С. В. СИНХРОНИЗАЦИЯ ВЫДЕЛЕННЫХ РАЙОНОВ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИЕЙ / С. В. Свечкарев, А. С. Васильев, К. Н. Забелин // Международный научно-исследовательский журнал. — 2017. — № 05 (59) Часть 3. — С. 107—112. doi: 10.23670/IRJ.2017.59.048

Импортировать


СИНХРОНИЗАЦИЯ ВЫДЕЛЕННЫХ РАЙОНОВ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИЕЙ

Свечкарев С.В.1, Васильев А.С.2, Забелин К.Н.3

1ORCID: 0000-0002-7838-2972, Кандидат технических наук, Томский политехнический университет, 2ORCID: 0000-0003-0048-9240, Кандидат технических наук, Томский политехнический университет, 3Общество с ограниченной ответственностью «Энергонефть Томск»

СИНХРОНИЗАЦИЯ ВЫДЕЛЕННЫХ РАЙОНОВ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИЕЙ

Аннотация

Рассмотрены условия обеспечения точной синхронизации выделенного района энергосистемы с распределенной генерацией к питающей сети, с учетом специфики работы предприятий нефтегазовой отрасли. Приведены данные моделирования процессов при различных условиях аварийного отключения энергорайонов от сети. Предложен алгоритм управления энергоблоками газотурбинной станции для обеспечения условий точной синхронизации. Результаты исследований показали, что адаптивное управление настройками автоматических регуляторов частоты и мощности энергоблоков газотурбинной станции позволяют обеспечить условия точной синхронизации выделенного района энергосистемы к питающей сети.

Ключевые слова: послеаварийные режимы, распределенная генерация, синхронизация районов энергосистемы, адаптивное управление, автоматический регулятор частоты и мощности.

Svechkarev S.V.1, Vasiliev A.S.2, Zabelin K.N.3

1ORCID: 0000-0002-7838-2972, PhD in Engineering, Tomsk Polytechnic University, 2ORCID: 0000-0003-0048-9240, PhD in Engineering, Tomsk Polytechnic University, 3Limited Liability Company “Energoneft Tomsk”

SYNCHRONIZATION OF SELECTED AREAS OF ENERGY SYSTEMS WITH DISTRIBUTED GENERATION

Abstract

We have studied the conditions of ensuring accurate synchronization of the allocated area of the energy system with distributed generation to the power grid with regard to the specifics of oil and gas industry operation. The data of processes modeling under various conditions of emergency switching-off of energy areas from a network are given in the paper. An algorithm for controlling power units of a gas turbine station aimed at providing conditions for accurate synchronization are proposed. The results of the research showed that adaptive control of the settings of automatic frequency and power controllers of the power units of a gas turbine station ensures the conditions for exact synchronization of the allocated area of the energy system to the power network.

Keywords: post-emergency modes, distributed generation, synchronization of energy system areas, adaptive control, automatic frequency and power control.

Предприятия нефтегазовой отрасли вносят существенный вклад в развитие промышленности России и наполнение бюджетов всех уровней. В процессе добычи нефти образуется три различных компонента: нефть, вода (закачиваемая обратно в пласт для поддержания пластового давления) и попутный нефтяной газ, транспортировка которого является экономически нецелесообразной, по причине относительно малого его количества и больших энергозатрат на его подготовку. Обычной практикой стало сжигание попутного газа в факелах на месторождениях.

В целях сокращения загрязнения атмосферы и по причине крупных штрафных санкций [1] при сжигании попутного газа стали активно внедряться автономные газотурбинные и газопоршневые электростанции небольшой мощности. Себестоимость единицы энергии данными генерирующими станциями, даже с учетом использования тепловой энергии уходящих газов в котлах превышает стоимость электроэнергии, получаемой по распределительным сетям. Однако наличие собственной генерации в районе большой удаленности от источников мощности позволяет обеспечить потребителей надлежащим уровнем надежности энергоснабжения, что гарантирует непрерывность производственного процесса.

При возникновении аварийной ситуации в сети высокого напряжения (обычно 110 кВ) энргорайон, включающий в себя газотурбинную электростанцию (ГТЭС), переходит в изолированный режим работы. При этом внутри изолированного энергорайона возникают предпосылки к синхронным качаниям, которые обусловлены следующими факторами:

  1. Переход в изолированный режим сопровождается аварийным воздействием, обычно коротким замыканием.
  2. Нагрузка выделенного района и суммарная мощность генерации энергоблоками ГТЭС не совпадают, поэтому при выделении энергорайона появляется избыточная разность моментов, которая приводит к начальному изменению частоты.
  3. Первичные регуляторы частоты энергоблоков ГТЭС отрабатывают изменение частоты с перерегулированием.

Автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) синхронных генераторов и двигателей также могут оказывать существенное влияние на характеристики колебательного процесса [2, С. 3], однако такое влияние возможно только при значительном отклонении уставок АРВ от оптимальных значений.

На рисунках 1–3 представлены графики переходов в изолированный режим работы выделенного энергорайона при различных условиях: с недостатком и избытком генерируемой мощности ГТЭС, а также до аварийным уравновешенным балансом генерируемой и потребляемой мощности.

На рисунках 1–6 приведены следующие обозначения:

а) частота ГТЭС (f): 1 – максимальное значение частоты (fмакс); 2 – минимальное значение частоты (fмин).

б) Активные мощности (P): 3 – активная мощность 4-х из 6-ти генераторов по 4 МВт ГТЭС; 4 – активная мощность 2-х оставшихся генераторов ГТЭС.

в) Напряжение на шинах ГТЭС (U): 5 – размах колебаний напряжения (ΔU);

31-05-2017 12-02-52

Рис. 1 – Переход в автономный режим выделенного энергорайона с недостатком генерируемой мощности ГТЭС

31-05-2017 12-04-01

Рис. 2 – Переход в автономный режим выделенного энергорайона с избытком генерируемой мощности ГТЭС

31-05-2017 12-04-48

Рис. 3 – Переход в автономный режим выделенного энергорайона с уравновешенным балансом генерируемой и потребляемой мощности

Амплитуда синхронных качаний по частоте 31-05-2017 12-05-58 может достигать 3 Гц, а отклонение по напряжению ΔU составляет до 5%.

Наличие синхронных качаний в изолированном энергорайоне не позволяет произвести точную синхронизацию с высоковольтными сетями. Поэтому развитие такой ситуации зачатую приводит к необходимости отключения потребителей, соответственно к значительным финансовым потерям и рискам развития технологических аварий, связанным с добычей и перекачкой нефти.

Таким образом, возникают две задачи:

  1. Предотвратить отключение потребителей.
  2. Снизить уровень или ликвидировать синхронные качания в выделенном энергорайоне и максимально быстро обеспечить условия для точной синхронизации выделенного энергорайона с сетью высокого напряжения.

Анализ синхронных качаний в выделенном энергорайоне показывает, что основное влияние на амплитуду синхронных качаний оказывает первичное автоматическое регулирование частоты энергоблоков, при условии сохранения частотных свойств нагрузки и нормальных настроек АРВ. Однако изменение коэффициентов статизма по отклонению частоты может привести к еще большим амплитудам качаний. Поэтому предлагается следующая методология устранения синхронных качаний:

  1. Предаварийное определение суммарной мощности нагрузки по данным телеизмерений.
  2. Разделение генерируемой мощности ГТЭС на составляющие: условно постоянную (без автоматического первичного регулирования частоты) и условно переменную (с учетом регулирования).
  3. Задание для условно постоянной составляющей основной части генерируемой мощности, при этом условно переменная составляющая должна гарантировано перекрывать возможный диапазон изменения активной мощности нагрузки.
  4. Задание зоны нечувствительности по частоте для автоматических регуляторов частоты вращения условно постоянной составляющей на уровне 1.5%, что обеспечит отсутствие управляющих воздействий в изолированном режиме работы.

Например, суммарная мощность 6-ти энергоблоков ГТЭС по 4 МВт составляет 31-05-2017 12-07-54, а мощность нагрузки изолированного энергорайона 31-05-2017 12-08-12. Доля условно переменной составляющей задается 31-05-2017 12-09-22. Поэтому для двух энергоблоков условно переменной составляющей задается мощность 4 МВт равными частями по 2 МВт, которая позволит снизить и нарастить генерацию от 0 до 8 МВт. 16 МВт условно постоянной части генерации ГТЭС распределяется между 4-мя энергоблоками равномерно по 4 МВт. При выделении такого сбалансированного энергорайона в автономный режим работы синхронные качания быстро затухают (рис. 4). Так же быстро синхронные качания затухают при выделении энергорайона с предаварийным избытком (рис. 5) и дефицитом (рис. 6) генерации ГТЭС.

31-05-2017 12-10-05

Рис. 4 – Переход в автономный режим выделенного энергорайона с уравновешенным балансом генерируемой и потребляемой мощности

31-05-2017 12-11-08

Рис. 5 – Переход в автономный режим выделенного энергорайона с избытком генерируемой мощности ГТЭС

31-05-2017 12-12-02

Рис. 6 – Переход в автономный режим выделенного энергорайона с недостатком генерируемой мощности ГТЭС

Однако в послеаварийном режиме снижается надежность электроснабжения ввиду снижения резервов мощности или ораничения количества запасенного первичного энергоносителя. Более того, резервов мощности в выделенном эрнергорайоне может оказаться недостаточно для покрытия потребления в длительном режиме работы.

Для обеспечения быстрой синхронизации требуется применение автоматических устройств управления, способных надежно привести систему к условиям точной синхронизации [3, С. 1]. Однако на сегодняшний день не существует стандартных решений, что связано, в частности, с подверженностью данного процесса влиянию режимных изменений [3, С. 5].

Таким образом, решается основная задача: потребители не отключаются от сети и создаются условия для обеспечения точной синхронизации выделенного энергорайона с сетью высокого напряжения, которая производится штатными методами, а применение автоматического управления синхронизацией снижается длительность изолированной работы энергорайона при малых резервах первичного энергоносителя.

Список литературы / References

  1. Постановлением Правительства РФ от 08.11.2012 N 1148 (в редакции Постановления Правительства от 17.12.2016 №1381) “Об особенностях исчисления платы за негативное воздействие на окружающую среду при выбросах в атмосферный воздух загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа”.
  2. Свечкарев С. В., Васильев А. С., Рыбакова М. В., Алехин, Р. А. Valov B. Влияние настроек автоматического регулятора возбуждения на динамическую устойчивость энергосистемы / С. В. Свечкарев // Интеллектуальные энергосистемы : труды IV Международного молодёжного форума, 10-14 октября 2016 г., г. Томск в 3 т. / Национальный исследовательский Томский политехнический университет (ТПУ), Энергетический институт (ЭНИН). — 2016. — Т. 3. — [С. 33-37].
  3. Прохоров А. В., Беляев Н. А., Хрущев Ю.В., Васильв А.С. Управление движением по программным траекториям для сетей с распределенной генерацией / А. В. Прохоров // Инновационные технологии умных сетей электроснабжения в Азии / IEEE 2016. — [С. 990-995].

Список литературы на английском языке / References in English

  1. Postanovlenie pravitelstva RF ot 08.11.2012 N 1148 (v redaktsyy Postanovlenija pravitelstva ot 17.12.2016 №1381) “Ob osobennostiakh istchislenija platy za negativnoe vozdejstvie na okruzhajuschuju sredu pri vybrosakh v atmosfernyy vozdukh zagriaznizjuschikh veschestv, obrazujuschihsia pri sgyganii na fakelnykh ustanovkakh i (ili) rasseivanii poputnogo neftianogo gasa” [Governmental decree in RF of 08.11.2012 N 1148 (in the reduction of Governmental decree in RF of 17.12.2016 №1381) “About the particularity of payment calculation for a negative influence on environment during throwing out into the atmosphere of pollutants which are produced under burning in the flare units and/or dispersal of the petroleum gas into the atmosphere”] [in Russian]
  2. Svechkarev, S.V.; Vasiliev, A.S.; Rybakova, M.V.; Alekhin, R.A. Valov, B. Vlijanie nastroek avtomaticheskogo reguliatora vozbuhgdenija na dinamicheskuju ustojchivost energosistemy [An influence of automatic var regulatof tuning on power system dynamic stability] // Intellectualnye energosistemy: Trudy IV Mehgdunarodnogo molodjoghnogo foruma [Smart grid: Treatises of the 4th International youth forum]. – 2016. – Tomsk / Natsyonalnyj issledovatelskij Tomskij Politekhnicheskij universitet (TPU), Energeticheskij institute (ENIN) [National Research Tomsk Polytechnic University (TPU), Institute of Power Engineereng]. – 2016. – V. 3 – P. 33–37 [in Russian]
  3. Prokhorov, A. V.; Belyaev, N. A.; Khrushchev, Yu. V.; Vasiliev, A.S. Application of Programmed Trajectory Motion Control for the Grids Containing Distributed Generation // 2016 IEEE INNOVATIVE SMART GRID TECHNOLOGIES – ASIA (ISGT-ASIA) P. 990-995.

Оставить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

Лимит времени истёк. Пожалуйста, перезагрузите CAPTCHA.