Методы, модели и средства обеспечения динамической устойчивости электротехнических систем непрерывных производств тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.09.03, доктор наук Пупин Валерий Михайлович

• Пупин Валерий Михайлович
• доктор наук
• 2019

Оглавление диссертации доктор наук Пупин Валерий Михайлович

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕСПЕРЕБОЙНОЙ РАБОТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОИЗВОДСТВ И ДВИГАТЕЛЬНОЙ НАГРУЗКИ ПРЕДПРИЯТИЙ ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА, МЕТАЛЛУРГИЧЕСКОЙ И НЕФТЕХИМИЧЕСКОЙ ОТРАСЛЕЙ

1.1. Проблемы надежного электроснабжения и устойчивости двигательной нагрузки нефтехимических предприятий

1.2. Особенности и проблемы обеспечения надежного электроснабжения и устойчивости узлов нагрузки объектов трубопроводного транспорта

1.3. Особенности схем электроснабжения и устойчивости мощных узлов нагрузки металлургических предприятий

1.4. Схемы электроснабжения и проблемы обеспечения надежного электроснабжения для ЭТС с централизованными и автономными источниками

50

1.5. Требования ПУЭ и отраслевых стандартов к работе устройств противоаварийной автоматики ЭТС

1.6. Итоги анализа схем электроснабжения предприятий с учетом собственной генерации, возможных схем связи и режимами работы электродвигателей

2. МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ СИНХРОННЫХ И АСИНХРОННЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ ПРИ РАСЧЕТЕ ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ В УЗЛАХ НАГРУЗКИ

2.1. Допущения, принимаемые при анализе переходных процессов ЭТС с учетом электродвигателей напряжением 6,10 кВ

2.2. Схемы замещения и методы расчета параметров, пусковых характеристик СД

2.3. Уравнения переходных процессов СД и системы коррдинат

2.4. Уравнения переходных процессов асинхронных двигателей

2.5. Разработка метода расчета токов трехфазного КЗ с учетом подпитки от высоковольтных электродвигателей

2.6. Основные уравнения, описывающие переходные процессы в мощных СД, при частотном пуске СД

2.7. Итоги разработки математических моделей и алгоритмов расчета переходных процессов узлов комплексной нагрузки ЭТС

3. МЕТОДЫ РАСЧЕТА СТАТИЧЕСКОЙ И ДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСОВ С КОМБИНИРОВАННЫМИ ИСТОЧНИКАМИ ПИТАНИЯ

3.1. Общие допущения при расчетах установившихся и переходных режимов ЭТС с автономными и централизованными источниками питания

3.2. Метод оценки статической устойчивости ЭТС с замкнутыми контурами сети при раздельной и совместной работе с энергосистемой

3.3. Методы расчета динамической устойчивости ЭТС и оценки провалов напряжения при совместной работе питающей системы и мини-станции

3.4. Итоги разработки методов расчета устойчивости нагрузки при совместной/раздельной работе питающей энергосистемы и собственной генерацией

4. ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ НА КРИТИЧЕСКУЮ ДЛИТЕЛЬНОСТЬ НАГРУЗКИ ПАРАМЕТРОВ ПИТАЮЩЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ И РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА

4.1. Математическая модель ЭТС с подстанциями напряжением 750,500,330,110,35,10 и 6 кВ для исследования глубины и длительностей провалов напряжения при различных видах КЗ

4.2. Оценка влияния на критическую длительность нарушения электроснабжения потребителей КНЭ в сетях 750,500,330,110 кВ

4.3. Оценка влияния на критическую длительность нарушения электроснабжения потребителей питающих автотрансформаторов, состояния шиносоединительных выключателей в энергосистеме

4.4. Исследования ЭТС с собственной генерацией и проверка правильности выбора электрооборудования

4.5. Основные результаты комплексного метода оценки распространения провалов напряжения в электротехнических системах и рекомендации по использованию метода

5. РАЗРАБОТКА ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ ДЛЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ С ПОВЫШЕННЫМИ ТРЕБОВАНИЯМИ К НАДЕЖНОСТИ И БЕСПЕРЕБОЙНОСТИ РАБОТЫ

5.1. Достоинства и недостатки устройств автоматического включения резервного питания потребителей и требования к интеллектуальным устройствам автоматики

5.2. Логическая схема интеллектуального устройства и повышение надежности работы пускового органа быстродействующего АВР

5.3. Модификации интеллектуального БАВР для схем электроснабжения предприятий и снижение времени реакции устройства АВР

5.4. Программный комплекс расчета параметров интеллектуальных супербыстродействующих устройств АВР для РУ, ПС напряжением 0,4; 6; 10; 20; 35 кВ

5.4. Оценка надежности работы интеллектуального устройства БАВР при различных видах КЗ

5.5. Моделирование работы интеллектуального устройства БАВР с использованием различных типов выключателей

5.6. Сравнение результатов работы интеллектуального устройства БАВР с экспериментальными данными

5.7. Основные результаты разработки интеллектуальных устройств автоматики для электротехнических систем непрерывных производств

6. ИССЛЕДОВАНИЕ РЕЖИМОВ РАБОТЫ МОЩНЫХ УЗЛОВ НАГРУЗКИ С УЧЕТОМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 220/110/35 кВ, ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСОВ И ПОТРЕБИТЕЛЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 6 кВ

6.1. Исследования удаленности места КЗ на провалы напряжений в сетях

6.2. Исследование устойчивости потребителей напряжением 6 кВ Узенского энергоузла в существующей и предлагаемой схемах ЭТС

6.3. Исследование режимов работы ПС-110/35/6 «Росташинская» и разработка мероприятий по обеспечению устойчивости потребителей напряжением 6 кВ при КНЭ

6.4. Исследование устойчивости потребителей РНПК в нормальном и аварийном режимах работы Рязанского энергоузла

6.5. Общие итоги исследований устойчивости мощных узлов нагрузки электротехнических систем с учетом обобщенного метода

7. РАЗРАБОТКА РЕШЕНИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСОВ НА ОСНОВЕ ИННОВАЦИОННЫХ РЕШЕНИЙ

7.1. Динамические компенсаторы искажений напряжения: принцип работы, модификации и опыт внедрения

7.2. Разработка технических решений по обеспечению надежной работы электрооборудования ЭТС с собственной генерацией при кратковременных нарушениях в сетях 110 и 6 кВ

7.3. Концепция обеспечения бесперебойной работы электрооборудования РНПК при нарушениях электроснабжения в питающих сетях

7.4. Повышение устойчивости электротехнического комплекса ОЭМК при нарушениях в питающих сетях

7.5. Комплексные решения по обеспечению надежной работы электрооборудования при нарушениях электроснабжения в питающих сетях Узенского энергоузла с учетом роста электрических нагрузок

7.6. Общие итоги предложенных технических решений обеспечения бесперебойной работы электрооборудования электротехнических комплексов и оценка их эффективности

Заключение

Список литературы

Приложение А. Результаты режимов работы ЭТС с собственной генерацией

Приложение Б. Акты внедрения и отзывы

ВВЕДЕНИЕ

В последние 20 лет в связи с широким использованием принципиально новых электроприемников повышаются требования к воздействию провалов напряжения на работу электропотребителей электротехнических систем (ЭТС) [2, 11, 17, 34, 36, 71, 139]. Бесперебойная работа таких электропотребителей возможна при независимости источников питающей сети и достаточном уровнем остаточных напряжений на шинах, как правило, низковольтных потребителей. Для не отключения потребителей необходимо сначала достоверное определение уровней остаточных напряжений в узлах электрической сети (где подключены чувствительные к искажениям напряжения потребители), а затем комплексный обоснованный выбор и внедрение технических решений для защиты потребителей.

Кратковременные нарушениями электроснабжения (КНЭ) в виде провалов и исчезновений напряжения, которые являются следствиями коротких замыканий (КЗ), грозовых повреждений линий часто имеют место в воздушных линиях напряжением 750, 500, 330, 220 и 110 кВ.

Статистика нарушений электроснабжения и остановов производств Оскольского электрометаллургического комбината (ОЭМК) [19, 97] подтвердила снижение надежности энергосистем ФСК ЕЭС, а также то, что остановы на предприятии были связаны с переключениями на подстанциях 750 и 500 кВ.

Освоение новых районов нефтедобычи, рост тарифов на электроэнергию привели к использованию в ЭТС внутризаводского электроснабжения предприятий собственной генерации типа дизель-генераторные установки (ДГУ). ЭТС с комбинированными источниками питания нефтедобывающих предприятий включают ДГУ мощностью до 40 МВт, которые состоят из двух до десяти генераторов собственных нужд, подключенных к сетям среднего (6, 10 кВ) или низкого (380 В) напряжения [14, 20, 42, 74, 124].

Для ЭТС с собственной генерацией важны расчеты напряжений на секциях подстанций, статической и динамической устойчивости приводов, выбор типа и

параметров выключателей, релейной защиты и автоматики (РЗА) как при проектировании, так и при эксплуатации систем электроснабжения. Ввиду значительного ущерба от остановов производств, необходимость в методе определения результирующей устойчивости ЭТС с собственной генерацией при возможных режимах работы электрооборудования является основой для построения и проектирования комплекса [14, 15, 42, 89]. При проектировании и эксплуатации ЭТС с собственной генерацией на шинах секций генераторного (ГРУ) и закрытого (ЗРУ) распределительного устройства необходимо обеспечить параметры качества электрической энергии в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013, т.е. исключить отключения потребителей. Совместная эксплуатация ЭТС с собственной генерацией и питающей энергосистемы требует разработки новых методов расчета динамической устойчивости электродвигателей ЭТС, а также генераторов станций [14, 20, 42, 74, 89, 124].

В ЭТС с собственной генерацией появляются замкнутые контура, поэтому для ЭТС необходимо разработать методы и математические модели для проведения многочисленных расчетно-экспериментальных исследований с учетом сложностей, обозначенных выше, возможных сочетаний включенного оборудования и потребителей внутризаводской сети как при раздельной, так и при параллельной работе собственной генерации и системы. Расчеты устойчивости ЭТС предназначены для обеспечения непрерывности технологических процессов, повышения уровней остаточных напряжений на шинах распределительных устройств 6, 10 кВ предприятий при КНЭ в энергосистеме, отключениях и переключениях на подстанциях с напряжением 750, 500, 330 кВ.

При эксплуатации мощных компрессорных станций (КС) с синхронным двигателями (СД) для привода газоперекачивающих агрегатов (ГПА) наблюдается нарушение непрерывности технологических режимов работы станции при несимметричных нарушениях нормального электроснабжения. Такие нарушения приводят к отключению электродвигателей (ЭД) приводов ГПА, вспомогательных механизмов и, как следствие, к нарушению технологического процесса перекачки

газа [9, 11, 16, 25, 37, 55, 75]. При повторном запуске мощных ЭД возникают большие пусковые токи, что приводит к сокращению срока службы электрооборудования, возможным ремонтам агрегатов и нежелательно для питающей энергосистемы.

Для обеспечения надежного электроснабжения ответственных потребителей, получающих электропитание от двух независимых источников, используют средства автоматического включения резервного питания (АВР) [3, 7, 8, 18, 25, 27, 36]. Используемые устройства АВР на распределительных устройствах (РУ) напряжением 6, 10 кВ предприятий имеют следующие недостатки: работают только при трехфазных коротких замыканиях; ложно срабатывают для ЭТС с несколькими подстанциями (ПС), РУ напряжением 6, 10 кВ [3, 7, 8, 10, 13], к которым подключены высоковольтные СД и АД; имеют время восстановления после срабатывания около 5 минут; не способны отработать при частых КНЭ в течение 2 минут. Из-за этого устройства АВР на РУ напряжением 6, 10 кВ часто выводят из работы, т.к. при времени АВР более 1,5 секунды происходят разрывы трубопроводов. Поэтому предлагаем внедрять устройства быстродействующего АВР (БАВР), работа которых исключает повторные запуски ЭД, сохраняет непрерывность технологических процессов, позволят изменить электрическую схему ЭТС КС (исключить реакторы [93, 94] при использовании тиристорных пусковых устройств), обеспечивает сокращение эксплуатационных расходов КС.

Для ЭТС с собственной генерацией возможны такие режимы работы:

- параллельная работа с энергосистемой и выдача части мощности в систему;

- параллельная работы с энергосистемой без выдачи мощности в систему, при этом нагрузка предприятия получает электроснабжение как от собственной генерации, так и от системы;

- автономный режим.

Для обеспечения устойчивости генераторов мини-ТЭС в настоящее время предложено использовать быстродействующие дифференциальные или логические защиты [3, 10, 40, 53], специальную делительную автоматику, которая способна

отключать генераторы мини-ТЭС от системы в режимах избытка мощности, КЗ в системе и отключении трансформатора [14, 15, 42, 113, 118, 119, 138, 144, 149, 50].

При использовании собственной генерации на предприятиях необходимо:

- разработать методы исследования и анализа режимов работы ЭТС при совместной и раздельной работе источников в установившихся (для исходной и ремонтных схем), аварийных и послеаварийных режимах, включая работу мини-станции в автономном режиме;

- обеспечить расчеты и анализ ЭТС с учетом внешней и внутризаводской сети предприятия, главной электрической схемы питающей энергосистемы, собственных нужд ТЭС и собственной генерации;

- выполнить анализ статической и динамической устойчивости ЭТС;

- выдать технически обоснованные решения по схемам работы собственной генерации и централизованных источников, при которых обеспечивается устойчивость СД, АД и генераторов ЭТС;

- рассчитать параметры уставок РЗА для возможных режимов работы ЭТС и собственной генерации с учётом схем внешнего и внутриплощадочного электроснабжения, связей подстанций ЭТС и ГРУ;

- оценить перетоки мощности по ветвям ЭТС при работе существующей автоматики, длительности работы устройства БАВР; работы РЗА с целью исключения очередей самозапуска электродвигателей, остановов производства.

Для систем с собственной генерацией, как отмечено в работах [14, 15, 124, 133], предлагались решения, которые приводили к ошибкам в работе ЭТС, ввиду отсутствия расчета и анализа режимов работы энергосистемы и проектируемой станции, выбора электрооборудования. Так, «собственная генерация на базе ДГУ с двигателями внутреннего сгорания и стандартной автоматикой поддержания режима, часто работала ошибочно при параллельной работе ДГУ с энергосистемой» [14, 15, рис. В.1].

Энергосистема ПОкБ

Т т Г

ППТ

1П

Э н е р гос и сте ма^ ПОкВ

Электростанция

Автоматика полдержиьает

Электростанция

Автоматика увеличивает частоту/> 0? - отключается1^ 10 кВ| -О-

Р=0 ;

а)

б)

Рисунок В.1 - Схемные решения зарубежной автоматики в режимах параллельной работы собственной генерации и энергосистемы

«При параллельной работе ДГУ с энергосистемой первичные регуляторы частоты вращения генератора обычно выводятся из действия (так как в РФ считается, что частоту поддерживает энергосистема), а автоматика режимного управления поддерживает заданное значение обменной мощности, воздействуя на подачу топлива в агрегаты ДГУ» [14, 15]. При таком регулировании работой ЭТС возможны «нарушения динамической устойчивости при близких КЗ (рис. В.1, а); а когда регулятор частоты вращения введен в работу (рис. В.1, б), а генератор мини-ТЭС остается в синхронизме с энергосистемой, совершая один асинхронный проворот, что ухудшает устойчивость параллельной работы собственной генерации и энергосистемы» [14, 15].

Для ЭТС с собственной генерацией существующие методы расчета переходных процессов и устойчивости [2, 14-16, 21, 22, 24, 26, 51, 54] требуют доработки в части описания СД и АД своей системой уравнений; учета замкнутых контуров во внутризаводской сети; оценки влияния параметров режима генераторов на совместную работу с ЭТС; расчета параметров напряжений на каждой подстанции при КНЭ в распределительной сети для оценки оппрокидывания АД

напряжением 380 В, возможных отключений АД с преобразователями напряжения и частоты в цепях питания [65, 80, 91, 96, 116, 130].

Проектирование ЭТС предприятий требует расчета всех возможных режимов работы ЭТС, т.к. предлагаемые западные однолинейные схемы (см. рис. В.2) часто не соответствуют требованиям ПУЭ в части возможных нарушений в сетях [14-15, 40, 60, 89, 113]. При этом анализ их проектов электроснабжения показал упрощенный подход к расчету релейных защит, противоаварийной автоматики и выбора уставок РЗА [14-15, 40, 41, 51, 52, 66].

Р7П-Ш

I __ ¡¡.' яячг№ К жге.'н»'

ком ШШ

Рисунок В.2 - Однолинейная схема электроснабжения станции аэрации согласно австрийского проекта

Несогласованное действие РЗА, внедрение зарубежных схем ЭТС (см. рис. В2) может приводить к останову технологического оборудования при посадках напряжения в питающей энергосистеме, аварийным выбросам продуктов, повторным перезапускам электродвивгателей (ЭД). Поэтому разработка

однолинейных схем подстанций, выбор устройств РЗА важны для предотвращения отключений технологических процессов при КННЭ.

Существующие методы расчета переходных процессов ЭТС для режимов выбега на КЗ и свободного выбега [3, 12, 17-18, 25, 26, 40, 54, 66] не позволяют рассчитать временные зависимости мощностей, токов, напряжений для каждой подстанции ЭТС напряжением до 1кВ, 6, 10, 20, 35 кВ, так как электродвигательную нагрузку эквивалентируют, что сказывается на точности расчетов параметров режима [30, 95].

По статистическим данным аварийных режимов ЭТС предприятий [1, 9, 24, 25, 54, 55, 63] известно, что 40-80% аварийных отключений оборудования вызваны КНЭ в системе внешнего электроснабжения. Переходные процессы, происходящие в энергосистемах при разных видах КЗ, по разному влияют на устойчивость электродвигательных агрегатов [2, 9, 49-51, 54, 68, 86, 123, 130, 136, 142], а поэтому точность расчетов токов КЗ в возможны режимах работы ЭТС (от генераторов и/или от энергосистемы) являются важными для обоснованного выбора уставок РЗА.

Известно, что высоковольтная нагрузка ЭТС очистных сооружений составляет порядка 70% общей нагрузки, а потребители особой категории включают турбовоздуходувные агрегаты мощностью до 1600 кВт, которые обеспечивают жизнедеятельность анаэробных бактерий, используемых в процессе очистки сточных вод. Состав электроприводов включает: «насосы смазки и охлаждения турбовоздуходувных агрегатов; насосы перекачки сточных вод; вентиляторы; компрессоры, установки механической очистки, обезвоживания и обеззараживания осадка» [61]. Для привода вспомогательных механизмов (насосы, нагнетатели) используются АД напряжением 380 В и мощностью от 5 до 160 кВт.

При выполнении работы я опирался на результаты исследований отечественных и зарубежных ученых, внесших вклад в вопросы повышения устойчивости работы систем промышленного электроснабжения (СПЭ) с СД и АД Б.Н. Абрамовича, В.А. Веникова, С.И. Гамазина, Ю.Е. Гуревича, М.С. Ершова, А.В. Егорова, Л.С. Линдорфа, Г.В. Меркурьева, М.И. Слодаржа, Э.П. Слизского, И.А. Сыромятникова, А.К. Черновца, R.E. Brown, B. Kroposki, A.Vaughn и др.

Неоценимый вклад при разработке устройств АВР и их использовании в системах электроснабжения с двигательной нагрузкой внесли ученые и видные специалисты: В.А. Андреев, А.Б. Барзам, А.В. Беляев, А.А. Галицын, С.И. Гамазин, Б.А. Коробейников, Ю.Я. Лямец, В.И. Нагай, И.Л. Небрат, Н.И. Овчаренко, В.Ф. Сивокобыленко, М.А. Шабад и др.

Известные работы по теме диссертации [3, 12, 24, 51, 54, 59, 62, 76, 86] не имеют комплексного метода и алгоритмов работы многомашинных ЭТС, содержащих десятки ПС, РУ и собственную генерацию при наличии замкнутых контуров в системах электроснабжения. При наличии комбинированных источников питания ЭТС (автономных станций и питающей энергосистемы) обеспечение условий их раздельной/параллельной работы и определяет актуальность темы диссертационной работы. О масштабах таких исследований возможных режимов работы ЭТС свидетельствует объем требуемого математического обеспечения и используемых методов решения систем дифференциальных и нелинейных уравнений. Так, ЭТС Казаньоргсинтез содержит 80 синхронных двигателей, 134 асинхронных двигателя и 93 секции РУ; Рязанская нефтеперерабатывающая компания (РНПК) - 66 синхронных двигателей, 172 асинхронных двигателя и 36 секций РУ; ОЭМК - 26 синхронных двигателей, 137 асинхронных двигателя и 77 секций РУ. Все это в зависимости от степени описания их дифференциальными уравнениями приведет к необходимости решения системы из более 800 уравнений. Погрешность математической модели всей ЭТС зависит от точности математических моделей элементов, входящих в систему электроснабжения (учета СД и АД и генераторов (СГ) электрических станций), степени описания переходных процессов в двигателях и генераторах дифференциальными уравнениями, методах расчетах электромагнитных и электромеханических процессов на этапах выбега на короткое замыкание, выбега после устранения КЗ и самозапуска электродвигательной нагрузки.

Целью работы является: а) разработка новых методов и средств ограничения кратковременных нарушений электроснабжения для электротехнических систем непрерывных производств при совместной/автономной работе комбинированных

источников (включая собственную генерацию), наличия замкнутых контуров и большого числа узлов промышленной нагрузки на основании достоверного определения параметров провалов напряжения, критических длительностей нарушения электроснабжения; б) исследование влияния на устойчивость ЭТС насосных (компрессорных) станций предприятий вида, места и длительности короткого замыкания, соотношения синхронной и асинхронной нагрузки в узле комплексной нагрузки ЭТС; алгоритма работы нового устройства быстродействующего АВР; в) определение возможных режимов работы энергосистемы и собственной генерации за счет изменений схем генераторного и распределительного устройств и их соединений; д) разработка методов расчета статической и динамической устойчивости при совместной/автономной работе источников питания. Реализация поставленных целей требует решения следующих задач исследования:

1. Разработать метод и программу определения остаточных уровней напряжений в узлах комплексной нагрузки напряжением 35, 10, 6 и 0,4 кВ, которая учитывает изменения структуры и конфигурации ЭТС, режимы работы электродвигательной нагрузки; описывает каждый синхронный и асинхронный двигатель своей системой дифференциальных уравнений и учитывает изменения параметров двигателей и генераторов в функции угловой частоты вращения.

2. Разработать обобщенный метод и математические модели по расчету установившихся и переходных режимов работы ЭТС с несколькими источниками питания (часть из которых собственная генерация) и сложно замкнутой схемой внутризаводских сетей.

3. Установить характер и параметры узлов комплексной нагрузки при воздействии кратковременных нарушений электроснабжения, как со стороны питающей энергосистемы, так и внутризаводской электрической сети.

4. Проанализировать влияние схем, состава и типа электродвигательной нагрузки, параметров и режимов электрических сетей, энергосистемы на характеристики КННЭ в узлах нагрузки и разработать требования к устройствам

обеспечения устойчивости нагрузки.

5. Разработать математическую модель и программный комплекс расчета параметров режима узлов нагрузки, СД (включая учет систем возбуждения) и АД для исследований различных видов коротких замыканий, удаленности их от ГПП предприятий, длительности КЗ, на работу устройства БАВР (напряжением 0,4; 6; 10; 20; 35 кВ) с органом угла максимальной чувствительности.

6. Разработать и реализовать способы и средства уменьшения глубины и длительности провалов напряжения для узлов нагрузки с чувствительным к провалам напряжения электрооборудованием.

7. Разработать системный подход к выбору способов и средств повышения устойчивости комплексной нагрузки и обеспечению непрерывности технологического процесса при кратковременных нарушениях в питающих сетях.

8. Осуществить масштабное промышленное внедрение результатов исследований, разработанных технических решений.

Объектом исследования являются электротехнические комплексы предприятий с комбинированным составом источников питания, повышенными требованиями к бесперебойности электроснабжения при провалах и отключениях напряжения в питающих и распределительных сетях.

Предметом исследования являются устойчивость электрической нагрузки напряжением до 1 кВ, 6, 10 кВ, способы и средства ее повышения для предприятий с непрерывными технологическими процессами в условиях наличия собственной генерации и большого числа подстанций напряжением 110, 35, 10 и 6 кВ с различным составом электрической нагрузки в узлах.

Методы исследования. Для решения поставленных задач использовались теория электрических машин и электропривода, математического и численного моделирования режимов работы электротехнических систем предприятий.

Научная новизна. Созданы научно обоснованные методы исключения влияния провалов и отключений напряжения в питающих и распределительных сетях предприятий с собственной генерацией на режимы работы и устойчивость

электрооборудования, обеспечения бесперебойной работы непрерывных производств.

Новизна выполненной работы определяется следующими положениями:

1. Разработаны методы исследования устойчивости электротехнических систем с большим числом подстанций напряжением 110, 35, 10 и 6 кВ, комбинированном составе источников питания (наличии собственной генерации), учетом замкнутых контуров, изменений структуры и конфигурации сети, моделированием каждого синхронного, асинхронного двигателя и генератора своей системой дифференциальных уравнений, учетом изменения параметров двигателей и генераторов в функции угловой частоты вращения, что позволяет достоверно определить остаточные напряжения в узлах комплексной нагрузки напряжением 35; 10; 6 и 0,4 кВ.

2. Разработан обобщенный метод, математические модели по расчету нормальных, аварийных и послеаварийных режимов работы ЭТС с комбинированными источниками питания (часть из которых собственная генерация) и сложно замкнутой схемой внутризаводских сетей.

3. Разработан метод расчета ЭТС в составе нескольких энергосистем и автономного многоагрегатного источника питания, который учитывает замкнутые контура в распределительной сети внутреннего электроснабжения, осуществляет контроль углов ЭДС генераторов, синхронных и асинхронных двигателей относительно ЭДС балансирующего узла и использует геометрическое сложение токов подпитки от двигателей для повышения точности расчетов устойчивости ЭТС, обоснованного выбора параметров релейной защиты и автоматики.

4. Разработаны математическая модель и программный комплекс расчетов переходных процессов ЭТС при зависимых внешних питающих центрах энергосистемы напряжением 110 и 220 кВ, а также предложено устройство БАВР, которое с помощью ввода от внешних защит, особого органа направления мощности (тока) и угла максимальной чувствительности, способно сохранить в работе электродвигательную нагрузку при любых видах коротких замыканий.

5. Для электротехнических систем с централизованными и автономным многоагрегатным источником питания обоснованы новые требования и разработаны устройства БАВР, обеспечивающие бесперебойную работу потребителей ЭТС при любых КЗ в питающих сетях.

6. Разработан метод расчета частотного пуска мощных СД, позволяющий проводить анализ статических и динамических характеристик системы «преобразователь частоты-СД» в переходных и установившихся режимах.

Реализация результатов работы

Выполнен анализ и предложены комплексные решения по обеспечению устойчивости Казаньоргсинтез, РНПК, ОЭМК, Ноябрьскгаздобыча, КС «Лукояновская», Самолотлорского, Узенского энергоузлов, Томскнефтехим, Оренбургнефти. Комплексы БАВР напряжением 6, 10, 35 кВ внедрены на предприятиях Газпром, Газпромнефть, Балтика, Башнефть, Иркутская нефтяная компания, ЕвроХим, Казтрансойл, Казмунайгаз, Лукойл, МОЭК, НК «Роснефть», РУСАЛ, Татнефть, ТААС Юрях НГД, Таркосаленефтегаз, ТНК ВР, Томскнефть, Транснефть, Сургутнефтегаз, СУЭК, ЯТЭК для обеспечения надежной работы приводов перекачивающих и погружных насосов, компрессоров и других механизмов при кратковременных нарушениях электроснабжения в питающих сетях.

Основные положения, выносимые на защиту

1. Метод и программа определения остаточных уровней напряжения в узлах комплексной нагрузки напряжением 35, 10, 6 и 0,4 кВ с учетом изменения структуры и конфигурации ЭТС, режимов работы электродвигательной нагрузки на основе учета каждого синхронного двигателя или генератора своей системой из пяти, а асинхронного двигателя из трех дифференциальных уравнений, в которых учитываются изменения параметров двигателей, генераторов в функции угловой частоты вращения.

2. Обобщенный метод и математические модели по расчету нормальных, аварийных и послеаварийных режимов работы электротехнических систем со

сложнозамкнутой схемой внутризаводских сетей, наличием собственной генерации, мощных узлов электродвигательной нагрузки, в котором повышена точность расчетов устойчивости ЭТС и выбор уставок РЗА.

3. Обоснование необходимости учета в математической модели выбега на короткое замыкание углов ЭДС генераторов, синхронных и асинхронных двигателей относительно ЭДС балансирующего узла и геометрическое сложение токов подпитки от двигателей с целью повышения точности расчетов результирующей устойчивости для режимов выбега на КЗ в сетях 110 - 6 кВ предприятий, исключения выбора оборудования с завышенными параметрами.

4. Новые требования к устройствам БАВР для исключения остановов в работе электродвигательной нагрузки систем транспорта нефти и газа, насосных станций при симметричных и частых несимметричных коротких замыканиях в сетях энергосистемы и сложнозамкнутой внутризаводской электрической сети.

5. Математическая модель и программный комплекс моделирования работы ЭТС при зависимых внешних источниках энергосистемы напряжением 110 и 220 кВ, а также разработанные устройства БАВР, которые с помощью особого органа направления мощности, угла максимальной чувствительности, ввода от внешних защит, способны сохранить в работе электродвигательную нагрузку на секциях РУ 6 (10) кВ и частотнорегулируемые привода при воздействии разных по типу и месту возникновения КНЭ и переменного состава электродвигателей.

6. Системный подход к повышению устойчивости электрической нагрузки предприятий, обеспечению непрерывности технологического процесса, выбору способов и средств уменьшения глубины и длительности провалов напряжения во внутризаводских электрических сетях с чувствительным к провалам напряжения электрооборудованием.

7. Метод расчета частотного пуска мощных СД, позволяющий проводить анализ статических и динамических характеристик системы «преобразователь частоты-СД» в переходных и установившихся режимах.

8. Алгоритмы работы интеллектуальных устройств автоматики БАВР 072,

которые построенное на комбинированном органе, включающем в себя средства контроля значений напряжения, угла, направления мощности и значения тока Umin, Umax, ^12, %P, Imin, Imax с выходными силовыми ключами, которые отличаются надежными алгоритмами работы режимов АВР, ВНР, позволяют учитывать возможные варианты электроснабжения в нормальных и ремонтных режимах при наличии двух вводов на каждую секцию РУ, а также собственной генерации.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методы, модели и средства обеспечения динамической устойчивости электротехнических систем непрерывных производств»

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на: V'Всероссийском семинаре «Энергосбережение, сертификация и лицензирование в энергетике» (г. Чебоксары, 1999 г.); Российском национальном симпозиуме по энергетике (г. Казань, 2001 г.); юбилейной научно-технической конференции преподавателей Чувашского госуниверситета (г. Чебоксары, 1997 г.); Всероссийской конференции «Практика эффективной организации энергоснабжения металлургических предприятий в условиях реструктуризации» (г. Москва, 2006 г.); Всероссийской научно-технической конференции «Электроэнергия: от получения и распределения до эффективного использования» (г. Томск, 2006 г.); Всероссийской конференции «Практика эффективной организации энергоснабжения металлургических предприятий в условиях реструктуризации» (г. Москва, 2006 г.); Международной выставке-семинаре «Электрические сети России - ЛЭП-2006» (г. Москва, 2006 г.); 6-ом Международном трубопроводном форуме «Трубопроводный транспорт - 2007» (г. Москва, 2007 г.); Международной выставке-семинаре «Электрические сети России - ЛЭП-2007», раздел: «Снижение аварийности и повышение надежности передачи электроэнергии» (г. Москва, 2007 г.); конференции «Эффективность электрохозяйства потребителей металлургических предприятий в условиях реструктуризации энергетики» (г. Москва, 2007 г.); совещании экспертной группы по энергетике ОАО «ТНК-ВР» (г. Бузулук, 2008 г.; международной научной конференции «Путь инноваций и новые технологии в газовой промышленности» INN0TECH-2008 (г. Москва, ВНИИГАЗ, 2008 г.); Всероссийском научно-практическом семинаре «Энергоэффективность и энергобезопасность на предприятиях

промышленности и жилищно-коммунального хозяйства» (г.Салават, 2010 г.); международной специализированной выставке «Сургутнефтегаз-2010» (г. Сургут, 2010 г.); международной конференции "Радиотехника, электротехника и энергетика" (г. Томск, 2011 г.); международной научно-технической конференции «Энергоэффективность и энергобезопасность производственных процессов» (г. Тольятти, 2012 г.); НТС «Технические решения для повышения надежности электроснабжения», (г. Самара, 2012 г.); семинаре «Технические решения для повышения надежности электроснабжения» (г. Оренбург, 2012 г.); международной выставке-форуме «ВэйстТэк-2013» (г. Москва, 2013 г.); НТС «Технические решения для повышения надежности электроснабжения» (г. Омск, 2013, 2018 г.); НТС «Инновационные технические решения в энергетике» (г. Сургут, 2018 г.); научных семинарах кафедры электроснабжения промышленных предприятий Чувашского государственного университета им. И.Н. Ульянова, кафедры электроснабжения промышленных предприятий Московского энергетического института, теоретической электротехники и электрификации нефтяной и газовой промышленности РГУНГ им. И.М. Губкина.

Публикации. По теме диссертации опубликовано свыше 50 печатных работ, в том числе двадцать семь в журналах, рекомендованных ВАК, получено 3 патента и 3 авторских свидетельства на программное обеспечение.

Структура и объем работы. Диссертация содержит введение, 7 глав, заключение, 2 приложения и список литературы из 166 наименований.

1. ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕСПЕРЕБОЙНОЙ РАБОТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОИЗВОДСТВ И ДВИГАТЕЛЬНОЙ НАГРУЗКИ ПРЕДПРИЯТИЙ ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА, МЕТАЛЛУРГИЧЕСКОЙ И НЕФТЕХИМИЧЕСКОЙ ОТРАСЛЕЙ

Определяющую роль в развитии валового внутреннего продукта страны играют базовые отрасли индустрии, как металлургия, нефте- и газодобыча, нефте-и газопереработка, нефтехимия и электроэнергетика. Так, число двигателей на крупном металлургическом комбинате достигает 105[70]. Увеличение добычи нефти и газа и транспортировка их на значительные расстояния, внедрение кислородного дутья в металлургии, увеличение частотно-регулируемых приводов механизмов, ввод в эксплуатацию мощных доменных печей (табл. 1.1) требуют обеспечения устойчивой работы двигательной нагрузки ЭТС [2, 19, 54, 69, 78, 93, 116, 123, 137, 144, 149]. Увеличение «производительности основных металлургических агрегатов, повышение качества выплавляемого металла привели к росту мощности кислородного производства Новолипецкого металлургического комбината, использованию для привода компрессоров К-3000 СД типа ТДС-20000» [89]. В черной металлургии в цехах компрессии воздуха используются свыше 160 компрессоров К-1500 с приводом от СД мощности до 12500 кВт и около 30 компрессоров К-3000 с паротурбинным приводом и приводом от ТДС-20000.

Таблица 1.1 - Мощности современных металлургических предприятий

№ Потребитель электроэнергии Мощность

1 Крупные металлургические комбинаты 30СН700 МВт

2 Комплекс доменной печи объемом 5000 м3 50МВА

3 Коксохимическое производство 60 МВА

4 Конверторный цех с широкополосым станом горячего проката 250 МВА

5 Конверторный цех с широкополосым станом холодного проката 150 МВА

6 Современная электролизная серия 150-185 МВА

7 Двигатели кислородных турбокомпрессоров 20-40 МВт

Устойчивость работы электродвигательной нагрузки систем промышленного электроснабжения во многом зависит от правильного и полного учета возникающих в них переходных процессов. Следует отметить, что вопросы

статической и динамической устойчивости параллельной работы электроэнергетических систем изучены основательно в работах [21, 22, 51, 54, 76, 77].

Статическая и результирующая устойчивость многомашинных СЭС в связи с ростом единичной и суммарной мощностей нагрузки промышленных предприятий, отдельных агрегатов для отраслей промышленности, в которых кратковременные провалы и отключения напряжения способны остановить сложный и непрерывный технологический процесс, вызвать останов производства, после которого выход на выпуск продукции требуемого качества займет до недели работы производства, а также привести к другим нежелательным последствиям, актуальна [2, 19, 54, 123, 137, 144, 149].

Применение СД серии ТДС требовало решения сложных вопросов пуска и регулирования частоты вращения двигателей [5-6, 100, 126, 131, 132]. Основные особенности процессов пуска СД наиболее подробно рассмотрены в [12, 21, 22, 26, 126, 132]. Расчетное определение условий пуска мощных СД является существенным этапом при проектировании систем промышленного электроснабжения, когда осуществляется выбор схем пуска двигателя, оценка нагрева обмоток пусковыми токами и последствий пуска на другие потребители электрической энергии. Выбор режимов работы таких СД может быть сделан на основе анализа переходных процессов. СД с массивным гладким ротором, к которым относятся двигатели СТД, СТДП, СТДМ и ТДС, имеют систему демпферных контуров, распределенную по всей бочке ротора, что значительно улучшает пусковые характеристики, но ведет к усложнению расчета параметров и характеристик двигателя [6, 12, 29, 100, 126, 140]. Двигательная нагрузка нефтеперекачивающих и газокомпрессорных станций включает СД единичной мощностью 4000, 6300 и 12500 кВт. Для двигателей «свыше 12,5 МВт используют тиристорные пусковые устройства или частотно-регулируемый привод» [57, 68, 80, 131, 132]. Возросшие требования к двигателям со стороны системы электроснабжения, рабочих механизмов, технологического процесса, необходимость

определения «условий успешного пуска мощных СД и АД требуют определения таких расчетных параметров, которые соответствуют реальным характеристикам и процессам в СД и АД. Знание параметров схемы замещения и характеристик СД необходимо для выбора мощности пусковых тиристорных устройств (ПТУС), законов управления процессом пуска» [89].

В системах электроснабжения получил распространение режим раздельной работы секций распределительного устройства напряжением 6, 10 кВ (рис. 1.1).

ИО-2.30 кВ__

\

__^ 1 в, а . К В

I 1 1' 1 У ± АВР 1 Д, Л

®

®

Рисунок 1.1 - Схема электроснабжения промышленной подстанции

Секционный выключатель В5 в нормальном режиме отключен и имеет устройство автоматического ввода резерва (АВР). Выключатели В1 и В2 у шин подстанции энергосистемы имеют автоматическое повторное включение (АПВ). При коротком замыкании в цепи питания СД (узлы К1, К2, К3) происходит нарушение синхронной динамической устойчивости двигателей, что является причиной сбоя или прекращения непрерывных технологических процессов.

В работах Кудрина Б.И. приведены зависимости убытков от времени перерыва питания для металлургических производств, которые существенны при

кратковременных нарушениях электроснабжения длительностью до 1,5 с и велики при перерывах в несколько минут [79, 83].

Полностью устранить нарушения электроснабжения не представляется возможным. Эффективным мероприятием, позволяющим повысить устой-чивость двигательной нагрузки систем промышленного электроснабжения (СПЭ), является восстановление электроснабжения потребителей электрической энергии с помощью АВР, действия которой обеспечивают отключение поврежденных участков, но не всегда могут сохранить непрерывным технологический процесс [7, 9, 11, 18, 25, 35, 37, 49, 50, 53]. Последнее определяется возможностью обеспечения успешного самозапуска двигательной нагрузки при кратковременных перерывах электроснабжения. Из практики известно, что на многих предприятиях и подстанциях существующие схемы АВР выводятся из работы только из-за наличия СД [7, 11, 40, 62, 80, 127].

Анализу же результирующей устойчивости двигательной нагрузки при КНЭ путем расчетно-экспериментальных исследований ЭТС промышленных предприятий с учетом от питающей энергосистемы до потребителей напряжением до 1кВ не уделяется достаточно внимания [67, 88]. В настоящее время при расчетах самозапуска и устойчивости используют упрощенные методы и программы [56, 60, 75, 80, 113, 116, 155-161], когда об успешности самозапуска двигательной нагрузки судят по превышению вращающего момента над моментом сопротивления приводимого механизма на 10%. Методы не позволяют оценить влияние двигателей, подключенных ко второй секции, на работу двигателей первой секции, не учитывают зависимость параметров СД и АД с короткозамкнутым ротором от частоты вращения. При расчете начальной частоты вращения двигателей исходят из линейной зависимости потери частоты вращения во времени, что справедливо при перерывах электроснабжения не более 1,0 с. Мы предлагаем решать задачи расчета «устойчивости нагрузки ЭТС при кратковременных провалах и отключения напряжения на базе известных и проверенных практикой уравнений Парка-Горева» [21, 22].

Рост мощности энергосистем и электрических двигателей приводит к тому, что «режимы при выбеге на КЗ становятся более тяжелыми» [59]. Так использование на промышленных предприятиях двигателей типа ТДС и рост синхронной нагрузки в общей нагрузке ЭТС ведет к постоянному увеличению доли токов подпитки КЗ от СД в общем токе К3. На ряде подстанций промышленного электроснабжения доля токов трехфазного КЗ от СД достигает 40-50% [95].

Требования стандарта по расчету токов КЗ [41] позволяет увеличить точность расчета токов подпитки КЗ от СД. Определение периодической составляющей тока подпитки КЗ от СД для различных моментов времени предполагается осуществлять на основе типовых кривых, рассчитанных для четырех типов СД. Существенные различия в параметрах СД даже в пределах одной, а тем более разных серий СД, вносят погрешности при расчете токов КЗ от двигателей.

На кафедре электроснабжения промышленных предприятий МЭИ [26], теоретической электротехники и электрификации нефтяной и газовой промышленности РГУНГ [26, 54, 55] в течение многих лет проводится работа по исследованию устойчивости двигательной нагрузки ЭТС предприятий при кратковременных перерывах электроснабжения.

1.1. Проблемы надежного электроснабжения и устойчивости двигательной

нагрузки нефтехимических предприятий

1.1.1. Особенности схем электроснабжения и режимов работы потребителей

нефтехимических предприятий

Схемы электроснабжения нефтеперерабатывающих и химических предприятий характеризуются двумя и более внешними источниками, наличием собственной генерации (часто напряжением 6 кВ), большим числом трансформаторных подстанций и РУ, разветвленной внутризаводской электрической сетью, высокой долей (более 50%) и мощностью электродвигательной нагрузки

(среди которых имеется большое разнообразие по типам). Приводы вспомогательных механизмов (насосы подачи масла, уплотнения, вентиляторы) напряжением 380, 660 В используют АД с короткозамкнутым ротором мощностью от 5,5 до 160 кВт, в цепях питания которых включены преобразователи напряжения и частоты. Такие механизмы при снижении напряжения на 15-20% отключаются и блокируют техпроцесс.

К потребителям первой категории нефтеперерабатывающих предприятий относят насосы подачи сырья, воды, компрессоры, вентиляторы (см. рис. 1.2 на примере гидроочистки вакуумного газойля). При снижениях и провалах напряжения в питающей сети предприятия необходимо исключить останов таких потребителей и срабатывание технологических защит.

Для снижения ущерба от кратковременных нарушений электроснабжения в питающих сетях РУ, ТП предприятияй использовались устройства и очереди самозапуска электродвигателей. Так, на Одесском НПЗ было четыре ступени самозапуска для исключения остановов основных технологических процессов. При внедрении собственной генерации на предприятии в рамках технического задания (протокол совещания №15-01-22 от 15.02.2009 «Отчет Fortum о результатах экспертизы проектной документации по проекту «Строительство энергоблока на ОАО «Лукойл-Одесский НПЗ») было указано: «Провести исследования, анализ и соответствующие расчеты вероятных, в том числе минимального и максимального режимов работы генераторов когенерационной установки с обеспечением надежности функционирования оборудования для нормальных, ремонтных, аварийных и послеаварийных режимов с учетом существующей схемы внешнего и внутриплощадочного электроснабжения; рассчитать требуемую мощность мини-станции, выбрать параметры ЭТС, уставки РЗА; обеспечить условия устойчивой работы электрооборудования при совместной/автономной работе мини-ТЭС и питающей энергосистемы».

Рисунок 1.2 - Схема электроснабжения ТП-53 Рязанского нефтеперерабатывающего комбината

Однако без выполнения расчетно-экспериментальных исследований возможных нормальных, ремонтных и аварийных режимов работы ЭТС с собственной генерацией невозможно выбрать схемы связи между ГРУ и РУ, обеспечить динамическую устойчивость СД и АД в аварийных режимах.

Поэтому для предприятий с собственной генерацией должны быть правильно построены первичные схемы, рассчитаны схемы возможных режимов работы оборудования, обосновано выбраны защиты, противоаварийная автоматика, определены требуемые мощности мини-станций при комбинированном составе источников питания. На основании расчетов режимов КЗ выбираются уставки релейной защиты, противоаварийной автоматики, которые обеспечат надежную работу потребителей при КНЭ в питающих и внутризаводских сетях, исключат отключения генераторов станций своими защитами.

1.1.2. Статистика аварийных остановов нефтехимических предприятий

Собранная статистика аварийных остановов оборудования предприятия «Волжский Оргсинтез» за 2001-2002 гг. (табл. 1.2) утверждает, что колебания и снижения напряжения в энергосистеме приводят к стабильным остановам основного производства и требуют как быстродействующей автоматики, так и использования устройств защиты от провалов напряжения.

Таблица 1.2 - Остановки оборудования «Волжский Оргсинтез» в 2001 -2002 гг.

Дата Причина Остановившееся оборудование Примечание

16.02.01 Колебания напряжения в энергосистеме Производство Метионин Время меньше, чем необходимо для АВР

02.04.01 Авария на ЛЭП 262 Производство Метионин Время меньше, чем необходимо для АВР

13.04.01 Авария на ЛЭП 220 п/ст Трубная Производство Метионин Время меньше, чем необходимо для АВР

09.06.01 Авария на ЛЭП 206 п/ст Трубная Производство Метионин Время меньше, чем необходимо для АВР

21.06.01 Не выяснена Производство Метионин Время меньше, чем необходимо для АВР

23.07.01 Авария на п/ст Волжская Производство Мети онин и все цеха Авария на ЛЭП 268

27.07.01 Авария на ЛЭП 202 Производство Метионин Время меньше, чем необходимо для АВР

13.08.01 Авария на ЛЭП 206 п/ст Трубная Производство Метионин Время меньше, чем необходимо для АВР

18.09.01 Отключение ЛЭП 294, работа земляной защиты Производство Метионин АПВ успешно, работа АВР на ГПП-4

06.10.01 Отключение ЛЭП 294, работа земляной защиты Производство Метионин АПВ успешно, работа АВР на ГПП-4

24.12.01 Колебания напряжения в энергосистеме Производство Метионин АПВ успешно

02.01.02 Обрыв провода на ЛЭП 110 кВ Цех 20 Время меньше, чем необходимо для АВР

20.01.02 Авария на ВЛ 110 кВ от п/ст Трубная Производство Метионин Время меньше, чем необходимо для АВР

08.03.02 Отключение ЛЭП 271 из-за обрыва провода на 11111-4 все цеха Время меньше, чем необходимо для АВР

10.03.02 Не выяснена Производство Метионин Время меньше, чем необходимо для АВР

21.03.02 Не выяснена Производство Метионин Время меньше, чем необходимо для АВР

02.04.02 Колебания напряжения в энергосистеме из-за аварии на алюминиевом заводе Производство Метионин Время меньше, чем необходимо для АВР

04.04.02 Отключение ЛЭП 268 Цех 3-20 Не выяснено

17.04.02 Колебания напряжения в энергосистеме Производство Метионин Не выяснено

25.04.02 Колебания напряжения в энергосистеме Цех 3-20 Не выяснено

21.06.02 Авария на ЛЭП 202 Производство Метионин Время меньше, чем необходимо для АВР

26.06.02 Авария на ЛЭП 248 Производство Метионин Время меньше, чем необходимо для АВР

09.07.02 Колебания напряжения в энергосистеме Производство Метионин Время меньше, чем необходимо для АВР

16.07.02 Авария на ЛЭП 262 Производство Метионин Время меньше, чем необходимо для АВР

01.08.02 Отключение ЛЭП 294 все цеха Не выяснено, АПВ успешно

06.09.02 Авария на ЛЭП 201 Производство Метионин Время меньше, чем необходимо для АВР

01.10.02 Авария на п/ст Химволокно Производство Метионин Время меньше, чем необходимо для АВР

02.10.02 Отключение ЛЭП 296 Нет данных Время меньше, чем необходимо для АВР

03.10.02 Авария в Правобережных электрических сетях Частично цеха 8 и 20 Время меньше, чем необходимо для АВР

На предприятии «Сургутский завод стабилизации конденсата» при пуске СТД-6300 привода центробежного компрессора, при посадках и аварийных отключениях в сети 110 кВ Тюменьэнерго, питающих подстанции 110 кВ «Конденсат-2» и «Бензиновая», имели место остановы технологических линий. В год наблюдается

около 20 случаев посадок и аварийных отключений напряжений в сети 110 кВ. По факту запуска защит минимального напряжения, но отсутствия случаев их срабатывания, следует, что уровни остаточного напряжения на шинах 6кВ ниже установленных уставок, а их продолжительность меньше уставки этой защиты по времени. Нарушение технологического процесса на предприятии при КНЭ в питающей сети 110 кВ происходит из-за потери питания соленоидов отсекающих клапанов на печах ПТБ-10 (подогрева конденсата) основных производств и электромагнитов удержания во включенном положении вакуумных выключателей 6 кВ присоединений двигателей 250 кВт компрессоров фирмы «Рей^ас». Посадки напряжения приводят к увеличению числа пусков насосов перекачки продуктов на технологических линиях, нарушению уплотнений на насосах и ремонтам. Поэтому для таких узлов электродвигательной нагрузки требуется выполнять достоверные расчеты устойчивости нагрузки при КНЭ в энергосистеме.

Схемы электроснабжения предприятий «Татнефть» также обладают недостаточной устойчивостью двигательной нагрузки напряжением 6 и 0,4 кВ. В результате внешних КЗ на ступенях напряжения 110, 35 кВ, при потере питания и его восстановлении при одновременном самозапуске затормозившихся АД (СД) за счет посадки напряжения в сети нормально работающие двигатели отключаются под действием магнитных пускателей. Не спасает положение АВР на стороне 6 (0,4) кВ из-за больших уставок времени. От отключений АД на шинах 0,4 кВ производства терпят убытки в сотни тысяч рублей на одно отключение, так как восстановление нормального режима (ВНР) длится 2-3 часа, а иногда и неделю. В год же подобных отключений происходит до двадцати. Ущерб возрастает в связи с тем, что подобное происходит в нескольких производствах.

1.2. Особенности и проблемы обеспечения надежного электроснабжения и устойчивости узлов нагрузки объектов трубопроводного транспорта

1.2.1. Схемы электроснабжения предприятий транспорта газа Известны типовые схемы электроснабжения компрессорных станций (см. рис. 1.3 и 1.4), в которых «для одноцеховых КС используют двухтрансформаторные

подстанции с трансформаторами мощностью 40, 63 и 80 МВА» [105, 116]. При проектировании таких КС электроснабжение предусматривается от двух независимых источников электропитания, как потребителя 1-й категории, а перерыв в электроснабжении для ЭТС не должен превышать время действия АВР, которое составляло 1^3 с [105,116].

расщепленной обмоткой

Для указанных выше схем электроснабжения КС приняты обозначения: 1 -«понижающая подстанция энергосистемы напряжением 220 или 110 кВ; 2 и 3 -выключатель 220(110) кВ; 4 - силовой трансформатор; 5 - питающие вводы секций РУ напряжением 6 (10) кВ; 6 - шиносоединительный выключатель; 7 - питающий ввод для секций собственных нужд 6 (10) кВ; 8 - межсекционные выключатели 6 (10) кВ; 9 - токоограничивающие реакторы для питания секции собственных нужд; 10 - выключатель электродвигателя ГПА напряжением 6 (10) кВ; 11 -токоограничивающий реактор в цепи питания СД; 12 - СД; 13 - секция собственных

нужд; 14 - выключатель трансформатора 6 (10)/0,4 кВ КТП цеха; 15 - понижающий трансформатор 10(6)/0,4 кВ КТП цеха; 16 - вводной автоматический выключатель КТП цеха; 17 - секционный автоматический выключатель КТП цеха; 18 -выключатель трансформатора 10(6)/0,4 кВ АВО газа» [105,116].

реакторами

Увеличение числа ниток газопровода привело к тому, что мощность КС выросла до 87,5 - 180 МВт.

В схемах (см. рис. 1.3) для снижения токов КЗ используются трансформаторы 220/10/10 кВ с расщепленной обмоткой.

Распределительное устройство КС, как правило, состоит из 4 секций, от которых запитаны синхронные двигатели типа СТД, СТДП, СДГ мощностью 4 и 12,5 МВт. Трансформаторы собственных нужд цеха 10/0,4 кВ запитываются о двух

секций ЗРУ. Шиносоединительные выключатели в приведенных схемах служили для снижения напряжения на секциях 10 кВ при прямом пуске СД. Однолинейная схема без сдвоенных реакторов (см. рис. 1.3) имеет лучшие условия для успешного пуска и самозапуска электродвигателей за счет снижения сопротивления в цепи питания СД.

Однолинейная схема с расщепленным реактором ухудшает условия пуска и самозапуска двигательной нагрузки КС ввиду увеличения индуктивного сопротивления в цепи питания СД (см. рисунок 1.4) [7, 11, 12, 21, 25, 28, 51, 54, 69, 80, 91].

На компрессорных станциях мощностью до 40 МВт используют двигатели СТД-4000-2, а обмотку низшего напряжения трансформаторов с расщепленными обмотками соединяют параллельно. Для таких схем КС условия самозапуска лучше, особенно если использовать БАВР.

Электрохозяйство КС включает также маслонасосы, АВО масла и газа, вентиляторы отсоса и наддува, пусковые насосы, валоповоротное устройство, аварийную вентиляцию. Для таких двигателей важно обеспечить их бесперебойную работу при посадках напряжения в питающей сети, исключить срабатывание контакторов и магнитных пускателей. Для этого необходимо определить остаточные напряжения на шинах КТП, РУ, ТП в переходных процессах.

Для привода ГПА используют «СД и редукто мощностью от 4 до 25 МВт; полнонапорный нагнетатель, привода систем смазки, уплотнения, а также системы управления и защиты» [105,116]. Особенностью использования приводов ЭГПА является то, что у СТД-4000-2 разомкнутый цикл вентиляции, а у СТД-12500-2 - с разомкнутый цикл охлаждения статора.

Часто на КС используют «принудительную циркуляционную система маслоснабжения, которая самотеком обеспечивает смазку подшипников приводного СД, редуктора и нагнетателя, подачу масла на рабочие шестерни редуктора, муфты агрегата и реле осевого сдвига нагнетателя. На период пуска и

останова СД ЭГПА подачу масла обеспечивает пусковой насос, запитанный от АД переменного тока. Для режимов, когда исчезает напряжения, включается аварийный насос смазки с приводом от электродвигателя постоянного тока» [94, 105, 116].

Для двигателей мощностью 12,5 МВт раньше использовали прямой пуск, для чего «расщепленные обмотки трансформаторов 110(220)/10 кВ включали в параллель с помощью шиносоединительного выключателя с целью снижения посадки напряжения» [94, 105, 116].

В качестве типовой рассмотрим схему электроснабжения компрессорной станции КС-22 «Чебоксарская» (см. рис. 1.5) на магистральном газопроводе Ямбург - Тула-1.

..Д, ВЛ 220 кВ

220 квТ °В1

ВЛ 220 кВ "Канаш-2"

□В4

)МБ11 (0)"(0)

Рисунок 1.5 - Однолиненйная схема электроснабжения компрессорной станции КС-22 «Чебоксарская»

Электроснабжение «КС выполнено от двух источников питания энергосистемы по воздушным линиям (ВЛ) напряжением 220 кВ «Канаш-2» и «Венец» [94, 105, 116]. При моделировании переходных процессов компрессорной станции КС-22 «Чебоксарская» для возможных видов и мест КЗ, сопротивление

электрической системы принято наибольшим из значений для ВЛ «Канаш-2» ( I кз = 8,066 кА) и ВЛ «Венец» (I кз = 7,659 кА). В качестве питающего трансформатора используется ТРДЦН-63000/230/10.

При электроснабжении КС мощностью свыше 40 МВт энергосистема часто требует работу СД с коэффициентом мощности cos j = +0,98 вместо обычного cos j = -0,90, что увеличивает угол нагрузки синхронного двигателя и согласно угловой характеристики Р(д) значительно снижает статическую и динамическую устойчивость узла электродвигательной нагрузки.

Список литературы диссертационного исследования доктор наук Пупин Валерий Михайлович, 2019 год

источник питания

Устройство 11аличие блоков Авт. свил. Повышение Патенто- Целесообраз

автоматического контроля мини- СССР № надежности, способно но, полай а

включения мального тока 1304126 определение заявка на

резервного иводой и причин потери полезную

электропитания напряжения на нормального модель №

потребителей секциях, электроснаб- 2007104194

использование жения И от

тиристорных расширение 05.02.2007

ключей функциональных Заявитель

управления возможностей МЭИ (ТУ)

выключателями управления ии

устройством.

Рисунок 5.2 - Оценка патентоспособности технических решений и определение целесообразности их правовой защиты

Современные устройства АВР напряжением 6-35 кВ включают «функции осциллографа, регистрации событий и использования в АСУ ТП» [45, 46, 117-119, 146, 147], имеют «алфавитно-цифровой дисплей, содержащий 2-4 строки по 16-20 символов и клавиатуру» [45, 46, 117-119, 146, 147]. Терминалы РЗА «должны содержать оперативные элементы местного контроля, управления и сигнализации со встроенным интерфейсом общения, свободно программируемую логику,

осуществлять взаимодействие между различными функциями защиты, управления и контроля, как входящими в состав МП РЗА, так и в составе внешних защит» [45, 46, 117-119, 146, 147]. Частота измерений устройств РЗА принимается равной 20 за период. Питание терминалов МП РЗА должно работать от «постоянного или выпрямленного оперативного тока с номинальным напряжением 220/110 В» [45, 46, 117-119, 146, 147] а сами устройства должны иметь память для доаварийной записи региструемых параметров в течение 2-5 периодов, определяемых потребителем и записи всего переходного процесса (аварийная запись).

Надежность работы устройств МП РЗА определяется так: а) «средняя наработка на отказ сменного элемента - 100, 125 тыс ч; б) среднее время восстановления- 0,5; 1; 2; 3 ч; в) средний срок службы сменного элемента до капитального ремонта - 8, 10, 12, 14 лет; г) средняя вероятность отказа в срабатывании устройства за год - 1-10-5, 1-10-6; д) параметр потока ложных срабатываний устройства в год - 1-10-6 , 1-10-7; е) полный средний срок службы устройства - 20, 25 лет» [45, 46, 117-119, 146, 147].

К выходным контактам управления МП РЗА такие требования: «коммутационная способность не менее 1000 в цепях постоянного тока напряжением 220 В с индуктивной нагрузкой и постоянной времени 0,05 с; для воздушных выключателей токи на замыкание 40 А длительностью 0,03 с и 15А длительностью 0,3 с; на размыкание 0,25А; для выключателей с электромагнитными приводами токи на замыкание 5,0 А длительностью 1,0 с; а на на размыкание - 0,25А» [45, 46].

Анализ характеристик работы устройств АВР выявил, что «время их реакции на аварийный режим составляет 25-120 мс» [2, 3, 10, 27, 40, 50, 53, 62, 71, 81, 142, 151], а построены они на «органах частоты и минимального напряжения и часто имеют многоступенчатый алгоритм работы, который к тому же зависим от работы др. устройств защит» [27, 36, 49, 114]. Рассмотрим известные усмтройства БАВР.

Устройство БАВР типа «БЭ 8302, которое имеет: в качестве пусковых органов шесть реле минимального напряжения, включенных на напряжения первой и второй секции шин; два блокирующих реле направления мощности, каждое из которых

контролирует направление передачи мощности прямой последовательности питающего ввода; пусковой и блокирующий блоки контроля угла между одноименными напряжениями прямой последовательности первой и второй секции шин; блок логики; блоки выходных реле; элементы диагностики и питания» [27, 35, 37, 38, 109]. Для БЭ 8302 характерна «малая наработка на отказ, работа только при наличии СД и быстродействие - 40^60 мс» [27, 35, 37, 38, 109].

АВР типа автоматический переключатель секций шин используется на двухсекционных ПС напряжением 6,10 кВ с тиристорным секционным выключателем и предназначен для «сохранения в работе потребителей с электродвигательной нагрузкой при потери питающего напряжения на одном из вводов 6(10) кВ подстанции» [35, 37, 49, 50]. Устройство АПСШ предназначено для:

^ «максимально быстрого определения аварийный ввод и выдачи команды на отключение вводного выключателя» [35, 37, 49, 50];

^ расчета «скорости выбега двигательной нагрузки на отключенной аварийной секции шин и времени опережения выдачи сигнала на включение вакуумного секционного выключателя с учетом его собственного времени включения» [35, 37, 49, 50]. Время «опережения подбирается так, чтобы реальное замыкание контактов секционного выключателя произошло при разности фаз напряжений рабочей и аварийной секций в диапазоне от 330° до 15°, так как при этом будут минимальные токи в момент переключения» [35, 37, 49, 50];

^ выдачи «в расчетный момент времени команды на включение секционного выключателя и подтверждение ее выполнения» [35, 37, 49, 50];

^ организации режима ВНР при восстановлении напряжения на отключенном вводе.

Для отключения вводного выключателя используются «критерии:

- напряжения хотя бы в одной фазе ниже уровня 0,6Цном;

- нет срабатывания датчика максимального тока» [35, 37, 49, 50].

Для «повышения быстродействия в АПСШ отключение вводного выключателя производится без гашения поля синхронных двигателей, а поэтому команда на от-

ключение выключателя аварийного ввода подается, когда напряжение на исправной секции шин выше 0,8£Уном» [35, 37, 49, 50].

Тиристорный АВР предназначен для сохранения в работе ЭТС с двигательной нагрузкой при «потери питающего напряжения на одном из вводов 10 кВ РУ путем максимально быстрого переключения на исправный ввод» [49, 88]. В составе устройства ТАВР используется тиристорный ключ параллельно секционному выключателю РУ. В алгоритме работы устройства ТАВР предусмотрена «синхронизация момента включения ТАВР с углом расхождения фаз напряжений выбегающих двигателей с напряжениями исправной секции шин в диапазоне от 0° до 30°» [37, 49, 50]. Работа ТАВР «запрещена при КЗ ниже вводного выключателя за счет срабатыванию канала максимального тока в датчике тока» [37, 49, 50].

Для исключения нарушения устойчивости нагрузки описанные выше переключения разрешаются, если «напряжение на исправной секции шин выше 0,8 £Уном» [49, 50]. Когда это напряжение при возникновении КНЭ упало ниже «уровня 0,8 Цюм и не восстановилось в течение 20 мс, ТАВР блокируется, но включается функция штатного АВР» [49, 50]. Время срабатывания тиристорного ключа в синфазных сетях - не более 3(5) мс, в несинфазных сетях время реакции увеличивается , так как включение резервного ввода «происходит в момент перехода напряжения основного ввода через ноль» [37, 49, 50].

Использование ТАВР часто проблематично на существующих ПС, РУ ввиду необходимости установки дополнительной ячейки. При «отсутствии двигательной нагрузки на аварийной секции шин работа ТАВР не возможна из-за отсутствия условий синхронизации» [34, 35, 37, 50, 109 ].

Устройство АВР фирмы АББ имеет две модификации - «HSTD (High Speed Transfer Device) и HSTS (High Speed Transfer System)»[37, 38, 147, 151]. При этом устройств «HSTD состоит из одного микропроцессорного терминала SUE 3000, а пуск АВР осуществляется по дискретным сигналам от сторонних защит, установленных на вводах подстанции (REF542plus, дифференциальные защиты питающего секцию трансформатора)» [37, 38, 147, 151]. Устройство HSTS комплектуется микропроцессорными защитами «REF542plus, которые регистрируют аварийные события

на вводах подстанции и инициируют пуск устройства SUE 3000, который последнее время осуществляется по оптическим каналам связи FDI/VS» [37, 38, 147, 151]. Принципиальная схема устройства SUE 3000 для двухсекционной РУ представлена на рис. 5.3. Устройство SUE 3000 имеет «три аналоговых измерительных канала: линейное напряжение с измерительных трансформаторов напряжения, подключенных к каждой секции; одно напряжение до вводных выключателей и один канал тока, снимаемый с трансформаторов тока каждого ввода» [35, 37, 38, 147,151].

Устройство «HSTD SUE 3000 имеет три ступени срабатывания: S мгновенное (первая ступень) срабатывание, когда определенные в алгоритме устройства параметры энергосистемы не выходят из допустимых значений и имеется сигнала пуска АВР;

S срабатывание при первом совпадении фаз линейных напряжений, снимаемых с трансформаторов напряжения на секциях;

S срабатывание по остаточному напряжению» [35, 37, 38, 50, 150]. Кроме того, SUE 3000 имеет обычный АВР, запускаемый с выдержкой времени. Алгоритм переключения выбирается «устройством SUE 3000 в режиме реального времени и включает три возможных ступени работы АВР рис. 5.4» [35, 37, 38, 50, 110, 150].

Рисунок 5.4 - Три возможных ступени работы АВР SUE 3000

Первая ступень срабатывания АВР наступает тогда, когда в момент поступления команды на срабатывание «напряжение на резервном источнике удовлетворяет неравенству исек2> Umin1 (Umin1~80% - типовая уставка), напряжение на основной секции меньше заданной уставки Ц.ек1> Ummi (Umin2~70% - заводская уставка); разность фаз напряжений двух секций не выходит за пределы |ф| < j max (ф max-20° -типовая

уставка) и разность частот секций меньше уставки Af <Afax (A/max ~1 Гц - типовая уставка)» [35, 37, 38, 50, 150]. Таким образом, устройство SUE 3000 осуществляет переключение по команде АВР, а «пуск устройства выполняют сторонние защиты, которые установлены на питающих фидерах ПС. Так как устройство контролирует лишь один сигнал напряжения с каждой секции, которое может значительно искажаться при близких КЗ, то синхронизация устройств АВВ не надежна» [35, 37, 38, 110]. АВР SUE 3000 не способно полностью обеспечить бесперебойное снабжение электропотребителей, т. к. «анализ энергосистемы и происходящих в ней событий распределен в нескольких устройствах защиты, проверка возможности включения секцинонного выключателя осуществляется неполноценно, что часто приводит к затягиванию срабатывания устройства» [35, 37, 38, 50, 150] и работе следующей ступени SUE 3000.

АВР Motor Bus Transfer System (MBTS) М-4272 компании Beckwith Electric Co., Inc. по структуре работы аналогичен устройству АВР SUE 3000, так как пуск устройства осуществляется от внешних защит. Однако в устройстве «MBTS М-

4272 возможен пуск и от настраиваемого внутреннего органа минимального напряжения (рис. 5.5)» [35, 37, 38, 50].

Рисунок 5.5 - Схема включения АВР М-4272 для односекционного РУ

Устройство М-4272 контролирует «по три линейных или фазных напряжения с измерительных трансформаторов, подключенных на секции и в узлах до вводных выключателей; а также сигналы тока с каждого ввода. По выходным каналам контроллера осуществляется управление двумя высоковольтными выключателями основного и резервного источника питания» [35, 37, 38, 64].

Устройство М-4272 «контролирует неисправности цепей измерения напряжения на секции с помощью подключенного к секции источника питания. Пуск устройство М-4272 блокируется при перегорании предохранителя в цепи ТН секции, когда напряжение соответствующей фазы до питающего секцию ввода имеет нормальное значение» [35, 37, 49, 50]. Так как основным каналом пуска является внешний сигнал от «сторонних защит, то устройство М-4272 имеет указанные выше недостатки в определении аварии в цепи питания источника питания» [37, 49]. Внутренним пусковым органом М-4272 является «орган минимального напряжения, которого недостаточно по данным эксплуатации» [35, 37, 38, 50].

5.2. Логическая схема интеллектуального устройства и повышение надежности работы пускового органа быстродействующего АВР

Устройство «БАВР не имеет приведенных выше недостатков зарубежных аналогов» [27, 37] (рис. 5.6).

Рисунок 5.6 - Принципиальная схема устройства БАВР

В состав устройства БАВР входят: «аналого-цифровые преобразователи (АЦП), входы которых связаны с выходами трансформаторов тока в цепях основного и резервного источников питания; трансформаторы напряжения до вводных выключателей; трансформаторы напряжения основной и резервной секции; блоки индикации (БИ), дискретных сигналов и констант (ДСК)» [27, 37].

Сигналы с «выходов аналого-цифровых преобразователей через блоки преобразования (БПР) дискретных измерений в действующие комплексные значения

напряжений ЦыСЦм) и токов (Ты^-О прямой последовательности подключены к входам блоков определения направления мощности прямой последовательности (Р), блоков определения минимального тока (Imqn) ввода каждой секции, блоков определения минимального напрянения (Umin) основного и резервного источников питания, блоков определения угла сдвига фаз (¿12) между основным и резервным источником питания» [27, 37]. Выходы блоков направления «мощности Р и минимального тока Imqn подключены к логическим блокам И (1), на вход которых также поступает сигнал с логического блока ИЛИ(&), формируемый от блоков определения минимального напряжения Umqn и угла сдвига фаз S12» [27, 37].

В устройстве БАВР выходы «блоков И подключены к микропроцессорным блоком управления (МБУ), на вход которого подключены блок дискретных сигналов и констант и блок индикации» [27, 37]. При работе БАВР «МБУ контролирует состояние сигналов реле защит (РЗ) основного и резервного источников питания, блок-контактов (БК) и ключей управления (КУ) вводных и секционного выключателей» [27, 35, 110].

Во время работы БАВР непрерывно контролируются линейные напряжения на «первой (Uab1, Ubcb иса1) и второй (Uab2, Ubc2, Цса2) взаимно резервируемых секций распределительного устройства, сигналы которых поступают в АЦП» [27, 37]. Сигналы с «трансформаторов тока на первом (Ia1, Ты, Id) и втором (Ia2, Ib2, Id) вводах также непрерывно поступают на вход АЦП» [27, 37]. После преобразования «непрерывных значений токов и напряжений в ряды дискретных измерений с шагом дискретизации 1200 Гц (24 точки на период частоты сети) они поступают на логические блоки устройства БАВР для дальнейшей обработки» [27, 37]. Пусковое устройство «преобразует мгновенные значения фазных токов на вводах и напряжений на секциях РУ в комплексные действующие значения напряжений U1_1(U2_1) и токов 11_1(12_1) прямой последовательности» [37, 110, 162]. Блокирующими «сигналами устройства БАВР служат минимальный ток и направление мощности прямой последовательности -Imqn и Р» [37, 110, 162]. Наиболее тяжелым режимом работы устройства БАВР является определение потери питания на вводе, для чего в предлагаемом устройстве

используются блоки «минимального напряжения =т;п и угла между векторами напряжений прямой последовательности на первой и1-1 (второй и2 _1) и второй и2-1 (первой и1_1) секциях РУ, а также блоки угла рассогласования между напряжениями секций 512(521)» [37, 162].

Работа пускового органа БАВР осуществляется так: «если мощности ввода подстанции Р1 (Р2) направлены от источника в нагрузку, то устройство БАВР не работает, что бы не происходило в системе электроснабжения подстанции. Для режимов с малыми токами (на уровне помех) на вводе, когда работа блока направления активной мощности прямой последовательности может быть не предсказуема, используется орган минимального тока. Если ток 11_1(12_1) меньше тока уставки /т^п, то работа устройства БАВР разблокируется как и при изменении направления активной мощности прямой последовательности» [35, 37, 110, 162, 163].

Когда «мощность Р1 (или Р2) блока Р меняет направление, протекая от нагрузки к источнику, а угол 612 (б21) блока д12 между векторами напряжений прямой последовательности на первой и1_1 (второй и2 _1) и второй и2 _1 (первой и1_1) секциях подстанции удовлетворяет условию 612 > 8уст (821 > 8уст) и не поступают блокирующие сигналы от выключателей БК и релейной защиты РЗ, то МБУ выдает сигнал на отключение первого (второго) вводного выключателя и включение секционного выключателя» [35, 37, 110, 162]. Направление мощности блокирующего сигнала работы БАВР определяется согласно условию:

V |У1П+^П-У2п| / уст ' V У

где =1П- «напряжение прямой последовательности основной системы сборных шин; =2П - напряжение прямой последовательности резервной системе сборных шин; сопряженный вектор тока прямой последовательности основного источника питания; кП- коэффициент подпитки от резервного источника питания; ммч - угол максимальной чувствительности реле направления мощности; /уст- уставка срабатывания органа реле минимального тока» [162]. Если вектор тока прямой последова-

тельности на вводах к секциям РУ находится в зоне срабатывания (рис. 5.7), то направление мощности считается положительным, а иначе - отрицательным. Наибольшая чувствительность данного блока «достигается при угле ммч = 45-60° электрических градусов» [37], что требуется уточнять в ходе настройки БАВР. БАВР с таким органом работы не имеет зоны нечувствительности («мертвой зоны») при близких трехфазных КЗ к РУ-6(10) кВ для чего в алгоритме работы БАВР (5.1) введена «составляющая напряжения подпитки от резервного источника питания с помощью коэффициента кП =0,1 - 0,2» [27, 37, 110, 162].

Рисунок 5.7 - Область срабатывания реле направления мощности

Поэтому, при близком трехфазном КЗ к РУ, когда напряжение от основного источника равно нулю, блок будет работать «под действием напряжения подпитки от резервного источника питания» [27, 37, 162]. Введение угла «максимальной чувствительности ммч обеспечивает работу устройства БАВР при несимметричных КЗ в питающей энергосистеме» [35, 37, 38, 162]. БАВР имеет следующие отличия:

1. Все функции БАВР централизовано сосредоточены в «пусковом устройстве на базе контроллера Intel XScale, 400 МГц» [27, 37, 162].

2. Время реакции устройства составляет 7-22 мс.

3. Введен автоматический контроль «неисправностей цепей трансформаторов напряжения и запись процессов при срабатывании БАВР» [35, 37, 38].

4. Реализован автоматический возврат к схеме нормального режима после выполнения условий и восстановления напряжения на поврежденном вводе.

5. Предложено использовать «быстродействующие IGBT-транзисторы для включения и отключения выключателей помимо сухих контактов» » [35, 37, 38].

Зона обратного направления мощно

Зона прямого направления мощности

Дальнейшим развитием устройства БАВР стало устройство «адаптивного БАВР (рис. 5.8), которое измеряет в режиме реального времени мгновенные значения линейных напряжений на шинах основного 6 (щы, Иьс1, Иса1) и резервного 7 (Иаь2, Иьс2, Иса2) источника питания» [120].

12

*

14

1а1 ¡Ы 1с1

19

15 16 31

ИаЪ2 Зьс2 Нса2 Бык. блок

пу

20

21

26 П-ЗЕ

22

17

Ш-1

18 2г-1

23

24

25

27

28

29

«И»

30

ппп

Рисунок 5.8 - Предлагаемая схема усовершенствованного алгоритма пускового устройства АВР

Пусковое устройство «контролирует мгновенные значения фазных токов (блок 8) на вводе основного источника питания 1 (ы, 1ь1, ^ или ы, 1с1 при наличии только двух измерительных трансформаторов тока)» [50, 120]. Результаты «измерений поступают в блоки аналого-цифровых преобразователей 14, 15 и 16, в которых происходит преобразование мгновенных значений токов и напряжений в ряды

комплексных действующих значений токов на вводе основного источника питания 1 (1а1, 1Ъ1, 1с1) и комплексных действующих значений напряжений на шинах основного 6 (ЫаЪ1, Ыьсь Ыса1) и резервного 7 (ЦаЪ2, Ыъс2, Ыса2) источников питания» [50, 120]. Для РУ, ПС, когда измерительных трансформаторов тока только два, третий токовый канал формируется с помощью «блока 13 и определяется как ^ = - 1а - 1с» [50, 120]. В «блоках 17 и 18 происходит преобразование комплексных действующих значений напряжений иаЪ1, иЪс1, иса1 и иаЪ2, иЪс2, иса2 в комплексные действующие напряжения прямой последовательности и1-1 на шинах основного источника питания 6 и и2-1 на шинах резервного источника питания 7» [50, 120]. Дальнейшая работа БАВР выполняется путем математической и логической обработки результатов измерений. В блоках 19-25 «реализована работа пускового устройства АВР двухстороннего действия, т.е. возможность работы устройстве при КНЭ как на первом, так и на втором вводах» [50, 120]. Блоки «26-30 осуществляют работу пускового устройства БАВР по одному из признаков, а выходной блок 31 предназначен для индикации работы АВР, отображения параметров устройства» [50, 120].

В пусковом устройстве «адаптивного БАВР включено особое реле направления тока (РНТ)» [50, 120], характеристика которого представлена на рис. 5.9.

Зона срабатывания (соответствует направлению мощности В фазе "А" -от источника питания к нагрузке)

knUbc2

Уьы+knU Ьс2

Рисунок 5.9 - Характеристика срабатывания адаптивного АВР Способ базируется на определении знака следующих специальных мощностей в фазах вводов к секциям РУ согласно выражений:

Тa=Re(UbcV ¡gx •е-w™); Тb=Re(UcaV Ьх -е-имч); Tc=Re(=abr ¡а • е-имч),

(5.2)

которые представляют собой произведение векторов линейных напряжений на сопряженный вектор противоположного фазного тока с учетом угла максимальной чувствительности фмч. В симметричных режимах ЭТС эти мощности равны и на примере мощности Та могут представлены в следующем виде (рис. 5.10):

Ta=Re(=bcr bai • cos(90° - (м + Ммч)) = =vci • bgi • sin(M + Ммч); (5.3)

Tbc = UbcIa cos <90°-(ф + 5м. ч.)) = UbcIa sin(ф + 5м. ч.)или

Ta==bci • bai • sinM^ cosMm4 + =bci • bgi • cos^ 0ШМмч; (5.4)

или

Tg = _ • cos Ммч + R • sinМмч, (5.5)

где Р и Q - активная и реактивная мощности фазы «а» на вводе к секции РУ.

Мощность Та в симметричном режиме представляет собой линейную комбинацию

активной и реактивной мощностей, причем за счет угла максимальной

чувствительности можно менять долю этих мощностей в линейной комбинации.

а

Рисунок 5.10 - Векторная диаграмма токов и напряжений в симметричном режиме энергосистемы

В частных случаях: при фмч=0 - Твс =Q; при фмч=90 - Твс =P; при фмч=45 -

Tbc = f (P + Q).

«Запрещающими сигналами для работы устройства являются блоки особых релейных органов пофазного контроля направления мощности 19, 20, 21» [50, 120]. Итак, если «выполняются условия:

2 \ |WaM+fcnWWl ) > уст,

„ /((Wbcl+fenXW'bC2)x/aiXeMNycT)\

je I ----:-:-- I > bycT , (5.6)

\ l Wbci +Gn Wfac21 ) УСТ' V ^

2 \ ^ ) > уст,

где =^х,=ЬзХ ,=3gX - комплексные действующие значения напряжений «прямой последовательности на аварийной СШ; =^8 ,=ьз8,=ш8 - комплексные действующие значения напряжений прямой последовательности на резервной СШ; /^X, /ь X, /3X -комплексные числа, соответственно сопряженные комплексным действующим значениям токов прямой последовательности /(хХ, /ьх, /3Х на аварийном вводе; муст -заданная уставка угла; то на выходе соответствующих блоков особых релейных органов пофазного контроля направления мощности 19, 20, 21» [38, 120] сигнал равен логической «1». Если хотя бы «одно из этих условий не выполняется -выходной сигнал соответствующего блока особого релейного органа пофазного контроля направления мощности становится равен логическому «0», и таким образом считается, что переток мощности в соответствующей фазе направлен от нагрузки к источнику питания, и происходит разблокировка работы пускового устройства 11» [38, 120]. Алгоритм работы «блоков 20, 21 аналогичен при соответствующей смене входных сигналов»[38, 120]. «При попадании конца вектора /а1 в зону срабатывания, считается, что переток мощности в фазе «А» направлен от источника питания к нагрузке, при этом на выходе особого релейного органа пофазного контроля направления мощности 19 сигнал становится равен логической «1», при выходе конца вектора 1а1 из зоны срабатывания выходной сигнал блока 19 становится равным логическому 0» [38, 120].

Когда «мощности в каждой из фаз на вводе основного источника питания 1, направление которых определяется согласно алгоритму, направлены от источника питания к нагрузке, пусковое устройство 11 не работает, что бы не происходило в системе электроснабжения» [38, 120]. В нормальном режиме «сигналы на входе блока 26 блокируют через блоки 27, 28, 29 подачу сигнала на отключение вводного выключателя основного источника питания 3 и включение секционного выключателя 5, шины основного и резервного источников питания 6 и 7 работают раздельно» [38, 120].

Для «регистрации несимметричных и трехфазных коротких замыканий в цепи питания БАВР используется блок минимального напряжения из трех 22 напряжений, а для регистрации отключения головного выключателя на питающей подстанции служат блок 24 определения угла между векторами одноименных напряжений прямой последовательности на шинах основного и резервного источников питания 6 и 7, блок 25 определения изменения угла за фиксированный промежуток времени между векторами одноименных напряжений прямой последовательности на шинах основного и резервного источников питания 6 и 7» [38, 120]. Контроль «нормального напряжения на шинах резервного источника питания осуществлят блок максимального напряжения 23» [38, 120]. Сигналы для работы «устройства формируются с помощью логических элементов «И-НЕ» (блок 26), «И» (блоки 27, 28, 29), «ИЛИ» (блок 30) и поступают в выходной блок 31, который управляет как вводным выключателем основного источника питания 3, так и секционным выключателем 5 через блок 12 выбора момента осуществления переключения на резервный 2 источник питания, активирующейся при поступлении от пускового устройства 11 команды быстродействующего включения резерва» [38, 120].

Первый способ срабатывания БАВР при КНЭ на вводе источника питания. При «несимметричных или трехфазных коротких замыканиях в питающей сети один или несколько блоков релейных органов пофазного контроля направления мощности 19, 20, 21 переходит(-ят) в исходное состояние и на его(их) выходе(-ах) сигнал будет равным логическому «0», минимальное напряжение min (|Uab1|,|übc1|,|üca1|) снижается

ниже уставки релейного блока минимального напряжения из трех 22 =устмин и, если на шинах резервного источника питания 7 напряжение |ü2превышает уставку блока максимального напряжения 23 =уст.макс, то пусковое устройство 11 через блок 12 подает сигналы на отключение выключателя основного источника питания 3 и на включение секционного выключателя 5» [38, 120].

Второй способ срабатывания БАВР при КНЭ на вводе источника питания. В случае возникновения КНЭ один или несколько «блоков особых релейных органов пофазного контроля направления мощности 19, 20, 21 переходит(-ят) в исходное

состояние и на его(их) выходе(-ах) сигнал становится равным логическому «0» » [38, 120]. Если «угол 812 между одноименными векторами напряжений прямой последовательности на шинах основного источника питания и1-1 и шинах резервного источника питания и2-1, равный 812 = ащ(и2-1) - ат§(и1_1) удовлетворяет условию 512 > 5уст релейного блока 24 определения угла между векторами одноименных напряжений прямой последовательности на шинах основного и резервного источников 6 и 7 и, если на шинах резервного источника питания 7 напряжение |и2-1|

больше уставки максимального напряжения 23 =уст.макс, то устройство 11 через блок 12 подает сигналы на отключение выключателя основного источника 3 и на включение секционного выключателя 5» [38, 120].

5.3. Модификации интеллектуального БАВР для схем электроснабжения предприятий и снижение времени реакции устройства АВР

Схемы электроснабжения предприятий последние 20 лет претерпели изменения в связи с внедрением западных технологий, что потребовало разработки модификаций устройств БАВР для односекционных (рис. 5.11, а), двухсекционных (рис. 5.11, б) и трехсекционных РУ (рис. 5.11, в), ПС(РП) как с высоковольтной электродвигательной нагрузкой, так и без нее. Функции таких устройств определяются соответствующим программным обеспечением (ПО).

Для трехсекционных подстанций или при наличии двух вводов на каждую секцию алгоритм работы БАВР будет индивидуальный, т.к. зависит от службы эксплуатации ЭТС. При КЗ на шинах ПС или в отходящих линиях БАВР не должен работать согласно ПУЭ. В схему работы БАВР заведены следующие блокировки:

- внешний сигнал от устройств РЗА на вводе;

- от блока контроля синфазного включения (блок контроля синфазного включения контролирует угол между напряжениями прямой последовательности секций шин);

- неисправность ТН;

- сигнал об отключенном состоянии другого вводного выключателя;

- при одновременном снижении напряжений на 1-й и 2-й секциях РУ.

основной 88об

резервный ввод

ввод 1

ввод 2

ТТ ГС

тщ;

ТСН1

БАВР

ВВ2

ТСН2

ТН

прочая нагрузка СД АД АД СД

а - схема с двумя вводами на секцию 6 (10) кВ б - схема двухтрансформаторной ПС-6 (10) кВ

ТН1 6кВ

<0 СД АД

прочая нагрузка КО)

АД СД

ТН2 6кВ

Вбоа-1

Т1

ТСН1 6кВ

ТТ ^

ВВ1П^ 1 с.ш.

ТСН2 6кВ

БАВР

г

Вбоа-2 Т2

ТТ

ВВ2 -

Вбоа-3

Т3

ТСН3 6кВ

ТТ

СВ 1-2 2 с.ш.

СВ 2-3

^П ВВ3 3 с.ш.

ТН-1

6ьВИ ■ ■ ■ ■ ■

ТН-3 )6кВ| ■

прочая нагрузка

ТН-2 6кВ

и*

СД АД АД СД АД СД

в - схема трех секционного распределительного устройства напряжением 6(10) кВ Рисунок 5.11 - Модификации устройств БАВР

Сигнал запрета БАВР формируется с помощью программной накладки. Для современных выключателей время их включения больше времени отключения, а посему предлагается одновременное АВР (см. рис. 5.11). При этом ввод в работу АВР всегда выполняется с контролем синфазности источников питания, для чего ведется расчет времени переключения.

Разработка БАВР велась и в плане использования в качестве выходных реле ГСВТ-ключей, что позволяет сократить время реакции БАВР 072 на аварийный режим. Для этого силовой блок БАВР 072.2х имеет пять ЮВТ-ключей, которые

нужны и для коммутации выходных токов величиной до 40А, например с целью включения элегазовых выключателей. Силовой блок устройства БАВР 072.2х содержит пять полупроводниковых однополярных реле. В устройстве БАВР 072.2х может использоваться два типа силовых ключей (рис. 5.12 и 5.13).

Рисунок 5.12 - Схема подключения полупроводниковых реле

Рисунок 5.13 - Полупроводниковое реле второго типа

В первой схеме подключения выходных ГСВТ-ключей (рис. 5.12) принято: О - реле; УО1, УО2 - диоды (устанавливаются при индуктивной нагрузке); ЭЗ -элемент защиты от тока КЗ. Параметры выбранных ЮВТ-ключей (реле) взяты из справочников и приведены на рис. 5.14 - 5.16. На основании лабораторных исследований ЮВТ-ключа при изменении частоты дискретизации в диапазоне 1000-1200 Гц для устройства БАВР 072.2х определено, что время включения ЮВТ-ключа составляет 250 мкс и оно практически не меняется при изменении

частоты.

Входной ток 1вх, мА Остаточное напряжение на выходе и<хт, И ТОК утечки на выходе [ ут. вых, мА Напряжение шоляиии и из, В Тепловое сопротивление переход -радиатор Кг п-р, "С/Вт Время в ключ,/ БЫ ключ. [ вкл. !\ лык л, мкс

не | не ¡инк. менееролее в «более [БЫЛ, А не 5олее 11 вых, В ивх, В не менее мин не более небсыее

7 15 5 3,0 Й0 0,1 1200 0,8 4000 1 0,3 20/20

Рисунок 5.14 - Параметры и характеристки ЮВТ-ключей

Коммутируемо е Ком мутируем ыи импульсный ток ] ком, им, А Вводное напряжение, В Рабочий диапазон температур Т, °С Температура перехода Тп*, ^С

1 [апряжя те ином. В 1ком, А во включенном СОСТОЯНИИ в выключенном состоянии

не более не более не более I НМЛ. мс не менее не не менее не не более

1200 НО 240 10 4,5 5,5 -3,5 0,8 -40 85 150

* Реле рассчитаны на работу в аппаратуре с приме не н не V охладителей, поддерживающих температуру перехода не иышс максимальной

Рисунок 5.15 - Допустимые режимы эксплуатации ГСБТ-ключей

Наименование параметра, единица измерения Ток, А

5 10 20 30 40

Напряжение сток-исто к (не более), В ±250

Постоянное напряжение силовой цени (не более), В ±170

Постоянный ток СИЛОВОЙ цени (не более), А ±5 ±10 ±20 ±30 ±40

Импульсный ток силовой цени (не более), А ±15 ±30 ±60 ±90 ±120

Сопротивление сток-исток В открытом состоянии (не более), мОм 5(>0 280 150 84 60

] 1рлмое падение напряжения на обратном диоде (не более), В 1,3

Ток утечки силового ключа (не более), мкА 50

Рисунок 5.16 - Параметры ЮБТ-ключей класса до 40 А

5.4. Программный комплекс расчета параметров интеллектуальных супербыстродействующих устройств АВР для РУ, ПС напряжением 0,4; 6; 10; 20; 35 кВ

Выбор параметров настройки БАВР «заключается в расчетах переходных процессов выбега на КЗ, режимов отключений питающих вводов» [164, 166]. На характер изменения мощностей влияют переход режима работы СД, АД из двигательного в генераторный, взаимные электромагнитные процессы, связанные с изменениями режимов работы электродвигателей на соседних ПС, РУ, работой устройств компенсации. Поэтому для расчета величины и направления активной мощности (тока) согласно приведенным выше уравнениям (5.1), (5.6) нами разработана программа «РТ_БАВР (рис. 5.17), которая вычисляет величину и направление мощности (тока) на каждом шаге интегрирования переходного процесса по каждой фазе отдельно с учетом заданного угла максимальной чувствительности» [166].

SUBROUTINE FRF3 (HB, SB, TIP)

FAF.AME TER (NBM-9 9 & r HCM=2 0 0,NCK-N CM+1,NCTM=12 0) CHARACTER"15 TIP(NBM) IHIECER JBCT(HBM),JYCT(HCK) REAL "JB (NC'l'M) , CBl (NCM > r JTBF

REAL PTA3H (HEM) , FTBCM (HBM) , PTCAH ( КЕМ) , PTABK (HBM) , PTECK (HEM) , *PTCAKfHBM)

COHFLEK CUFMI(HBM),CUFAK(NBM),CUFBM(NBMh,CUFBK(NBM},CUFCN1NEM),

*CUFCK(HEM),CFIM COMPLEX CIFA(WBM)r CIFB (NBM),CIFt(NBM)

COMPLEX CtffiBM INBX) r C"JABK (МВУ) , C"JBCN ('NEM} , CUECK (NEMJ , CUCAN ( NBM) , *CUCAK(HBM)

COMPLEX JTB(MBM) rJTEO(HBM),UNE(HEM),UNBO(HBM),UKB(HBM),

*UKBO (NBM I1 , ZA, £UNf ZUK, &I, CUE ( NL'THJ r ZZ COMMON/CT/"JP, JECT, JYCT, UBl ,CUB COMMON / BP / U H В, OK В r JTE FIM = -45.0*3^14153265/190,0 CFIM = CMFlJC (COS (FIM) , SIN (FIM) J S3=SQRT i 3.J ZA=CMFLX(-0,0 . 5*S3) Al=i:B/3. DO 30 1 = 1,3

IF(I.EQ.11 WRITE(3, 100) IF(I.EQ.2) WRITE(3,110) IFII.EQ.3) WRITE(3,120) WRITE(3,150) DO 20 J=1,HB

IF'CABS(JTB(Jp).EQ,0) CO TO 20 ZZ =CUE[JBCT(J))/S3 ZUH=UNB(J)*ZA* *(4-1)*ZZ IF (I .EQ. 1) C"JFAN(J> = ZUH IF [I .EQ. 2) CJFBN (J I = ZUH IF (Z . EQ. 3) CUFCN(J) = ZUH aUEi = L"KB {J) *ZA* * (4-1) *ZZ IF [I .EQ. 1) CJFAK (J I = ZUK IF (Z .EQ. 2) CUFBK(J) = ZUK IF (I .EQ. 3) C"JFCK(J| = SDK UHBF=CABS(SDN) UKBF=CABS(ZUKi

IF(CAES(ZUH>.HE.С.) CAMNF=ATAN2(AIHAC(ZUH>,REAL(ZUH>)

IF (CABS (ZtJK) ,NE, 0 . ) CAMKF=ATAH2 (А1ИАС (ZtJK) , REAL (ZUK И

IF (CAES (ZUN^EQ. L . ) GAMNF=0 .

IF(CABS(Z,OK).EQ.0. CAMKF=0.

SI=JTE(J) * ZA* * ( 4 -1)'Al/COHJG{ZZ>

IF (I .EQ. I) СI FA IJ J = ZI

IF II .EQ. 2) CIFB(J I = ZJ

IF [I .EQ. 3) CI FX! (J) = ZI

JTBF=CABS (ZI )

1 F (JCEF..NE Л ) FHF=ATAH2 (AIMAG(Zl/ZUH) rREAL(ZI/ZUN) } IF(JTBF.HE.С,) FKF=ATAN2(AIMAG(Zl/ZVK),REAL(ZI/ZUK)) IF( JTEF.EQ. . ) FH?=:.

IF(JTBF.EQ.0 L) FKF=;,

WRITE(3, 200) J, TIP (J) , JTEF, UNEF, UKEF,C-AMHF, GAMKF, FHF, FKF

2 0 COHTIHUE 30 COHTINUE

HE I ТЕ (3 r ..£0) 00 4 0 J = 1,HE JJ = J

C'JABN (J) = CD FAN (JJ) -CUFBN (J) CUBCH4J = CUFEH(J)-CUFCH(J) С UCAH(Ji = СUFCH(J) -CUFAH(Ji C'JABK (J } = CUFAK (J)-C'JFBK (J} CUBCKfJ = CUFBK(J)-CUFCKfJ) CUCAK(J} = CUFCK(J)-CUFAK(J1

PTABM(J i = REAL(CUABH(J)"CONJG(CIFC(Ji*CFIM)) PTBCHiJ = REAL(CUECH(J)*COWJG(CIFA(J *CFIM)) PICAH ( J'i = REAL (CUCAH (J) *COHJG (CIFB (J) *CFIM) ) PTAEK ( J'i = REAL (CQABK (J) *CONJC (CIFC(J) "CFIM) J PTBCK(J) = REAL(CUECK(J)*COWJG(С I FA(J) *CFIM) I PTCAK ( J'i = REAL (CUCAK (J) *COHJG (CIFB (J) *CFIM) ) HRITE ij,210) JJ, PTABH(JJ),PTABK(JJ),PTBCH(JJ1 ,PTBCK(JJ1, * PTC AW (JJ) , PTCAEi (JJ > 4 0 CONTIMUE

100 FORMAT ГIX, /, 1ЪХ, ' ПАРАМЕТРЫ РЕЖИМА ВЕТВЕЙ (ФАЗА A)

110 FOR.Vji.7 fix, !f . ix, 1 ПАРАМЕТРЫ РЕЖИМА ВЕТВЕЙ (ФАЗА В) 1 ■

120 FORMAT(IX,j,I5X,' ПАРАМЕТРЫ РЕЖИМА ВЕТВЕЙ (ФАЗА С)

150 FORMAT (ЗХГ '1 1 , 1 НАИМЕНОВАНИЕ ТОК, КА "JН, KB UK, KB 1 , 3Xj

1 ' GAMMAH GAMMAK FH FK ')

160 FCRMAT(//3X, 1 J', 1 РТДВГ-," ETAEK PTBCM PTBCK ETCAN PTCAK f) 2 00 FORMAT ГIX, Z :■ r : X, A, 7 LIX, F"^ L 3} )

210 FORMAT[IX,13, 1X,F7.ЗгIX,Tl.3,lX,F7,3,IX,F7.3,lXr F7.3,1лrF7.3) F.ETURH

Рисунок 5.17 - Расчет направления мощности согласно программы РТ_БАВР

При расчете мощности СД согласно уравнениям режимов работы (2.71)^(2.74), начальных условий (2.75) учитываются тип «возбудительного устройства (бесщеточное, тиристорное, электромашинное с независимым возбуждением, электромашинное с самовозбуждением), состояние обмотки возбуждения, изменение напряжения на обмотке возбуждения в соответствии с режимом выбега электродвигателя, параметры схемы замещения СД в функции скольжения» [164]. При расчете мощностей АД (согласно уравнений (2.114), (2.117), также учитываются «изменения параметров схемы замещения АД в функции скольжения ротора. При расчете токов ветвей ЭТС в программе учитывает мощности всех включенных электродвигателей» [164] согласно матрице пути и режимы их работы (см. рис. 5.18).

Проведенные расчетные исследования «условий срабатывания устройства БАВР (построенного на алгоритме [120]) для ряда математических моделей ЭТС предприятий нефтедобычи выявили несрабатывания устройства АВР при возможных видах КЗ из-за взаимного влияния электродвигательной нагрузки, работающей на подстанциях 35/6 кВ» [37, 38, 50] .

За счет работы алгоритма с углом максимальной чувствительности в составе «пускового органа адаптивного АВР обеспечивается 100% вероятность срабатывания для заданных режимов КНЭ, гарантируется несрабатывание АВР в зависимости от места КЗ для соответствующих ПС 35/6 кВ» [38, 50, 120].

Программный комплекс БАВР (см. рис. 5.18) позволяет определить параметры настройки пускового органа АВР, учесть их изменения в функции угла максимальной чувствительности, режимов работы ЭД, оценить влияние реальной схемы ЭТС на уставки БАВР и выбрать такие уставки, при которых работа БАВР будет успешна для возможных нарушениях в питающих сетях (КЗ в линиях и отключении головных выключателей ЭТС).

В программном комплексе БАВР на каждом шаге интегрирования дифференциальных уравнений «определяются скольжения ЭД, параметры схемы замещения двигателей СД и АД, ЭДС, активная, реактивная мощности двигателей, на основании которых рассчитываются критерии тока (с учетом угла

максимальной чувствительности, подпитки от рабочей секции ЭТС в заданной ветви схемы замещения)» [38, 50, 120, 164, 166].

работы усовершенствованного алгоритма АВР

Из осциллограмм работы БАВР (см. рис. 5.19), уточняются параметры уставок, их величина как для этапа работы БАВР, так и ВНР.

реакции

Рисунок 5.19 - Осциллограмма работы устройства БАВР 072.20 на нефтеперерабатывающем предприятии

5.4. Оценка надежности работы интеллектуального устройства БАВР при различных видах КЗ

Опыт работы устройств 8ЦБ-3000 показывал, что на предприятиях нефтехимии для надежной работы требуется замена РЗА от ПС-110кВ до РУ-6 кВ ввиду ненедежной работы устройств при изменении числа включенных СД, АД и схем соединений между подстанциями. На предприятиях нефтедобычи демонтаж устройств 8ЦБ-3000 выполняется ввиду того, что рядом подключенные БАВР 072.01 адекватно работали как при нарушениях в питающих сетях, так и при восстановлении электроснабжения, а устройства АББ нет.

Рассмотрим типовую математическую модель нефтеперекачивающей станции (см. рис. 5.20), содержащей 38 ветвей, 18 узлов комплексной нагрузки, 37 выключателей, 8 асинхронных двигателей (включая эквивалентные низковольтные АД) и 4 синхронных двигателя При установке устройства БАВР в РУ-6 кВ, область возможных режимов работы будет включать:

- все виды КЗ в питающей сети 110 кВ энергосистемы (трехфазные, междуфазные, однофазные, двухфазные на землю КЗ);

- короткие замыкания (трехфазные, междуфазные) как в цепи питания линии 35 кВ, так и на отходящей линии;

- отключения выключателей в сетях 110 и 35 кВ;

- а также режимы КНЭ в сетях 110 и 35 кВ, которые вызывают провалы напряжения глубиной свыше 15% для секций РУ-6 кВ.

Для определения критического времени нарушения работы приводов выполним расчет разных видов КЗ в тяжелых узлах ЭТС. Из анализа схемы электроснабжения следует, что наиболее тяжелыми режимами являются:

1) «трехфазные, междуфазные, двухфазные на землю, однофазные КЗ в узлах 2 и 4 (см. рис. 5.13) сети 110 кВ энергосистемы» [37, 115];

2) «трехфазные или междуфазные КЗ в узлах 7 и 11 схемы замещения (см. рис. 5.13), а также на отходящей линии сети 35 кВ» [37, 115];

N6 = 38 N0= 18

Рисунок 5.20 - Схема замещения нефтеперекачивающей станции «Воротынец»

3) такие «нарушения в электрических сетях 110 кВ и 35 кВ, которые вызывают провалы напряжения более 15%, опасные для работы насосов перекачки нефти, вспомогательного оборудование нефтеперекачивающей станции» [37, 115];

4) «трехфазные КЗ в сети 6 кВ до выключателей 016 и 017 (019, 020) (см. рис. 5.13)» [87, 115] .

Кроме того, к режимам работы АВР приводят как отключение выключателей 016, 017 (019, 020), так и несанкционированное отключение выключателя 09 (010) в цепи питания ЗРУ-6 кВ (см. рис. 5.13).

5.5.1. Режим трехфазного КЗ в питающих сетях напряжением 110 кВ

Для обеспечения непрерывности ЭТС «транспорта нефти и выбора условий успешной работы разработанного устройства БАВР были проведены расчетные исследования типовой нефтеперекачивающей станции с моделирова-нием: а) места и вида КЗ; б) соотношения активных мощностей СД и АД; в) длительности короткого замыкания (изменяли от 0,02 с до Ткр); г) угла максимальной чувствительности (фмч изменяли от 30 до 90°); д) типа и параметров системы возбуждения СД» [37, 115].

А) Исследование работы БАВР при независимых источниках 110 кВ

При КЗ в сети 110 кВ (узле 4 см. рис. 5.15) «устройство БАВР должно гарантированно работать для ветвей 15, 16, 18, 20 и не работать для ветвей 17 и 19» [37, 115]. Путем расчетных исследований определили, что угол максимальной чувствительности должен быть 45° при независимых источниках сети 110 кВ (рис. 5.21). При этом БАВР работает для ЗРУ-6 кВ, т.к. «/15(ТАВ, ТВС, ТСА) = /(-0,275, -0,275, -0,275); /„(Тав, Твс, Тса) = /-0,753, -0,753, -0,753), МТав, Твс, Тса) = /0,555, -0,555, -0,555); /2о(Тав, Твс, Тса) = /(-2,738, -2,738, -2,738) и не работает для ветвей 17 и 19 ввиду положительности признака мощности БАВР» [37, 115]. Из расчетов определено, что при углах «^мч=45° это соблюдается, а для других углов - нет: /п(Тав, Твс, Тса) = /5(1,260; 1,260; 1,260); /„(Тав, Твс, Тса) = /о(-0,402, -0,402, -0,402)» [37, 115].

Ветвь

Тп тт Ъ-А Гг.,

ветвь 12 -03*1 -030 1,326 1,326 -0,40(5 -0,402 -0,4(>6 -0,40(4

ветвь 17 чиоо -(и об [¿260 -0,406 -0,402 -0.402

негвь 1К -0,708 -0,701 0,555 ■0,370 -0370 0,06«

-0.013 1,732 1,732 -0.161 -0,161 -0,265 -0,265

Рисунок 5.21 - Критерии мощности на вводе ветвей с изменением угла

максимальной чувствительности

Влияние длительности КЗ и угла максимальной чувствительности на работу БАВР при КЗ в узле К1 показано на рис. 5.22. Из исследований следует, что БАВР надежно «работает при трехфазных КЗ в сетях и угле максимальной чувствительности 45°; а увеличение длительности выбега на КЗ снижает модуль вектора мощности (тока), что видно из следующих данных: при =20 мс - /18(ТАВ, Твс, Тса) = /8-0,401; -0,401; -0,401), а при гю = 50 мс -МТав, Твс, Тса) = /8-0,255; -0,255; -0,255)» [37, 115].

Тм '¡'ас Тп Л™. Со. и Й ¡1 Л ., мt

ы'1Н1, 12 1,326 1,326 \ш -0,402 -0,406 -0,402

вегвь 17 1Д60 1,260 45" 0 1.6 -0,~33 -0.7?? ■0.733 60' 0

Ш.'ГНЕ| |И Ш.555 -0,555 -0,55? -0.270

виевь 19 1,732 1,732 1,732 Л, 1 $ 1 -0.161

в|;твь 12 1.347 1,343 1,34? 41,400 -0.400 -0.400

и.'[нь 17 1,277 1.277 1.277 451 20 1.0 41,4и4 -0.404 -0,404 60' 20

ки вв 1Й ■0,431 -ГЫО| -0.405 -0,2Т'1 «*■■» 1 1

НСТВР. 1 У 1,731 1,7*1 1 71; -0.1ЛО -о. 1 т

ш:[ыь 12 1,347 1.347 1 ,347 41400 -0.40(1 -0,400

и>;тве, 17 1,231 1,2X1 1,2*1 45' 30 1.6 Жщ -¡М1И -0.404 60' 30

в^твь 1 и -0,344 -0.344 -0,344 4),2}5 -0.235 -0.235

ниш;. 19 1т735 1,735 41.160 -0.160 -0.160

и?гвь 11 1.34? <149 1 М9 -0,299

КПЬ 17 1,283 1.2 ЯЛ 1 ,2&3 45° 40 ц 41,403 -0.402 -0.403 бО- 40

И1>ГИ1, 1| -0,296 .о,™ -0,206 41,203 -О,доя -о.юз

ВСТВЕ, 1 7}Ц 1,73$ 1,73« -0.1 йО -(М60 -0.ЦУ»

кШ 12 1.350 1.350 1,350 -0.394 -Щ99 -о.да

кпь 17 -0,40.1 -0.4113 -0,40.1

Р51:твь 1!< -0,255 -0,255 -0,255 45' 50 1.6 -0,176 Ч£ 176 -0,176 бО" 50

ветвь 19 1,743 ! .743 1.747 -0,160 -0.160 -0,160

в1ггвь 21) -1.1 Л -¡,14.4 -1 10/ 41,710 -0,720

кпь 12 1.356 1,356 1,356 -0,391 -0.29 1 -0391

ветвь 17 1Д9Э 1.1 9 * 1,2« 45" 250 1.6 ■0,395 ■0.7Ч5 -0,335 60' 250

всгвь |И -0,015 -0,61.5 -0,015 41,(Ш) 3,03(1 -0,030

вцгвв 19 1,857 1 ,*57 1,857 '«,172 ■0,172 -0,172

Рисунок 5.22 - Критерии мощности на вводе ветвей при трехфазном КЗ в узле К1

Из расчетных исследований типовой схемы НПС определено, что «критическое время нарушения электроснабжения при трехфазном КЗ в сети 110 кВ (узел 4, см. рис. 5.23) составляет ^=0,24 с» [37, 87, 115]. Как показано на рис. 5.23 характер переходных процессов СД расходящийся при Ткз=0,25с. Так, ток СТД-4000 достигает значения пускового тока 1кз=6,63<1п=6,69 о.е., а к моменту /=0,32 с критического угла нагрузки, после чего происходит ресинхронизация СД. Во время

переходных процессов СД переходит из двигательного в генераторный режим работы, хотя после двадцати колебаний параметров мощностей, токов и напряжения достигает установившегося режима ко времени /=8 с. При этом СД испытывает механические воздействия на валу и приводимом механизме. Из переходных процессов АД8 (привода низковольтного насоса), запитанного от четвертой секции ЗРУ-6 кВ видно наступление критической длительности КНЭ при КЗ (рис. 5.24).

<D Ó

3

Л

н

(U

S й Л й

с

Длительность, с

Рисунок 5.23 - Процессы в СД8 при КЗ в узле 4 длительностью 250 мс:

1 - синяя кривая - РсдГ, 2 - красная кривая - Qcдl; 3 - желтая кривая - ¡едг, 4 - зеленая кривая - ивсд;5 - рыжая кривая - дед; 6 - светло-зелёная кривая - Ж

<и о

3 о, н

(U

S й Л й

с

-i..-! - 4 - JL - L _ L _ л. J - J - л - 4- - 1. - !-.-i i i 1 р Г Г i i i П 1 ■ i i i . -J _ j _ J « 1 « i. . L .IL.,. i П » 1 Г i г « —ju -! - 4 - л - i 1 1 1

i ! 1л3 (II 11! ! 1 1 1 1 | 1 ! 1 lili

1 1 1 i 1 1 ■ 1 - 1 1 i 1 i 1 -1-----1 - Т - 1--I--1--|- -р- -1--1 - Т — Г ~ 1— г - 1 уЛ 1 1 1 i I 1 1 1 i 1 1 1 1 1 1 -|--Г - Л - Т - г г - ■ - Г -= - -I--1-T - г ----Г " _1__I__L._ JL_ i— _ I__(__1__я_ J _ J__1 _ 1 _ - __ 1 1 (Г,,.. II III 1 1 _ i. i Ъ* i_ 1_ i _1 _1 . i. i 1 1 Jr I ■ 1 1 ( 1 ■ I I i 1 ■ 1 ' -1 - i i ü \- 1 i - ! -Лат1 - 1 ' * ! " * 1" • J 1 II 1 rJJl II 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

1 i i J I ¡I 1 1 1 1 1 !

__!__l_J._4_J._L _ 1__'__ 1 III! 1 _l _i _i _L i- l_ J í I ( 1 1 1 I i 1 1 _ j 1

l i ! 1 __l__l _L _ J.__ Г 1 i 1

1 1 1 1 ( 1 I 1 lili

u I i 1 i l 1 i i ■ l \ i i i i i -.j.---r---, - т |— 1— i---(--p--1 -Vi--Г ~ T -1--1-- fli 4_ [_. .. 4- .f .i -f H-44-4í 4—i—,—-i— -jJ] -lv . _L. - JL _ i_ ..i. _l ____l._J ._¡..b_X., - ЯИ ■ w i l II 1 i 1 1 i 1 i J 1 1 1 1

- -Ы- ,-4- + -r-l--r- . _J. .. - i__1. _..... i.. _ l__J___ J 1 H .1.1 —ít—j—F—H— __1 — —1---L _ J. _ lili

, * i } 1 •»

. Л

~ &5 7!" ■

I I i I

\-5r5- Г " Г

, _Т " Г ~ г - С - Г -......i • - J" '

ц-Ва гс~рц Г.В-Л нI р t ] iMF^c^ цч _РМ

I . И.| -I | * I- — I-

I I ■ I í I I

1~l"-fif —i--т - -г - т —г - г ■

i i i i

i- -1 -■ -1 - ч -i i ■ i

i i i-

i i i i

Длительность, с

Рисунок 5.24 - Процессы в АД8 при трехфазном КЗ в узле 4: 1 - синяя кривая - Ра1; 2 - красная кривая - QАl; 3 - желтая кривая - р; 4- салатовая кривая - ивАД1; 5- фиолетовая кривая - т1; 6 - бардовая кривая - Еа; 7 - зеленая кривая - ф; 8 - голубая кривая - 0а

Для АД характер переходных процессов то же колебательный, но к моменту 1= 8 с двигатель входит в установившийся режим (рис. 5.24). Колебания тока АД при самозапуске больше, чем в начальный момент выбега на КЗ, но меньше пускового 1кз=3,36<1п =5,9 о.е. (рис. 5.24) и не опасны по воздействиям на АД. Момент на этапе самозапуска (М=Рад=1,19 о.е.) меньше каталожной кратности максимального момента (Ммах=2,5 о.е.). АД достигает установившихся параметров режима к 8 с после 25 затухающих колебаний тока АД (с максимальным значением 1кз=2,85<1п=5,0 о.е.), момента и активной мощности АД. Посадка напряжения на выводах двигателя меньше 0,8ином в течение времени 4,5 с (рис. 5.24).

Напряжения «секций НПС, электрически связанных с местом КЗ (узел 17 схемы замещения рис. 5.20), снижаются от значений (0,14^0,33) о.е. в начальный момент выбега на КЗ до 0,033^0,12 о.е.» [37, 87, 115]. После отключения от КЗ напряжения секций РУ, ТП вырастут до (0,55^0,79)инсм. Итак, при «критической длительности нарушения электроснабжения напряжения на шинах РУ-6 кВ 3СШ и РУ-6 кВ 3СШ находятся в диапазоне (0,7^0,95)ином (рис. 5.25), что вызовет останов насосов и станции» [37, 87, 115].

1.1 — 1,05

1I

0.95

о о^ 2 о аа

Он

Й оа

СЙ П 75. Он

С 01

0.6 0,55

Длительность, с

Рисунок 5.25 - Изменения напряжений на секциях РУ, ТП при КЗ в узле 4

длительностью 250 мс:

1 - 1-я кривая - ОРУ-110 кВ 2СШ; 2- 2-я кривая - РУ-6 кВ 3СШ; 3- 3-я кривая - РУ-6 кВ 4СШ; 4- 4-я кривая - ОРУ-35 кВ Т1; 5- 5-я кривая - РУ-6 кВ 4СШ; 6- 6-я кривая - РУ-6 кВ 3СШ; 7- 7-я кривая - РУ-6 кВ 1СШ; 8- 8-я кривая - ТП-6/0,4 кВ Т2; 9- 9-я кривая - РУ-6 кВ 2СШ

Из расчетов с разными длительностями работы БАВР определили, что при полном времени переключения на резервный ввод за 50 мс сохраняется

Длительность, с

непрерывность процесса перекачки нефти, так как остаточные напряжения на секциях РУ и ТП будут не ниже 0,9ином (рис. 5.26).

<и о

3 л н

<U

S й л й

С

1,1 1.05 1

0Í5

а, э

0.W

U £1

0.76

о.т

0J» 0.6 055 0.5 0.J5

■ . : : 1 1 —*— I I r r 1 Г 1 i: i 1 1 1 1 1 1 --+-¡-ф- ¡ 1 Г 1 " Г 1 1 1 1 1 i i: 1 1 j 1 1 í i---1-•-1-* --

OP\»-t ló A • . «"■! j. —..—t- —Г—t Д ' i i i i \ i г- ■ 1 17 Y 6UJ Ico, i 1^4 II • ii 1 « 1 _J J "i-L, L L - 1 11 1

1 1 1 1 (. | 11 \ J Ш J 1 1 1 \ 1 | | L | ■ ■ II .1 l\' 1 1 1 1 \l lili < 1 • ► '

1 * I 1 v 'py-eífBicii \ y f S ' 11 lili • f | Ц ■

! К ! ! ГН -ЙЖВ í nii pV.-r. kb 4 í .р. i i i ! 1 ' 1 I p

lili 11 II I fÑ i I i i г i i i i i j í i 1 1 1 , РУ-ЗкЫЩСйП | | | i i | | | 1 i i 1 ■ r i lili 1 i i Г 1 i 1 1 1 k I k

i i ; i j 1 1 I 1 | 1 I i i ! :| 1 ¡: i 1 | 1 k i I i j 1 j. ■ k j k fe