CC BY
207
УДК 621.311
О.Н.Шелушенина, В.М.Дашков, Ю.П.Кубарьков
ОБЕСПЕЧЕНИЕ РЕЗЕРВНОГО ПИТАНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ОТ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ПРИ РАБОТЕ МИНИ-ТЭС В АВТОНОМНОМ РЕЖИМЕ
Аннотация
В статье рассмотрена возможность работы мини-ТЭС с энергосистемой, предлагается простое решение, не требующее переоборудования защит и автоматики подстанции энергосистемы, которое исключает параллельную работу и в то же время обеспечивает резервирование питания потребителей от системы.
Ключевые слова:
мини-ТЭС, режим параллельной работы, резервное питание, частотная автоматика, релейная защита.
O.Sheloushenina, V.Dashkov, Y.Koubarkov
MAINTENANCE OF A STAND-BY FEED OF CUSTOMERS FROM A POWER SYSTEM BY ACTIVITY MINI-PEC IN AN AUTONOMOUS MODE
Abstract
In the article the capability of activity mini-PEC with a power system is reviewed, the simple solution which is not requiring of re-equipment of protection and an automatics of substation of a power system is offered which one eliminates parallel operation and at the same time provides reserving a feed of customers from a system.
Key words:
mini-PEC, mode of parallel operation, stand-by feed, frequency automatics, relay protection.
В настоящее время активно развивается малая энергетика и многие объекты, такие как крупные производственные предприятия, объекты добычи, транспортировки и хранения нефти и газа, а также населенные пункты начинают использовать собственные электростанции на напряжении 6-10 кВ с генераторами малой мощности (4-6-12 МВт).
При подключении ТЭС с генераторами малой мощности (мини-ТЭС) к энергосистеме возможны следующие режимы ее работы [1, 2]:
- режим параллельной работы с энергосистемой с выдачей избыточной мощности в систему;
- режим параллельной работы без выдачи мощности в систему, если в нормальном режиме нагрузка предприятия или населенного пункта обеспечивается не только мини-ТЭС, но и системой;
- автономный режим.
Подключение мини-ТЭС к энергосистеме требует переоборудования релейных защит и автоматики на питающих линиях и понижающей подстанции энергосистемы. На линиях должны быть установлены направленные защиты, обладающие достаточной чувствительностью, а в некоторых случаях для обеспечения устойчивости генераторов мини-ТЭС, быстродействующие дифференциальные или логические защиты [3].
При параллельной работе мини-ТЭС с системой без выдачи мощности в систему дополнительно требуется установка специальной делительной автоматики, которая будет отключать мини-ТЭС от системы, при избытке мощности, при КЗ в системе, а также при отключении трансформатора на подстанции системы [4, 5].
В настоящей работе рассмотрено более простое решение, не требующее переоборудования защит и автоматики подстанции энергосистемы, которое исключает параллельную работу мини-ТЭС с системой и, в то же время, обеспечивает резервирование питания потребителей от системы.
В нормальном режиме мини-ТЭС работает в автономном режиме. При дефиците мощности на мини-ТЭС все генераторы мини-ТЭС отключаются и потребители переводятся на питание от энергосистемы, таким образом параллельная работа мини-ТЭС с системой не допускается, а потребители имеют два независимых источника питания.
На рисунке 1 приведен один из вариантов электроснабжения объекта с собственной мини-ТЭС.
В нормальном режиме мини-ТЭС питает фидера Ф1 и Ф3 от секции 1 и фидера Ф2 и Ф4 от секции 2. В качестве примера рассмотрен случай, когда секционный выключатель СВ на ТЭС включен (в выводе - когда СВ отключен).
Рис.1. Схема сетей электроснабжения населенного пункта с размещением устройств защиты и автоматики
Резервное питание предусмотрено от двух секций 6 кВ подстанции энергосистемы, на которой установлены два трансформатора 110/6 кВ. В нормальном режиме мини-ТЭС с системой не связана, так как в специально предусмотренных для перевода на питание от энергосистемы комплектных распределительных устройствах (КРУН) выключатели Q1 отключены. Выключатели фидеров Ф5 и Ф6 на подстанции энергосистемы включены, выключатели Q2 в КРУН-1 и КРУН-2 включены.
Для реализации указанного предлагается установить в начале существующих фидеров, отходящих от подстанции энергосистемы, комплектные распределительные устройства наружной установки (КРУН), каждое их которых состоит из трех ячеек серии К-59.
На основе анализа существующей номенклатуры принципиальных схем соединений главных цепей ячеек К-59 принято решение комплектовать КРУН ячейками следующих схем [1]:
- одна ячейка со схемой 03 - для воздушного ввода;
- одна ячейка со схемой 23 - с трансформатором собственных нужд (Т) типа ТЛС-СЭЩ-40/6 УЗ и трансформаторами напряжения 3х3НОЛ-СЭЩ-6;
- одна ячейка со схемой 01 - для воздушного вывода (отходящая линия).
Выбор ячейки со схемой 03 (ячейка №1, рис.1) обусловлен необходимостью
обязательной установки в ячейке ввода измерительного трансформатора напряжения ТУ2 (рис.1), который обеспечит контроль наличия напряжения на вводе в КРУН со стороны энергосистемы.
Кроме ТН в состав ячейки входят выключатель ВВУ-СЭЩ-Э3 ^1) и измерительные трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-10.
Выбор ячейки со схемой главных соединений 23 (ячейка №2) обусловлен необходимостью обязательного наличия на шинах устройства КРУН трансформатора собственных нужд (ТСН) и измерительного трансформатора напряжения (ТУ1).
Трансформатор напряжения ТУ1 обеспечивает контроль напряжения со стороны мини-ТЭС.
В ячейке со схемой 01 (ячейка №3), предназначенной для непосредственного подключения к фидеру существующей сети 6 кВ объекта, установлен выключатель Q2 (рис. 1). Этот выключатель в ряде случаев может быть заменен перемычкой.
Установка КРУН позволит не производить реконструкцию ячеек распределительного устройства подстанции энергосистем, а вся необходимая дополнительная автоматика, вид которой зависит от режима связи мини-ТЭС с энергосистемой, будет установлена в ячейках КРУН.
В ячейке выключателя ввода установлен микропроцессорный терминал «Сириус-2-В» для защиты фидера и АВР выключателя ввода Q1, а в ячейке трансформатора напряжения - терминал «Сириус-ТН», в котором используется защита минимального напряжения для пуска АВР.
Следовательно, на п/ст энергосистемы выключатели Q5 и Q6 включены, в КРУН выключатели Q2 включены, а Q1 отключены и находятся в режиме АВР.
На мини-ТЭС установлена частотная автоматика (ЧА), выполненная с помощью микропроцессорного устройства «Сириус-2-АЧР», подключенного к трансформаторам напряжения первой и второй секций мини-ТЭС, (рис.1). При дефиците мощности на ТЭС частота начинает снижаться, ЧА срабатывает и отключает генераторы мини-ТЭС и секционный выключатель. Выключатели фидеров Ф1, Ф3 и Ф2, Ф4 остаются включенными. После отключения генераторов напряжение на фидерах Ф3 и Ф4 исчезает, следовательно исчезает также напряжение на секциях КРУН. Защита минимального напряжения в терминале «Сириус-ТН» срабатывает и формирует сигнал «Включение от АВРТ», который подается на дискретный вход «Вход АВРТ» терминала «Сириус-21-В». АВР включит выключатель Q1 в КРУН по факту исчезновения напряжения на секции КРУН от мини-ТЭС и наличия напряжения на вводе со стороны подстанции энергосистемы. АВР сработает при отсутствии сигнала «Блокировка АВР», который передается от мини-ТЭС при срабатывании защиты фидера Ф3 (Ф4) на мини-ТЭС и при наличии сигнала «Разрешение АВР», который передается при срабатывании частотной автоматики ЧА.
На фидерах Ф3 и Ф4 со стороны мини-ТЭС устанавливаются терминалы «Сириус-21-МЛ». В них используются направленные защиты для исключения их действия при КЗ «за спиной» при питании от энергосистем.
На фидерах Ф1 и Ф2 предусматриваются терминалы «Сириус-21-Л» и ненаправленные защиты.
Частотная автоматика выполняется двухступенчатой. Обе ступени должны быть отстроены от работы АЧР в системе. Первая ступень быстродействующая, действует при резком снижении частоты.
Уставки первой ступени: /ср = 46.0 Гц, ^ср = 0.5 с.
Вторая ступень действует с большим временем при медленном снижении частоты.
Уставки второй ступени: /ср = 47.5 Гц, ^ср = 40 с.
Обе очереди действуют на отключение всех (трех) генераторов и секционного выключателя СВ. Отключение секционного выключателя требуется для исключения параллельной работы фидеров Ф3 и Ф4, которые подключены к разным секциям подстанции энергосистемы.
Уставка защиты минимального напряжения терминала «Сириус-ТН», установленного в ячейках КРУН, должна быть выбрана такой, чтобы пусковой орган напряжения срабатывал при полном исчезновении напряжения на секции КРУН [6]:
ис,з = (0,25 - 0,4) ин0м.
Выдержка времени защиты минимального напряжения должна быть больше, чем время действия защит фидера на отключение и может быть принята равной 4з = 2 с.
Если секционный выключатель на мини-ТЭС не отключится частотной автоматикой, то возможно включение фидеров Ф3 и Ф4 на параллельную работу при срабатывании АВР в КРУН-1 и КРУН-2. Для исключения параллельной работы выдержку времени защиты минимального напряжения в КРУН-2 выбираем больше, чем в КРУН-1 (например, ^сзКРУН_1 = 2 с., а ^сзКРУН_2 = 3 с.,). Тогда при срабатывании АВР в КРУН-1 напряжение появится на фидере Ф3 и через включенный секционный выключатель на фидере Ф4, защита минимального напряжения в КРУН-2 вернется и АВР не произойдет.
Уставка контроля наличия напряжения на вводе со стороны подстанции энергосистемы определяется по выражению [6]:
тт 7 раб .тт
7 с.з = Т Т~ ’
котс ' кв
где котс - коэффициент отстройки принимается равным 1.1 ^ 1.2; коэффициент возврата кв равен 1.17.
Обычно принимается
7с.з. =(°>6 - 0,65)7ном .
Выводы
1. Предложенный вариант комплекта устройств автоматики, одновременно с использованием дополнительных комплектных распределительных устройств (КРУН), дает ряд преимуществ:
- позволяет реализовать режим автономной работы мини-ТЭС, обеспечив при этом резервирование питания потребителей от энергосистемы;
- использование комплектных распределительных устройств (КРУН) обеспечивает раздел мини-ТЭС с энергосистемой с установкой в них устройства АВР;
- на подстанции энергосистемы не требуется переоборудование релейных защит и автоматики, так как при отключении мини-ТЭС и подключении потребителей к подстанции сохраняется схема радиального одностороннего питания.
2. Рассмотренный вариант может применяться, если энергосистема (распределительные сетевые компании) запрещают режим параллельной работы мини-ТЭЦ с системой из-за усложнения защит и автоматики и, в основном, из-за требуемого увеличения времени действия защит секционного выключателя и трансформатора подстанции. Однако стоимость проектного решения при этом увеличивается за счет дополнительной установки комплектных распределительных устройств и специальной автоматики.
Литература
1. Жданов Д.В., Филин Л.Л. Повышение надежности работы электростанций собственных нужд // Промышленная энергетика, 2008, № 9. С. 23-27.
2. Добросотских И.И., Дашков В.М., Шелушенина О.Н. Схема выдачи мощности от мини-ТЭЦ в городские электрические сети // Тезисы докл. XVII Междунар. научн.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». ТЗ. М.: Изд. дом МЭИ, 2011. С. 351.
3. Емельянцев А.Ю., Филин Л.Л. Линии 6-10 кВ между электростанциями и энергосистемой. Быстродействующая логическая защита // Новости электротехники, 2007, № 3 (45). С. 32-38.
4. Антонов А.Ю., Шелушенина О.Н. Делительная автоматика для генераторов малой мощности, работающих параллельно с системой // Тезисы докл. XI Междунар. научн.-техн. конф.студентов и аспирантов. «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» ТЗ. М.: Изд. дом МЭИ, 2005. С. 346-347.
5. Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. - СПб: ПЭИПК, 2003.
Сведения об авторах
Шелушенина Ольга Николаевна,
к.т.н., доцент Самарского государственного технического университета,
Россия, 443010, г.Самара, ул.Молодогвардейская, 244 Тел. 8-(846)-242-37-89
Дашков Виктор Михайлович,
к.т.н., доцент Самарского государственного технического университета,
Россия, 443010, г.Самара, ул.Молодогвардейская, 244 Тел. 8-(846)-242-37-89
Кубарьков Юрий Петрович,
к.т.н., доцент Самарского государственного технического университета,
Россия, 443010, г.Самара, ул.Молодогвардейская, 244
Тел. 8-(846)-242-37-89
Эл. почта^ага.сиЬа@уаМех.гц
УДК 620.9 (470.21)
О.Е.Коновалова СОСТОЯНИЕ ГЭС КОЛЬСКОГО ПОЛУОСТРОВА
Аннотация
В статье дан анализ технического состояния самых старых ГЭС Кольского полуострова. Предложены конкретные варианты реконструкции с увеличением установленной мощности станций. Приведены финансовые затраты.
Ключевые слова:
реконструкция, модернизация, генерирующие мощности.
O.E.Konovalova CONDITION OF HYDROPOWER STATIONS IN THE KOLA PENINSULA
Abstract
The analysis of the technical condition of the oldest hydropower plants of the Kola Peninsula is given in the article. The specific options for reconstruction with an increase in installed capacity of plants are proposed. The financial costs are given.
Key words:
reconstruction, modernization, generation capacity.
Гидроэлектростанции составляют значительную долю генерирующих мощностей и выполняют важнейшие функции в электроэнергетической системе Pоссии. Однако техническое состояние многих гидроэнергетических объектов, вводившихся в эксплуатацию 30-50 лет тому назад, не соответствует современным требованиям. Техническое перевооружение в широких масштабах совершенно необходимо для обеспечения эффективности и надежности электроэнергетической системы.
На Кольском полуострове действует 17 ГЭС, принадлежащих филиалу «Кольский» ОAО ТГК-1, более половины из которых старше 50 лет. Степень изношенности основных производственных фондов по большинству ГЭС превышает 40%, а в отдельных случаях достигает 70%. Несмотря на это себестоимость производства электроэнергии на ГЭС в 7-10 раз ниже, чем на тепловых и атомных станциях. Поэтому поддержание технического состояния ГЭС на должном уровне экономически выгодно для любой генерирующей компании. В последнее время ТГК-1 уделяет этому все большее внимание. До 2015 года ТГК-1 планирует направить около 130 млрд руб. на новое строительство, техническое перевооружение и реконструкцию объектов энергетики. По Мурманской области финансирование составит 2.28 млрд руб.
В период с 2000 по 2011 год специалистами закрытого акционерного общества (ЗAО) «Нордэнергомонтаж» и субподрядными организациями, осуществляющими ремонт на Кольском п-ове, проведен большой объем работ: заменены все турбины на Нива ГЭС-З, реконструированы 5 гидроагрегатов ГЭС Туломского каскада (турбины Нижне-Туломской ГЭС заменены в конце 1980-х гг.), 3 гидроагрегата Серебрянских ГЭС, проведены капитальные ремонты всех агрегатов Нива ГЭС-2 (заменены в 1990-х гг.), части агрегатов ГЭС на реке Ковда и каскада Пазских ГЭС. Проведена антикоррозионная защита затворов отсасывающих труб, водосбросов и водоприемников, а также напорного тоннеля Туломских ГЭС; металлоконструкций Пазского каскада; затворов водоприемника Кумской ГЭС и водоводов ГЭС-2 Нивского каскада.
