Системная автоматика для создания локальных интеллектуальных энергосистем и управления их режимами

Во введении представлена общая характеристика работы, обоснована актуальность темы, сформулированы цели и задачи исследования, представлены научная новизна, теоретическая и практическая значимость результатов, внедрение и апробация полученных результатов, сформулированы выносимые на защиту положения.
В первой главе представлены связанные с работой мировые тренды развития электроэнергетики, такие как открытые энергосистемы или производство энергии в местах его потребления, а также используемые в них понятия мировым сообществом. В России, из-за специфических особенностей, таких как масштабная газификация и потребности в большом количестве тепловой энергии, просматривается тренд развития газовой распределенной когенерации. Как итог появились локальные системы энергоснабжения с собственными объектами малой генерации, требующими «умное», не централизованное управление. Для обозначения таких сетей на западе было введено понятие SmartGrid, а в России, понятия, охватывающие это направление, были введены ФСК ЕЭС – активно- адаптивная электрической сеть и Национальной технологической инициативой (НТИ) – Локальные интеллектуальные энергосистемы (ЛИЭС), MiniGrid, Microgrid. В работе под понятием Локальная интеллектуальная энергосистема или MiniGrid понимается локальная система энергоснабжения с источниками электрической энергии суммарной мощностью 1 – 25 МВт, подключенная к распределительной сети 6 – 110 кВ, способная работать под управлением автоматики, независимой от внешней системы, как автономно, так и параллельно с внешней сетью, а также устойчиво и безопасно переходить из режима автономной работы в параллельный и наоборот.
В главе приводятся восемь типов объектов с малой генерацией с различными назначениями и требованиями к системной автоматике и энергоисточнику, из которых выделяется ЛСЭ, имеющая недостатки автономной работы в виде низкой надежности электроснабжения потребителей и качества электроэнергии, которые можно устранить путем прямого подключения ЛСЭ к централизованной энергосистеме посредством синхронных связей, а именно создании на базе ЛСЭ MiniGrid, способных работать, как автономно, так и параллельно с внешней сетью, т.е. быть интегрированными в общий баланс мощности и электрический режим. Однако такое подключение имеет барьеры и риски для оборудования:
1. Плохая электромеханическая совместимость вследствие малой механической инерции роторов энергоблоков МГ. Высокие риски возникновения опасных асинхронных режимов;
2. Риски возникновения недопустимых ударных моментов на валах энергоблоков МГ при проходящих коротких замыканиях (КЗ) в электрической сети;
3. Увеличение токов короткого замыкания, особенно подпитки со стороны внешней сети при КЗ в сети ЛСЭ;
4. Необходимость реконструкции средств релейной защиты и автоматики (РЗА) на подстанции присоединения объекта с малой генерацией;
5. Необходимость интеграции объекта с малой генерацией в систему внешнего
оперативного управления;
6. Повышение требований к профессиональному уровню оперативного персонала
системы энергоснабжения объекта с малой генерацией.
Следует также отметить отсутствие специализированной нормативной базы для
включения MiniGrid на параллельную работу с сетями ЕЭС, использования системной автоматики для управления режимами MiniGrid, что является основными сдерживающими факторами их развития. Технология, устраняющая перечисленные риски и барьеры для MiniGrid является предметом исследования данной работы.
В качестве требований по безопасному поведению MiniGrid, как для оборудования внешней энергосистемы, так и для оборудования ЛСЭ предлагается использовать опыт западных стран, отраженный в стандартах, применяемых к распределенной генерации. Так, например, стандартом IEEE 1547-2018 определяются предельно допустимые параметры для синхронного включения Minigrid с внешней энергосистемой, представленные в таблице 1. А стандарт ANSI C84.1 -1995 регламентирует реакцию автоматики MiniGrid на предельные отклонения напряжения и частоты от нормальных значений.
Таблица 1 – Предельно допустимые параметры для синхронного включения Minigrid с внешней энергосистемой
Суммарная мощность источника, кВА
> 500 – 1 500
> 1 500 – 10 000
Разница частот, Гц 0,2
0,1
Разница напряжений, %
3
Разница фазовых углов, 
10
Базовой идеей технологии MiniGrid, обеспечивающей ее живучесть, является опережающее сбалансированное отделение MiniGrid от внешней сети по фиксированным сечениям (деление до срабатывания релейной защиты (РЗ) внешней сети и энергоблоков малой генерации) при нарушениях нормального режима с переходом в островной режим и последующим автоматическим восстановлением синхронизма и нормального режима с требуемой загрузкой оборудования.
Быстродействующее опережающее отделение MiniGrid по фиксированным сечениям позволяет:
 радикальным образом предотвратить возможность нарушения устойчивости параллельной работы генераторов тепловой электростанции (ТЭС) с сетью;
 полностью восстановить условия работы РЗ внешней сети после деления, соответствующие отсутствию подключения к сети MiniGrid, т.е. исключить необходимость изменения РЗА внешней сети;
 сохранить неизменными отключаемые выключателями токи КЗ (кроме выключателей в сечении);
 исключить возникновение на валах синхронных машин разрушительных
динамических моментов из-за больших электромагнитных моментов, возникающих при восстановлении напряжения в сети после отключения КЗ с учетом выбега роторов генераторов.
На рисунке 1 представлены переходные процессы для работающей параллельной с внешней энергосистемой MiniGrid при проходящем внешнем КЗ с нарушением устойчивости и последующим погашением электростанции, нарушении электроснабжения потребителей при обычном управлении (а) и с устойчивым переходом в изолированный режим с сохранением электростанции и электроснабжения потребителей при опережающем сбалансированном отделении (б).
а)
б)
Рисунок 1 – Переходные процессы в MiniGrid при проходящем КЗ во внешней сети
При разработке системной автоматики MiniGrid следует выполнить существующие Требования к программно-техническому обеспечению и интерфейсам управляющих ПТК.
Система, обеспечивающая управление, планирование и мониторинг MiniGrid должна соответствовать ГОСТ 24.104-85 «Автоматизированные системы управления. Общие

требования». Порядок и стадии создания Системы не должны противоречить ГОСТ
34.601-90 «Автоматизированные системы. Стадии создания».
Компоненты ПТК должны иметь модульную структуру программного и аппаратного
обеспеченья для возможности быстрой замены неисправных частей, что обеспечивает простоту обслуживания и высокую степень готовности программно-технических средств.
ПТК MiniGrid должны функционировать в едином астрономическом времени, обеспечиваемом системой единого времени. Также должно быть обеспечено гарантированное время реакции системы на внешние события. Оперативное оповещение верхних уровней об аварийных событиях должно осуществляться с минимальной задержкой.
ПТК MiniGrid должны соответствовать принятым в отрасли требованиям по надежности – ГОСТ 24.701-86 ЕСС АСУ «Надежность автоматизированных систем управления. Основные положения».
Надежность системы должна основываться на:
 применении принципа распределенного управления;
 самодиагностике основных компонентов;
 резервировании наиболее ответственных частей.
Центр управления сетями (ЦУС) должен иметь возможность контролировать режим
Minigrid, определять и задавать для нее ограничения на обмен мощностью, запрашивать и использовать избыточные мощности MiniGrid для резервирования потребителей в основной электрической сети, использовать свободный регулировочный диапазон источников реактивной мощности MiniGrid для регулирования напряжения в своей электрической сети. Взаимодействие систем управления MiniGrid и ЦУС строится по иерархическому принципу, предполагающему внешнее управление Minigrid ЦУСом электрической сети путем задания режимных ограничений и уставок по напряжению, перетоку мощности, эквивалентным статическим характеристикам по частоте и напряжению.
Во второй главе обоснованы и представлены технические решения, позволяющие при различных внешних и внутренних возмущениях сохранить в работоспособном состоянии оборудование электросетевого комплекса внешней энергосистемы и MiniGrid, газопоршневых (ГПУ) агрегатов ТЭЦ. Реализованные в ПТК и принятые технические решения позволяют обеспечить надежность электроснабжения электроприемников MiniGrid в различных схемно-режимных условиях, безопасность для оборудования за счет соответствующей функциональности, требуемых быстродействия, селективности и чувствительности работы устройств противоаварийной и режимной автоматики.
1. Для мониторинга синхронизма и синхронизации частей сети в ПТК используются синхронизированные векторные измерения в центрах питания MiniGrid.
2. Для предотвращения нарушений динамической устойчивости и возникновения опасных динамических ударных моментов на валах генераторов используется опережающее сбалансированное отделение MiniGrid по заранее подготовленным сечениям при нарушениях нормального режима с переходом отделяемой части в сбалансированный
по мощности островной режим с последующим автоматическим восстановлением
синхронизма и нормального режима с требуемой загрузкой оборудования.
3. В автономном режиме используются принципиальные схемы выдачи мощности, представленные на рисунке 2. Схемы предусматривают одностороннее отключение одной из линий L1 или L2, необходимость которого обусловлена требованием гарантированного исключения возможности несинхронизированного включения на параллельную работу энергоблоков ТЭЦ MiniGrid и внешней энергосистемы при срабатывании автоматического ввода резерва (АВР). Так, при исчезновении напряжения на шинах распределительного пункта (РП) АВР вначале отключит В8 в схеме а) или В7 в схеме б), а затем включит В9 или В10. После проверки отключенного состояния всех выключателей генераторов и выключателей В2 или В1 разрешено включение В1 или В2 для подачи напряжения на
шины генераторного распределительного устройства (ГРУ).
4. Режим электроснабжения потребителей MiniGrid от внешней электрической сети
используется при аварийном или оперативном погашении ТЭЦ MiniGrid. Режим осуществляется путем отключения всех генераторных выключателей и включения выключателей в сечении связи В9 для рисунка 2.а и В10 для рисунка 2.б.
К ПС внешней ЭС L5 L6
В9 В12 В10
РП
В7 В8
L3 L4 L3 L4
В5 В11 В6 В5 В11 В6
ЗРУ
ЗРУ
В3 В4 В3 В4
L1
В1 В0 В2 В1 В0 В2
ГРУ ГРУ
ВГ ВГ ВГ ВГ
а)ГГ б)ГГ
Рисунок 2 – Принимаемые нормальные коммутационные состояния схемы выдачи
мощности в режиме автономной работы
5. Режим параллельной работы. Включение на параллельную работу MiniGrid с внешней электрической сетью осуществляется исключительно автооператором ПТК при выставлении автоматике флага «Параллельная работа разрешена». Синхронизация при включении на параллельную работу осуществляется на выключателях В9 или В10, при этом оператором устанавливается предпочтительность использования указанных
L2 L1 L2
К ПС внешней ЭС
L5 В9
L6 В12 В10
РП
В7 В8
выключателей. При отсутствии напряжения со стороны ПС 110 кВ внешней
энергосистемы на одном из выключателей автоматически используется выключатель с поданным напряжением.
6. Для управления режимом параллельной работы MiniGrid с внешней электрической сетью в MiniGrid предполагается использование системной автоматики, представляющей собой взаимодействующий комплекс противоаварийной, режимной автоматик и автооператора переходов из режимов параллельной работы в автономный и наоборот, а также выбора состава работающих энергоблоков на ТЭЦ и управления их мощностью для осуществления требуемого режима параллельной работы.
Автоматика не является основным средством защиты оборудования подстанции присоединения и питающих линий 110 кВ, однако, не мешает работе имеющейся защиты указанного оборудования и обеспечивает быстрое их отключение от собственного источника MiniGrid после их отключения от внешних источников.
Для обеспечения надежной работы автоматики и осуществления безопасной параллельной работы использована децентрализация автоматического управления. Системная автоматика представляет собой связанные дублированными каналами передачи данных 2 комплекса (ПТК 1, размещенный в диспетчерском центре ТЭЦ, и ПТК 2, размещенный в сечении схемы выдачи мощности во внешнюю сеть).
ПТК 1 осуществляет функции телемеханики MiniGrid, управления пусками и остановами ГПУ, режимами их работы для поддержания постоянной готовности к спорадическому отделению MiniGrid, выполнения ПТК 2 синхронизации MiniGrid с внешней электрической сетью.
ПТК 2 осуществляет функции опережающего отделения MiniGrid от внешней электрической сети при коротких замыканиях в сети MiniGrid и близких КЗ во внешней сети, резервирование отключения выключателей (УРОВ), пассивной синхронизации MiniGrid с внешней электрической сетью, сбор и передачу в ПТК телеметрической информации от расположенного в сечении оборудования.
7. Основными способами предотвращения несинхронных включений генераторов на параллельную работу с внешней электрической сетью являются:
 СинхронизацияMiniGrid,свнешнейэлектрическойсетьюосуществляетсятольков автоматическом режиме управления MiniGrid в заранее установленных сечениях;
 Включение ГУ на шины генераторного распределительного устройства, находящиеся под напряжением, только с автоматической синхронизацией штатной блочной автоматикой ГУ;
 Блокировка автоматического повторного включения питающих подстанцию присоединения MiniGrid ВЛ 110 кВ при наличии напряжения на отключенных линиях (При подпитке со стороны ТЭЦ MiniGrid).
8. Параллельная работа MiniGrid с внешней электрической сетью осуществляется исключительно при автоматическом управлении режимом MiniGrid от ПТК 1 и 2.
Оператор вправе назначить один из трех режимов обмена мощностью с внешней электрической сетью:
1. Режим поддержания нулевого обмена мощностью. В этом режиме групповой
регулятор мощности ТЭЦ поддерживает с погрешностью регулирования динамический баланс мощности между генерацией и потреблением в MiniGrid. Такой режим иначе называется режимом следования за собственной нагрузкой. Для спорадического отделения MiniGrid он является режимом идеальной сбалансированности, однако, для экономики и технологии ТЭЦ он наименее благоприятен, т.к. свободные генерирующие мощности не используются, а интенсивность регулирования мощности энергоблоков выше, чем при автономной работе, т.к. при автономной работе возникающие динамические небалансы частично компенсируются изменениями частоты. При параллельной работе небалансы полностью проявляются в изменениях перетока и вызывают необходимость их компенсации в полном объеме;
2. Режим поддержания нулевой средней мощности с удержанием мощности в коридоре допустимых перетоков по сечению для устойчивости работы энергоблоков в случае спорадического отключения MiniGrid от внешней электрической сети (Режим работы в допустимом коридоре с нулевой средней мощностью). В этом режиме возникающий при спорадическом отключении небаланс MiniGrid не превышает допустимых сбросов/набросов мощности на работающий энергоблок (на энергоблоки 2000 кВт – около 150 -200 кВт). Ширина коридора зависит от числа работающих энергоблоков. При 3-4 работающих энергоблоках ширина коридора около +- 500 кВт. Для ТЭЦ этот режим выгоден тем, что основную часть времени энергоблоки работают с постоянной загрузкой, т.к. их загрузка корректируется только при выходе перетока за границы указанного коридора, что увеличивает их эксплуатационный ресурс и повышает КПД выработки энергии, использование установленной мощности энергоблоков, т.к. технологическим ограничением при регулировании перетока является мощность 70-80% от номинальной, а технологическим ограничением при работе с постоянной загрузкой – 95- 100%. Режим является основным при отсутствии свободных генерирующих мощностей;
3. Режим максимальной выдачи свободной генерирующей мощности во внешнюю электрическую сеть с учетом коридора допустимых небалансов при спорадическом отделении. В этом режиме автооператор ПТК1 выявляет наличие и количество свободных (неиспользуемых для покрытия собственной нагрузки MiniGrid) генераторов, определяет их как нерегулируемые и загружает до заданной максимальной величины. Также автооператор обеспечивает подключение цепей управления выключателями этих генераторов к выходу автоматики опережающего сбалансированного деления (АОСД), что будет приводить к их отключению при срабатывании пускового органа АОСД, т.е. при спорадическом отделении MiniGrid от внешней электрической сети.
При этом групповое регулирование остальных энергоблоков переводится в режим регулирования обменного перетока с поддержанием его равенства суммарной выдаваемой мощности свободными генераторами с учетом коридора допустимых небалансов в случае спорадического отделения MiniGrid. Этот режим экономически наиболее выгоден ТЭЦ, т.к. создает максимальное использование установленных мощностей электрогенерации и максимальную выработку энергии в режиме когенерации.
В третьей главе представлены модели (алгоритмы) режимного, противоаварийного
управлений и автооперирования опытного образца автоматики для физической модели MiniGrid созданной в НГТУ. Схема физической модели MiniGrid и внешний вид лаборатории представлены на рисунке 3.
Рисунок 3 – Схема физической модели MiniGrid и внешний вид лаборатории
Представление алгоритмов выполнено методом ведущей линии. К каждому алгоритму прилагается таблица переменных.
Состав разработанных алгоритмов приведен в таблице 2.
Таблица 2 – Структура и состав алгоритмов контроля и управления режимами MiniGrid
Базовые
Инициализация параметров при пуске системы Информационно-измерительные
Идентификация классов состояния объекта
Выявление установившегося режима и измерение для сечений
Контроль готовности сечений к делению (выхода на заданную мощность по сечению) Противоаварийные
Опережающее деление сети (с переходом полустанции в сбалансированный островной режим) Блокировка недопустимых коммутаций в электрической сети Режимно-локальные
Регулирование мощности ведомого генератора (индивидуально регулирующий частоту, ведомый в группе при автономном режиме, задающий переток при параллельной работе) Регулирование возбуждения ведущего генератора (индивидуальное, ведущего в группе) Регулирование возбуждения ведомого генератора (индивидуальное без группы, с долевым участием в группе)
Режимно-системные
Включение генераторов с синхронизацией
Автооператорные
Выбор сечения полустанции для его балансирования
Изменение состава и режима включенных генераторов полустанции
Перевод параллельно работающей с внешней сетью станции в режим автономной работы Перевод автономно работающей станции в режим параллельной работы с внешней сетью
Регулирование мощности ведущего генератора (по заданным частоте (индивидуально и в качестве ведущего в группе) или заданной активной мощности генератора или одного из 3-х сечений)

Пример одного из алгоритмов, реализующего запатентованный способ выбора
состава работающих энергоблоков и их загрузки, приведен на рисунке 4.
Начало
Р Р Р Р Р Р
Р Р Р Р
Р Р
Р Р
Р Р Р Р
Р Р
Конец
Рисунок 4 – Алгоритм изменения состава и режима включенных генераторов Minigrid
При разработке ПО и автоматики использовалась методология SADT, которая позволила предусмотреть все критически важные моменты функционала системной автоматики.
Четвертая глава посвящена технической реализации и испытаниям системной автоматики пилотного проекта Minigrid жилмассива «Березовое», расположенной в Первомайском районе г. Новосибирска. Minigrid имеет мини ТЭЦ с установленной электрической мощностью 10 МВт (ГПУ 5х2,0 МВт), суммарная нагрузка потребителей – 7,5 МВт, в том числе 4,5 МВт Ӏ категории, технологическое подключение к внешней сети осуществляется на напряжении 10 кВ. Внешний вид мини ТЭЦ, а также системной автоматики, установленной на ней изображены на рисунке 5. Схема выдачи мощности электростанции Minigrid в собственную и внешнюю сеть изображена на рисунке 6.
Р(IGOАОП = 1)
Р(Тумблер Запрет парал. работы включен )
Р(IG15C=2)
IGOАОП2 = 0 Проверка принадлежности к состоянию 1 IGOАОП2 = 2
Р(IG15C = 1 или (IG15C = 3 и (В5 и В7 включены)))
P (IG50Ks1.1=1 ?)
IG50Ks1.1=0
IG50Ks1.0=1
IGOАОП1 =1
P (IG50Ks1.0=1 и ?)
Отключить В7
EG31C21 = 1
EG32C21 = 1
IGOАОП1 =0
P (IG50Ks2=1 и ?)
Отключить В5
EG31C21 = 1
EG32C21 = 1
IGOАОП1 =0
Р(IG15C = 1 или (IG15C = 3 и (В5 и В7 отключены))) IGOКомандОперВ=2
Р(IG15C = 4 и синхронизация = 0)
Запустить синхронизацию Г1 с Г3
IGOКомандОперВ=0
Р(IG15C=2)
IGOКомандОперВ=0
IGOАОП1 =0
Перевод АРВ в режим поддержания Uг=const
Перевод АРP в режим поддержания fг=const

В главе представлен функционал системной автоматики с учетом взаимодействия с
имеющейся на станции блочной автоматикой Terberg:
 Оперирование;
o Ввод в работу/вывод энергоблоков (ГПУ); o Синхронизация генераторов с ГРУ;
o Синхронизация MiniGrid по сечению;
o Восстановление нормального режима;
o Перевод MiniGrid в изолированный режим;
o Перевод MiniGrid в режим параллельной работы с сетью;
o Перевод группы энергоблоков в режим регулирования частоты;
o Перевод группы энергоблоков в режим регулирования мощности;
 Противоаварийноеуправление;
o Опережающее сбалансированное отделение MiniGrid от внешней сети при возмущении нормального режима;
 Режимноеуправление;
o Выбор состава работающего генерирующего оборудования;
o Регулирование перетока активной мощности с внешней электрической сетью;
o Регулирование перетока реактивной мощности с внешней электрической сетью;
 Контроль и измерения;
o Контроль текущего коммутационного состояния схемы сети; o Измерение режимных параметров MiniGrid.
 Блокировки и превентивные действия;
o недопустимых включений MiniGrid на параллельную работу;
o превентивный перевод MiniGrid в изолированный режим при технологических нарушениях, запретах на параллельную работу;
 Сигнализация и визуализация;
o Визуализация текущего коммутационного состояния схемы; o Визуализация режимных параметров и ограничений;
o Сигнализация о нарушениях в объекте и системе управления.
Рисунок 5 – Внешний вид мини-ТЭЦ жилмассива «Березовое» и установленная на ней системная автоматика

Мини-ТЭЦ
ЗРУ ДГУ
80 м
80 м
ГПУ4 ГПУ2
1ДГК
110 кВ
ПС 110 кВ Силикатная
Примечание:
яч.3 РП
ЗРУ ГПУ
Рисунок 6 – Схема выдачи мощности мини ТЭЦ
Оперативная схема MiniGrid, контролируемая диспетчером и автоматикой MiniGrid, представлена на рисунке 7. Схема и режим соответствуют оперативному состоянию на 26 октября 2020 г. В работе находятся 3 энергоблока, режим MiniGrid параллельный с внешней энергосистемой по одной из линий связи с ПС Силикатная 110/10 кВ, вторая линия находится в резерве.
ГРУ ГПУ
ДГУ2
ДГУ1
ГПУ1 ГПУ3 ГПУ5
Рисунок 7 – Оперативная схема MiniGrid (Видеокадр ПТК)
СВ-10
яч.8
20 м
3,3км 1,7км
20 м
3,3км
1,7км
Для ввода в эксплуатацию автоматики была разработана комплексная программа
испытаний готовности MiniGrid к включению на параллельную работу с ЕЭС. Ниже приводится только перечень проверок, включенных в состав комплексной программы.
1. Проверка блокировки несинхронного включения выключателей фидеров связи 10 кВ с РП 39201 на ПС 110 кВ «Силикатная».
2. Проверка автоматической синхронизации MiniGrid «Березовое» с электрической сетью ЕЭС.
3. Проверка параллельной работы MiniGrid «Березовое» с электрической сетью ЕЭС в режимах поддержания сбалансированности с “нулевым” перетоком по сечению и с выдачей мощности в заданном коридоре ограничений по максимальной и минимальной мощности.
4. Проверка автоматического отделения MiniGrid «Березовое» от электрической сети ЕЭС при запрете параллельной работы со стороны диспетчерского персонала АО «РЭС» и АО «Филиал СО ЕЭС – Новосибирское РДУ».
5. Проверка автоматического восстановления режима параллельной работы из изолированного режима после отмены запрета на параллельную работу.
6. Проверка автоматического отключения подпитки MiniGrid «Березовое» отделившихся пассивных районов электрической сети АО «РЭС» (при поочередном отключении каждой из линий в режимах их использования для параллельной работы).
7. Поверка противоаварийного отключения MiniGrid «Березовое» от электрической сети ЕЭС выключателями 10 кВ на РП 39201 при имитации коротких замыканий в электрической сети с посадкой напряжения на РП 39201 ниже уставки срабатывания АОСД (0.8 от номинального).
Согласно Приказу Министерства энергетики РФ от 9 января 2019 г. любое генерирующее оборудование, работающие параллельно с ЕЭС должно участвовать в ОПРЧ.
Для удовлетворения требованиям к участию энергоблоков MiniGrid в ОПРЧ была разработана и реализована система автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ) под управлением автооператора.
Работа АРЧМ в режиме параллельной работы MiniGrid с внешней электрической сетью устроена следующем образом. Основным режимом параллельной работы MiniGrid с внешней электрической сетью является работа энергоблоков в, так называемом, «коридоре допустимых небалансов», при котором мощность энергоблоков задается внешними постоянными сигналами по аналоговым каналам 4-20 мА, и регулируется только регуляторами частоты вращения двигателей. Т.е. системная автоматика осуществляет разомкнутое управление мощностью энергоблоков для задания желаемой выдаваемой мощности, а автоматические регуляторы частоты вращения (АРЧВ) осуществляют независимое регулирование мощности по отклонению частоты (ОПРЧ). При этом, состав работающих энергоблоков и желаемая загрузка задаются автооператором, а ширина коридора допустимых небалансов определяется допустимостью набросов / сбросов
мощности на энергоблоки при спорадическом отделении MiniGrid от внешней
электрической сети (сбросе обменного перетока мощности).
Во время работы в «коридоре допустимых небалансов» при приближении к границе
коридора осуществляется корректировка желаемой загрузки энергоблоков для ввода режима в середину коридора. Необходимость корректировок обусловлена изменением собственной нагрузки MiniGrid и производится, как правило, с частотой 1-2 раза час. Длительность корректировки составляет 60-75 с. Корректировка осуществляется только при условии нахождения частоты в зоне мертвой полосы ОПРЧ, т.е. не препятствует его работе.
В работе была разработана и проведена программа проверки соответствия участия энергоблоков MiniGrid жилмассива «Березовое» в ОПРЧ существующим требованиям, а также методика получения статической характеристики первичного регулирования с учетом зоны нечувствительности, по результатам которых было подтверждено соответствие энергоблоков требованиям. На рисунке 8 представлены динамические характеристика одного из энергоблоков Мини ТЭЦ при набросе/сбросе мощности в допустимых пределах, и работе штатного регулятора скорости. Процесс в целом носит апериодический характер.
а)
б)
Рисунок 8 – Процессы изменения мощности и частоты энергоблока мощностью 2000
кВт при подключении (а) и отключении(б) нагрузки мощностью около 100 кВт
На рисунке 9 приведена экспериментально полученная статическая характеристика по частоте энергоблока мини ТЭЦ, подтверждающая соответствие требованиям зоны нечувствительности, заданного статизма (4%), и вводимой регулятором первично мощности.

800
P,кВт 600
200
-200
Вводимая регулятором первичная мощность на увеличение при выходе частоты из мертвой полосы до отклонения – 0.2 Гц
Требуемая первичная мощность на
увеличение при выходе частоты из мертвой полосы до отклонения – 0.2 Гц
49 49.2 49.4 49.6
Требуемая первичная мощность при Рном = 2000 кВт, Кст=4%, мертвой полосе +/- 0.075 Гц
∆ P = (0.2 – 0.075)*2000/(50*0.04) = 125 кВт
Вводимая регулятором первичная мощность на увеличение при выходе частоты из мертвой полосы до отклонения – 0.2 Гц
Нормируемая мертвая полоса
49.8
50.2
f, Гц
Рисунок 9 – Статическая характеристика регулирования частоты энергоблоком, подтверждающая соответствие требованиям к зоне нечувствительности, статизму и
вводимой первичной мощности
В приложениях к диссертации представлены патент на изобретение и акты, подтверждающие внедрение результатов диссертационной работы.
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ
Наиболее простым и мало затратным способом интеграции ЛСЭ с внешней сетью является их прямое включение в сеть посредством синхронных связей. Однако, без специального управления такая параллельная работа МГ с внешней электрической сетью имеет риски для оборудования вследствие малой механической инерции роторов ГУ ЛСЭ. Появляется высокая вероятность возникновения асинхронных режимов и недопустимых ударных моментов на валах энергоблоков ЛСЭ. Также без специализированного управления при таком подключении увеличиваются отключаемые в сети ЛСЭ токи короткого замыкания, что может приводить к необходимости реконструкции коммутационного оборудования, средств РЗА, как в самой ЛСЭ, так и во внешней сети, также повышаются требования к квалификации оперативного персонала, что нивелирует низкие затраты на прямое подключение.
В работе предлагается комплекс из технических решений и системной автоматики, который позволяет из ЛСЭ при прямом подключении к внешней электрической сети создать MiniGrid, исключающую риски, присущих ЛСЭ, работающих параллельно с централизованным электроснабжением посредством синхронных связей, а также преодолеть основные организационные и нормативные барьеры для включения ЛСЭ на параллельную работу.
-400
Требуемая первичная мощность на снижение при выходе частоты из мертвой полосы до отклонения + 0.2 Гц
Разработана интеллектуальная системная автоматика, осуществляющая режимное,
противоаварийное управление и автооперирование MiniGrid, параллельно работающей с внешней энергосистемой.
При параллельной работе автоматика формирует и поддерживает загрузку двух групп генераторов с учетом допустимых аварийных небалансов на единицу генерирующего оборудования, меняет алгоритмы работы регуляторов в зависимости от класса режимов ЛСЭ.
Необходимость в автооператоре определяется сложностью и ответственностью данного функционала, что предъявляет высокие требования к квалификации диспетчерского персонала и его психофизической устойчивости, и, тем не менее, может приводить к негативному влиянию человеческого фактора на безопасность параллельной работы ЛСЭ с внешней сетью.
Разработанный комплекс алгоритмов управления режимами MiniGrid, ПО системной автоматики MiniGrid на его основе для ряда объектов, создают возможность использования разработанных алгоритмов (с некоторыми доработками) инжиниринговыми компаниями для создания системной автоматики для MiniGrid на различных технических платформах с учетом специфических особенностей схем и оборудования.
Для полной реализации функционала системной автоматики MiniGrid требуется ее взаимодействие с блочной автоматикой ГУ ЛСЭ, что, как правило, затруднено ограниченностью доступа к информации о блочной автоматике со стороны ее зарубежных производителей. Принятые технические решения и применение разработанной системной автоматики на реальном объекте доказывают возможность организации необходимого взаимодействия в условиях ограниченных возможностей, предоставляемых производителем оборудования.
Практическим результатом работы являются два прототипа системной автоматики MiniGrid, разработанные для физических моделей в НГТУ и НИУ МЭИ, которые доказали возможность технической реализации самой концепции MiniGrid, как интеллектуальной энергосистемы малой мощности, с последующей ее реализацией в пилотном проекте по объединению локальной системы энергоснабжения жилмассива с когенерационной электростанцией установленной электрической мощностью генераторов 10 МВт и тепловой 59 МВт с ЕЭС России по сетям 10 -110 кВ в г. Новосибирск.
Для доказательства работоспособности системной автоматики и безопасности режима параллельной работы ЛСЭ с внешней сетью, соответствия требованиям СО ЕЭС к генерирующему оборудованию по участию в общем режиме в связке предложенными техническими решениями были разработаны программы и методики испытаний: «Комплексная программа испытаний готовности MiniGrid к включению на параллельную работу с сетью ЕЭС» и «Программа проверки соответствия требованиям к участию энергоблоков ТЭС MiniGrid в ОПРЧ ЕЭС». По результатам испытаний в августе 2021 года MiniGrid жилмассива «Березовое» г. Новосибирск стал первой локальной интеллектуальной энергетической системой России на базе синхронной генерации.