Беляев Андрей Николаевич
доктор технических наук, профессор

© Беляев А.Н., кафедра «Электрические системы и сети», СПбГПУ, 2012 г.

О себе

Научные исследования

Повышение уровня динамической устойчивости автономных электроэнергетических систем с преобладающей двигательной нагрузкой

выдержки из статей

1) Беляев, А.Н. Повышение динамической устойчивости автономных энергосистем нефтегазодобывающих комплексов на основе электрического торможения // Научно-технические ведомости СПбГПУ .– СПб., 2008 .– №4(63): Основной выпуск .– С. 163-169.

2) Беляев, А.Н. Снижение скручивающих моментов в системе газотурбинного привода генераторов автономной электростанции // Известия РАН. Энергетика .– 2010 .– № 2 .– С. 124-132.

 

Нефтегазодобывающие комплексы являются крупными и ответственными потребителями электрической энергии. Анализ структуры себестоимости добычи нефти показывает, что расходы на электрическую энергию составляют в ней 30-50%, а амортизационные отчисления достигают 20-30%, из которых на электрооборудование приходится не менее 40%.

Комплексное решение проблемы оптимизации электрических режимов всех структурных элементов нефтегазодобывающих комплексов (НГДК) потенциально обеспечивает значительный народнохозяйственный эффект, обусловленный снижением потерь электроэнергии и продлением срока службы оборудования. Следует отметить, что для предприятий НГДК характерны территориальная рассредоточенность и недостаточный уровень информационного взаимодействия технологических объектов различного уровня и пунктов диспетчерского управления. Ожидать коренного улучшения ситуации за счет развития иерархической системы управления энергоснабжением, основанной на переработке большого количества управляющей информации, в ближайшие годы не приходится.

Как правило режим напряжения отходящих линий предприятий нефтедобычи не соответствует требованиям ГОСТ 13109-97, в электрооборудовании добычных скважин имеют место повышенные потери электрической энергии (38…40)% от всей потребляемой электрической энергии, и отключения установок нефтедобычи, приводящие к снижению добычи нефти.

В связи с интенсивным ростом потребления электрической энергии на территории Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов в энергосистеме данных регионов сложилась ситуация, при которой проявляются и нарастают существенные риски снижения надежности электроснабжения потребителей и угроза надежной и устойчивой работе энергосистемы. Рост потребления электрической энергии в 2006 году составил 8,8% по отношению к предыдущему году, при этом исторический максимум мощности электропотребления (январь 2006 года 10068 МВт) в декабре 2006 года превышен на 3,12% или 315 МВт и составил 10383 МВт.

Большая часть силовых трансформаторов подстанций 220 и 500 кВ и часть линий электропередачи в нормальном режиме работают с нагрузками близкими к номинальным. Отклонения от нормальной электрической схемы энергосистемы приводят к необходимости ввода ограничений электрической энергии потребителям.

Ситуация усугубляется низкой устойчивостью нагрузки из-за наличия у потребителей большого количества крупных синхронных двигателей (СД) без эффективных систем автоматического регулирования возбуждения и невыполнения в полном объеме требований ПУЭ по оснащению двигательной нагрузки, обеспечивающей технологию производства, системами и устройствами самозапуска. Наиболее тяжелая ситуация, имеющая место в некоторых районах, вызвана перегрузом трансформаторов на подстанциях даже при нормальной схеме, что связано как с превышением разрешенной техническими условиями мощности, так и с недостаточным уровнем компенсации реактивной мощности предприятиями потребителя электрической энергии.

Описанные выше проблемы характерны не только для систем электроснабжения предприятий НГДК, подключенных к сетям ЕЭС России, но и для автономных систем месторождений, расположенных преимущественно в районах Крайнего Севера. Более того, практика расчетов показывает, что ситуация в автономных системах усугубляется отсутствием потенциальной поддержки от «большой» системы в случае развития сложных аварийных ситуаций. Агрегаты электрических станций часто характеризуются малыми моментами инерции для обеспечения высокой маневренности и удержания их в работе с переводом на сбалансированную нагрузку при тяжелых возмущениях в энергосистеме (в том числе с погашением секций шин станции) с последующим экстренным набором нагрузки за минимальное время.

Работа посвящена анализу вариантов развития аварий в автономной электроэнергетической системе (ЭЭС) месторождения, связанной с трехфазным коротким замыканием на шинах станции и последующей потерей половины генерирующих мощностей и линий электропередачи (стандартно электроснабжение любого потребителя месторождения осуществляется по двум цепям 110 кВ).

Особенности электрических схем нефтегазовых месторождений:

Вероятными тяжелыми аварийными режимами работы электростанции собственных нужд месторождения являются:

Кривые переходных процессов, соответствующие указанной аварийной ситуации показывают, что с точки зрения передачи мощности по остающимся в работе линиям образующийся режим весьма далек от предельного, тем не менее система теряет устойчивость в силу свойств ее нагрузки (до 90 % асинхронных и синхронных двигателей).

Первое колебание углов является достаточно малым и возникший дефицит активной мощности в системе достаточно быстро восполняется регуляторами скорости вращения газотурбинных или газопоршневых агрегатов. Однако, напряжение в узлах нагрузки энергосистемы в послеаварийном режиме понижено. Кроме того, существенно возросшая нагрузка на оставшиеся в работе линии приводит к еще большему снижению напряжения. В результате характеристика электрической мощности эквивалентного асинхронного двигателя (АД) оказывается ниже механической и происходит классическая «лавина напряжения», при которой асинхронный двигатель начинает тормозиться, потребляя все большую реактивную мощность, что в свою очередь ведет к еще большему уменьшению напряжения в узле, падению характеристики мощности и быстрому останову АД. В этот процесс вовлекаются также и синхронные двигатели, регулирование возбуждения которых не способно в должной мере повлиять на поддержание напряжения в узле и после нескольких качаний они также начинают замедляться, что приводит к потере динамической устойчивости взаимного движения между генераторами станции и СД месторождения.

Система сохраняет динамическую устойчивость в том случае, когда предельное время отключения трехфазного короткого замыкания меньше или равно 0,035 сек. В то же время нормативный показатель для сети 110 кВ составляет 0,18 сек. Очевидно, что ни один из современных выключателей не способен отключить короткое замыкание за указанное время.

Анализ возможного «опрокидывания» эквивалентных АД ЭЭС месторождения наиболее наглядно может быть проведен на основе построения экспериментальных (т.е. полученных из расчетов электромеханических переходных процессов) моментно-скоростных характеристик двигателей (зависимости электромагнитного и механического моментов АД от скольжения). Традиционно такого рода кривые строятся в виде семейств, соответствующих различным значениям напряжения на шинах АД, в предположении, что мощность системы электроснабжения, к которой он подключен, намного превышает мощность самого двигателя. Однако, в рассматриваемых системах напряжение интенсивно меняется, особенно в послеаварийных режимах, главным образом за счет повышенного потребления двигателем реактивной мощности, что, в свою очередь, вызывает достаточно значительные уменьшения характеристики электромагнитного момента. При ее длительном снижении ниже кривой механического момента АД возникающий небаланс мощности на валу приводит к «опрокидыванию» двигателя. Таким образом, интенсивное регулирование напряжения на шинах АД имеет решающее значение для сохранения его устойчивой работы в послеаварийной режиме.

Неоднократно показано, что при применении управляемых устройств поперечной компенсации на крупных транзитных электропередачах класса 500 кВ с точки зрения взаимного движения роторов генераторов установка УШР практически не влияет на динамическую устойчивость системы. Такого рода взаимодействия определяются скорее настройками систем регулирования возбуждения и мощности самих генераторов. В то же время, напряжения в точках подключения реакторов больше зависят от типа установленного устройства, особенно в послеаварийном режиме.

 

Основным критерием выбора газотурбинных установок (ГТУ) для автономных электростанций предприятий нефтегазодобывающих комплексов (НГДК) является выполнение требований обеспечения надежного электроснабжения потребителей в нормальных установившихся режимах с необходимым резервированием и сохранением электроснабжения ответственных потребителей в послеаварийных режимах при возникновении аварийных ситуаций в электрических сетях нефтегазовых месторождений.

Воздействие противоаварийной автоматики (ПА) электроэнергетической системы (ЭЭС) должно осуществляться на изменение схемы сети, на средства компенсации реактивной мощности энергосистемы и т.п. В исключительных случаях воздействия ПА могут осуществляться на кратковременное отключение от сети части электроприемников месторождения, допускающих такое отключение без риска жизни, здоровью людей, природы, не приводящее к расстройству технологического процесса месторождения.

Важной задачей для обеспечения надежности электроснабжения и обеспечения требуемого качества электроэнергии нефтегазовых месторождений является выбор ГТУ по условию их маневренности для согласования с общей системой противоаварийного управления в энергосистеме и удержание их в работе с переводом на сбалансированную нагрузку при тяжелых аварийных возмущениях в энергосистеме (в том числе с погашением секций шин ГТЭС) с последующим экстренным набором нагрузки ГТУ за минимальное время.

Явления, относящиеся к динамической устойчивости, связаны с параллельной работой синхронных машин. В широком смысле динамическую устойчивость энергосистемы можно определить как способность к сохранению синхронной работы машин при больших возмущениях. Под большим возмущением понимается такое возмущение, для которого нелинейность уравнений движения системы проявляется так сильно, что их нельзя линеаризовать.

Расчет динамической устойчивости требует решения существенно нелинейной задачи большой размерности. Следовательно, для ее точного решения необходимо обращаться к методам численного интегрирования (методам анализа во временной области). Другим подходом к проблеме анализа динамической устойчивости является графический метод – правило площадей. Цель метода состоит в оценке поведения системы «машина – шины бесконечной мощности» или двухмашинной системы (применительно к ЭЭС НГДК – паре «генератор станции-синхронный двигатель») без построения кривых качаний ротора на основе сохранения энергии.

Предлагаемый нами метод оценки запасов динамической устойчивости с помощью правила площадей учитывает изменение параметров машин во времени (угловые положения роторов, скорости, мощности и т.д.), поскольку они рассчитываются программой анализа процессов во временной области. Также расчет переходных процессов во временной области дает информацию о критических машинах, то есть машинах, являющихся причиной потери синхронизма в системе. Эта информация позволяет быстро и точно оценить пределы устойчивости – предельные времена отключения и предельные взаимные углы роторов.

При возникновении возмущения с помощью программы расчетов переходных процессов во временной области производится анализ заданной аварийной ситуации для достаточно малых времен отключения коротких замыканий и далее выполняются следующие действия (рис. 1):

1) идентифицируются критические машины по взаимному отклонению угловых положений роторов;

2) вычисляется взаимное ускорение между критической машиной и машиной принятой за базисную по следующей формуле:

3) аппроксимируется значение взаимного ускорения для площадок ускорения и торможения на интервале от начала возмущения до значения взаимного угла равного 180 градусов;

4) интегрируя аппроксимированные значения взаимного ускорения на интервалах времени, соответствующих ускорению и торможению роторов, по взаимному углу с помощью правила площадей определяем является ли система динамически устойчивой;

5) экстраполируя значения взаимного ускорения машин по отдельности для участков кривой, соответствующим ускорению и торможению, находим значение взаимного угла, при котором будет выполняться равенство, отвечающее границе динамической устойчивости системы. Полученное значение будет являться критическим для данного возмущения;

6) аппроксимируя значения взаимного угла на интервале времени, соответствующему росту взаимного угла после приложения возмущения, находим значение критического времени, отвечающему значению критического угла, определенному ранее. Эта величина является предельным временем действия рассматриваемого возмущения до потери системой динамической устойчивости.

На основе разработанной методики, представляющей собой расширение традиционного для теоретического анализа динамической устойчивости правила площадей, сформулированы технические требования к энергетическому оборудованию проектируемой ГТЭС для обеспечения устойчивости работы ее генераторов и электродвигателей месторождения, а также снижения рисков нарушения электроснабжения при авариях в энергосистеме.

Результаты расчетов переходных процессов показывают, применение установки УШР+БСК позволяет в сложных аварийных ситуациях увеличить уровень динамической устойчивости (увеличить допустимую длительности короткого замыкания как минимум в 1,5 раза). За счет стабилизации уровня напряжения в узлах нагрузки лавины напряжения в этих узлах не происходит. Нарушение динамической устойчивости происходит на первом колебании углов при значительно большей длительности короткого замыкания (0,1 сек. вместо 0,04 сек.).

 

В одной из работ проводится анализ причин разрушения муфт между генератором и редуктором, которые имели место на газотурбинных агрегатах автономной энергосистемы нефтедобывающего комплекса в результате коротких замыканий и последующих переходных процессов. Разработаны расчетные модели различной сложности, позволяющие определить значения скручивающих моментов, воздействующих на муфты. На основании серии расчетов предлагаются и обосновываются мероприятия, предотвращающие появление опасных величин скручивающих моментов. Необходимо отметить, что величина скручивающего момента, воздействующего на элемент конструкции агрегата, является сложной функцией параметров (например, соотношением механических инерционных постоянных приводного агрегата и генератора, жесткостью связи и т.д.) и не должна определяться по амплитудному значению электромагнитного момента генератора.

 

На основании проведенных исследований получены следующие результаты:

1. Работа высокоманевренных агрегатов с малыми значениями инерционных постоянных и большими значениями жесткостей связей участков валопровода агрегата непосредственно на местную нагрузку может привести к появлению опасных величин скручивающих моментов, вплоть до разрушения валопровода. Все указанные обстоятельства усугубляются при совместной работе нескольких генераторов с различными параметрами в автономной энергосистеме с преобладанием двигательной нагрузки.

2. Величина скручивающего момента, воздействующего на элемент конструкции агрегата, является сложной функцией параметров (например, соотношением механических инерционных постоянных приводного агрегата и генератора, жесткостью связи и т.д.) и не должна определяться по амплитудному значению электромагнитного момента генератора.

3. Появление дополнительной составляющей крутильных колебаний с частотой в несколько раз превышающей частоту электромеханических колебаний приводит к тому, что даже незначительные изменения (в том числе и уменьшение) времени отключения КЗ могут приводить к увеличению скручивающего момента между ротором генератора и турбины в послеаварийном режиме;

4. Снижение амплитуд скручивающего момента между ротором генератора и турбиной в аварийном режиме определяется исключительно установкой разделительного трансформатора 6/6 кВ.

5. Максимальная эффективность снижения амплитуд скручивающего момента в послеаварийном режиме достигается за счет совместного применения разделительного трансформатора 6/6 кВ и последовательного электрического торможения на шинах генераторов.

6. Определены количественные характеристики указанных выше устройств для обеспечения динамической устойчивости системы в целом и устойчивости рассматриваемого узла нагрузки в частности.