ОАО «Ленэнерго» Санкт-Петербург

Присоединение генерирующих мощностей к электрическим сетям «Ленэнерго» осуществляется на основании "Временных правил присоединения малых электростанций, с использованием энергосберегающих технологий, применяемых в качестве основных или резервных источников питания электроприемников потребителей" (2000 г., Минэнерго РФ). Эти правила распространяются на все стационарные и передвижные электрические станции потребителей (ЭСП), работающие на переменном токе промышленной частоты, не имеющие регламентированного РАО «ЕЭС России» плана выработки электроэнергии, находящиеся на балансе, в эксплуатации и оперативном обслуживании потребителей, подключенные к энергосистеме через распределительные электрические сети или работающие автономно на ее территории.

По применению и условиям работы ЭСП следует рассматривать следующие схемы электроснабжения: Стационарная работа ЭСП в качестве резервного источника питания на выделенную нагрузку, имеющую нормальное электроснабжение от энергосистемы, когда требуемая по ее категорийности надежность электроснабжения от энергосистемы не может быть обеспечена. Схема присоединения ЭСП должна предусматривать питание резервируемых нагрузок через коммутационную аппаратуру, исключающую принцип. возможность подачи напряжения от ЭСП в сеть энергосистемы при операциях потребителя с коммутационной аппаратурой или самозапуске ЭСП, оборудованной автоматическим запуском (механической и (или) электрической блокировки). Работа в качестве передвижного резервного источника питания на выделенную нагрузку, имеющую нормальное электроснабжение от энергосистемы, когда схема внешнего электроснабжения не обеспечивает необходимой надежности питания, и на случай возможных нарушений электроснабжения при стихийных явлениях. При этом на каждом объекте, для которого предусмотрено резервирование от передвижной ЭСП, должна быть выполнена схема для при соединения резервируемой нагрузки через двухсекционный коммутационный аппарат (перекидной рубильник или контактную станцию), исключающий принцип. возможность подачи напряжения ЭСП в сеть энергосистемы при операциях потребителя с коммутационным аппаратом. Кратковременная параллельная работа с сетью энергосистемы при стационарной установке ЭСП для перевода на автономное питание от ЭСП нагрузок особой категории надежности без перерыва в их электроснабжении. Схема присоединения или сама ЭСП должна быть оборудована автоматикой, исключающей принцип. возможность включения ЭСП в работу в случае отсутствия встречного напряжения со стороны энергосистемы при включенном коммутационном аппарате, через который осуществляется связь с энергосистемой, и защитой, выделяющей ЭСП на автономное питание нагрузки, если во время параллельной ее работы с сетью энергосистемы исчезает напряжение от энергосистемы. Длительная параллельная работа с сетью энергосистемы для технологических целей. Схема при соединения или сама ЭОП должна быть оборудована автоматикой, отключающей ЭСП при потере связи сети потребителя с сетью энергосистемы либо устройствами АЧР, позволяющими выделять ЭОП на сбалансированный район нагрузок.

Присоединение новых генерирующих мощностей осуществляется на основании заявки на присоединение, технических условий на присоединение, договора о присоединении к электрической сети.

Все поступающие заявки на присоединение ЭСП рассматриваются в Центре по работе с клиентами и присоединениям (ЦРКП).

Заявка должна содержать следующие исходные данные: технические характеристики ЭСП; существующую схему электроснабжения заявителя; предлагаемую схему коммутаций и выдачи (приема) мощности; перечень электроприемников и мощность вы деленной нагрузки на ЭСП; для ЭСП с длительным режимом работы с сетью энергосистемы—график выработки электроэнергии и ее покрытие собственной нагрузкой в зависимости от сезона и времени суток; сроки ввода ЭСП.

После предоставления исходных данных в полном объеме ЦРКП в трехмесячный срок производит все необходимые согласования с техническими службами ОАО «Ленэнерго» РДУ и выдает клиенту: Для ЭСП по пп. 1 и 2, устанавливаемых для резервирования нагрузки через коммутационный аппарат с механической и (или) электрической блокировкой, исключающий принцип. возможность подачи напряжения ЭСП в сеть энергосистемы при операциях потребителя с коммутационным аппаратом, ответ по согласованию схемы присоединения ЭСП. Для ЭСП по пп. З и 4, работающих кратковременно или длительно с сетью энергосистемы: Технические условия на присоединение, в которых должны быть указаны:
— схема выдачи или приема мощности и точки подключения к электрической сети;
— обоснованные требования по усилению питающих линий и энергопринимающего устройства потребителя;
— расчетные значения токов короткого замыкания, требования к релейной защите, регулированию напряжения, противоаварийной автоматике и телемеханике, связи, изоляции и защите от перенапряжения;
— требования по организации коммерческого учета электрической энергии;
— требования о необходимости разработки и согласовании инструкции, определяющей режим работы ЭСП и порядок взаимоотношений м. сторонами при ее использовании;
— об утверждении региональной энергетической комиссией стоимости электроэнергии, покупаемой энергосистемой от ее производителя; Договор на присоединение к электрической сети, в котором отражаются следующие положения: — ОАО «Ленэнерго» гарантирует необходимую пропускную способность сечений и элементов своей сети для приема мощности в точках подключения ЭСП;
— клиент обязуется оплатить услуги энергосистемы по созданию технической возможности для присоединения своей генерирующей мощности.

Основанием для подачи напряжения на электроустановки являются:

а) заключения ЦРКП об исполнении договора на присоединение;

б) акты раздела балансовой принадлежности электросетей и обслуживания электроустановок;

в) допуск в эксплуатацию электроустановок ФГУ «Балтэнергонадзор»

г) утвержденная региональной энергетической комиссией стоимость электроэнергии, покупаемой энергосистемой от ее производителя;

д) инструкция, определяющая режим работы ЭСП и порядок взаимоотношений м. сторонами при ее использовании;

е) заключенный договор электроснабжения и покупки электроэнергии;

ж) коммерческий учет, принятый Энергосбытом ОАО «Ленэнерго».

В последнее время наряду с традиционными дизель-генераторными электростанциями в качестве основных или резервных источников питания потребителями используются комбинированные энергоисточники, полученные способом надстройки электрогенерирующими мощностями существующих у них котельных. Используемые для этих целей газотурбинные электростанции (ГТЭС) имеют значительно меньшую мощность, чем традиционные тепловые и гидравлические электростанции, но обладают рядом преимуществ. Они дешевле, могут быть быстрее введены в эксплуатацию.

Как ист. электрической энергии ГТЭС не большой мощности имеет ряд принципиально важных отличий от ТЭС и ГЭС, наиболее важными из которых являются два обстоятельства:
— уменьшенное, по сравнению с агрегатами ТЭС и ГЭС, значение параметра "время ускорения", характеризующего механическую инерцию турбогенераторного агрегата, значит высокая v протекания аварийных переходных циклов при всякого рода нарушениях нормального режима;
— необходимость учитывать режим автономного электроснабжения потребителей в числе основных режимов работы ГТЭС.

В целом приходится иметь в виду три класса ре жимов работы ГТЭС:
— работа в энергосистеме, когда ГГЭС связана с другими электростанциями короткими линиями электропередачи, имеющими пропускную способность, достаточную для выдачи полной мощности ГТЭС, в том числе в ремонтных режимах, и достаточные запасы устойчивости ("сильная" связь);
— работа в энергосистеме со "слабой" связью с другими электростанциями, значит по маломощным или протяженным линиям электропередачи;
— автономная работа.

Эти режимы могут быть взаимно обусловленными. даже если ГГЭС полностью покрывает нагрузку предприятия, то наличие связи с энергосистемой остается целесообразным для резервирования и возможности выдачи в сеть энергосистемы избы точной мощности ГТЭС. Если ГТЭС спроектирована для работы в энергосистеме, то автономные режимы могут возникнуть вынуждено, в основном аварийно. Линии и трансформаторы связи ГТЭС с энергосистемой могут выбираться с различной пропускной способностью. Все эти варианты режимов должныбыть проработаны при проектировании ГТЭС вместе с той автоматикой, которая необходима для:
— противоаварийного управления самой ГТЭС и соответствующей части энергосистемы по условиям устойчивости параллельной работы генераторов, предотвращения развития аварий и их локализации, надежности электроснабжения потребителей;
— обеспечения заданного качества электроэнергии (напряжения, а при автономной работе—и частоты).

Работа ГТЭС в энергосистеме

При "сильной" связи ГТЭС с энергосистемой трудности обеспечения надежной работы ГТЭС минимальны. Основная проблема—быстрая локализация аварии и предотвращение ее развития в случае сильных возмущений, приводящего к нарушению динамической устойчивости ГТГ и возникновению асинхронного режима. Если такой режим быстро не ликвидировать, то глубокие снижения напряжения в циклах асинхронного хода приведут к нарушениям устойчивости генераторов других электростанций, к отключению множественных электроприемников и нарушению технологических циклов потребителей.

Вероятность возникновения асинхронного режима ГГЭС по отношению к энергосистеме зависит от схемы и параметров соответствующего участка сети, величины перетоков мощности и нагрузок.

При асинхронных режимах, не заканчивающихся быстрой ресинхронизацией, должна действовать специальная автоматика (автоматика ликвидации асинхронного режима), отключающая связи м. ГТЭС и энергосистемой. Способ запуска этой автоматики и ее необходимое быстродействие определяются конкретными параметрами ГТЭС и потребителей. для ГТЭС, нормально работающих параллель но с энергосистемой, действие такой автоматики означает переход на автономную работу со всеми вытекающими отсюда особенностями и проблемами.

В некоторых случаях можно обеспечить быстрое восстановление нормальной работы генераторов после нарушения их устойчивости без отключения от электрической сети энергосистемы. В частности, для ГТУ мощностью до 5МВт разработана быстро действующая система электрического торможения с балластными сопротивлениями, подключаемыми через тиристорные ключи.

Дополнительным средством протекции потребителя от аварийных циклов в энергосистеме является делительная автоматика. Эта автоматика при тяжелых авариях в энергосистеме отключает линии или трансформаторы, которыми потребитель и питающая его станция связаны с энергосистемой, сохраняя тем самым питание потребителя от этой электростанции.

При выборе делительной автоматики ГТЭС следует определить:
— способ предотвращения значительного понижения или повышения частоты сразу после деления сети из-за неравенства генерации ГТЭС и нагрузки в момент деления;
— необходимое быстродействие (при недостаточном быстродействии число нарушений технологического цикла потребителя увеличивается, а максимальное быстродействие, достигаемое за счет упрощения алгоритма автоматики, приведет к случаям ненужного деления);
— место деления (с учетом ремонтных режимов и прочего).

Если электростанция не рассчитана на покрытие всей нагрузки потребителя, то одновременно с делением отключается соответствующая часть нагрузки, содержащая наименее ответственные электроприемники.

Требуемая структура и параметры делительной автоматики определяются при расчетах электромеханических и электромагнитных переходных циклов с учетом ГТГ, электрических сетей, электроприемников и др.

Если ГТС имеет "слабую" связь с энергосистемой, то к тому, о чем сказано выше, нужно добавить проблему регулирования напряжения на шинах ГТГ в нормальных режимах.

Основной целью противоаварийных мероприятий при "слабой" связи ГТЭС с энергосистемой становится сокращение числа неизбежных случаев нарушения устойчивости по этой связи. В частности, приходится существенно ограничить переток мощности от ПС в энергосистему и обратный переток. Эту задачу может решить специальная автоматика, которая сводит к минимуму переток м. ГТЭС и энергосистемой, воздействуя на системы управления мощностью ГТЭС.

Параллельная работа генераторов может обусловить увеличение токов к.з. до уровня, превышающего допустимый для установленных электрических аппаратов и проводников, в связи с чем требуется проверка электрооборудования (особенно высоковольтных выключателей и кабелей) на термическую и динамическую стойкость, а в ряде случаев—выполнение мероприятий по ограничению токов к.з. Также должна проводиться соответствующая проверка систем релейной протекции и автоматики. Возрастающий уровень токов к.э. вызывает необходимость пересмотра уст * задействованных токовых реле, реле напряжения и выдержки времени. На всех ступенях схемы необходимо обеспечить не только ближнее, но по возможности дальнее резервирование защит. Обеспечение последнего повысит надежность работы с системой, ее устойчивость при больших возмущениях. но реализация надежного дальнего резервирования требует оценки термической стойкости распределительной сети 6(1 кВ к токам к.з., так как у кабельных линий этой сети она будет полностью определяться приведенным временем срабатывания защит, собственным временем отключения коммутационных аппаратов и выбранной ступени селективности.

Подключение СГ к распределительной сети 6(1 кВ:
— приводит к увеличению значения периодического и ударного токов трехфазного к.з., которые могут достигать десятков килоампер. Величина возникающего в момент аварии теплового импульса определяется током к.э. и приведенным временем срабатывания защиты, значение которого полностью за висит от действия противоаварийной автоматики на всех ступенях схемы электроснабжения;
— приводит к увеличению аварийных токов и в сети 0,4кВ на участках за понижающими трансформаторами 6(1 /0,4кВ из-за повреждений, которые мо гут происходить на выводах обмотки низкого напряжения трансформатора, на сборных шинах НН и на отдельных элементах питаемой сети 0,4кВ;
— требует проверки установок защит, так как повышенный уровень токов к.з. влияет на v плавления плавких вст * предохранителей, быстродействие расцепителей автоматических выключателей и чувствительность защит, задействованных в дальнем резервировании.

Автономная работа ГТЭС

Имеются в виду и те ГТЭС, которые специально предназначены для автономной работы, и те, которые могут лишь иногда оказываться в режиме автономного электроснабжения потребителя при ремонтных работах или в результате аварии.

На автономно работающую ГТЭС ложатся все за дачи регулирования напряжения и частоты. При этом регулирование частоты с помощью штатного регулирования скорости вращения ПУ может оказаться слишком грубым в связи с упрощенной (по сравнению с генераторами большей мощности) системой возбуждения и способа регулирования возбуждения.

Отдельного внимания требует вопрос статической и динамической устойчивости СГ ПЭС. Качество электрической энергии, выдаваемой генератором в схему электроснабжения потребителя, должно соответствовать требованиям ГОСТ13109-9 но по разным причинам в СГ могут существовать режимы, когда уровни напряжения у приемников электроэнергии, а следовательно, и на выводах СГ ГТЭС превышают допустимые значения. В настоящее время генераторы большинства электрических станций малой мощности, снабжены АРВ пропорционального типа, которые стремятся (хотя и не в состоянии) поддерживать постоянное напряжение на выводах СГ при всех изменениях режимов электрической системы. Поэтому при превышении заданных напряжений на выводах СГ устройство АРВ будет уменьшать ток возбуждения, что, наряду с уменьшением э.д.с. генератора и напряжения на выводах СГ, повлечет снижение действительного пре дела мощности и ухудшение статической устойчивости генераторов.

Исследования динамической устойчивости СГ выявили некоторые особенности самой установки, дополнительно влияющие на переходный цикл. Главной особенностью, отличающей ГТЭС от обычных тепловых электростанций и определяющей устойчивость генератора, является то, что газовая турбина имеет значительно меньший момент инерции, чем паровая, поэтому механическая постоянная инерции генератора и турбины оказывается меньше, чем у аналогичных турбогенераторов с паровой турбиной, примерно в 1,5-2раза. Следовательно, нарушение устойчивости происходит при меньшем возмущении.

Режимы работы ПЭС с малоинерционными агрегатами обычно значительно сильнее, чем у крупных электростанций, и зависят от особенностей потребителей. В наибольшей мере это относится к случаям, когда ПЭС имеет бестрансформаторную связь с шинами элетроприемников. Поэтому выбор противоаварийного управления ГТЭС в сильной степе ни "привязан" к особенностям потребителя, и в частности к такому параметру потребителя, как значение допустимой длительности перерывов электроснабжения.

Особую роль играет резкопеременная нагрузка, которая характеризуется тем, что потребляемая мощность сильно и часто изменяется во времени нормальной работы. При наличии резкопеременной возникают сложные задачи обеспечения допустимых режимов работы ГТГ по токам и моментам.

Для ПЭС, работающих автономно, особенно важно равномерное распределение нагрузки м. ПГ. Это не только позволяет более эффективно использовать располагаемую мощность ПЭС, но существенно уменьшает риск нарушения устойчивости при различных возмущениях (К3, толчках нагрузки и др.). Иногда эта задача может решаться дежурным персоналом, но если нагрузка меняется достаточно быстро и часто, то требуется соответствующая автоматика.

При проектировании ПЭС, предназначенной для автономного питания промышленной нагрузки, приходится рассматривать ряд следующих специальных аномальных режимов. АВР питания электроприемников. Если используется ГТУ со свободной силовой турбиной, а в нагрузке имеются синхронные двигатели, то возникают особенно высокие требования к быстродействию АВР и контролю разности фаз м. напряжениями на резервируемой секции и на резервном источнике в момент включения резервного питания. Автоматическое снижение нагрузки, потребляемой от ПГ в аварийных условиях. Отключение части наименее ответственных электроприемников позволяет снизить токи, повысить устойчивость ГТГ и обеспечить самозапуск ответственных электроприемников. При этом необходимо в каждых конкретных условиях определить, какое число электроприемников должно быть отключено и как быстро. Обеспечение пусков крупных электродвигателей. Возможности прямого пуска крупных электродвигателей, значит пуска непосредственным включением в сеть, в случае автономного электроснабжения от ГТЭС определяются соотношением м. номинальными мощностями пускаемого электродвигателя и ГТЭС. Из-за необходимости прямых пусков крупных электродвигателей может потребоваться увеличение установленной мощности ГТЭС или применение специальных пусковых устройств, обеспечивающих регулирование напряжения и частоты на зажимах электродвигателя. Воздействие резкопеременной нагрузки, мощность которой соизмерима с мощностью ГТЭС. Резкопеременная нагрузка создает колебания частоты и скорости вращения ПУ. Кроме того, колебания момента на валу ГТГ могут стать опасными в отношении прочности валопровода. Колебания момента и скорости вращения ГТГ при резкопеременной нагрузке должны изучаться исходя из свойств этой нагрузки и сопоставляться с допустимыми значениями, задаваемыми заводом—изготовителем ПУ. По данным такого анализа нужно принимать решение о том, какой дополнительный запас по мощности должна иметь ГТЭС, чтобы толчки резкопеременной нагрузки были неопасными. Если ПГ включаются непосредственно на шины электроприемников, то возникает так же одна специфическая проблема. Потребитель часто стремится секционировать свою схему электроснабжения, значит работать со всеми отключенными секционными выключателями. Такая схема предпочтительнее, так как К3 в одной половине сети никак не влияет на работу электроприемников другой половины. Но ГТГ, которые подключаются, естественно, к разным секциям, будут работать м. собой несинхронно (в отсутствии связи с энергосистемой). Это означает, что станут категорически недопустимыми многие коммутационные операции, которые обычно выполняет оперативный персонал на трансформаторных и распределительных подстанциях. Необходимы специальные блокировки таких операций, инструкции для персонала и пр.

При всей очевидности преимуществ по технико-экономическим показателям применения когенерации в электроэнергетике, число комбинированных энергоисточников в нашем регионе на данный момент невелико. Первопричина такого отставания заключается не в недопонимании важности перехода на новейшие технологии, а в отсутствии государственной политики и поддержки внедрения таких установок, в нехватке средств на эти цели у самих энергетиков.

Выводы Применение в электроэнергетике газотурбинных установок и ПЭС на ее основе может быть весьма эффективным, но требует решения ряда проблем с помощью известных технических средств. Наибольшее число проблем, требующих решения, связано с режимом аварийного электроснабжения. Способы решения этих проблем и параметры необходимого противоаварийного управления зависят от конкретных условий работы ГТЭС в энергосистеме и особенно от параметров нагрузки. Широкое внедрение когенерации возможно только при условии государственной поддержки отечественной электроэнергетики в данной области для этого необходимо:
— разработать и утвердить Правительством РФ или Президентом России федеральную программу внедрения в электроэнергетику страны ПУ и ПЭС, в том числе с применением когенерации энергии;
— принять пакет законов по вопросам взаимодействия м. независимыми производителями электрической и тепловой энергии и региональными энергосистемами;
— создать законодательную защиту потенциальных инвесторов.

Источник: www.cogeneration.ru/