Аспекты создания минигридов

Технические и экономические аспекты создания минигридов и их интеграции с централизованным энергоснабжением

ФИШОВ A.Г., доктор техн. наук
Новосибирский государственный технический университет г. Новоси6ирск, просп. Kарла Mаркса,2, fishov@ngs.ru

Представлены результаты исследования целесообразности создания самобалансирующихся локальных интеллектуальных энергосистем (минигридов) на основе малой генерации с их интеграцией в существующие электрические сети централизованного энергоснабжения. Обосновывается предпочтительность развития распределëнной по электрической сети малой генерации путём создания на еë основе самобалансирующихся минигридов для обеспечения надёжности энергоснабжения, экономической эффективности использования генерирующего оборудования, а также соответствия требованиям при работе этого оборудования в составе EЭC России. Представляется технология создания и управления режимами минигридов с использованием специализированной системной автоматики, реализующей инновационные способы противоаварийного и режимного управления.

Ключевые слова: распределённая малая генерация, локальные системы энергоснабжения, минигрид, электрическая сеть, параллельная работа, автоматика, эффективность.

Одним из основных трендов развития современной энергетики является децентрализация производства электроэнергии на основе распределённой малой генерации (MГ) для решения не только задач доступного и экономически аффективного энергоснабжения потребителей, но и сопутствующих, например, экологических задач при утилизации производственных и бытовых отходов, используемых в качестве исходного энергетического ресурса, удовлетворения общественного спроса на доступность энергетического бизнеса. Следует отметить, что если во многих странах основная доля MГ приходится на возобновляемые источники энергии [1], то в России, с учётом еë кли- матических и территориальных особенностей, на основной территории доминирует потребность не только в электрической, но и в тепловой энергии, поэтому преимущественно развивается топливная когенерация электрической и тепловой энергии.

Создание локальных систем энергоснабжения на основе MГ неизбежно наталкивается на проблемы их низкой надёжности и экономической неэффективности использования генерирующих мощностей, а развитие распределённой MГ, интегрированной в существующие электрические сети, по ряду причин ведëт к снижению надёжности централизованного энергоснабжения или необходимости неоправданного увеличения резервов генерирующих мощностей для еë сохранения [2].

Такими причинами определяется актуальность и высокая значимость задачи определения путей развития управления режимами MГ которые бы максимальной степени усиливали номические социальные достоинства подавляли негативные последствия развития распределённой MГ[3].

Создание самобалансирующихся минигридов (или локальных интеллектуальных энергосистем – ЛИЭC), рационально интегрированных с системами централизованного энергоснабжения, несомненно, один из основных путей развития MГ, а необходимой технологией, позволяющей достичь значительных результатов в данном направлении, является технология создания самобалансирующихся минигридов и их интеграции с сетями централизованного энергоснабжения.

Основой для создания минигридов могут служить:

• уже существующие или проектируемые локальные системы энергоснабжения (ЛCЭ), представляющие собой системы энергоснабжения, состоящие из электростанции(ий) малой мощности (как правило, мини-ТЭЦ), электрических и тепловых распределительных сетей, электрических связей с региональной энергосистемой, системой горячего водоснабжения, обладающие общим энергетическим режимом и находящиеся под диспетчерским управлением из диспетчерского центра ЛCЭ;
• районы существующих распределительных электрических сетей, сбалансированные по мощности с интегрируемыми в сеть генераторами малой мощности.

Под самобалансирующимся минигридом далее будет подразумеваться ЛСЭ с источниками электрической энергии суммарной мощностью 1 – 25 МBт, подключённая к распределительной сети 6 – 110 кB централизованного энергоснабжения с возможностью обмена мощностью, 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 без нарушения электроснабжения потребителей.

Развитие распределённой по сети MГ по такому пути позволит устранять локальные дефициты мощности, снижать потери электроэнергии, связанные с еë передачей на большие расстояния, обеспечивать высокую надёжность энергоснабжения, в том числе за счёт живучести всей системы энергоснабжения, обеспечивать быстрый ввод мощностей, короткие сроки окупаемости вводимых объектов MГ.

Социально-экономические и технические преимущества перехода от создания распределённой по сети малой генерации к созданию интегрированных в электрические сети минигридов

Далее представлены потенциальные системные эффекты от использования интегрированных в сети централизованного электроснабжения минигридов [4]:

Социально-экономические макроэффекты

• Расширение конкурентного сектора в энергетике за счёт масштабного развития независимой MГ. 
• Привлечение в развитие энергетики инвестиционных ресурсов малого и среднего бизнеса за счёт высокой экономической эффективности MГ минигридов, обусловленной быстрыми сроками ввода мощностей и короткими сроками окупаемости при условии их интеграции в электрические сети централизованного энергоснабжения.

Технические и экономические эффекты для собственников малой генерации

• Повышение надёжности и качества энергоснабжения потребителей минигридов за счёт локализации нарушений при авариях и автоматического восстановления нормального режима.
• Увеличение межремонтного интервала собственных генераторов за счёт стабильности режима выработки электроэнергии при параллельной работе с сетью централизованного энергоснабжения.
• Разгрузка выключателей внутренней сети минигридов при отключении токов короткого замыкания (К3) при параллельной работе за счёт опережающего отключения подпитки от внешней электрической сети в подготовленных сечениях сети.
• Получение дополнительных доходов от продажи избытков мощности и энергии во внешнюю сеть, в том числе за счёт заключения прямых договоров на розничном рынке, участия в рынке системных услуг, предоставлении генерирующих мощностей агрегаторам спроса для выравнивания графиков нагрузки.
• Снижение затрат на собственный резерв генерации и поддержание частоты в минигридах.

Технические и экономические эффекты для распределительной Сетевой компании, интегрирующей в свой состав минигриды

• Повышение качества электрической энергии и надёжности энергоснабжения за счёт генерирующих источников минигридов.
• Снижение пиковых нагрузок оборудования за счёт выполнения функции агрегатора при управлении спросом с учётом генерирующих мощностей минигридов.
• Увеличение срока службы оборудования, уменьшение потерь при передаче электроэнергии за счёт снижения и выравнивания графиков его загрузки.
• Присоединение потребителей без инвестиций в развитие сети за счёт присоединения гарантированной генерации в запертых зонах сети.
• Возможность покупки электроэнергии у MГ на покрытие потерь и собственных нужд по ценам ниже рыночных.

Эффекты для системного оператора EЭС

• Участие генерации минигридов в режимном и противоаварийном управлении.
• Возможность выравнивания графика нагрузки и противоаварийного балансирования режима.
• Повышение сопротивляемости электрической сети и энергосистемы в целом возникновению и развитию нарушений с массовым погашением районов энергоснабжения за счëт сохранения работоспособности энергорайонов минигридов и возможности использования их генерирующих мощностей для восстановления энергоснабжения в погашенных частях сети, т. е. повышение живучести системы.

Технологические риски и барьеры на пути интеграции малой генерации в существующие электрические сети и требования к способам и схемам интеграции минигридов

Технологические барьеры на пути интеграции объектов с MГ в существующие сети централизованного электроснабжения известны [5, 6]:

• Сложность обеспечения динамической устойчивости режима параллельной работы объектов с MГ и внешней электрической сети вследствие малой механической инерции роторов энергоблоков MГ. Высокие риски возникновения опасных асинхронных режимов.
• Возможность возникновения недопустимых ударных моментов на валах энергоблоков MГ при проходящих К3, как во внешней, так и во внутренней электрической сети.
• Увеличение токов короткого замыкания (особенно в схеме объектов с малой генерацией) при подключении к мощной внешней электрической сети.
• Необходимость масштабной реконструкции средств Р3А на подстанции присоединения объекта с MГ.
• Необходимость интеграции объекта с MГ в общую систему оперативного управления (ЦУС, РДУ).
• Повышение требований к профессиональному уровню оперативного персонала системы энергоснабжения объекта с MГ.

С учётом указанных барьеров можно сформулировать желаемые требования к схеме и способам интеграции объектов с MГ в электрические сети централизованного энергоснабжения:

• экономическая доступность интеграции объектов с MГ с внешней электрической сетью;
• надёжность электроснабжения потребителей объектов с MГ при нарушениях нормального режима;
• надëжная работа электростанции объектов с MГ в режимах параллельной и автономной работы, а также в переходах между ними;
• исключение возможности возникновения ударных моментов на валах синхронных генераторов электростанции объектов с MГ;
• управляемый реверсивный обmен мощностью (энергией) объектов с MГ с внешней сетью;
• ограничение отключаемых токов короткого замыкания в сети объектов с MГ;
• минимальность необходимости реконструкции существующей сетевой автоматики и релейной защиты и согласования с ней автоматики объектов с MГ;
• независимость технологического управления объектов с MГ от системы управления внешней электрической сети;
• исключение потребности в высококвалифицированном оперативном персонале объектов с MГ;
• возможность интеграции электронной генерации всех видов (BИЭ, накопители), как дополнительных источников энергии, в состав источников энергии объектов с MГ;
• возможность подключения объектов с МГ к разным точкам внешней электрической сети;
• возможность шунтирования внешней электрической сети на переменном токе с управлением уравнительными перетоками;
• возможность участия генерации объектов с МГ в системных услугах внешней электрической сети;
• автоматический режим объектов с МГ при параллельной работе с внешней сетью;
• самонастройка объектов с МГ по структуре сети, составу оборудования, уставкам регулирования.

B наибольшей степени всем приведëнным требованиям соответствуют объекты с МГ, представляющие собой самобалансирующиеся минигриды.

Создание самобалансирующихся минигридов и обеспечение их режимной и противоаварийной управляемости

Противоаварийное управление минигридами в режимах параллельной работы внешней сетью на основе экстренного сбалансированного отделения

Из анализа представленных выше технологических барьеров и традиций решения проблем надёжности и экономичности режимов энергосистем следует, что если в привычных энергосистемах решение указанных проблем 6ыло предпочтительней, обеспечивая надёжность параллельной работы электростанций и частей сети, то при объединении объектов с МГ с существенно меньшей электромеханической инерционностью вращающихся масс энергоблоков (1–2 с) на параллельную работу с крупными, рациональней становится их противоаварийное отделение минигридами при поддержании средствами управления их сбалансированности [5, 6].

Рассмотрим такое решение на примере минигрида, подключённого на параллельную работу с внешней энергосистемой, представленном на рис. 1.

Рuc.1. Схема минигрида c тремя возможными сечениями для отопления: PY — распределительное устройство; PП — распределительный пункт; F — Генератор; Д — двигатель; КЛ — кабельная линия

Если при аварийных возмущениях обеспечить экстренное противоаварийное отделение минигрида от внешней сети с допустимой несбалансированностью по мощности за счëт использования наиболее подходящего и подготовленного по загрузке сечения, то можно обеспечить преодоление основных указанных выше барьеров.

Комплекс технических решений для удовлетворения требований к интеграции минигридов с сетью централизованного энергоснабжения

Для достижения системных эффектов и преодоления барьеров на пути создания минигридов, как показывает опыт реализации пилотного проекта, необходимо применение представленного ниже комплекса технических решений:

1. Использование синхронизированных векторных измерений для мониторинга синхронизма и синхронизации частей сети.
2. Использование опережающего сбалансированного отделения (ОСД) минигридов от внешней электрической сети для предотвращения нарушений устойчивости режима при больших возмущениях.
3. Блокировка несинхронных включений минигридов на параллельную работу по всем возможным сечениям, в том числе за счëт использования специальной коммутации схемы выдачи мощности для осуществления режимов автономной и параллельной работы ЛСЭ с внешней сетью [6].
4. Использование распределённого управления для надëжного управления режимом параллельной работы минигридов с внешней электрической сетью при использовании нескольких сечений для отделения минигридов с их последующей синхронизацией [выносная часть автоматики может располагаться на распределительном пункте (РП)].
5. Использование быстродействующего пускового органа в АОСД1 и быстродействующих выключателей в сечениях для обеспечения опережающего отделения минигридов от внешней сети при срабатываниях сетевых защит и коммутациях в электрической сети, а также разгрузки выключателей внутренней сети от подпитки токами внешней сети за счëт каскадного отключения токов короткого замыкания.
6. Автоматическое управление включением на параллельную работу и прекращения параллельной работой минигридов с внешней электрической сетью при оперативных запретах или разрешениях параллельной работы [7 – 9].
7. Специальный способ поддержания постоянной готовности минигридов к спорадическому сбалансированному отделению от внешней электрической сети по одному из сечений за счëт формирования коридоров допустимых перетоков и удержания доаварийного обменного перетока мощности внутри коридора [10].
8. Автоматический выбор состава работающего генерирующего оборудования, обеспечивающего выдачу свободных мощностей в сеть и постоянную готовность к спорадическому отделению по одному из сечений.
9. Компенсация токов замыкания на землю при объединении электрических сетей 10 кB минигридов и подстанций присоединения и превышения ими допустимых значений.
10. Ближнее резервирование АОСД для гарантированного противоаварийного отделения минигридов от внешней сети.
11. Исключение подпитки от минигридов трансформаторов и отключëнных линий 110 кB, питающих подстанции присоединения 110 кB.

Специализированная системная минигридов

Для осуществления требуемого режима параллельной работы минигрида с внешней электрической сетью в минигриде предполагается использование системной автоматики [7], 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 электростанции минигрида и управления их мощностью.

Системная автоматика является распределëнной и представляет собой связанные дублированными каналами передачи данных два комплекса — ПТК 1, размещённый в диспетчерском центре мини-ТЭЦ, и ПТК 2, расположенный в сечении схемы выдачи мощности во внешнюю сеть.

ПТК 1 осуществляет функции телемеханики минигрида, управления пусками и остановами ГПУ, режимами их работы для поддержания постоянной готовности к спорадическому отделению минигрида.

ПТК 2 осуществляет функции опережающего отделения минигрида от внешней электрической сети при К3 в минигриде и близких К3 во внешней сети, резервирование отключения выключателей (УРОB), пассивной синхронизации минигрида с внешней электрической сетью, сбор и передачу в ПТК телеметрической информации от находящегося в сечении оборудования.

Основным способом исключения ошибочных действий персонала электростанции минигрида является осуществление управления режимом параллельной работы минигрида с внешней сетью и переходом к такому режиму исключительно автоматикой.

Оператор минигрида вправе только назначить один из трёх режимов обмена мощностью с внешней электрической сетью:

1. Режим поддержания нулевого обмена мощностью. B этом режиме групповой регулятор мощности электростанции минигрида поддерживает с погрешностью регулирования динамический баланс мощности между генерацией и потреблением в минигриде. Такой режим иначе называется режимом следования за собственной нагрузкой. Для спорадического отделения минигрида он является режимом идеальной сбалансированности, однако, для экономики и технологии мини-ТЭЦ он наименее благоприятен, так как свободные генерирующие мощности не используются, а интенсивность регулирования мощности энергоблоков выше, чем при автономной работе, поскольку 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 объёме.
2. Режим поддержания нулевой средней мощности с удержанием мощности в коридоре допустимых перетоков по сечению для устойчивости работы энергоблоков в случае спорадического отключения минигрида от внешней электрической сети (режим работы в допустимом коридоре с нулевой средней мощностью). B этом режиме возникающий при спорадическом отключении небаланс минигрида не превышает допустимых сбросов/набросов мощности на работающий энергоблок (например, на энергоблоки 2000 кBт КоТЭС жилищного массива «Берёзовое» — около 150 – 200 кBт). Ширина коридора зависит от числа работающих энергоблоков. При трёх- четырёх работающих энергоблоках ширина коридора около ±500 кBт. Для ТЭЦ этот режим выгоден тем, что основную часть времени энергоблоки работают с постоянной загрузкой, так как 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, поскольку технологическим ограничением при регулировании перетока является мощность 70 – 80 % 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 учётом коридора допустимых небалансов при спорадическом отделении. B этом режиме автооператор ПТК 1 выявляет наличие и число свободных (неиспользуемых для покрытия собственной нагрузки минигрида) генераторов, определяет их как нерегулируемые и загружает до заданной максимальной величины. Также автооператор обеспечивает подключение цепей управления выключателями этих генераторов к выходу АОСД, что будет приводить к их отключению при срабатывании пускового органа АОСД, т. е. при спорадическом отделении минигрида 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 учётом коридора допустимых небалансов в случае спорадического отделения минигрида. Такой режим экономически наиболее выгоден ТЭЦ, так как создаёт максимальное использование установленных мощностей электрогенерации и максимальную выработку энергии в режиме когенерации.

Далее представлен функционал системной автоматики:

Автооперирование

• Ввод в работу/вывод энергоблоков.
• Синхронизация подсистем.
• Восстановление нормального режима параллельной или автономной работы.
• Оперативный и аварийный перевод минигрида или его части (с разделением электростанции по шинам) в изолированный режим.
• Перевод минигрида в режим параллельной работы.
• Перевод группы энергоблоков в режим регулирования частоты.
• Перевод группы энергоблоков в режим выдачи заданной мощности.
• Перевод минигрида в режим изолированной работы.

Режимное управление

• Регулирование частоты в островном режиме.
• Регулирование сальдо перетока в режиме параллельной работы.
• Коррекция выдаваемой генераторами мощности для удержания перетока по контролируемому сечению в коридоре допустимых значений.
• Регулирование напряжения в изолированном режиме.
• Регулирование напряжения или tgj в режиме параллельной работы.

Противоаварийное управление

• Опережающее сбалансированное отделение минигрида при возмущениях с угрозой нарушения динамической устойчивости параллельной работы.
• Предотвращение и ликвидация нарушений всех режимных ограничений в стационарных режимах (по загрузке оборудования, напряжению, частоте).

Контроль и измерение

• Контроль текущего коммутационного состояния схемы сети.
• Измерение режимных параметров оборудования и проверка их допустимости.
• Векторное измерение параметров в опорных узлах сети с выделением прямой и обратной последовательностей.
• Достоверизация коммутационного состояния схемы сети, измеряемых параметров.

Блокировка к превентивные действия

• Блокировка включений на параллельную работу по всем сечениям сети.
• Перевод минигрида в изолированный режим при технологических нарушениях с рисками нарушений устойчивости параллельной работы.
• Блокировка оперативных включений/отключений с недопустимыми набросами/сбросами мощности в изолированном режиме.

Сигнализация и визуализация

• Визуализация текущего коммутационного состояния схемы с цветовым выделением синхронных подсистем.
• Визуализация режимных параметров и ограничений.
• Сигнализация о нарушениях в объекте и системе управления.

Представленные технические решения в совокупности с применением специализированной системной автоматики управления режимами минигридов позволяют обеспечить надёжность электроснабжения электроприëмников минигридов в различных схемно-режимных условиях, безопасность для оборудования за счëт соответствующей функциональности, требуемых быстродействия, селективности и чувствительности работы устройств противоаварийной и режимной автоматики.

Полнофункциональная физическая модель минигрида в НИУ «MЭИ»

Для отладки алгоритмов, тестирования работы системной автоматики и полнообъëмных исследований режимов минигридов на базе существующих физических электродинамических моделей энергосистем в НГТУ и НИУ «МЭИ» были созданы физические модели минигридов. В НГТУ модель была максимально приближена к реальной ЛCЭ, послужившей в последующем для пилотной реализации минигрида. Модель в НИУ МЭИ представляет собой образ наиболее функционально насыщенного минигрида, позволяющего в максимальной степени реализовывать возможные системные эффекты от создания минигрида с его интеграцией с внешней электрической сетью централизованного энергоснабжения. Принципиальная схема физической модели минигрида НИУ МЭИ, согласованная с заказчиком НИОКР по разработке системной автоматики (АО «Россети Тюмень»), приведена на рис. 2.

Рuc. 2. Схема физической модели минигрида с гибридной генерацией, возможностями выдачи мощности во внешнюю сеть по одной или двум линиям электропередачи с подключением по рaзным точкам внешней электрической сети и управлением уравнительным перетоком мощности nри шунтировании части внешней сети сетью минигрида: ШБМ — шины бесконечной мощности; ВЛ — модель воздушной линии Электропередачи; модель CЭC — модель стохастического источника — солнечной Электростанции; модель ВЭC — модель стохастического источника — ветряной Электростанции; Г — Генератор; H — нагрузка; ΦПУ — фазоповоротное устройство

Схема позволяет моделировать эффекты от создания минигрида и его включения на параллельную работу с внешней сетью, как для самого минигрида, так и для внешней электрической сети и энергосистемы:

• Рациональное использование генерирующих мощностей минигрида за счëт обмена с внешней сетью.
• Повышенное качество электроэнергии прежде всего по частоте в режиме параллельной работы с внешней сетью.
• Повышение надёжности электроснабжения за счëт полного или частичного резервирования потребителей от внешней электрической сети.
• Запуск с нуля электростанций минигрида за счëт запитки собственных нужд от внешней сети.
• Управление пропускной способностью и потерями во внешней сети за счëт изменения точек подключения в режиме параллельной работы, изменения режимов выдачи мощности генераторов, а также управления уравнительным перетоком с помощью фазоповоротного устройства при одновременном подключении минигрида к двум разным точкам электрической сети [11].
• Демпфирование негативного влияния стохастической генерации (ВЭУ или CЭC) на режим внешней электрической сети за счëт регулирования обменного перетока мощности генераторами минигрида.
• Выравнивание графика нагрузки внешней электрической сети (участие генерации минигрида в работе внешнего агрегатора спроса).

В качестве моделей энергоблоков использовались блоки двигателей постоянного тока с синхронными генераторами мощностью 25 и 35 кВт.

На рис. 3 представлен процесс управления режимом минигрида автооператором системной автоматики, охватывающий запуск электростанции с нуля при оперативном запрете параллельной работы, реагирование на изменение (включение/отключение нагрузки), отмену запрета параллельной работы с автоматическим переходом в режим параллельной работы с внешней сетью, оперативное изменение режима обмена мощностью минигрида с внешней сетью (от поддержание сбалансированности к выдаче максимальной свободной мощности во внешнюю сеть), запрете параллельной работы с последующим снижением обменной мощности до нуля и переходом в автономный режим.

Hа рис. 3 приведены графики изменения режимных параметров на разных этапах процесса управления минигиридом автооператором системной автоматики, зарегистрированные на физической модели: A — этап с оперативным разрешением на запуск электростанции с нуля при запрете параллельной работы с внешней электрической сетью. Автооператор запускает один энергоблок и включает его на холостые шины; B — этап с подключением первой нагрузки с соответствующим набором мощности генератором; С — этап с подключением второй нагрузки, приводящим к перегрузке работающего генератора, поэтому автооператор незамедлительно запускает второй генератор.

Puc. 3. Графики изменения режимных параметров в процессе управления минигридом автооператором системной автоматики, зарегистрированные на физической модели: ƒи P — частота и активная мощность генераторов; t — время; A — G — Этапы процесса управления минигридом

Hа этапе D — проводится синхронизация генераторов. Автооператор формирует из них группу с ведущим и ведомым генераторами, регулирующими частоту. B результате нагрузка равномерно распределяется между работающими генераторами. Hа этапе E — даётся оперативное разрешение на параллельную работу минигрида с внешней электрической сетью и задаётся режим выдачи свободных мощностей во внешнюю сеть. Проводится удалённая синхронизация минигрида с внешней сетью. Автооператор загружает генераторы до максимальной разрешëнной мощности и переводит регулирование мощности на регулирование обменного перетока. Hа данном этапе выставляется оперативный запрет параллельной работы. Автооператор разгружает контролируемое сечение до нуля с последующим отключением связей и безударным переводом регуляторов энергоблоков в режим регулирования частоты.

Реализация пилотного проекта минигрида на базе локальной системы энергоснабжения жилищного массива «Берëзовое» в Новосибирске

Объект и система управления

Схема выдачи мощности мини-ТЭЦ (КоТЭС — когенерационная тепловая электростанция) во внутреннюю и внешнюю сеть локальной системы энергоснабжения жилищного массива «Берëзовое» представлена на рис. 4.

Puc.4. Схема выдачи мощности мини-ТЭЦ: ГРУ ГПУ — Генераторное распределительное устройство (10 кВ); ЗPУ ГPY — закрытое распределительное устройство; ГРУ — Генераторное распределительное устройство; ГПУ — Газопоршневая установка; ДГУ — дизель генераторная установка; ДГP — дугогасящий реактор; CВ — секционный выключатель; яч — ячейка выключателя

Особенностью схемы выдачи мощности является присоединение ЛСЭ к подстанции внешней электрической сети через РП. Эта особенность позволяет просто использовать для сбалансированности отделений ЛСЭ от внешней сети два сечения (до и после РП).

Основу электрогенерации мини-ТЭЦ составляют пять газопоршневых энергоблоков фирмы Coterpillar суммарной мощностью 10 МBт (5 ´ 2), и резервные дизельные блоки мощностью 3,2 МBт (1,6 ´ 2). Суммарная мощность генерации тепла за счëт когенерации и выработки тепла на газовых котлах составляет около 50 МBт.

Изначально ЛСЭ удалённого жилищного массива на основе собственного источника создавалась как альтернатива централизованному энергоснабжению.

3а пятилетнюю историю состоялось три этапа еë развития:

• Создание полностью изолированной (островной) системы энергоснабжения.
• Подключение ЛСЭ к сети внешнего централизованного энергоснабжения без права параллельной работы генераторов ЛСЭ с внешней сетью.
• Создание на основе ЛСЭ полноценного минигрида с возможностями, как автономной, так и безопасной параллельной работой с внешней сетью, обменом мощностью, надёжными переходами из режима параллельной работы в автономный и наоборот.

Добиться надëжного и качественного энергоснабжения с хорошими показателями экономичности при производстве энергии ЛСЭ в островном режиме не удалось. Причинами стали невыгодный профиль нагрузки, неэкономичность режимов энергоблоков при активном регулировании частоты, неустойчивость работы энергоблоков в режимах мини- мальной нагрузки, отключения энергоблоков штатной автоматикой при сбросах/набросах нагрузки.

Реализация второго этапа развития ЛСЭ позволила лишь частично решить одну проблему — обеспечение надëжности энергоснабжения части потребителей ЛСЭ за счëт ограниченного сетевого резерва, вводимого при погашении электростанции.

Реализация третьего этапа в 2021 году с созданием минигрида на основе ЛСЭ позволила практически полностью реализовать приведённые выше системные эффекты, решив проблемы надёжности энергоснабжения и режимов электростанции, качества электроэнергии, экономической эффективности использования генерирующего оборудования, снижения потребности в сетевом резерве.

Для удовлетворения требованиям к участию энергоблоков минигрида в общем первичном регулировании частоты (ОПРЧ) была разработана и реализована система автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ) под управлением автооператора.

Работа системы АРЧМ в режиме параллельной работы минигрида с внешней электрической сетью устроена следующим образом. Основным режимом параллельной работы минигрида с внешней электрической сетью является работа энергоблоков в так называемом «коридоре допустимых небалансов», при котором мощность энергоблокам задаётся внешними постоянными сигналами по аналоговым каналам 4 – 20 мА, и регулируется только регуляторами частоты вращения двигателей. Системная автоматика осуществляет разомкнутое управление мощностью энергоблоков для задания желаемой выдаваемой мощности, а автоматические регуляторы частоты вращения (АРЧB) выполняют независимое первичное 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 минигрида от внешней электрической сети (сбросе обменного перетока мощности).

При работе энергоблоков 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 минигрида и проводится, как правило, с частотой 1 – 2 раза в час. Длительность корректировки составляет 60 – 75 с. Корректировка осуществляется только при условии нахождения частоты в зоне мёртвой полосы ОПРЧ, т. е. не препятствует его работе. При таком регулировании за счëт преимущественной работы энергоблоков в режиме выдачи постоянной мощности удаётся значительно снизить расход газа на выработку эквивалентного количества энергии (на 15 – 20 %), что соответственно снижает и углеродный след от использования топливной генерации.

Структура аппаратных средств системной автоматики минигрида представлена на рис. 5.

Puc. 5. Структура аппаратных средств cиcmeмной автоматики минигрида: CВИ — синхронизированные векторные измерения; PA — режимная автоматика; ПA — противоаварийная автоматика; УCO — устройство связи с объектом; TH, TT — трансформаторы напряжения и тока; DI, DO — каналы цифрового входа и выхода

Система автоматики состоит из двух частей, одна из которых расположена в диспетчерском помещении КоТЭC, а вторая в помещении удалённого РП, на котором осуществляется синхронизация с внешней сетью и отделение от неё. Части системы связаны двумя каналами оптоволоконной связи.

Комплексная программа испытаний готовности минигрида к включению на параллельную работу с сетью EЭС под управлением системной автоматики

Приведëм фрагмент комплексной программы с перечнем проверок, относящихся к обеспечению безопасности режима параллельной работы для оборудования внешней электрической сети и минигрида.

1. Проверка блокировки несинхронного включения выключателей фидеров связи 10 кB с РП минигрида на ПC 110 кB «Силикатная».
2. Проверка автоматической синхронизации минигрида с электрической сетью EЭC.
3. Проверка параллельной работы минигрида с электрической сетью EЭC 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 минигрида от электрической сети EЭC при запрете параллельной работы со стороны дежурного персонала центра управления сетями сетевой компании и РДУ системного оператора.
5. Проверка автоматического восстановления режима параллельной работы минигрида с внешней электрической сетью централизованного энергоснабжения после отмены запрета на параллельную работу.
6. Проверка автоматического отключения подпитки минигридов отделившихся пассивных районов электрической сети АО «РЭC» (при поочерёдном отключении каждой из линий в режимах их использования для параллельной работы).
7. Поверка противоаварийного отключения минигрида от электрической сети EЭC выключателями 10 кB РП минигрида при имитации коротких замыканий в электрической сети с посадкой напряжения на РП ниже уставки срабатывания АОCД (0,8 от номинального напряжения).

Заключение

Развитие распределëнной по сети EЭC малой генерации в составе самобалансирующихся энергорайонов (минигридов) позволяет не только снизить негативное влияние на надёжность и безопасность существующих электрических сетей от появления множества новых маломощных источников в их составе, но и улучшить эти свойства за счëт реализации новых системных эффектов при соответствующем управлении. Для самой малой генерации интеграция в электрические сети через минигриды способна обеспечить качество и надëжность энергоснабжения потребителей, высокую экономическую эффективность, невозможные в режимах автономной работы на локальную нагрузку или при параллельной работе с сетью централизованного энергоснабжения в качестве источника электроэнергии.

Разработанная технология создания и управления режимами минигридов доведена до промышленного испольсования и доказала свою безопасность и эффективность при реализации в рамках пилотного проекта.

Результаты получены при выполнeнии HИOKР «Разработка целевой модeли (прототипа) Mini/MicroGrid» по заказу AO «Россeти Тюмень», а также при реализации пилотного проекта создания минигрида на базе локальной систeмы энергоснабжения жилищного массива в Новосибирске, интeгрированного с внешней сетью. Автор выражаeт глубокую благодарность сотрудникам ФБГOУ Новосибирский государствeнныň технический университет, OOO «Модульные системы Торнадо»,OOO «AльтeроСмарт»за участие в разработкe технологии создания к управления режимамиъ минигрида,OOO «Институт автоматизации энергосистем» за выполнение проекта, а также руководству и персоналу OOO «Энергосети Сибири» и OOO «Генерация Сибири» за предоставленную возможность и содействие при реализации пилотного проекта.

CПИCOК ЛИТEРАТУРЫ

1. Xuesong Zhou Tie Guo, Youjie Ma. An overview on Microgrid technology // International Сconference on Mechatronics and Automation (Beijing, 2 – 5 August 2015). Beijing: IEEE, 2015. P. 76 – 81. DOI: 10.1109/ IСMA.2015.7237460.
2. Гуревич Ю.E., Илюшин П.B. Особенности расчетов режимов в энергорайонах с распределëнной генерацией: монография. — H. Новгород: HИУ РАHXиГC, 2018. — 280 с.
3. Илюшин П.B. Разработка технических требований к генерирующим установкам распределенных источников энергии в условиях трансформации электроэнергетических систем // B сб.: Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. 92-е заседание Междунар. науч. семинара им. Ю. H. Руденко. B 3-х кн. — Иркутск, 2020. C. 29 – 38.
4. Разработка целевой модели (прототипа) Mini / MicroGrid // Вести в электроэнергетике. 2021. № 3 (113). C. 2 – 11.
5. Патент № 2бб2728. Способ противоаварийного управления режимом параллельной работы синхронных генераторов в электрических сетях : заявл. 06.12.2016 : опу6л. 30.07.2018 // А. Г. Фишов, Б. Б. Мукатов, А. И. Марченко ; заявитель и патентообладатель Новосибирский государственный технический университет.
6. Фишов A. Г. Режимы и автоматика Минигрид, ра6отающих в составе распределительных электрических сетей EЭC/ А. Г. Фишов, E. C. Ивкин, O. B. Гилев, Ю. B. Какоша // Релейная защита и автоматизация. 2021. № 3 (44). C. 22 – 37.
7. Гeжа E. H. Системная автоматика для интеграции локальных систем электроснабжения с синхронной малой генерацией в электрические сети // E. H. Гежа, B. E. Глазырин, Г. E. Глазырин, E. C. Ивкин, А. И. Марченко, Р. Ю. Cемендяев, O. B. Cердюков, А. Г. Фишов // Релейщик. 2018. № 02(32). C. 24 – 31.
8. Фишов A. Г. Синхронизация Micrgrid с внешней электрической сетью и между собой в нормальных и послеаварийных режимах при разных схемах объединения / А. Г. Фишов, А. X. Гуломзода, E. C. Ивкин, Р. Ю. Cемендяев // Релейная защита и автоматизация. 2021. № 2 (43). C. 32 – 42.
9. Патент № 2б8б079. Способ синхронизации частей электрической сети : саявл. 30.11.2017 : опубл. 24.04.2019 / А. Г. Фишов, Д. B. Армеев, O. B Cердюков ; заявитель, патентообладатель Hовосибирский государственный технический университет ; OOO «Торнадо Модульные Системы».
10. Патент № 2б97510. Способ управления составом и загрузкой генераторов электростанции с собственными нагрузками, работающей изолированно и параллельно с приёмной энергосистемой : заявл. 10.04.2018 : опубл. 15.08.2019 / А. Г. Фишов, E. C. Ивкин, Р. ю. Cемендяев ; заявитель, патентообладатель OOO «Торнадо Модульные системы».
11. Патент № 272б154. Способ снижения потерь электроэнергии в замкнутой электрической сети : заявл. 27.08.2019 ; опубл. 10.07.2020 / А. Г. Фишов, А. B. Лыкин, А. А. Брагин, З. Энхсайхан ; заявитель, патентоо6ладатель АO «Россети Тюмень».