Противоаварийное управление изолированной энергосистемой с генераторами небольшой мощности

Сегодня, актуальность надежного электроснабжения месторождений нефти и газа не вызывает сомнений. Этот  вопрос снимается, в какой-то мере, при подключении к единой энергосистеме России. Но, к сожалению, не всегда есть такая возможность. При автономном электроснабжении на устойчивость работы электрической сети влияют особенности источников электроэнергии и технологического производства месторождения. Одним из таких объектов является месторождение Восточного Увата, энергоснабжение объектов нефтедобычи которого обеспечивает изолированная энергосистема с подстанциями классов напряжения 110, 35,  и 6 кВ. Источниками генерации являются газотурбинные агрегаты мощностью 5,5 МВт, газопоршневые агрегаты мощностью 1,54 МВт и дизельные генераторные установки мощностью 0,8…1,28 МВт. Основным топливом генерирующих установок является попутный газ. Суммарная установленная мощность генераторов составляет 111 МВт с уровнем загрузки энергоблоков в процентах от номинальной мощности оборудования 76 – 89%. Потребителями на месторождении являются двух трансформаторные подстанции 35/6 кВ кустов буровых установок с трансформаторами мощностью по 6,3…10 МВА.

Несмотря на то, что энергосистема Восточного Увата небольшой мощности относительно единой энергосистемы России, все требования к противоаварийной автоматике (ПА)  являются аналогичными и для обеспечения устойчивой работы системы понадобилось строить комплекс ПА со всеми основными функциями и центральным координирующим устройством. Особенность проекта заключалась в том, что для объекта такой мощности потребовались решения, как для большой энергосистемы, что экономически сложно обосновать.

Кроме того, сложностью в обеспечении надежного электроснабжения месторождения является зависимость генерации от работы основного технологического процесса, соизмеримая единичная мощность генераторов и потребителей, а так же узкий диапазон работы регуляторов активной и реактивной мощности генераторов. Отключение генераторов, или линий электропередачи, несущих более 10% мощности энергосистемы вызывает лавинообразный процесс развития аварии с полным погашением энергосистемы. Это и показал анализ выполненных расчетов – при отключении трех и более генераторов ГТУ-5,5 МВт, мощности оставшихся в работе генераторов недостаточно для покрытия нагрузки потребителей.

Перед специалистами ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» была поставлена задача повышения надежности электроснабжения месторождения Восточного Увата, параллельно компанией ООО «ПромАвтоматика» внедрялась режимная автоматика управления генерацией с использованием групповых регуляторов активной и реактивной мощности. Первоочередной задачей была необходимость привести сложную первичную схему энергосистемы, имеющей большое количество поперечных связей, к упрощенной схеме с выделением центра нагрузок см. рис.1. Таким образом, для выполнения противоаварийного управления, все шесть систем шин 35 кВ, объединенных между собой, приняты как центр нагрузок схемы выдачи мощности между генерацией и потребителями.

 

Рис.1. Приведенная схема энергосистемы месторождения

 

После проработки с заказчиком режимов работы энергосистемы и определения некоторых ограничений по временным схемам, удалось решить глобальную задачу внедрения комплекса противоаварийной автоматики для изолированной энергосистемы. Для реализации функций противоаварийного управления, был разработан комплекс противоаварийной автоматики на базе серийно выпускаемом оборудовании НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» — микропроцессорных устройств «НЕВА-ПА». Устройства позволяют реализовать сложные алгоритмы противоаварийного управления, в частности с учетом особенностей объекта применить нетиповой подход по отдельным техническим решениям и алгоритмам работы ПА.

Система противоаварийного управления централизованная, контролирует совокупность схемно-режимных параметров энергосистемы месторождения с единым центром принятия решения.  Совокупность устройств противоаварийного управления состоит из подсистем, каждое из которых работает по собственным алгоритмам при полном взаимодействии в составе единого комплекса противоаварийной автоматики для предотвращения нарушения устойчивости работы энергосистемы. Автоматика прекращения нарушения устойчивости (АПНУ) является центром принятия решения и формированием управляющего воздействия.  Остальные подсистемы комплекса противоаварийной автоматики являются пусковыми органами АПНУ, каждая из которых работает по собственным алгоритмам.

Основной из них является САОН, быстродействующая система автоматического ограничения нагрузки с пуском по фиксации отключения генератора (ФОГ), фиксации отключения линии схемы выдачи мощности (ФОЛ) и фиксации сброса мощности (ФСМ). АПНУ от пускового органа САОН действует без выдержки времени, отключает нагрузку, эквивалентную потерянной мощности генерации. При проведении испытаний, время выдачи управляющего воздействия при срабатывании пускового органа ПА не превысило 42 мс.

При расчете управляющего воздействия специалисты столкнулись с проблемой передачи управляющего воздействия до конечного потребителя, имеющего большую мощность соизмеримую с мощностью генераторов. Это связано с большим разбросом по местности технологических установок и отсутствия с ними каналов связи для передачи команд. Выполнение этих каналов в рамках внедрения комплекса ПА было невозможным из-за дороговизны исполнения.

Было принято решение управляющее воздействие ПА выполнить на выключатели отходящих линий 35 кВ в центре схемы выдачи мощности. Но, при групповом отключении потребителей сложно рассчитать необходимый объем мощности управляющего воздействия. Поэтому увеличено количество ступеней работы ПА до девяти.

Если после срабатывания АПНУ от пускового органа САОН, баланс мощности в энергосистеме не восстанавливался, то дальнейшую разгрузку генерации обеспечивал «второй эшелон ПА», функция АОСЧ, которая имеет несколько очередей:

• АЧР - существующая локальная автоматическая частотная разгрузка;
• ДАРЧ - дополнительная автоматическая разгрузка по частоте комплекса ПА;
• ЧДА - частотно-делительная автоматика.

В электрической сети Усть-Тегусского месторождения в настоящее установлены локальные автономные устройства автоматической частотной разгрузки – АЧР. Устройства АЧР с заданными уставками по частоте и времени установлены приближено к потребителям, на фидерах 6 кВ распределительных устройств в кустах нагрузки. Все устройства АЧР работают автономно от общей системы ПА. Для исключения перерегулирования ПА ноебходимо было согласовать между собой работу АПНУ, АЧР и дополнительной разгрузки по частоте. По алгоритму восстановления частоты в системе, при резком снижении частоты, АЧР является первой очередью отключения потребителей. При более медленном снижении частоты в системе, АПНУ комплекса ПА работает до АЧР, но при снижении чатоты до уставки работы АЧР, АПНУ блокируется по частоте. Дополнительная разгрузка по частоте (ДАРЧ) резервирует работу всей системы ПА при устойчивом снижении частоты после работы АЧР и АПНУ вплоть до деления системы на излированные райны генерации с нагрузкой. Разработанная диаграмма селективности показана на рис.2.

Снижение стоимости комплекса ПА достигнуто  принятием следующих технических решений:

• центральное координирующее устройство («НЕВА-ПА») расположено на подстанции 35 кВ и выдает управляющее воздействие на выключатели 35 кВ данной подстанции;
• локальные устройства комплекса противоаварийной автоматики («НЕВА-ПА») имеют функцию регистрации аварийных событий;
• комплекс ПА использует данные от группового регулятора активной мощности ГРАРМ по мощности работающих генераторов и величину суммарного вращающегося резерва;
• устройства регистрации аварийных событий («НЕВА-РАС») выполняют некоторые расчеты электрических параметров и передают их в ЦПА для использования в алгоритме работы ПА;
• для приема и передачи данных и команд между устройствами «НЕВА-ПА» создан выделенный сегмент локальной вычислительной сети Ethernet. Приемо-передатчиков передачи команд управляющих воздействий между устройствами ПА в комплексе противоаварийной автоматики нет;
• локально-вычислительная сеть ПА используется регистраторами аварийных событий и для передачи данных на сервер ПА.

Комплекс ПА построен как иерархическая, распределенная автоматическая система, работающая в темпе протекания технологического процесса и оснащенная средствами сбора, регистрации, обработки, выработки управляющих воздействий и визуализации режима работы ПА и энергосистемы в целом. Несмотря на единый центр расчета и принятия решения (ЦПА), некоторые расчеты выполняются в локальных устройствах противоаварийной автоматики и регистраторах аварийных событий. В связи с большим разнообразием режимов работы энергосистемы, потребовалась визуализация режима работы комплекса ПА для обслуживающего персонала и диспетчера энергосистемы. С этой целю, в структурной схеме ПА установлен сервер для сбора, хранения и предоставления информации обслуживающему персоналу, автоматизированное рабочее место ПА диспетчера энергосистемы и инженерная станция инженера РЗА. На сервере установлено технологическое программное обеспечение «СКАДА-НЕВА», обеспечивающее сбор информации с устройств противоаварийной автоматики и регистраторов аварийных событий. Для визуализации режима работы комплекса ПА, одна из мнемосхем приведена на рис.3.

Рис.3. Мнемосхема объекта

В процессе проведения опытной эксплуатации, по предложениям заказчика, были реализованы дополнительные функции с учетом особенности эксплуатации энергосистемы месторождения. Одна из них – выявление неисправного ТН или перегорания предохранителя на высокой стороне, вывод его из работы и снятие с блокировки работы ПА с работой от смежного ТН. Так как основной уровень напряжения сети – 35 кВ, блокировку работы ПА по 3Uo так - же пришлось выводить на время устойчивого длительного замыкания за землю одной фазы, а в работе алгоритма использовать линейное напряжение.

Заключение:

Структурная схема комплекса противоаварийной автоматики вышла за рамки классической схемы выполнения ПА, поэтому потребовалось более длительное время опытной эксплуатации и проведение дополнительных испытаний, в ходе которых были отработаны некоторые решения противоаварийного управления, позволившие решить задачу повышения надежности электроснабжения автономно работающей энергосистемы месторождения нефти. Во  много этому способствовало гибкость аппаратной конфигурации микропроцессорных  стройств «НЕВА-ПА» и программное обеспечение, позволяющее учесть все особенности объекта и в кратчайшие сроки реализовать все требования заказчика по алгоритмам работы противоаварийной автоматики.

Особо необходимо отметить, что автоматически работающий комплекс ПА в реальном времени предоставляет диспетчеру энергосистемы всю актуальную и необходимую информацию и состоянии ПА в зависимости от режима работы энергосистемы. Визуализация данных работы ПА и сигнализация пограничных режимов позволит диспетчеру энергосистемы своевременно принимать меры и предотвращать вероятное автоматическое противоаварийное управление.

Авторы:

Долгих Н.Е., технический директор ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ».