Зразок роботи
РОЗДІЛ 1. ВИМОГИ ДО MINIGRID ТА ЇЇ СИСТЕМИ УПРАВЛІННЯ
1.1 Поняття SmartGrid, MiniGrid, MicroGrid стосовно розподільних електричних мереж
Прямий переклад з англійської grid означає мережу, решітку. В електроенергетиці з деяких пір grid став узагальненням деякої множини більш певних понять – electrical network, electric grid (електрична мережа), electric system (електрична система), power network (енергетична мережа), electrical supply networks (мережа електропостачання), energy system (енергосистема) [6 – 7]. Це узагальнення не було «механічним», а було викликано прагненням відобразити деяку нову сутність, що виражалася у переході від пасивної електричної мережі до активної, що містить елементи генерації, накопичення енергії, керованих мережевих елементів (FACTS), і навіть ускладнення системи управління режимом мережі.
Цей перехід зумовлювався світовими трендами розвитку електроенергетики:
– відкриті енергосистеми;
– використання екологічних енергетичних ресурсів та технологій;
– виробництво енергії у місцях її споживання;
– індивідуалізація вимог щодо якості та надійності енергопостачання;
– активну участь споживачів у процесах виробництва, передачі, накопичення енергії, забезпечення якості та надійності енергопостачання;
– виробництво енергії як супутній процес;
– технологічне різноманіття у виробництві, передачі та розподілі енергії.
Для України необхідно додати її специфічні особливості – масштабну газифікацію, величезні потреби у тепловій енергії, як наслідок кліматичних особливостей. Ці особливості викликали значний розвиток газової розподіленої когенерації (спільного виробництва теплової та електричної енергії).
Поява в розподільчих мережах малої та мікрогенерації стала стирати різницю між поняттями енергосистема та електрична мережа. На певному етапі розвитку на заході виникло поняття Smart Grid (інтелектуальна чи розумна мережа), тому що активна мережа з власною розумною системою управління режимом стала здатною працювати не так під управлінням зовнішньої, централізованої системи управління, а практично самостійно.
В Україні введено поняття активно-адаптивної електричної мережі (ААЕМ), з наступними властивості:
– вільний доступ усіх видів генерації та споживачів електроенергії до послуг мережевої інфраструктури;
– якість електроенергії та надійність електропостачання за рахунок зростання обсягу та спектру взаємного надання послуг суб'єктами ринку та інфраструктурою;
– оптимальність єдиного процесу генерації, споживання та передачі електроенергії як за рахунок регулювання генерації, пропускної спроможності мережі, так і активної участі в регулюванні споживачів з їх оснащенням інтелектуальними системами управління, обліку послуг, що надаються;
– розвиненість самодіагностики, запобігання системним аваріям та самовідновленню;
– спостережуваність режиму та стану обладнання в реальному часі;
– захищеність мереж від зовнішніх впливів.
У технічному плані активно-адаптивна мережа визначена як сукупність підключених до генеруючих джерел та споживачів енергії елементів електричних мереж та систем управління, що включають:
– лінії електропередачі з керованою зміною характеристик (активних та реактивних складових опорів), а також систем контролю їх стану;
– пристрої електромагнітного перетворення електроенергії з широкими можливостями регулювання параметрів (напруги за модулем та фазою, потужності активної та реактивної, перетворення роду струму – змінного та постійного та ін.), а також засоби накопичення та акумулювання енергії;
– комутаційні апарати з високою відключаючою здатністю та великим комутаційним ресурсом;
– виконавчі механізми, що дозволяють в реальному часі впливати на активні елементи мережі, змінюючи її параметри та топологію (конфігурацію та опори);
– датчики положення поточних режимних параметрів у кількості, достатній для забезпечення оцінки стану мережі у нормальних, аварійних та післяаварійних режимах роботи енергосистеми, з високою швидкістю знімання показань у цифровому вигляді;
– сучасні цифрові пристрої захисту та автоматики;
– інформаційно-технологічні та керуючі системи, у тому числі програмне забезпечення та технічні засоби адаптивного управління з можливістю впливу в реальному часі на активні елементи мережі та електроустановки споживачів;
– швидкодіючу багаторівневу керуючу систему з відповідним інформаційним обміном для управління та контролю стану системи в цілому, її частин та елементів з різними часовими циклами для різних рівнів управління.
Розвинена споживачами розподілена генерація породила тренд на появу збалансованих за потужністю та енергією районів розподільчої електричної мережі, які остаточно закріпили їхню здатність до самостійного (острівного) функціонування при порушеннях загального нормального режиму з загрозою порушення електропостачання споживачів усередині району. Ця якість здатна радикально підвищити живучість системи енергопостачання у надзвичайних ситуаціях.
Поняття Minigrid та Microgrid з'явилися наслідком спроби уніфікації поняття grid для всіх рівнів напруги та потужності активних електричних мереж (енергосистем). Зокрема, розглядається єдина класифікація мереж (енергосистем):
– Gigagrid – синхронні зони, сотні ГВт потужностей, ультрависока напруга;
– Megagrid – великі енергосистеми (активні райони мережі), десятки ГВт потужностей, напруги (110 – 500 кВ);
– Minigrid – локальні енергосистеми (активні райони мережі), від 1 до 25 ГВт потужностей, напруги (10 – 110 кВ);
– Microgrid – локальні енергосистеми (активні райони мережі), від сотень Вт до 1 МВт потужностей, напруги до 1000 В,
– Picogrid – індивідуальні системи енергопостачання до сотень Вт.
Використання наведених понять передбачає, що йдеться про розумні збалансовані енергорайони, тобто Minigrid означає Smart Minigrid[11].
1.2 Існуючі види об'єктів з малою та мікрогенерацією, цілі суб'єктів з їх розвитку та інтеграції в електричні мережі
Вимоги до автоматики об’єктів з малою генерацією, що інтегруються в електричні мережі централізованих систем енергопостачання, насамперед визначаються їх системним призначенням. У таблиці 1.1 представлені види об'єктів та вимоги до їх системної автоматики.
Таблиця 1.1 – Призначення та вимоги до системної автоматики об'єктів з малою генерацією
№пп
Вид об'єкту Призначення Вимоги до системної автоматики та енергоджерела
1 2 3 4
1 Резервне джерело енергопостачання
Резервне енергопостачання частини споживачів, які живляться від централізованих джерел
Надійний пуск. Швидке введення в роботу та набір навантаження. Регулювання частоти та напруги. Увімкнення виключно на виділену ділянку мережі. Контролює відновлення основного живлення та відновлення нормального режиму. Паралельна робота резервного джерела із зовнішньою електромережею не допускається
2 Локальна система незалежного енергопостачання споживачів Незалежне від централізованої системи енергопостачання споживачів Надійне та якісне електропостачання шляхом групового регулювання напруги, частоти, підтримки необхідних резервів потужності та їх ефективного використання
3 Власне джерело енергії споживача у складі його системи енергопостачання від централізованої Зниження енергоспоживання від централізованої системи Паралельна робота власного джерела із зовнішньою системою енергопостачання з його швидким відключенням у разі порушення нормальної роботи (у т.ч. зовнішньої мережі).
Продовження табл. 1.1
1 2 3 4
мережі Автоматичне відновлення синхронізму та вихідне завантаження джерела при відновленні нормального енергопостачання від зовнішньої мережі
4 Джерела енергії, які використовують відновлювані та місцеві енергоресурси Використання та залучення до енергобалансу відновлюваних та місцевих енергоресурсів Можлива робота як власного джерела у складі системи енергопостачання від централізованої мережі, так і створення ізольовано працюючої системи енергопостачання. Вимоги до автоматики відповідають зазначеним варіантам
5 Джерела енергії, виробництво енергії для яких є складовою технологічного процесу утилізації відходів
Виробництво енергії у процесах утилізації виробничих та побутових відходів з метою екологічності процесу та його економічності
Можлива робота як власного джерела у складі системи енергопостачання від централізованої мережі, так і створення ізольовано працюючої системи енергопостачання. Вимоги до автоматики відповідають зазначеним варіантам
Продовження табл. 1.1
1 2 3 4
6 Електричні мережі (райони мереж) з активними елементами (джерелами та накопичувачами енергії) Створення електричних мереж покоління SmartGrid з високою структурною гнучкістю, живучістю районів електропостачанняя та мінімальними втратами при транзиті енергії Можлива, як паралельна робота з мережею, так і автономна у складі виділеного збалансованого району. Автоматика повинна забезпечувати безпечне оперативне та протиаварійне відділення збалансованих районів електричної мережі, підтримувати необхідний баланс активних та реактивних потужностей у районі, відновлення нормального режиму паралельної роботи району із зовнішньою ЕЕС
7 Локальні ізольовано працюючі енергосистеми (ІРЕС) на базі кількох територіально локалізованих об'єктів з малою генерацією Створення ефективних локальних ізольованих енергосистем на базі кількох територіально локалізованих об'єктів з малою генерацією Автоматика повинна виконувати всі системні функції керування енергосистемою (підтримувати та структурувати резерви потужності, розподіляти навантаження між електростанціями, здійснювати первинне та вторинне регулювання частоти та напруги, протиаварійне керування)
Продовження табл. 1.1
1 2 3 4
8 Локальні енергосистеми на базі кількох територіально локалізованих об'єктів з малою генерацією, що працюють як ізольовано, так і паралельно із мережею централізованих енергосистем Створення ефективних енергосистем малої потужності на базі кількох територіально локалізованих об'єктів з малою генерацією, що працюють як ізольовано, так і паралельно із мережею централізованих енергосистем Автоматика повинна виконувати всі системні функції управління енергосистемою (підтримувати та структурувати резерви потужності, розподіляти навантаження між електростанціями, здійснювати первинне та вторинне регулювання частоти та напруги, протиаварійне управління) як у режимі ізольованої роботи, так і паралельної роботи із зовнішньою енергосистемою, забезпечувати безпечне оперативне та протиаварійне відділення ІРЕС, відновлення нормального режиму паралельної роботи ІРЕС із зовнішньою енергосистемою.
До основних недоліків роботи локальних систем електропостачання (ЛСЕ) в автономному режимі відносять низьку надійність електропостачання та низьку якість електроенергії. До того ж при експлуатації ЛСЕ у такому режимі необхідні значні резервні потужності, що зменшує використання встановлених потужностей та збільшує термін окупності об'єкта малої генерації (МГ).
Ці недоліки усуваються при правильній інтеграції об'єктів з МГ до електричних мереж централізованого енергопостачання або між собою. При інтеграції об'єктів з МГ до електричних мереж централізованого енергопостачання позитивні ефекти у вигляді зниження втрат, можливості підключення додаткових споживачів за рахунок розвантаження мережі, а також підвищення якості електроенергії (по напрузі) в районі приєднання малої генерації отримує і сама зовнішня електрична мережа (ЗЕМ), до якої приєднується ЛСЕ [12].
Найбільш простим і маловитратним способом інтеграції із зовнішньою мережею об'єктів з малою генерацією є їхнє пряме включення на паралельну роботу без допоміжних пристроїв (роутерів). Однак без спеціального управління паралельна робота МГ із зовнішньою електричною мережею при її прямому включенні має ризики для обладнання та здатна знижувати надійність електропостачання як споживачів ЛСЕ, так і зовнішньої електричної мережі. Ризики та технологічні бар'єри прямого включення на паралельну роботу ЛСЕ та зовнішньої електричної мережі наведено у таблиці 1.2.
Таблиця 1.2 – Технологічні бар'єри та ризики паралельної роботи МГР з мережею
№ Ризики та бар'єри
1 Погана електромеханічна сумісність унаслідок малої механічної інерції роторів енергоблоків МГ. Високі ризики виникнення небезпечних асинхронних режимів
2 Ризики виникнення неприпустимих ударних моментів на валах енергоблоків МГ при КЗ, що проходять в електричній мережі
3 Збільшення струмів короткого замикання (особливо у схемі об'єкта МГ)
4 Необхідність реконструкції засобів РЗА на підстанції приєднання об'єкта з малою генерацією
5 Необхідність інтеграції об'єкта з малою генерацією до системи оперативного управління
6 Підвищення вимог до професійного рівня оперативного персоналу системи енергопостачання об'єкта з малою генерацією
Враховуючи всі аргументи доцільності інтеграції об'єктів з малою генерацією в електричні мережі, тренд розвитку електричних мереж у напрямку IoE та ризики паралельної роботи гостро затребуваними є технології та технічні рішення безпечної та економічно ефективної інтеграції безлічі малих джерел та автономних систем енергопостачання до існуючих електромереж. Технологію інтеграції об'єктів з малою генерацією в електричні мережі можна уявити, як сукупність технічних рішень з енергетичними роутерами (різного роду сумісниками) та спеціальної (інтелектуальної) автоматики, що забезпечує суміщення без додаткових технічних силових пристроїв.
Детальний огляд та аналіз технічних рішень, що забезпечують надійність енергопостачання в MiniGrid та безпеку режиму паралельної роботи систем, що об'єднуються, наведено в ряді робіт [13 – 15].
1.3 Вимоги щодо безпеки для обладнання MiniGrid під час паралельної роботи із зовнішньою електричною мережею
Вимоги до поведінки MiniGrid у складі зовнішньої електричної мережі повинні забезпечувати взаємну безпеку (як обладнання зовнішньої енергосистеми, так і MiniGrid, що приєднується). Враховуючи багаторічний досвід багатьох країн, насамперед США, щодо розвитку розподіленої генерації в електричних мережах, слід звернутися до успішно застосовуваних вимог до джерел малої потужності, які включаються до електричних мереж, встановленим стандартом [17].
Нижче наведено основні вимоги відповідно до стандартів [16, 17], що стосуються джерел малої синхронної генерації, які повинні забезпечуватися по відношенню до MiniGrid, що працює у складі зовнішньої електричної мережі або приєднується до неї.
Критерії та вимоги, що містяться в [17], застосовуються до розподілених джерел, заснованих на будь-якій технології, із сумарною потужністю не більше 10 МВА у точці підключення. Стандарт розроблений з урахуванням того, що розподілені джерела мають робочу частоту 60 Гц.
Так енергоблоки розподілених джерел у режимі паралельної роботи із зовнішньою енергосистемою не повинні викликати коливання напруги у точці підключення більше ±5 % від переважаючого рівня напруги зовнішньої енергосистеми у точці підключення та відповідати вимогам до флікера. Також при синхронізації в момент включення джерела на паралельну роботу із зовнішньою енергосистемою усі три параметри, зазначені в таблиці 1.3, повинні знаходитись у допустимих межах.
Таблиця 1.3 – Гранично допустимі параметри для синхронного включення Minigrid із зовнішньою енергосистемою
Сумарна потужність розподіленого джерела, кВА Різниця частот, Гц Різниця напруги, % Різниця фазових кутів, º
> 500 – 1500 0,2 5 15
> 1 500 – 10 000 0,1 3 10
Умова повторного включення на паралельну роботу із зовнішньою енергосистемою. Джерело припиняє режим видачі потужності до зовнішньої енергосистеми до АПВ. Після обурення у зовнішній енергосистемі, повторне включення джерела має відбуватися до того часу, поки напруга у зовнішній енергосистемі перебуватиме у діапазоні, вказаному у таблиці, а частота – у діапазоні частот від 59,3 Гц до 60,5 Гц.
Підключення будь-яких розподілених джерел до місцевої мережі (0,4 кВ) не повинно призводити до спрацювання або запобігання повторному включенню будь-яких мережевих захисних пристроїв, встановлених у місцевій мережі. Ця умова має бути виконана без будь-яких змін існуючих уставок часу вимкнення мережевих захисних пристроїв зовнішньої енергосистеми.
Не можна перевищувати пропускну спроможність мережевого обладнання та перешкодостійкість при приєднанні розподілених джерел.
Відключення розподілених джерел не повинно призводити до циклічних спрацювань мережевих захисних пристроїв.
Розподілені джерела не повинні інтенсивно регулювати напругу у точці підключення. Приєднання розподілених джерел не повинно призводити до того, що експлуатаційна напруга зовнішньої енергосистеми призведе до того, що на інших MiniGrid напруга вийде за межі вимог стандарту [16].
Аварії у зовнішній енергосистемі. Джерело має припинити видачу потужності у зовнішню енергосистему під час аварії на лінії, за якою він підключений.
Напруга. Система захисту приєднань повинна вимірювати діюче (середньоквадратичне значення) або значення основної гармоніки кожної міжфазної напруги, за винятком випадків, коли трансформатор, що з'єднує MiniGrid із зовнішньою енергосистемою, зібраний за схемою «зірка-зірка» із заземленою нейтраллю, або при однофазному підключенні, коли має бути виміряна напруга між фазою та нейтраллю. Коли будь-яка з цих напруг знаходиться в діапазоні, зазначеному в таблиці 1.4, джерело має бути відключене від зовнішньої енергосистеми в межах відповідного часу [16].
Таблиця 1.4 – Реакція автоматики Minigrid на відхилення напруги від нормального значення
Рівень напруги до базової, % Час відключення, с
U < 50 0,16
50 ≤ U < 88 2,00
110 < U < 120 1,00
U ≥ 120 0,16
Частота. При значеннях частоти системи в діапазоні, вказаному в таблиці 1.5, розподілені джерела мають бути відключені від зовнішньої енергосистеми у межах відповідного часу.
Таблиця 1.5 – Реакція Minigrid на частоти з відхиленнями від нормальних значень
Номінальна активна потужність джерела, кВт Частота, Гц Час відключення, с
> 30 < {59,8 - 57,0}
(регульована уставка) від 0,16 до 300
(регульоване)
< 57,0 0,16
Ненавмисне відділення. При ненавмисному відділенні джерела, що видає потужність у зовнішню енергосистему через точку підключення, система управління джерела повинна виявити відділення та припинити видачи потужності протягом двох секунд після утворення острова (відділення).
Обсяг контролю для забезпечення спостереження. Кожен енергоблок розподілених джерел 250 кВА або більше або агреговане джерело потужністю 250 кВА або більше в одній точці приєднання повинне мати контроль поточної вихідної активної, реактивної потужності і напруги в точці підключення джерела.
Пристрої, що включаються на паралельну роботу. Пристрої, що включаються на паралельну роботу із зовнішньою електричною мережею, повинні витримувати 220 % від номінальної напруги системи в точці приєднання.
Підключення розподілених джерел до зовнішньої енергосистеми дозволено лише в тому випадку, якщо на шинах перебуває в роботі понад 50% встановлених мережевих пристроїв захисту.
Ненавмисне живлення зовнішньої енергосистеми. Розподілені джерела не повинні живити зовнішню енергосистему, якщо підстанція приєднання до MiniGrid знеструмлена.
1.4 Спосіб безпечної паралельної роботи MiniGrid із зовнішньою електричною мережею, реалізований у підсистемі протиаварійного управління
Загальний опис. Пропонована технологія (спосіб паралельної роботи MiniGrid із зовнішньою енергосистемою з випереджаючим збалансованим її відділенням при загрозах порушення стійкості) спрямована на обмеження струмів КЗ, струмів замикання на землю, запобігання порушенням стійкості паралельної роботи з виникненням асинхронних режимів, виключення ударних моментів на валах необхідності узгодження захистів зовнішньої мережі із захистами та автоматикою енергоблоків ТЕС, що приєднуються до мережі [18-20].
Базова ідея технології – випереджаюче збалансоване відділення MiniGrid (розподілом до спрацьовування РЗ та вимикачів зовнішньої мережі) по фіксованим перерізам мережі при порушеннях нормального режиму з переходом у острівний режим з наступним автоматичним відновленням синхронізму та нормального режиму з необхідним завантаженням устаткування (рис. 1.1).
Рисунок 1.1 – Принципова схема, що відображає умови паралельної
роботи MiniGrid із зовнішньою мережею
Швидкодіюче випереджувальне відділення MiniGrid (поділ до спрацьовування РЗ та вимикачів зовнішньої мережі) за фіксованими перерізами дозволяє:
– радикальним чином запобігти можливості порушення стійкості паралельної роботи генераторів ТЕС із мережею;
– повністю відновити умови роботи РЗ зовнішньої мережі після поділу, відповідні відсутності підключення до мережі ТЕС, тобто виключити необхідність зміни РЗА зовнішньої мережі;
– зберегти незмінними струми КЗ, що відключаються вимикачами (крім двох вимикачів у перерізі S1 та S2);
– виключити виникнення на валах синхронних руйнівних машин динамічних моментів через великі електромагнітні моменти, що виникають при відновленні напруги в мережі після відключення КЗ з урахуванням вибігу роторів генераторів.
1.5 Схеми включення MiniGrid до зовнішньої електричної мережі. Ризики при паралельній роботі
Як варіанти та схеми інтеграції MiniGrid із зовнішньою електричною мережею можна розглядати [22]:
– приєднання MiniGrid до зовнішньої електричної мережі без паралельної роботи електростанцій із мережею (робота MiniGrid з АВР від зовнішньої електричної мережі);
– індивідуальне приєднання кожної з MiniGrid до зовнішньої електричної мережі з можливостями як паралельної роботи електростанцій з мережею, так і автономної;
– об'єднання кількох MiniGrid у локальну ізольовано працюючу енергосистему (ІПЕМ) без зв'язку із зовнішньою електричною мережею;
– об'єднання кількох MiniGrid у локальну ІПЕМ із підключенням до зовнішньої електричної мережі без паралельної роботи (з можливостями взаємного резервування споживачів);
– об'єднання кількох MiniGrid у локальну енергосистему малої потужності із підключенням до зовнішньої електричної мережі з можливостями як паралельної, так і ізольованої роботи.
Слід зазначити, що у разі приєднання Minigrid до зовнішньої електричної мережі необхідно вирішити такі проектні завдання (частина з них зазначена у [19-21]):
– забезпечення безпеки для обладнання електростанції MiniGrid, електричної мережі у районі приєднання;
– визначення та забезпечення виконання обмежень щодо обміну потужностями між MiniGrid та зовнішньою електричною мережею;
– створення керованих перерізів для режимів видачі потужності у зовнішню мережу та її споживання MiniGrid із зовнішньою мережею (шляхом застосування традиційних систем РЗА та ПА, а також спеціальної автоматики випереджального збалансованого поділу (АВЗП) мережі);
– забезпечення необхідної спостереженості режиму та здійснення управління у повному обсязі.
Ризики та прийняті способи їх виключення представлені в [23, 24].
Вимоги до інтеграції систем управління MiniGrid та автоматизованої системи диспетчерського управління центру управління мережами
Центр управління мережею (ЦУМ) повинен мати можливість контролювати режим Minigrid, визначати та задавати для неї обмеження на обмін потужністю, вимагати та використовувати надмірні потужності MiniGrid для резервування споживачів в основній електричній мережі, використовувати вільний регулювальний діапазон джерел реактивної потужності MiniGrid для регулювання напруги у своїй електричній мережі. Для цього система контролю та моніторингу MiniGrid ЦУМ має забезпечувати наступну функціональність:
Характер взаємодії систем управління MiniGrid та центру управління мережами
Взаємодія систем управління MiniGrid і ЦУМ будується за ієрархічним принципом, що передбачає зовнішнє управління Minigrid ЦУМ електричної мережі шляхом завдання режимних обмежень і уставок по напрузі, перетікання потужності, еквівалентним статичним характеристикам по частоті і напрузі.
ВИСНОВКИ ДО РОЗДІЛУ 1:
1. У рамках концепції розвитку розподіленої генерації в електричних мережах безперечною перевагою є створення на її основі малих енергосистем (MiniGrid), здатних працювати, як автономно, так і паралельно із зовнішньою мережею, тобто бути інтегрованими у загальний баланс потужності та електричний режим.
2. Основним способом забезпечення стійкості режимів MiniGrid з урахуванням малої електромеханічної інерційності її генераторів може стати випереджаюче збалансоване відділення MiniGrid від зовнішньої мережі у разі загрози порушення стійкості паралельної роботи.
3. Відсутність нормативної бази для включення MiniGrid на паралельну роботу з мережами ОЕС, спеціалізованої системної автоматики для керування режимами MiniGrid є основними факторами стримування їх розвитку.
4. Міжнародний стандарт (IEEE 1547-2018 – IEEE Standard for Interconnection and Interoperability of Distributed Energy Resources with Associated Electric Power Systems Interfaces), і навіть досвід реалізації пілотних проектів зі створення MiniGrid можуть бути достатньою основою розробки вітчизняних нормативних документів, які значно прискорять процес розвитку розподіленої генерації в Україні.
