11 УДК 621.311 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ В СИСТЕМЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ НЕФТЯНОЙ НАГРУЗКИ С СОБСТВЕННОЙ ГАЗОТУРБИННОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЕЙ Доктора техн. наук, профессора ГАШИМОВ А. М., РАХМАНОВ Н. Р., инж. АХМЕДОВА С. Т., канд. техн. наук РАХМАНОВ Р. Н. Институт физики НАН Азербайджана, Азербайджанский научно-исследовательский и проектно-изыскательский институт энергетики, ВР–Азербайджан Добыча и транспортировка нефти и газа из регионов крупных место- рождений – сложный технологический процесс, непрерывность функцио- нирования которого обеспечивается системой электроснабжения с повы- шенными показателями надежности. Аварии в таких системах электро- снабжения могут приводить не только к выходу из строя дорогостоящего оборудования, но и создать угрозу для окружающей среды. Учитывая, что наиболее крупные потребители нефти и газа обычно расположены на больших расстояниях от места добычи, для их транспорта сооружаются специальные терминалы. Обычно такие терминалы представ- ляют собой техническую систему, в которой после предварительной обра- ботки углеводородное сырье подается в транспортирующую систему. Электрическое питание всего оборудования терминала в основном обеспечивается за счет собственной газотурбинной электростанции (ГТЭС), на которой в качестве топлива используется местный газ или нефть. Обеспечение надежного электроснабжения от ГТЭС небольшой мощности связано со многими трудностями: 1) высокой скоростью проте- кания аварийных переходных процессов из-за малых значений механиче- ской инерции турбогенераторного агрегата [1]; 2) генераторы небольшой мощности нередко снабжаются упрощенными системами возбуждения, которые после ликвидации короткого замыкания не способны восстано- вить напряжение на зажимах генератора. В целом приходится иметь в виду три класса режимов работы ГТЭС: • работа синхронно с энергосистемой, с которой ГТЭС имеет «силь- ную» электрическую связь (пропускная способность этой связи достаточна для покрытия более 50 % мощности локальной нефтяной нагрузки); • работа ГТЭС в энергосистеме со слабой связью, мощность которой на 15–20 % покрывает местную нагрузку; • автономная работа ГТЭС со 100%-м покрытием суммарной мощности нагрузки. Эти режимы могут быть взаимно обусловленными. Даже если ГТЭС полностью покрывает суммарную нагрузку нефтяного региона, наличие связи с энергосистемой остается целесообразным для резервирования и возможности выдачи в сеть энергосистемы избыточной мощности ГТЭС. Число включенных связей ГТЭС с энергосистемой определяется необхо- димостью обеспечения текущего значения пропускной способности меж- системной связи, которая возникает при решении задач [2]: 12 • противоаварийного управления самой ГТЭС по условиям устойчиво- сти параллельной работы генераторов, предотвращения развития аварий и их локализации; • обеспечения заданного качества электроэнергии (уровень напряжения в сети электроснабжения должен соответствовать режиму напряжения в сети при нормальной работе). В связи с этим одной из важных проблем при проектировании и экс- плуатации системы электроснабжения нефтяного региона с мощным тер- минальным пунктом транспорта нефти являются устойчивость и надеж- ность ее синхронной работы с энергосистемой. Важная часть данной про- блемы – оценка влияния динамических процессов в энергосистеме на режим работы генераторов местной электростанции, а также электрообо- рудования системы электроснабжения терминала – трансформаторов, дви- гателей, выключателей и др. В работе приводятся результаты исследований влияния коротких замы- каний и внезапных изменений схемы и режима энергосистемы на уровень напряжения и токи в элементах сети системы электроснабжения нефтега- зового терминала с учетом изменения в структуре ее генерации. Расчетные эксперименты проведены на примере схемы и модели энергосистемы «АзерЭнержи» с параллельно включенной системой электроснабжения Сангачальского нефтяного терминала. Рассматривается влияние удаленно- сти места КЗ на распределение токов в сети электроснабжения потребите- лей терминала. По результатам расчета токов КЗ выбираются оборудова- ние и настройка релейной защиты. Методология расчета коротких замыканий и ее особенности в соот- ветствии с требованиями Международной электротехнической комис- сии (IEC). Во многих странах при выполнении проектных расчетов, а так- же при решении комплекса задач, связанных с эксплуатацией энергетиче- ских систем, расчете и управлении их режимами, обеспечении надежности функционирования генерирующих агрегатов и электрических сетей ис- пользуются универсальные программные средства, сертифицированные Международной электротехнической комиссией. К числу таких программ- ных средств относится специализированный программный комплекс [3], включающий в себя программные модули для решения значительного чис- ла задач из области электроэнергетики. Информационное обеспечение, мо- делирование, методы решения задач полностью выполнены в соответствии со стандартами IEC и IEEE. В модуле расчета всех видов КЗ используются несколько стандартов IEC [4–6]. Общая методология расчета построена на моделировании элек- трической сети с учетом следующих условий: все источники ЭДС эквива- лентируются одним источником относительно точки КЗ; все машины пред- ставлены внутренними импедансами; емкости ЛЭП и статические состав- ляющие нагрузок не учитываются, за исключением схемы нулевой последовательности; положения регуляторов напряжения трансформаторов устанавливаются в соответствии с уровнем номинального напряжения. Подготовленная в соответствии с данными условиями расчетная схема может быть подвергнута исследованию режимов симметричных и несим- метричных КЗ. Выбор требуемого вида КЗ осуществляется в соответствии с меню на экране (рис. 1). 13 Рис. 1. Фрагмент схемы электрической сети для расчета КЗ с указанием меню выбора КЗ вида При расчете несимметричного КЗ используется метод симметричных составляющих. При этом для КЗ, удаленных от источников генерации, принимается, что установившееся значение тока КЗ равно начальному зна- чению симметричного тока КЗ, а апериодическая составляющая тока КЗ уменьшается до нуля. Для КЗ, близких к источникам генерации, учитыва- ются затухания как переменной, так и апериодической составляющих. Отношение R/X в эквивалентной схеме определяет уровень затухания обеих составляющих. Для двигателей и генераторов отношение R/X отли- чается в случае близко расположенных КЗ. Вычисления для радиальных и замкнутых сетей различны. Действующее значение тока симметричного КЗ определяется по формуле , 3 n k k cUI Z ′′ = (1) где Zk – эквивалентное сопротивление сети системы, приведенное к точ- ке КЗ; Un – номинальное напряжение; с – коэффициент напряжения, вели- чина которого выбирается в зависимости от класса напряжения и при рас- четах задается в интервале: для максимума тока КЗ 1,0–1,1; для минимума тока КЗ 0,95–1,0 (табл. 1) (в стандарте дается в зависимости от класса напряжения) [6]. Пиковое значение тока КЗ (максимально мгновенное значение) – переходный процесс при трехфаз- ном замыкании (IEC 363) – фаза–земля, фаза–фаза, двухфазное с землей и трехфазное замыкания (IEC 909) – сохранить ток повреждения (кА) – вывод результатов КЗ на экран – сигнал тревоги – текстовый редактор – график короткого замыкания – остановка расчета – трехфазное замыкание (IEC 909) Сангачал-220 Терминал кВ кВ кВ кВ кА МВА кВ Тр-8 Шина-82 11 кВ Шина-83 11 кВ 14 2 ,p ki kI′′= (2) где k – коэффициент, величина которого зависит от отношения R/X в точке КЗ и конфигурации схемы. По стандарту IEC имеются три метода расчета величины k. Метод 1. Значение R/X неизменно. Величина k при этом выбирается как наименьшее из отношений R/X для всех ветвей системы. В схему расчета КЗ включаются ветви, примыкаю- щие к точке КЗ и загруженные по току на 80 % при номинальном напряже- нии. Метод 2. Отношение R/X в точке КЗ. Выбранное значение k умножается на 1,15 – коэффициент безопасно- сти, что вызвано неточностью при сворачивании схемы замещения с ком- плексными сопротивлениями. Метод 3. Метод эквивалентных частот. Значение k вычисляется на основе частотной характеристики R/X. Ве- личина R/X определяется на низкой частоте и затем умножается на коэф- фициент частоты. Расчет тока отключения симметричного КЗ. Величина тока Ib при удаленном КЗ равна начальному значению тока КЗ kI ′′ Ib = .kI ′′ (3) Для КЗ вблизи генератора при вычислении Ib следует учитывать со- ставляющую токов КЗ от каждой машины в виде Ib = ,y kk I ′′ (4) где ky – коэффициент, учитывающий затухание переменной составляющей (ky = 1,65), характеризует минимальное время запаздывания в зависимости от относительной величины kI ′′ /Inom, а также активной мощности асин- хронного двигателя. Стандарты IEC позволяют включить или исключить из расчета эффект затухания от асинхронного двигателя (АД). Расчет апериодической составляющей тока КЗ. Апериодическая со- ставляющая тока КЗ для минимального времени срабатывания защиты вы- числяется на основе начального значения периодического тока КЗ и отно- шения X/R системы min22 exp ,dc k ftI I X R  π′′= −    (5) где f – частота системы; tmin – минимальное время срабатывания защиты (рассматриваемой системы защиты); X/R – параметр системы относительно точки КЗ. Расчет тока отключения асимметричного КЗ. Для определения асимметричного тока КЗ используется действующее значение симметрич- 15 ной и апериодической составляющих тока. При наличии в схеме несколь- ких ветвей, примыкающих к узлу повреждения, ток отключения асим- метричного КЗ определяется как сумма асимметричных токов КЗ этих ветвей. Вычисление установившегося тока КЗ. Установившийся ток КЗ Ik определяется суммой составляющих токов от каждого генератора. При этом для каждого синхронного генератора (СГ) ток Ik определяется следу- ющим образом: max max nom min min nom ; , k k I I I I = λ = λ (6) где λ зависит от напряжения возбуждения генератора, отношения началь- ного значения периодического тока КЗ к номинальному, а также от других параметров генератора; Inom – номинальный ток генератора. Величина Ikmах используется для определения тока срабатывания за- щитных устройств. Минимальный установившийся ток определяет чув- ствительность защит. Моделирование и расчет переходного процесса тока при коротком замыкании. Дополнительно к методике расчета предлагается также вы- полнить расчеты переходного процесса при КЗ. Расчет переходного про- цесса при КЗ показывает кривую тока повреждения как функцию времени с учетом влияния различных факторов, которые проявляются в изменении тока КЗ в различные моменты времени после КЗ. Такими факторами для СГ являются сверхпереходный реактанс, переходный реактанс, реактанс, сверхпереходная постоянная времени, переходная постоянная времени и постоянная времени апериодической составляющей тока, также учитыва- ется затухание тока КЗ от АД. Такое подробное моделирование обеспечи- вает точность оценки тока КЗ для расчета системы защиты и координации релейных устройств в изолированной системе электроснабжения, таких как корабли и другие морские сооружения. Подобные расчеты могут быть про- ведены для радиальных и замкнутых систем с одним или несколькими ис- точниками. В качестве результатов расчета программа выдает функцию тока КЗ во времени 0,1 с с шагом приращения 0,001 с. Также имеется возможность представления кривой тока до одного периода, построенной с шагом при- ращения 0,1 периода. Наряду с мгновенными значениями тока КЗ программа рассчитывает и предоставляет в графической форме переменную составляющую, а также огибающую кривой тока. В результирующей таблице выдаются также зна- чения сверхпереходного, переходного и установившегося токов КЗ в каж- дом узле схемы. Расчет и анализ режимов симметричных и несимметричных ко- ротких замыканий в электрической сети энергосистемы и оценка вклада в токи КЗ ГТУ и двигателей терминала. Расчеты коротких замыканий были проведены для полной схемы электрической сети (110– 500 кВ) энергосистемы с учетом включения в работу всех электростанций. При этом часть схемы, моделирующей систему электроснабжения терми- нала, учитывалась при разном числе генераторов и двигателей нагрузки. 16 Для полного отражения влияния токов КЗ на уровень напряжения и рас- пределение токов в сети терминала рассчитывались режимы КЗ для ава- рийных повреждений в местах энергосистемы, близко и далеко располо- женных от 110 кВ п/ст терминала. Ниже приводятся результаты расчета симметричных и несимметричных КЗ на шинах 110 и 220 кВ п/ст Сангачал и шинах 220 кВ п/ст Али-Байрамлы и п/ст Хурдалан. На рис. 2 приведены кривые переходных процессов токов при симметричном КЗ на шинах 110 кВ п/ст Сангачал. В соответствии с результатами расчета токи при симметричных и несимметричных КЗ наиболее значительны в узлах, уда- ленных от терминала. При этом для п/ст Али-Байрамлы 220 кВ ток одно- фазного замыкания на землю на 4,7 % больше тока симметричного КЗ. Рис. 2. Кривая изменения токов в функции времени при симметричном КЗ на шинах подстанции Сангачал 110 кВ На основе этих данных установлен уровень напряжения и построена карта распределения токов коротких замыканий в сети электроснабжения терминала (табл. 1). Таблица 1 От узла к узлу Повреждение на шине Сангачал 110 кВ Сангачал 220 кВ Али-Байрамлы 220 кВ Хурдалан 220 кВ Трехфазн. Однофазн. Трехфазн. Однофазн. Трехфазн. Однофазн. Трехфазн. Однофазн. I, кA U , к В I, кA U , к В I, кA U , к В I, кA U , к В I, кA U , к В I, кA U , к В I, кA U , к В I, кA U , к В Сангачал 110 – тер- минал 110 1,563 – 0,807 – 1,001 39,81 0,53 64,98 0,690 61,401 0,482 64,842 1,224 24,407 0,733 56,045 Терминал 110 – шина 82 (11 кВ) 1,563 0,499 0,807 68,945 1,001 40,05 0,53 64,998 0,690 61,584 0,482 64,836 1,224 24,776 0,733 56,068 Шина 82 (11 кВ) – шина 83 (11 кВ) 15,627 9,401 8,1 6,224 10 9,945 5,3 6,256 6,9 10,269 4,8 6,281 12,3 9,703 7,3 6,204 3 – Idc, кA; 4 – ienv, кA 2 – IAC, кA; 1 – I, кA; Время, с I A C (д ей ст в. з н ач ен ие в к А ) пе ре м ен но й с ос та вл яю щ ей т ок а по вр еж де ни я i en v (к A ) – о ги ба ю щ ая т ок а п ов ре ж де ни я I dc (к A ) – ап ер ио ди че ск ая со ст ав ля ю щ ая т ок а по вр еж де ни я I (к A ) – об щ ий т ок п ов ре ж де ни я 1 2 3 4 17 Уровень напряжения при трехфазном симметричном повреждении из- меняется в зависимости от удаленности КЗ, в то же время при однофазном КЗ эти изменения незначительны. Составляющая токов КЗ генераторов ГТУ и двигателей терминала представлена в табл. 2. Таблица 2 Наименование узлов энергосистемы с коротким замыканием Начальный ток симмет- рич. КЗ, кА Начальный ток несим- метрич. КЗ, кА Вклад ГТС и двигателей в ток КЗ Трехфазное КЗ Однофазное КЗ ГТУ Двигатель ГТУ Двигатель Сангачал 110 кВ 10,38 8,04 9,8 5,2 6,5 3,5 Сангачал 220 кВ 10,232 8,13 3,1 1,7 2,1 1,1 Али-Байрамлы 220 кВ 17,47 18,29 1,3 0,6 0,8 0,5 Хурдалан 220 кВ 18,66 16,76 2,1 1,2 1,4 0,7 В Ы В О Д Ы 1. В современных условиях для эффективной и надежной системы сбо- ра, первичной обработки и транспорта нефти и газа с месторождений обычно проектируют терминал, для энергообеспечения которого приме- няют газотурбинные установки. Выбор параметров системы электроснаб- жения, ее управления и автоматики требует проведения специальных рас- четов по оценке влияния переходных процессов во внешней энергосистеме на систему электроснабжения терминала. 2. В соответствии с требованиями стандарта Международной электро- технической комиссии проведены расчеты режимов симметричных и несимметричных КЗ в энергосистеме, на основе которых установлены ве- личины токов в ветвях, а также уровень напряжения в узлах электрической сети терминала, которые должны быть учтены при настройке средств про- тивоаварийной автоматики и релейной защиты. 3. Определен вклад ГТУ и двигателей терминала на переходные про- цессы токов КЗ в энергосистеме с учетом развития схемы электроснабже- ния терминала (при разном числе включенных газотурбинных установок и двигателей). В общем вкладе в ток КЗ всех электрических машин терминала доля, приходящаяся на ГТУ, составляет порядка 65 %, а двигателей – 35 %. Л И Т Е Р А Т У Р А 1. L a n g l e y, H. J. Inertia of small generators / H. J. Langley, K. C. Parton. – Power Engi- neering Journal. – 2000. – № 4. 2. О п р и м е н е н и и газотурбинных генераторов в энергосистемах России / Ю. В. Борисов [и др.]. – Электричество. – 1995. – № 10. 3. P o w e r station 4.0. Electrical Transient Analyzer Program // ETAP. – California. – Feb- ruary 2002. – Vol. I, II. 4. E l e c t r i c a l Installations of Ships and Mobile and Fixed Offshore Units: IEC 61363. – 1998. 5. S h o r t-c i r c ui t calculation in three-phase ac systems: IEC 909-1. – 1991. 6. E l e c t r i c a l equipment – data for short-circuit current calculations in accordance with IEC 909. IEC 909-2. Поступила 10.10.2008