1

Тема: Регламент включения малых электростанций на параллельную работу с ЭС

В Ленэнерго есть документ, содержащий требования к "малой генерации":
Порядок присоединения генерирующих мощностей к электрическим сетям ОАО «Ленэнерго»
Требования других энергосистем не встречал.

Вопросы связанные с ОРПЧ обсуждались на Форуме режимщиков несколько лет тому назад
Первичное и вторичное регулирование частоты

ОПРЧ

Там в свое время говорилось, что общее первичное регулирование частоты (ОПРЧ) должна быть на всех станциях.
В ОАО «СО ЕЭС». Технические требования к генерирующему оборудованию участников оптового рынка (действуют с 01 мая 2009 г.)   PDF, 950 kB
Приведены требования к электростанциям -  участников оптового рынка.
Мы ведем речь о станции мощностью порядка 2 МВт работающей параллельно с системой. Это субъект розничного рынка, ИМХО.

Микротурбинные станции с преобразованием AC-DC-AC участвовать в ОПРЧ принципиально не могут так как при параллельной работе с системой инвертор будет в режиме "ведомый сетью". Еще одной особенностью таких МТУ является малый ток КЗ. Особенности с точки зрения РЗА мы уже обсуждали в теме.
Микротурбинные станции

Хотелось бы понять, должны ли малые станции потребителей мощностью несколько мегаватт участвовать в ОПРЧ.

Имеются следующие вопросы, относящиеся не только к МТУ, но и к другим видам малой генерации:
1. Регламентируется ли где-нибудь подключение на параллельную работу с системой малых станций, не являющихся субъектом оптового рынка?
2. Порядок подключения малых станций на параллельную работу в зоне ответственности МОЭСК.
3. Стоимость технологического подключения на территории Московской области с учетом того, что планируемая малая станция полностью покрывает дополнительные нагрузки.
Тарифы за технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей известны.
РЕШЕНИЕ правления Топливно-энергетического комитета Московской области (протокол заседания правления № 4) 10-Р от 09.04.2009 г.
4. Тарифы на выдаваемую в систему мощность от такой станции.

На форуме режимщиков я уже задал аналогичный вопрос в теме Малая генерация - что с ней делать? .

Хотелось бы услышать мнение коллег по поставленным вопросам.

2

Re: Регламент включения малых электростанций на параллельную работу с ЭС

evdbor пишет:

Микротурбинные станции с преобразованием AC-DC-AC участвовать в ОПРЧ принципиально не могут так как при параллельной работе с системой инвертор будет в режиме "ведомый сетью"

в двух словах для не профи: а чем плохо, что второй АС будет "вестись" сетью ? (кроме невозможности участвовать в регулировании частоты)

3

Re: Регламент включения малых электростанций на параллельную работу с ЭС

Sergei, полагаю, что Ваш вопрос интересен и другим участникам обсуждения. Просто, требование об участие любых станций в ОПРЧ неоднократно высказывалась на форуме режимщиков. В НТД, которые я обнаружил, такое требование содержится только для участников оптового рынка. По моему мнению, малые станции потребителей выдающие энергию в сеть являются субъектом розничного рынка и их работа должна регламентироваться другими НТД.

4

Re: Регламент включения малых электростанций на параллельную работу с ЭС

Приветствую, господа.
Недавно ушел в малую генерацию из большой.
Хочу поднять вопрос о надежности работы устройств РЗиА на ГПУ. На энергоцентрах от 2 до 6 машин по 2МВт каждая, на напряжение 10 кВ. У кого есть расчеты уставок - поделитесь пожалуйста.
Пока защищаем сеть от себя направленной МТЗ на вводах, где ту на генерацию не закрыты. Особенно волнует вопрос режимов энергосистемы при отключении генератора, применение ачр на отходящих линиях, необходимость применения змн, зпн. До бесконечности использовать энергосистему как демпфер не выйдет, поэтому уже надо думать как работать стабильно и рентабельно в острове и без выдачи мощности в сеть. Включить своих потребителей в систему АЧР и восстановление после отключений.

5

Re: Регламент включения малых электростанций на параллельную работу с ЭС

SDanil писал(а):
2019-05-03 23:30:01

Пока защищаем сеть от себя направленной МТЗ на вводах, где ту на генерацию не закрыты. Особенно волнует вопрос режимов энергосистемы при отключении генератора, применение ачр на отходящих линиях, необходимость применения змн, зпн. До бесконечности использовать энергосистему как демпфер не выйдет, поэтому уже надо думать как работать стабильно и рентабельно в острове и без выдачи мощности в сеть. Включить своих потребителей в систему АЧР и восстановление после отключений.

Меня эти вопросы так же волнуют и интересуют.
Проблемы. Отсутствуют нормативные документы. Например, если сеть по которой присоединяются станции 35 кВ и менее, то требования к РЗ как  РЗ распредсетей, ни как к системообразующим, время срабатывания основных должно быть не более 20 ... 30 мс. С АОСЧ вообще БАРДАК требования ЧДА как к большим станциям, а при Tj 0,3...0,4 с частота падает до 45 Гц за 0,5 с, какая там на хрнн АЧР ни одна ступень не успевает сработать... таких понятий как параллельная работа с ЭС как полностью самостоятельная или в ведомом режиме, работа в островном  режиме и особенно регламент перехода между этими режимами не наблюдается даже на уровне понятий,
а так же много и других вопросов и проблем,
буду очень рад, если коллеги будут вносить некоторую ясность в эти проблемы...

Присоединяйтесь!!! Мы в социальных сетях и на Ютуб.

6

Re: Регламент включения малых электростанций на параллельную работу с ЭС

ПАУтина писал(а):
2019-05-04 07:49:10

с частота падает до 45 Гц за 0,5 с

а при чем тут 45 Гц ?

7

Re: Регламент включения малых электростанций на параллельную работу с ЭС

Windtalker315 писал(а):
2019-05-04 17:07:40

а при чем тут 45 Гц ?

А почему, собственно Вас интересует мой комментарий на вопросы edvbor? Вы настаиваете на ответе?
Тогда: АОСЧ не должна допускать снижение частоты ниже 46 Гц, а вот 45 Гц - это значение частоты, при котором уже начинаю срабатывать автоматы безопасности агрегатов, уж Вы то должны знать об этом.
Или всё же сами соблаговолите снизойти и хоть что-то посоветовать edvbor?

8

Re: Регламент включения малых электростанций на параллельную работу с ЭС

ПАУтина писал(а):
2019-05-05 03:45:45

Вас интересует мой комментарий на вопросы edvbor?

Небольшая поправка. Вопрос задавал не я, а коллега SDanil

Добавлено: 05-05-2019 14:55:05

ПАУтина писал(а):
2019-05-04 07:49:10

С АОСЧ вообще БАРДАК требования ЧДА как к большим станциям, а при Tj 0,3...0,4 с частота падает до 45 Гц за 0,5 с, какая там на хрнн АЧР ни одна ступень не успевает сработать

Наличие указанной проблемы подтверждается реальными событиями. См.
Синхронизация с сетью.

doro писал(а):
2011-12-17 14:36:00

Уйдут, еще и как. В нашей энергосистеме есть "сладкая парочка": старая (конец 40-х - начало 50-х годов) Краснополянская ГЭС и новая (2004 год) Сочинская ТЭС. Объединены линией 110 кВ длиной в несколько десятков километров. Был случай, когда при отделении района от системы скорость снижения частоты составила 14 Гц в секунду. Еслественно, АЧР не справилась. СоТЭС села на ноль с потерей собственных нужд, а вот КПГЭС успешно выделилась на выделенную нагрузку. До сих пор прикалываются: как наши 28 МВт раскручивали ихние 39 МВт.
А в другом углу энергосистемы - еще круче. Мобильная ГТ ТЭС фирмы Пратт энд (и т.д, полную рекламу не даю) упорно вылетала не при набросе нагрузки, а при ее сбросе (линия 220 кВ во время реконструкции ежедневно включалась на время вечернего максимума, иначе никак нельзя было). Хорошо, ни одного неуспешного АПВ в то время не было - погас бы Новороссийск в самый неподходящий момент полностью.

Проблемы связанные с малой энергетикой обсуждались здесь:
Малая энергетика привела к системной аварии
АРЧМ и АРНМ параллельно работающих генераторов
Перспективы ветрогенераторов призрачны, ведь есть реальные недостатки
Будущее малой энергетики

И еще хотелось напомнить об экономической эффективности "малой энергетики".
Увы, продавцы представляют некорректные расчеты "забывая", например, амортизационные отчисления. См. «Дорожная карта» «ЭНЕРДЖИНЕТ» НАЦИОНАЛЬНОЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ИНИЦИАТИВЫ

9

Re: Регламент включения малых электростанций на параллельную работу с ЭС

evdbor писал(а):
2019-05-05 14:55:05

Небольшая поправка. Вопрос задавал не я, а коллега SDanil

Извините, дело не в Вас, дело в возражении Windtalker, просто считаю, что беседовать и дискутировать можно и нужно, только с первовопрошавшим, а не заводить междусобойчик и на постороннюю тему...
по сути вопроса
было у меня несколько проектов,
проблем с получение исходных данных, технических данных особых проблем нет,
литературы описывающей принципы работы и подключения малой генерации к ЭС уже достаточно, или по крайней мере не сравнимо больше по отношению к регламентами и/или требованиями или просто наличием их как таковых для малой энергетике и это всё собственно и определяет качество проектирования, нет рамок и каждый творит что хочет и как это понимает, а уж что деется при согласовании с СО, это вообще отдельная песня, например из репертуара БГ
бился лбом в бетон
думал всё изменится,
бог с ним,
время N...

10

Re: Регламент включения малых электростанций на параллельную работу с ЭС

Уважаемые коллеги! Рентабельность малой энергетики опирается на то, что потребитель электроэнергии не платит эс за резерв мощности, и может покупать электроэнергию у частника со скидкой. Но это политика(.
А сейчас мне хочется разобраться в режимах работы ГПУ при параллелей работе с сетью.
Без этого ни о какой рза и па и говорить не получится. Малая генерация - тема для меня новая, прошу Вас не судить строго). Начал читать Беляева. Можете книгу хорошего режимщика, или релейщика по этой тематике посоветовать?

Добавлено: 2019-05-09 01:47:53

К сожалению ветки по малой энергетике сильно устарели: сейчас машина сама синхронизируется с сетью, напичкана импортными защитами( которые тоже проверять вообще-то надо). В операторской стоит simple scada. И нулевой переток не проблема, да и небольшое потребление из сети тоже. Трудности начинаются с возникновения ненормального режима работы. У нас стоят генераторы мощн по 2 МВА, стараются держать их загруженными на 80-90% При резком снижении нагрузки генератор давит в сеть... А там направленное МТЗ)))) и мы развалились. В лучшем случае ушли в остров. Но для стабильной работы в этом режиме нужен запас мощности и нагрузка без резких набросов -сбросов мощн,что в реальных условиях не бывает.
Мысли уже есть, но выводы делать рано).

11

Re: Регламент включения малых электростанций на параллельную работу с ЭС

SDanil писал(а):
2019-05-09 01:47:53

Рентабельность малой энергетики опирается на то, что потребитель электроэнергии не платит эс за резерв мощности, и может покупать электроэнергию у частника со скидкой. Но это политика(.

Проводил ТЭО для современной импортной миро-ГТУ, увы но не окупается даже при топливной составляющей равной "0". Сравнение проводилось при  близкой стоимости затрат на технологическое присоединение и собственноручную генерацию.

12

Re: Регламент включения малых электростанций на параллельную работу с ЭС

SDanil писал(а):
2019-05-09 01:47:53

К сожалению ветки по малой энергетике сильно устарели:

собственно не чему устаревать, так как ни чего толком и не было.

Если есть время, то читайте, постараюсь поподробней.
Собственная когенерация для промпредпрятия действительно очень выгодна если по технологии нужно тепло, пар и электричество.
Например, газохимический комплекс по производству полипропилена: нужно много технологического пара, при этом газ свой, экономически выгодно ставить ГТУ с баками утилизаторами, получать пар, тепло и как побочный продукт - электричество. При этом, представляете, в газе после ГТУ снижается его "химическая эффективность" с 97% до 93...94%, то есть вся полученная энергия на холяву .....(это как правило агрегаты мощностью не менее 20 МВА с ними не много проще). НО
С более мелким менее 10 МВА основные проблемы. 
Например, консультировал одно деревообрабатывающий заводик в части ПА. У них скопилось большое количество древесных отходов (опилки). Поставили агрегаты-генераторы и стали сжигать отходы, дошло до того что полностью покрывают свои нужды и могут даже снабжать посёлок, но...
Самым показательным является Мини-ТЭЦ Центральная на о. Русском (кто её не знает, кто только там чего не проектировал ... )
Установлены 5 ГТУ по 6,4 ВМт. Предназначена для ТЭЦ о. Русский (в основном ДВФУ) ну и как побочка электричество.
Всё ведь всем понятно зимой нужно тепло в батареях и собственно не имеет значение вырабатывается при этом элэн или нет!!!
Пошли по пути меньшего сопротивления, ГТУ стоят, а тепло получают от газовых пиковых котлов.

По режимам, моё мнение,
Эл.станция предприятия должна работать в дефицитном режиме, то есть покрывать не более 40% нагрузки, с таким условиям, что при аварии предприятие просто отделяется от ЭС с выполнением всех требований по аварийному балансу активной мощности и частоты: по нормам требуется постановка под АЧР 60% нагрузки - выполнено, однако на самом деле может быть и должен быть резерв и гашение нагрузки может составить только 30..40% Ещё один эффект, если авария в ЭС то могут заставить выдавать мощности в ЭС, за счёт отключения своих потребителей, поэтому и не более 40%. Допустим, если 80% генерация, то заставят всё равно погасить своих 40% нагрузки, а 40 % выдать в ЭС! И при этом как "награда" столько СО выпьет крови с согласованием соответствующей ПА... другая проблема ещё и собственно сам выплеск элэн в ЭС во время аварии... при 40% его не предвидится...  Ещё эффект Вы заявляете о своей нагрузке как бы это было и раньше, но за минусом собственной генерации. Могут быть аварии со своими генераторами, но тогда должен быть договор на аварийную нагрузку... ну или просто что-то отключить и поэкономить... опять же чем меньше собственная генерация тем отключать меньше...

Сами режимы мелких ГТУ.
При работе с сетью в параллель генераторы должны быть в ведомом режиме, то есть сопровождать значения частоты и напряжения ЭС, тогда при авариях как в сети так и вблизи генераторов не будет происходить нарушение устойчивости генераторов таких станций. (это о набросах и выбросах и как от них избавиться или сгладить). Для станции задаётся какая-та мощность и она строго её держит, и/или это значение регулируется,  так что бы всё время быть в пропорции 40% генерации.
Эти генераторы должны быть оборудованы системой автоматического переключения режимов. Если произошло отделение от ЭС, то они переходят в обособленный режим или, так называемый, островной, то есть сами стабилизируют частоту и напряжение. Если произошло восстановление подключения к ЭС, то эта система должна обратно переключить в ведомый режим. При аварии отделении станции должна работать какая-то ПА, которая должна отключить часть нагрузки, что бы станция отсоединилась от ЭС с балансом, а при восстановлении схемы должна работать ПАВ ПА.
НО:  Вроде как всё понятно и ясно, но эти режимы ни где в НД не зафиксированы. Всё проектируется по существующим требованиям...