Системы управления частотой и активной мощностью в электроэнергетических системах

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Системы управления частотой и активной мощностью в электроэнергетических системах

ВВЕДЕНИЕ

Одной из основных систем управления реального времени в единой энергетической системе (ЕЭС) России является центральная координирующая система (ЦКС) автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности (АРЧМ), основной функцией которой настоящее время является автоматическое регулирование частоты в энергообъединении.

Для повышения качества регулирования режима ЕЭС по частоте и активной мощности [1], последнее время массово модернизируются ГЭС и энергоблоки (ЭБ) ТЭС с последующим их подключением к системам АРЧМ разного уровня (рис. В.1.) [2, 3].

При этом ГЭС с установленной мощностью свыше 100 МВт должны быть привлечены к автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков активной мощности (АВРЧМ) в соответствии с нормативными требованиями [4]. Отметим, что мероприятия по подключеннию ГЭС к управлению от ЦКС/ЦС АРЧМ, заключаются в модернизации систем ГРАМ, аппаратуры и каналов связи с диспетчерскими центрами, модернизации систем управления мощностью гидроагрегатов, установке стационарных систем контроля технического состояния гидроагрегатов (вибро и теплоконтроля) [3]. В то же время для ЭБ ТЭС участие в АВРЧМ добровольное и мотивируется введением рынка системных услуг [5].



Рис. В.1. Перспективная схема организации АВРЧМ в ЕЭС России

Актуальность проблемы. Системы АРЧМ в ЕЭС России выполняют несколько различных функций, которые предъявляют разные требования к расположению, к резервам и характеристикам регулирующих энергообъектов (РЭ). Действующих нормативных документах и правилах рынка системных услуг (РСУ) в части автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности (АВРЧМ) данные вопросы не отражены. Поскольку решение этих вопросов определяет требования и объемы спроса и предложения, то необходимо доработать принципы формирования этого сектора рынка.

В ЦКС АРЧМ ЕЭС управляющие воздействия на изменение мощности РЭ вырабатываются при отклонениях частоты и мощности на величину, превышающую суммарную погрешность соответствующих измерительных устройств. При постоянных колебаниях частоты и мощности в ЕЭС, вызванных случайным изменением нагрузки, на РЭ (ГЭС и ЭБ ТЭС) от ЦКС АРЧМ ЕЭС выдаются знакопеременные управляющие воздействия, что крайне нежелательно, так как это может привести к повышенному износу элементов генерирующего оборудования и к снижению экономичности работы (рис. В.2). Отметим, что под знакопеременными управляющими воздействиями понимаются такие задания от системы АРЧМ, которые меняют направление изменения мощности регулирующего энергообъекта с загрузки на разгрузку или наоборот с разгрузки на загрузку. Повышенному ущербу больше подвержены ЭБ ТЭС, ввиду наличия на них большего количества регулирующих устройств и более инерционного технологического процесса производства электроэнергии, чем у ГЭС. Перед подключением к системам АРЧМ большого количества РЭ, необходимо минимизировать интенсивность управляющих воздействий не только на ЭБ ТЭС, но и на традиционно привлекаемые к регулированию ГЭС при поддержании требуемого качества регулирования. Заметим, что под интенсивностью понимается частота появления колебаний.

Рис. В.2 Изменение частоты в ЕЭС и соответствующего вторичного задания ГЭС и ЭБ ТЭС.

Решение указанных выше проблем, являющейся актуальной для дальнейшего развития рынка системных услуг и электроэнергетической системы России

1. СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМОМ ЕЭС ПО ЧАСТОТЕ И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

1.1 Назначение и цели управления режимом по частоте и активной мощности

Частота электрического тока является одним из основных показателей качества электроэнергии. Поддержание отклонений частоты в допустимых пределах позволяет обеспечить стабильность и надежность электроснабжения, а также на продолжительность и экономичности работы электрооборудования. Приватизация, последующая реструктуризация энергетики и создание оптового рынка электроэнергии поставили задачу разработки методических и нормативных документов, на основе которых могли быть определены функции и ответственность независимых производителей электроэнергии и других участников энергетического производства за обеспечение качества электроэнергии, поставляемой потребителям, и за надежность энергоснабжения.

Актуальность рассматриваемой проблемы еще больше возросла при постановке на повестку дня задачи расширения рынка электроэнергии на Запад и с этой целью подготовки Единой Энергетической Системы (ЕЭС) к включению на параллельную синхронную работу с энергообъединениями Европы (UCTE и Nordel). Это определяется тем, что при организации синхронной параллельной работы энергосистем разных стран, образующих межгосударственное объединение, одной из основных проблем является именно проблема поддержания в них единой частоты с требуемой точностью и договорных обменов между ними электрической энергии и мощности. Совместные исследования перспектив объединения сделали актуальной проблему согласование требований к регулированию частоты и мощности в ЕЭС России с аналогичными европейскими требованиями [6-7].

Все эти аспекты нашли отражение в методических указаниях и нормативных документах по регулированию частоты и мощности, разработанных в последнее время. Регулирование частоты и мощности энергосистемы является сложной технологической задачей, требующей решения ряда организационных вопросов и разработки механизмов автоматизированного управления в различных временных диапазонах. Сложность задачи еще больше возрастает при регулировании большого энергообъединения.

1.1.1 Общие положения

Задача регулирования частоты в энергообъединении подразделяется на четыре взаимосвязанных задачи (рис. 1.1.):

Рис. 1.1. Организация регулирования частоты

- первичное регулирование частоты, обеспечивающее объединенными усилиями всех электростанций и потребителей стабильность частоты, то есть удержание отклонений частоты в допустимых пределах при нарушениях общего баланса мощности в любой части объединения и по любой причине, включая аварийные изменения мощности, для безопасной эксплуатации электростанций и минимизации риска отключения энергопринимающих установок потребителей электрической энергии действием противоаварийной автоматики;

- вторичное регулирование, обеспечивающее восстановление заданного значения частоты и плановых режимов обмена мощностью между энергосистемами (регионами), ликвидацию перегрузок транзитных связей и сечений и поддержание постоянной эффективности первичного регулирования, путем восстановления использованного резерва;

- третичное регулирование, под которым (в рамках регулирования частоты) можно понимать использование специально выделенного (третичного) резерва для поддержания постоянной эффективности первичного и вторичного регулирования, путем восстановления использованных резервов;

- коррекция синхронного времени, под которым понимается коррекция уставки по частоте, устраняющая ошибку синхронного времени, вызывающей отклонения фактических значений обменов электроэнергией и мощностью от плановых договорных значений.

На рис. 1.2 показан процесс регулирования частоты в ЕЭС после возникновения в энергообъединении внезапного дефицита активной мощности [58]:

Рис. 1.2. Процесс регулирования частоты

Обозначения: I, II, III - соответственно первичное, вторичное (оперативное) и третичное регулирование; - установившееся (квазистационарное) отклонение частоты на стадии первичного регулирования; _. - динамическое отклонение частоты.

Примечание: Процесс, представленный на рисунке, идеализирован и отражает потребности ЕЭС.

На I стадии процесс изменения и установления частоты определяется первичным регулированием. Последнее, отличаясь массовостью (в нем по мере своих возможностей участвует все электростанции и потребители энергообъединения), способно с максимальным быстродействием остановить снижение частоты и удержать частоту до вступления в действие более рационального вторичного регулирования. В увеличении эффективности первичного регулирования - одно из главных преимуществ параллельной работы; именно по этой причине большое энергообъединение обеспечивает более стабильную частоту. Без первичного регулирования частота снижается достаточно сильно, что может вызвать срабатывание АЧР и другой автоматики, в том числе и на АЭС.

Установившийся режим первичного регулирования наступает примерно через 30 секунд. Отклонение частоты при этом зависит от величины первоначального дефицита и от эффективности первичного регулирования.

Стадия I продолжается до вступления в действие вторичного (оперативного) регулирования. В течение этого времени частоту удерживают все электростанции и потребители, участвующие в первичном регулировании. Отметим, что при наличии автоматического вторичного регулирования оно вступает сразу в действие также на стадии I. Для наглядности оно не приведено в примере показанном на рис. 1.2.

На II стадии, после уточнения обстановки и определения рационального способа восстановления частоты, производится оперативное вторичное регулирование. При этом электростанции вторичного регулирования постепенно восстанавливают заданные значения частоты и перетоков мощности, а все электростанции (за исключением электростанций участвовавших и в первичном и во вторичного регулировании) и потребители, участвовавшие в первичного регулирования возвращаются к исходной нагрузке.

Стадия II продолжается 5-10 минут и заканчивается восстановлением заданного значения частоты. Первичный резерв по завершении II стадии обычно полностью восстанавливается автоматически и должен быть готов к последующему использованию.

Следующая III стадия характеризуется нормальными параметрами режима. На этой стадии происходит восстановление истраченного на II стадии вторичного резерва, с тем, чтобы быть готовым к последующему его использованию. Это делается в порядке третичного регулирования путем перераспределения мощности между электростанциями вторичного и третичного регулирования.

Существует также стадия IV, которая характеризуется коррекцией синхронного времени. При этом раз в сутки вычисляют отклонения синхронного времени от астрономического и при выходе ее за максимально допустимый диапазон в течение суток корректируют уставку по частоте, тем самым уменьшая отклонения фактических значений обменов электроэнергией и мощностью от плановых договорных значений.

1.1.2 Основные принципы первичного регулирования

На рис. 1.3 представлен процесс первичного регулирования частоты, детализирующий I стадию процесса регулирования частоты, показанного на рис. 1.2 [58].



Рис.1.3. Начальный период первичного регулирование частоты

Обозначения: Iа - электромеханический процесс; Iб - первичное регулирование осуществляемое потребителями; Iв - первичное регулирование осуществляемое совместно потребителями и электростанциями; Iг - установившийся режим первичного регулирования; - установившееся (квазистационарное) значение частоты на стадии первичного регулирования; - установившееся (квазистационарное) отклонение частоты на стадии первичного регулирования;- установившееся значение частоты до проявления влияния электростанций; - установившееся отклонение частоты при отсутствии влияния электростанций; _. - динамическое отклонение частоты.

Примечание: Процесс, представленный на рисунке, идеализирован и отражает потребности ЕЭС.

В начале (Iа - первый период) скорость снижения частоты определяется величиной относительного дефицита и постоянной механической инерции энергообъединения и не зависит от регулирующего эффекта потребителей и электростанций. Дефицит мощности компенсируется расходованием запаса кинетической энергии вращающихся масс в процессе их торможения.

Скорость снижения частоты на этой стадии:

(1.1)

Если принять (относительный дефицит) равным 1% (0.01), что в условиях ЕЭС России соответствует аварийному отключению энергоблока АЭС мощностью 1000 МВт, а постоянную механической инерции крупного энергообъединения с мощными энергоблоками ГРЭС и АЭС равной 12 с, то скорость снижения частоты составит 0.04 Гц/с.

Далее (Iб - второй период) по мере нарастания отклонения частоты начинает сказываться регулирующий эффект (саморазгрузка) потребителей; скорость снижения частоты падает; процесс продолжается по экспоненциальному закону. Если бы не вмешательство в первичное регулирование электростанций (Iв), то постоянная времени этого процесса (постоянная времени нерегулируемой энергосистемы) составила бы:

(1.2)

Если коэффициент загрузки электростанций принять 0.9, а регулирующий эффект нагрузки равным 2, то постоянная времени энергосистемы составит около 7 секунд, а частота установится через 30 секунд.

Установившееся отклонение частоты , к которому стремится процесс до проявления влияния электростанций, определяется выражением:

(1.3)

При принятых ранее значениях отклонение частоты в конце процесса установилось бы 0.28 Гц (штриховая кривая на рис. 1.3).

С определенной задержкой, обусловленной наличием зоны нечувствительности, люфтов в системе регулирования, инерционности сервопривода и паровых объемов начинает сказываться (Iв - третий период) действие регуляторов скорости вращения турбоагрегатов. Электростанции подключаются к участию в первичном регулировании. В рассматриваемых условиях этого можно ожидать (с учетом малой величины отклонения частоты) на 5-ой, 6-ой секундах. Снижение частоты замедляется, приостанавливается (максимальное динамическое отклонение частоты ) и частота начинает повышаться.

Третий период Iв закончится, когда участвующие в первичном регулировании электростанции возьмут на себя всю положенную часть дополнительной нагрузки, выдадут требуемую первичную мощность. Доли участия потребителей и электростанций в этих условиях пропорциональны их регулирующим эффектам.

Установившееся отклонение частоты по окончании третьего периода определяется выражением:

(1.4)

Если принять регулирующий эффект энергообъединения (совместно потребителей и электростанций) равным минус 5 (статизм =20%), что примерно соответствует его значению в ЕЭС России, установившееся отклонение частоты составит 0.11 Гц. Процесс первичного регулирования должен завершиться через 30 секунд. Следовательно, отклонение частоты через 30 - 40 секунд составит 0.11 Гц (вместо 0.28 Гц без участия электростанций).

Наступающий затем четвертый (Iг) период первичного регулирования - установившийся режим характеризуется ожиданием начала восстановления частоты либо вследствие самоустранения первопричины (нерегулярные колебания баланса, например), либо вследствие вторичного регулирования. В любом случае вплоть до нормализации частоты первичное регулирование должно удерживать устойчивую выдачу первичной мощности, соответствующую текущему отклонению частоты. Поскольку потребители этому условию в общем случае удовлетворяют, особое внимание должно быть обращено на выдачу мощности электростанциями (с учетом заданного им статизма).

Если из-за отсутствия поддержки со стороны системы регулирования котла, реактора электростанции в этот период начнут снижать выдаваемую первичную мощность, частота начнет снижаться. При полном возврате всех электростанций к исходной нагрузке из-за неуправляемости котлов, реакторов частота на четвертом этапе понизится до уровня, определяемого потребителями. В нашем случае отклонение частоты с 0.11 возрастет до 0.28 Гц.

Характер изменения частоты на третьем (Iв) периоде сильно зависит от быстродействия первичного регулирования на электростанциях. Увеличение зоны нечувствительности и задержек в системе регулирования увеличивает максимальное динамическое отклонение частоты , которое в нашем случае составляет 0.18 Гц. При отсутствии нечувствительности и максимальном быстродействии провал в частоте можно было бы существенно снизить. При увеличении зоны нечувствительности и задержек провал может достигнуть величины , в нашем случае 0.28 Гц, если электростанции задержатся на 25 секунд и более.

Таким образом, максимальное динамическое отклонение частоты , в зависимости от быстродействия и чувствительности первичного регулирования, в нашем примере может изменяться от 0.11 до 0.28 Гц, т.е. в 2.5 раза.

Поскольку продолжительность провала частоты при первичном регулировании может составить 4 - 6 секунд и более, он небезопасен с точки зрения функционирования АЧР и другой автоматики, в том числе на АЭС, при разделении ЕЭС.

Для достижения этого гарантированного уровня из всех электростанций, участвующих в общем первичном регулировании (ОПРЧ), отбираются выделенные энергоблоки и станции нормированного первичного регулирования (НПРЧ), в которых планируется и постоянно поддерживается первичный резерв. В России в 2011 и 2012 уже отобрано 43 и 53 энергоблока, обеспечивающие 707.5 МВт и 897.5 МВт нормированного первичного резерва соответственно [8 ? 10], хотя требуемый объем составлял ±1226 МВт [11 ? 13]. В дальнейшем планируется увеличить число модернизированных блоков до 100 единиц, увеличив нормированный первичный резерв до величины 1950 МВт, который с запасом может компенсировать расчетный аварийный небаланс мощности ЕЭС России, равный потере энергоблока с мощностью 1200 МВт и обеспечить конкурентный отбор между участниками рынка [14].

При характерных отклонениях частоты в ЕЭС России реакция электростанций, участвующих в ОПРЧ, имеет непостоянный характер. При возникновении крупных небалансов (более 500 МВт) общая крутизна частотной характеристики для всей системы нестабильна (изменяется в диапазоне 10000ч30000 МВт/Гц). Среднее значение этой величины при потере генерации равно 22700 МВт/Гц. Введение нормированного первичного резерва стабилизирует это значение, так как способно мобилизовать свой резерв в течение 30 секунд при отклонениях частоты до 200 мГц.

Таким образом, первичное регулирование, и в первую очередь НПРЧ, в ЕЭС России рассматривается как “подушка безопасни” на случай резких изменений частоты, обеспечивающая ее стабильность.

1.1.3 Основные принципы вторичного регулирования

Вторичное регулирование мощности обеспечивает компенсацию возникающих в области регулирования небалансов мощности путем изменения мощности электростанций под воздействием центрального регулятора (автоматическое) или по командам диспетчера (оперативное) для поддержания плановых обменов мощностью между энергосистемами, восстановления заданного значения частоты (уставки), а также ликвидации перегрузки транзитных связей и сечений.

Вторичное регулирование не должно противодействовать взаимопомощи энергосистем в результате действия первичного регулирования и должно восстанавливать нарушенный баланс мощности, тем самым освобождая регулировочный диапазон первичного регулирования. При этом в отличие от первичного, вторичное регулирование действует автономно внутри своей области регулирования, восстанавливая небаланс там где он произошёл.

Для выполнения указанных требований на электростанциях, выделенных для вторичного регулирования, постоянно должен поддерживаться вторичный резерв, достаточный для выполнения порученных функций вторичного регулирования. При этом мобилизация вторичного резерва при выполнении функций регулирования баланса (частоты, обменной мощности) должна выполняться в пределах 15 минут, а при ликвидации перегрузки транзитных связей и сечений за время не более 5 минут. Отметим, что автоматическое вторичное регулирование мобилизирует резервы как правило быстрее за счёт маневренности регулирующих энергообъектов. Более того, за счёт отсутствия зоны нечувствительности по регулируемому параметру, автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков мощности начинает первым реагировать на любое изменение регулируемого параметра. За счёт этого, частота в ЕЭС в основном поддерживается достаточно в узком диапазоне (50±0.02 Гц).

1.1.4 Основные принципы третичного регулирования

Основной целью третичного регулирование является поддержание заданных вторичных резервов, их восстановление по мере использования в процессе регулирования и ограничения. Для этого используются специально отведенные для этой цели гидро, гидроаккамулирующие электростанции, энергоблоки тепловых и атомных станций, агрегаты парогазовых установок и потребители с управляемой нагрузкой. При этом третичное регулирование, выполняющееся в настоящее время вручную не должно вызвать перегрузки связей, а используемый третичный резерв должен быть достаточным для возмещения максимальной расчетной погрешности планирования баланса мощности, возможной задержки выхода энергоблоков из ремонта и компенсации расчетного небаланса мощности.

1.1.5 Коррекция синхронного времени

Отклонение синхронного времени от астрономического возникает и накапливается из-за неточности и дискретности измерения фактической частоты, погрешности в регулировании средней частоты в системах вторичного регулирования и вызывает отклонения фактических значений обменов электроэнергией и мощностью от плановых договорных значений.

Контролером синхронного времени в синхронной зоне стран СНГ и Балтии является диспетчерский центр ЦДУ ЕЭС России, который непрерывно рассчитывает синхронное время путем интегрирования фактического значения частоты и определяет его отклонение от астрономического времени. При этом считается, что нормально допустимый диапазон отклонения синхронного времени от астрономического равен 20 с, а максимально допустимый диапазон отклонения синхронного времени равен от астрономического 30 с. Если на 8 часов утра каждого дня временное отклонение не превышает максимальный диапазон, то коррекция времени не производится. Иначе контролер синхронного времени посылает команду во все диспетчерские центры в синхронной зоны стран СНГ и Балтии, где осуществляется вторичное регулирование частоты либо перетока с частотной коррекцией, изменить уставку частоты на 0,01 Гц на весь день (24 ч).

1.1.6 Краткий обзор зарубежного опыта управления режимами по частоте и активной мощности

Современная система управления режимами по частоте и активной мощности в России достаточно сильно унифицирована с европейскими требованиями [14, 60, 61]. Это связано с повышением общего качества регулирования в рыночных условиях и с возможностями расширения оптового рынка электроэнергии и мощности на Запад и с этой целью подготовки Единой Энергетической Системы (ЕЭС) к включению на параллельную синхронную работу с энергообъединениями Европы (UCTE и Nordel).

Однако при управления режимами по частоте и активной мощности в зарубежных энергосистем есть некоторые различия. Перечислим основные из них.

В энергосистемах Северной Америки нет выделенных энергообъектов, занимающихся нормированным первичным регулированием [15]. Однако зона нечувствительности регуляторов скорости снижена для всех современных турбин до 36 мГц (что соответствует 30 мГц для российской и европейской частот), а для старых турбин установлена величина не превышающая 50 мГц (около 42 мГц для российской и европейской частот). Поэтому крутизна статической частотной характеристики энергосистем изменяется достаточно в широких пределах, что сказывается на нестабильности отклонений частоты и на качестве ее регулирования, но в то же время генерирующие объекты начинают реагировать активнее и в большем объеме даже при небольших небалансах мощности.

В зарубежных энергосистемах вторичное регулирование осуществляется в основном децентрализированно путем регулирования суммарных перетоков мощности отдельных областей (блоков регулирования) синхронных энергообъединений с коррекцией по частоте (рис. 1.4.) [15, 16]. При этом существует несколько видов организации вторичного регулирования выделенных блоков регулирования. При централизованном управлении регулирование по всему блоку регулирования осуществляет один регулятор. В плюралистическом виде управления регулирование внутри блока регулирования осущестляется децентрализованно выделенными частями (зонами регулирования). Однако при этом существует единственный системный оператор (координатор) со своим регулятором и резервами, отвественный за регулирование суммарного перетока блока регулирования с коррекцией по частоте. При иерархическом управлении, организация регулирования похожа на плюралистическую, но координатор может и не иметь своих резервов, управляя подчиненными системными операторами всех зон регулирования и используя их резервы для регулирования всего блока [6].

Такая организация вторичного регулирования позволяет поддерживать запланированные перетоки мощности с соседними энергосистемами и распределить вторичные резервы по блокам и зонах регулирования, которые устраняют свои внутренние небалансы своими же резервами не расходуя их на небалансы в соседних блоках и зонах. Но в то же время это ведет к тому, что увеличивается суммарное количество поддерживаемых резервов во всей синхронной зоне и сложностей в регулировании при невозможности устранения небалансов зон и блоков регулирования своими силами. Для решения данных проблем в европейском и североамериканском энергообъединении существует два координатора, которые ответственны за мониторинг плановых перетоков, обнаружение незапланированных перетоков, разработки программ коррекции электрического времени и перетоков между блоками регулирования. Координатор передает программы коррекции системным операторам ответственным за регулирование в блоках регулирования, которые осуществляют непосредственную коррекцию плановых перетоков [16, 17].

Рис. 1.4. Структура организации блоков и зон регулирования в европейской синхронной зоне.

Другим отличием вторичного регулирования зарубежных энергосистем является использование различных регламентов и типов, используемых резервов. Так в северо-американских энергосистемах вторичное регулирование полностью должно мобилизовать свои резервы в течении 10 минут. При этом могут быть использованы регулируемая и отключаемая нагрузка и генерация с быстрым запуском [15]. В европейских энергосистемах в свою очередь можно использовать резервы соседних энергосистем в случае если не менее 66 % вторичных резервов и 50 % от суммы вторичных и третичных резервов находятся внутри зоны регулирования и при этом обеспечивается достаточная пропускная способность межсистемных связей [6].

Обычно для многих зарубежных энергосистем цели вторичного и третичного регулирования совпадают: восстановление плановых перетоков (или частоты для областей без связей с соседними энергосистемами) между энергосистемами. Поэтому, например, энергосистемы скандинавских стран и Англии не имеют вторичного регулирования. В действительности, они выполняют требования ENTSO-E (европейская сеть системных операторов в электроэнергетике) по вторичному регулированию путем ручного регулирования достаточно маневременными станциями [18, 19].

Требования к качеству регулирования также несколько отличаются. Основным параметром качества регулирования частоты является среднеквадратичное отклонение частоты. Интервал времени скользящего усреднения, по которому оценивается это значение, может быть равен 10 (энергосистемах Северной Америки) или 15 минутам (в европейских энергосистемах), что соответствует интервалам времени мобилизации резервов вторичного регулирования. Использование данного параметра связана с тем, что он достаточно наглядно показывает статистически, насколько хорошо осуществляется подавление нерегулярных колебаний и восстановление балансов мощности на том или ином интервале времени.

При больших отклонениях частоты также оценивается попадание траектории восстановления частоты в нормируемые “воронки”, представляющие собой допустимые границы возможных траекторий восстановления частоты [7]. Для северо-американских энергосистем также принят параметр допустимой ошибки зоны регулирования, которая представляет собой отклонение суммарного перетока зоны регулирования с коррекцией по частоте и ошибки измерения перетока [15].

В отличие от рассмотренных зарубежных энергосистем, в которых относительно равномерно распределенной нагрузкой и генерацией, ЕЭС содержит области с существенным избытком и дефицитом мощности, так как множество угольных и гидростанций построены ближе центрам топливо снабжения нежели к центрам нагрузки. Большие регионы потребления связаны с отдаленными избыточными районами посредством высоковольтных связей (500 кВ, 750 кВ, и даже 1150 кВ). Централизованное регулирование реализованное в ЕЭС России, позволяет эффективнее поддерживать требуемое качество частоты и мощности. Но то же время отсутствуют ясные для потребителей и производителей технико-экономические обоснования необходимости поддержания такого качества регулирования. Также необходимо отметить, что в современных рыночных условиях регулирование частоты и мощности, решающее как общие, так и локальные задачи требует большей автоматизации процесса и привлечения различных типов резервов, в том числе потребителей и адаптивных сетевых элементов.

1.2 Современное состояние систем АРЧМ в России

В настоящее время в связи с запуском рынка системных услуг и привлечением к регулированию частоты большого числа энергоблоков тепловых электростанций для повышения эффективности и качества регулирования частоты идут работы по созданию иерархической системы автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности (ИС АРЧМ). В частности, внедрены программно-аппаратные комплексы (ПАК) Центральной координирующей системы (ЦКС) АРЧМ в ЦДУ ЕЭС и Централизованные системы (ЦС) АРЧМ в ОДУ Юга, Урала, Северо-Запада, Сибири и Востока, реконструируются ПАК ЦС АРЧМ в Кольском РДУ с целью перевода их на унифицированные программно-аппаратные средства и ведутся работы по подключению модернизированных тепловых энергоблоков и ГЭС к системам АРЧМ.

Создание ИС АРЧМ позволяет повысить качество регулирования частоты и перетоков мощности по межсистемным связям ЕЭС России.

1.2.1 Требования к качеству регулирования

Частота является одним из основных показателей качества электроэнергии. Качество регулирования частоты в нормальных режимах регуламентируется в соответствии со стандартом «Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС и изолированно работающих энергосистемах России» [1]:

Частота должна находиться в пределах 500,2 Гц не менее 95% времени суток, не выходя за предельно допустимые 500,4 Гц для средних 20-ти секундных значений. При этом средствами вторичного регулирования режима должно, как правило, обеспечиваться:

- поддержание средней частоты за любой час суток в пределах 500.01 Гц в ЕЭС;

- удержание текущей частоты в пределах 500.05 Гц (нормальный уровень) совместно с НПРЧ и в пределах 500.2 Гц (допустимый уровень) с восстановлением нормального уровня частоты в ЕЭС за время не более 15 минут.

Допустимые отклонения частоты определенные в ГОСТ ограничиваются, в основном, условиями работы основного и вспомогательного оборудования электростанций.

Глубокое или длительное отклонение частоты от номинальной представляет собой опасность для лопаточного аппарата турбин из-за возможности развития резонансных явлений и повреждения лопаток. В связи с этим допустимые глубина и длительность снижения частоты для турбин ТЭС и АЭС нормируется [20]:

Таблица 1.1. Допустимые глубина и длительность снижения частоты для турбин ТЭС и АЭС

Частота, Гц	50.5 ч 51	49 ч 48	48 ч 47	47 ч 46
Допустимая длительность работы, мин:
единовременная	3	5	1	0.17
за весь срок эксплуатации	500	750	180	30

Работу ЭБ АЭС и ГРЭС, поддержание ими требуемого уровня нагрузки обеспечивают механизмы собственных нужд электростанций, включающие различные типы двигателей (питательные, циркуляционные насосы, дутьевые вентиляторы и т.д.), производительность которых зависит от частоты сети. При критическом снижении частоты сети механизмы собственных нужд снижают свою производительность до уровня, когда поддержание технологических параметров работы ЭБ не обеспечивается, или работа механизмов собственных нужд невозможна. В указанных ситуациях ЭБ немедленно останавливается по условиям безопасной эксплуатации основного и вспомогательного оборудования. Аналогичная ситуация складывается при критическом повышении частоты.

Поэтому если в энергосистеме складывается ситуация, когда первичной реакции генерирующего оборудования на отклонение частоты недостаточно, частота может отклоняться за допустимые пределы и достигать критических для оборудования значений.

Для предотвращения опасного снижения частоты используется автоматическая частотная разгрузка (АЧР), отключающая потребителей.

Допустимый уровень отклонения частоты в Стандарте определяется согласно методике, предложенной UCTE [7], как квазиустановившееся отклонение частоты после возникновения крупного небаланса, вызвавшего максимальное динамическое отклонение частоты в пределах 50±0,8 Гц, которое принимается как граничное перед разгрузкой АЭС и срабатыванием АЧР, отключающей потребителей.

Пример динамического отклонения частоты при небалансе мощности 500 МВт (Рис.1.5.):



Рис. 1.5. Квазиустановившееся отклонение частоты -30 мГц при динамическом отклонении частоты -120 мГц.

Удержание текущей частоты в пределах нормального уровня согласно Стандарту [1] позволяет удерживать отклонения планового баланса генерации и потребления в допустимых пределах и избегать дополнительной загрузки транзитной сети неплановыми потоками мощности, минимизируя ограничения на ОРЭМ по условиям загрузки транзитной сети.

Целью поддержания средней частоты в ЕЭС является удержание текущей частоты в пределах зоны регулирования 500.02 Гц для предотвращения излишнего запуска НПРЧ в нормальных условиях [1]. Также это связано с тем, что все расчеты режимов проводятся, исходя из того, что частота электрического тока в среднем поддерживается на номинальном уровне 50 Гц. Если средняя частота начинает отклоняться от номинального уровня, то происходят отклонения от текущего режима. Чем больше эти отклонения, тем меньше контроль и понимание текущего состояния энергосистемы.

В требованиях к качеству регулирования и ограничения перетоков мощности пока нормируются только времена восстановления заданного суммарного внешнего перетока - за время 15 минут и устранения перегрузки - за время 5 минут соответственно.

1.2.2 Структура ИС АРЧМ

Целью автоматизации процесса регулирования частоты и перетоков активной мощности является обеспечение возможности управления режимами энергосистем в темпе протекающих в них процессов, когда оперативное управление является неэффективным или невозможным.

Структура ИС АРЧМ является централизованной, повторяет иерархию диспетчерского управления и состоит из [2, 3]:

- центральной координирующей системы АРЧМ (ЦКС АРЧМ ЕЭС), расположенной в ЦДУ ЕЭС (уровень ЦДУ);

- территориальных централизованных систем АРЧМ (ЦС АРЧМ ОЭС/ЭС), расположенными в ОДУ/РДУ (уровень ОДУ/РДУ);

- систем сбора и передачи информации (ССПИ) о параметрах режима и состоянии элементов электрической сети;

- системы телеуправления регулирующими электростанциями;

- станционных устройств автоматического регулирования мощности генерирующего оборудования (ГРАМ ГЭС, САРЧМ энергоблоков ТЭС) (уровень станции);

- управляющего вычислительного комплекса (УВК), реализующего функции автоматического вторичного регулирования по заданным алгоритмам обработки поступающей информации, расчета и выдачи команд управления на регулирующие электростанции.

При этом ГЭС и энергоблоки ТЭС (регулирующие энергообъекты) могут быть подключены к ЦКС АРЧМ через ЦС АРЧМ ОЭС/ЭС или напрямую (рис. 1.6.).



Рис. 1.6. Уровни ИС АРЧМ ЕЭС России.

Важной особенностью является обеспечение единого заданного цикла работы всех составляющих элементов ЦС/ЦКС АРЧМ и их высокой надежности.

1.2.3 Функции систем АРЧМ

Основные функции систем АРЧМ следующие:

- автоматическое астатическое регулирование частоты (режим АРЧ) в энергообъединении, состоящем из ЕЭС России и работающих синхронно с ней энергосистем стран СНГ и Балтии, осуществляемое в настоящее время ЦКС АРЧМ постоянно с воздействием на регулирующие ГЭС и энергоблоки напрямую или через ЦС АРЧМ ОЭС. В ЦС АРЧМ также предусмотрен режим АРЧ, необходимый в случае изолированной работы ОЭС (в режиме “острова”);

- автоматическое ограничение перетоков мощности (токовой перегрузки) (режим АО(Т)П) по слабым внутренним и внешним сечениям энергообъединения, опасным с точки зрения нарушения устойчивости. При реализации этой функции система АРЧМ постоянно контролирует перетоки активной мощности (ток) по ряду слабых сечений, и в случае возникновения перегрузки, то есть при превышении каким-либо контролируемым перетоком заданного максимально допустимого значения в том или ином направлении передачи мощности (уставки АО(Т)П), по возможности максимально быстро устраняет эту перегрузку путем выдачи управляющих воздействий на регулирующие станции и энергоблоки. Поскольку режим АО(Т)П является по сути дела начальной ступенью противоаварийной автоматики и по мере своих возможностей предотвращает нарушение устойчивости, ему дается приоритет перед другими режимами. В настоящее время этот режим является основным для ЦС АРЧМ.

- Автоматическое регулирование суммарного перетока по внешним связям энергообъединения (энергосистемы) с коррекцией по частоте (режим АРПЧ). Особенность этого режима регулирования заключается в том, что система АРЧМ реагирует на возмущения (небалансы мощности), возникающие только в собственном районе регулирования (зоне контроля), и не реагирует на возмущения в районах регулирования других систем АРЧМ, не препятствуя при этом действию первичного регулирования. Этот режим предусмотрен в ЦКС АРЧМ на случай объединения Восточного энергообъединения с энергообъединением Европы (UCTE), если ЕЭС России поручат регулировать суммарный переток с коррекцией по частоте по сечению (интерфейсу) Восток-Запад, по которому будет осуществлена синхронная параллельная работа этих двух энергообъединений. В ЦС АРЧМ данный режим также предусмотрен на случай регулирования суммарного внешнего перетока своей ОЭС или при необходимости регулировать суммарный внешний переток по заданному сечению с коррекцией по частоте. Следует отметить, что система АРЧМ, работающая в режиме АРПЧ, при необходимости может быть переведена в режим регулирования частоты (АРЧ) или в режим регулирования перетока (АРП);

- регулирование режима ЕЭС путем отработки команд от ЦКС АРЧМ с приоритетом собственных АО(Т)П. Данный режим является также основным режимом работы ЦС АРЧМ. При этом станции и энергоблоки в ОЭС/ЭС могут участвовать в качестве объектов управления одновременно для двух уровней - собственной ЦС АРЧМ ОЭС и ЦКС АРЧМ ЕЭС, но с приоритетом собственных АО(Т)П. Задание с вышестоящего уровня блокируется, если оно направлено противоположно действию собственных ограничителей перетоков (при возникновении перегрузки или нахождении одного из контролируемых перетоков в зоне минимального запаса, если выполнение задания от ЦКС АРЧМ может вызвать перегрузку этого сечения). Существует две схемы управления:

Централизованное управление ? при работающем регуляторе ЦС АРЧМ в режиме АРПЧ часть РЭ может работать под управлением ЦКС АРЧМ (рис. 1.7.). В этом случае не происходит одновременного воздействия на один РЭ двух регуляторов: при подключении РЭ на централизованное управление от ЦКС АРЧМ, воздействие на этот РЭ от регулятора ЦС АРЧМ исключается, а уставка регулятора АРПЧ ЦС АРЧМ корректируется на величину суммарного задания от ЦКС АРЧМ. Эта коррекция выполняется опциально по ключу, так как в некоторых случаях, например при регулировании перетока по внутреннему сечению, эта коррекция может не понадобится;

Иерархическое управление ? участие управляемой ОЭС (ЦС АРЧМ данной ОЭС работает в режиме АРПЧ) как единого объекта, причем ЦС АРЧМ ОЭС передает наверх в ЦКС АРЧМ состояние готовности, сигнал наличия регулировочного диапазона на загрузку и разгрузку и величины суммарных регулировочных диапазонов всех РЭ на загрузку и разгрузку, а воздействие от ЦКС АРЧМ на этот единый объект корректирует уставку регулятора АРПЧ ОЭС (рис. 1.8). Сигнал готовности формируется в ЦС АРЧМ в случае включенного незаблокированного состояния регулятора АРПЧ при отсутствии признака «нет объектов регулирования». Сигнал блокировки на загрузку (разгрузку) ОЭС формируется как суммарный по всем РЭ при отсутствии сигналов готовности всех ЭО на загрузку (разгрузку), а также с учетом запертых регулировочных диапазонов ЭО из-за действия собственных АО(Т)П. Предусмотрена разновидность варианта иерархического управления -- групповое регулирование -- при котором регулятор АРПЧ в ЦС АРЧМ не включен в работу. В этом случае задание ЦКС АРЧМ распределяется в ЦС АРЧМ между объектами ОЭС в соответствии с дополнительной заданной группой индивидуальных КДУ. Выбор вида управления производится при конфигурировании УПО ЦКС/ЦС АРЧМ ключом удаленного управления.

частота мощность электроэнергетическая система

Рис. 1.7. Схема централизованного управления



Рис. 1.8. Схема иерархического управления

1.2.4 Основные принципы управления систем АРЧМ

В ЦКС/ЦС АРЧМ суммарное задание (интегрально зависящее от отклонения регулируемого параметра) на изменение мощности объектов управления (ГЭС, энергоблока ТЭС) в каждом цикле управления делится на приращение задания регулирующей ГЭС и каждому из энергоблоков ТЭС пропорционально их коэффициентам долевого участия (КДУ) в регулировании (рис. 1.9.).

С целью эффективного использования резервов вторичного регулирования, КДУ для ГЭС и каждого из энергоблоков ТЭС задаются пропорционально величинам их диапазонов регулирования (заданные КДУ).

Эта пропорциональность обеспечивается автоматически, независимо от количества подключенных к ЦКС/ЦС АРЧМ и участвующих на данном цикле регулирования энергоблоков. Постоянство коэффициента передачи центрального регулятора обеспечивается автоматическим поддержанием равной единице суммы фактических КДУ участвующих на данном цикле в регулировании объектов управления, определяемых по заданным КДУ.

Текущее задание на выдачу вторичной мощности для каждого из объектов управления формируется интегральным регулятором ЦКС/ЦС АРЧМ (с циклом 1 секунда) путем суммирования очередного приращения с ранее выданным заданием, передается по каналу телеуправления непрерывно, и должно вводиться в САРЧМ объектов управления в виде задания вторичной мощности дополнительно к заданию плановой мощности. Положительное вторичное задание означает требование на загрузку, отрицательное - на разгрузку.

Неизменное задание (нулевое или любое иное) предполагает отсутствие текущих требований на изменение ранее заданной вторичной мощности, и наоборот, изменение задания является требованием на соответствующее изменение мощности станции или энергоблока.

Рис. 1.9. -Алгоритм регулятора ЦКС/ЦС АРЧМ ЕЭС/ОЭС/ЭС, без минимизации интенсивности управления ЭБ ТЭС и ГЭС

Постоянная времени интегрирования (или обратная ей величина - интенсивность регулирования) определяет быстродействие регулятора. Так, при регулировании частоты или суммарного внешнего перетока с коррекцией по частоте может задаваться значение постоянной времени интегрирования в диапазоне от 70 до 200 сек, которое позволяет получить весьма высокую точность поддержания средней частоты на 15-минутных интервалах (не хуже 0.02 Гц). В ограничителях перетока мощности постоянная интегрирования из условия достижения максимального быстродействия при отсутствии значительного перерегулирования была выбрана в диапазоне от 30 до 40 сек, что позволяет при известных динамических характеристиках конкретных регулирующих станций и энергоблоков и быстродействующих каналах телеизмерений (с циклом передачи 1 сек) обеспечить завершение процесса ограничения перетоков за время не более 5 минут.

Регулятор (частоты или суммарного внешнего перетока с коррекцией или без коррекции по частоте) выполнен с переменным быстродействием. Так, при значительных отклонениях контролируемых параметров (частоты, суммарного внешнего перетока или их комбинации - ошибки регулирования района), превышающих пороговые значения, быстродействие регулятора увеличивается вплоть до быстродействия ограничителя перетока. При этом система АРЧМ должна сбалансировать возникшее возмущение (небаланс мощности) в собственном районе регулирования за время не более 15 минут. Регулятор действует непрерывно, стремясь поддержать (стабилизировать) среднее значение контролируемого параметра (частоты или суммарного перетока по контролируемому сечению с коррекцией или без коррекции по частоте), но его быстродействие в несколько раз меньше быстродействия АО(Т)П. Это сделано для того чтобы исключить излишнее воздействие на регулирующие станции и энергоблоки из-за случайных колебаний контролируемого параметра.

Ограничитель представляет собой регулятор с регулируемой зоной нечувствительности на входе, где границы зоны нечувствительности определяются заданными уставками по максимально допустимым значениям контролируемого перетока.

Особенностью АО(Т)П является то, что при отсутствии перегрузок (если значение перетока мощности находится в пределах зоны нечувствительности) он находится в “стерегущем состоянии”, то есть не формирует управляющих воздействий на регулирующие станции и энергоблоки, но при возникновении перегрузки ограничитель должен действовать максимально быстро. При обеспечении максимальной задержки в контуре ограничения перетока не более 5 секунд, АО(Т)П должен устранить возникшую перегрузку за время не более 5 минут. При выходе контролируемого перетока или тока за зону нечувствительности в том или ином направлении, то есть при возникновении перегрузки, ограничитель начинает формировать управляющие воздействия соответствующих знаков на регулирующие станции и энергоблоки и действует до полного исчезновения перегрузки. При этом, в зависимости от наличия регулирующих станций и энергоблоков с одной или обеих сторон от контролируемого сечения, возможны режим одностороннего и режим двустороннего ограничения, причем последний вариант предпочтителен, поскольку АО(Т)П в этом случае действует балансирующим образом, соответственно нагружая и разгружая станции и энергоблоки, расположенные по обе стороны от контролируемого сечения, что не приводит к изменению частоты и требует меньших регулировочных диапазонов для устранения перегрузки. Поскольку ограничитель предназначен для устранения перегрузок и, тем самым, для повышения устойчивости параллельной работы, ему дается более высокий приоритет перед всеми другими функциями ЦС/ЦКС АРЧМ, то есть он блокирует действия других подсистем (функций) в направлении, усугубляющем возникшую перегрузку или могущем ее вызвать. Поэтому он блокирует эти подсистемы, как в случае перегрузки, так и в случае приближения перетока или тока к максимально допустимому значению (уставке), то есть тогда, когда переток находится в так называемой “зоне минимального запаса”. Схема алгоритма автоматического ограничения перетоков мощности представлена на рисунке 1.10.

Рис. 1.10. Структурная схема алгоритма автоматического ограничения перетоков мощности

Уставки ограничителей могут задаваться вручную диспетчером ОДУ/ЦДУ или автоматически изменяться в случае изменения конфигурации контролируемых сечений (плановом ремонтном или аварийном отключении одной или нескольких линий). Эти уставки заранее рассчитываются для всех возможных изменений сечений и вводятся в ЦС/ЦКС АРЧМ. В ЦС/ЦКС АРЧМ имеется возможность также вводить уставки автоматически от программы контроля перетоков по опасным сечениям (КПОС), имеющейся в составе программного обеспечения (ПО) оперативно-информационного комплекса (ОИК) на базе СК-200Х. В случае устранения перегрузки и дальнейшем изменении перетока мощности или тока ниже зоны минимального запаса в ограничителе начинает действовать режим возврата, под действием которого регулирующие станции и энергоблоки медленно возвращаются к исходному плановому значению мощности, нарушенному в результате работы ограничителя перегрузки по устранению перегрузки сечения.

В ЦКС/ЦС АРЧМ устанавливается:

- ограничение величины приращения вторичного задания каждому из объектов управления на цикле регулирования (?Рогр. цикл), исходя из допустимой максимальной скорости изменения вторичного задания мощности объекта управления (МВт/мин): ?Рогр. цикл = ?Рогр. мин./60 МВт/цикл.

Допустимая скорость для энергоблока задается в диапазона от 1% до 4% от номинальной мощности энергоблока в минуту, а допустимая скорость ГЭС устанавливается исходя из возможностей конкретной станции.

- ограничение величины максимального вторичного задания на загрузку и на разгрузку каждому объекту управления. Ограничение величины максимального задания на загрузку и на разгрузку для каждого энергоблоков задается равным ±5% от номинальной мощности энергоблока, а для ГЭС устанавливается исходя из возможностей конкретной станции.

При необходимости, диспетчер ОДУ/ЦДУ использует в ЦС/ЦКС АРЧМ ручную коррекцию мощности (РКМ) подключенных к управлению станций и энергоблоков, при которой задание на изменение мощности изменяется с постоянной заданной скоростью для ручной коррекции с учетом упомянутых ограничений на цикле регулирования. При этом величина суммарного вторичного задания (от автоматического регулятора частоты и от РКМ) не будет превышать заданного диапазона вторичного регулирования объектов управления.

Состав участвующих на данном цикле регулирования станций и энергоблоков определяется поступившими к данному моменту времени телесигналами о готовности к регулированию и отсутствием сигналов неготовности к загрузке либо разгрузке - в зависимости от актуального требования центрального регулятора.

При постоянных колебаниях частоты и мощности в ЕЭС, вызванных случайным изменением нагрузки, на РЭ (ГЭС и ЭБ ТЭС) от ЦКС АРЧМ ЕЭС выдаются знакопеременные управляющие воздействия, что крайне нежелательно, так как это может привести к повышенному ущербу элементов генерирующего оборудования и к снижению экономичности работы (рис. В.2). Анализ эксплуатации систем АРЧМ показывает, что регулятор частоты и перетоков мощности реагирует на достаточно широкий спектр возмущений при изменении регулируемого параметра, что отражается в излишней интенсивности управляющих воздействиях на регулирующие энергообъекты, приводящей к увеличению эксплуатационных расходов ЭБ ТЭС и ГЭС.

1.2.5 Архитектура комлекса технических средств ЦС/ЦКС АРЧМ

ЦС/ЦКС АРЧМ реализуется на базе стандартного программно-аппаратного комплекса (ПАК) СК-200Х на двух отдельных выделенных серверах, один из которых является основным, а другой служит в качестве “горячего” резерва. При этом выдерживается основной принцип, что ЦС/ЦКС АРЧМ выполняется в единой технической, информационной и системной программной среде с ОИК РДУ/ОДУ/ЦДУ, что существенно облегчает их эксплуатацию и оперативное управление ими со стороны диспетчера.

...