Одной из основных систем управления в Единой энергетической системе (ЕЭС) России является система автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности (АРЧМ). Структура её — централизованная, повторяющая иерархию диспетчерского управления. Регулируемые энергообъекты (РЭ) подключаются к центральной координирующей системе (ЦКС) АРЧМ ЕЭС России либо напрямую, либо через централизованные системы (ЦС) АРЧМ объединённых или региональных энергосистем.
В последнее время модернизируются ГЭС и энергоблоки (ЭБ) ТЭС (рис. В.1.). В дальнейшем, для повышения качества регулирования режима ЕЭС по частоте и активной мощности, планируется их подключение к системам АРЧМ различного уровня [1 — 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]. В то же время для ЭБ ТЭС участие в АВРЧМ добровольное и оплачивается на рынке системных услуг (РСУ) [5] Отметим, что мероприятия по подключеннию ГЭС к управлению от ЦКС/ЦС АРЧМ, заключаются в модернизации групповых регуляторов активной мощности (ГРАМ), аппаратуры и каналов связи с диспетчерскими центрами, регуляторов скорости и установке стационарных систем контроля технического состояния гидроагрегатов (вибро и теплоконтроля) [4].
Актуальность проблемы. Системы АРЧМ в ЕЭС России выполняют несколько различных функций, которые предъявляют разные требования к расположению, к резервам и характеристикам РЭ. В действующих нормативных документах и правилах РСУ в части АВРЧМ данные вопросы не отражены. Решение этих вопросов определяющих требования и объемы спроса и предложения должны быть отражены в методике формирования данного сектора рынка.
ЦС АРЧМ центральной части ОЭС Северо-Запада.
Киришская ГРЭС.
Псковская ГРЭС.
5 ГЭС ОАО «ТГК-Г-}"—I.
ЦС АРЧМ ОЭС Юга.
Чиркеискня ГЭС.
Ставропольская ГРЭС.
Иргананская ГЭС.
Миатлинская ГЭС.
Зеленчугская ГЭС.
Цимпянская ГЭС.
Кубанская ГЭС -2.
ЦКС АРЧМ.
ЕЭС.
Жигулевская ГЭС.
Заинская ГРЭС.
Конаковская ГРЭС.
Костромская ГРЭС.
Т1 ш.
Шатурская ГРЭС 1.
• ¦ і І і і 8 Ц
Каширская ГРЭС [*¦ -Рязанская ГРЭС ~.
Волжская ГЭС.
Саратовская ГЭС |*——;
Нижегородская ГЭС.
Нижнекамская ГЭС[* Чебоксарская ГЭС |*-— Рыбинская ГЭС Н— ¦ Угличская ГЭС ;
Управление от ЦКС АРЧМ ЕЭС Управление от территориальный систем АРЧМ Планируемые к подключению объекты * Выведена до восстановления ГЭС ТЭС.
ЦС АРЧМ ОЭС Сибири.
Братская ГЭС.
Ті І.
Усть — Илимская ГЭС.
•і.
СаяноШушенская — ГЭС •.
Красноярская ГЭС К-——.
Новосибирская ГЭС Иркутская ГЭС Ц—;
I Богучанская ГЭС Н——.
Ириклинская ГРЭС.
Кармановская ГРЭС.
Нижневартовская ГРЭС.
Сургутская ГРЭС-1.
Сургутская ГРЭС -2.
Камская ГЭС.
Воткинская ГЭС.
Пермская ГРЭС.
ЦС АРЧМ ОЭС Урала.
ЦКС Центральная координирующая система ЦС Централизованная система.
АРЧМ Автоматическое регулирование частоты и перетоков активной мощности.
Рис. В.1. Перспективная схема организации АВРЧМ в ЕЭС России.
ЦС АРЧМ ОЭС Востока.
Зеиская ГЭС.
ТЭС" .
В системах АРЧМ управляющие воздействия на изменение мощности РЭ возникают при отклонениях регулируемого параметра (частоты или перетока активной 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 систем АРЧМ ЕЭС выдаются интенсивные управляющие воздействия, что крайне нежелательно, так как это приводит к повышенному износу элементов генерирующего оборудования и снижению экономичности их работы (рис. В.2.). Интенсивность управляющих воздействий можно оценить частотой появления колебаний задания мощности РЭ от систем АРЧМ. В связи с этим, перед подключением большого количества РЭ к системам АРЧМ, необходимо минимизировать интенсивность управляющих воздействий на ЭБ ТЭС и ГЭС при сохранении требуемого качества регулирования.
Решение описанных выше проблем, актуальных для дальнейшего развития рынка системных услуг и электроэнергетической системы России в целом, представлено в диссертационной работе.
Изменение частоты энергосистемы.
Т-1−1-1−1-1−1-Г.
Т, сек.
Изменение вторичного задания ГЭС.
Рис. В.2. Изменение частоты в ЕЭС и соответствующего вторичного задания ГЭС и ЭБ ТЭС.
Цели и задачи исследования. Цель работы состоит в разработке методов и алгоритмов нелинейного управления режимами энергосистем по частоте и активной мощности, минимизирующих интенсивность управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты.
Для достижения указанной цели поставлены следующие основные задачи:
• разработка нелинейной модели энергообъединения как объекта управления для систем автоматического регулирования частоты и активной мощности с учётом случайного процесса изменения нагрузки;
• разработка нелинейных методов и алгоритмов автоматического регулирования режимом по частоте и активной мощности, минимизирующих интенсивность управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты при поддержании требуемого качества регулирования;
• программная реализация и внедрение наиболее эффективного нелинейного метода вторичного регулирования, для обеспечения участия энергоблоков ТЭС в рынке системных услуг по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков мощности в ЕЭС России и сокращения их эксплуатационных затрат при участии в регулировании частоты и перетоков мощности;
• разработка методики выбора настроек систем автоматического регулирования по частоте и активной мощности, обеспечивающих минимизацию интенсивности управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты при подцержаниитребуемогокачества регулирования;
• разработка методики формирования рынка системных услуг для обеспечения автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности в ЕЭС России.
Методы исследования. При решении поставленных задач в работе использованы методы теории автоматического управления, анализа переходных электромеханических и тепломеханических процессов, а также математического моделирования и теории вероятностей и статистической обработки информации.
Достоверность основных теоретических положений определяется тем, что полученные результаты потверждены при испытаниях с реальным управлением энергообъектами, детальным анализом основных влияющих факторов и расчетных условий, а также современным опытом проектирования и эксплуатации систем управления энергосистемами.
Научная новизна. В ходе подготовки диссертационной работы разработаны и предложены следующие новые результаты:
• разработаны нелинейные методы автоматического управления режимами энергосистем по частоте и активной мощности, минимизирующие интенсивность управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты при поддержании требуемого качества регулирования;
• разработана методика выбора настроек систем автоматического регулирования по частоте и активной мощности, обеспечивающих минимизацию управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты при поддержании требуемого качества регулирования;
• разработана методика формирования рынка системных услуг для обеспечения автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности в ЕЭС России.
—-Практическая—ценность—и-реализация-резулБтатов~работыг~При проведении комплекса исследований по диссертационной работе получены следующие практические результаты:
• разработан алгоритм и выполнена программная реализация метода вторичного регулирования с введением зоны нечувствительности по регулируемому параметру;
• внедрен метод вторичного регулирования с введением зоны нечувствительности по регулируемому параметру, обеспечивший участие энергоблоков ТЭС на рынке системных услуг по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков мощности в ЕЭС России и сокращение их эксплуатационных затрат при участии в регулировании частоты и перетоков мощности;
• разработана нелинейная модель энергообъединения как объекта управления для систем автоматического регулирования частоты и активной мощности с учётом случайного процесса изменения нагрузки.
Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на семинаре «Средства программно-технического обеспечения рынка системных услуг» (Конаковская ГРЭС, 2007 г.), на Ш-ей Всероссийской молодежной научной конференции по проблемам управления (МКПУ-2008) (Москва, 2008 г.), на III международной научно-практической конференции «Энергосистема: управление, конкуренция, образование» (Екатеринбург, 2008 г), на международной отчетной конференции «Перспективы объединения энергосистем Восток-Запад (Результаты ТЭО синхронного объединения ЕЭС/ОЭС с иСТЕ)» (Москва, 2009 г.), на Международной научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодежи» (Самара, 2011 г.).
— Публикации-по-проведенным-исследованиям-размещены-в-журналах.
Автоматизация в промышленности" (2008), «Электрические станции» (2010), «Энергорынок» (2010) и в трудах 3 конференций. По теме диссертации опубликовано шесть печатных трудов, два из которых в изданиях по перечню ВАК.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, и заключения. Объем работы составляет 197 страниц основного текста, 55 рисунков, 18 таблиц и 3 приложений. Список использованной литературы содержит 57 наименований.
5.7Выводы.
1. Разработана методика выбора настроек систем автоматического регулирования по частоте и активной мощности, обеспечивающих минимизацию интенсивности управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты при поддержании требуемого качества регулирования;
2. Показано, что в качестве основных параметров оценки качества регулирования частоты можно выбрать:
— среднеквадратичное отклонение частоты;
— процент выхода частоты за диапазон 50±0.02 Гц.
А в качестве основных параметров оценки интенсивности управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты можно выбрать:
— количество знакопеременных воздействий с периодом менее 2 минут;
— относительная продолжительность отсутствия реакции на РЭ при изменение регулируемого параметра;
— время работы ЭБ ТЭС на максимальной скорости.
3.
Введение
даже небольших зон нечувствительности (общей и индивидуальных) существенно облегчает режимы работы как ГЭС, так и особенно энергоблоков ТЭС. Так, среднее количество знакопеременных воздействий с периодом менее 2 минут за полчаса от ЦКС АРЧМ на ГЭС при введении ОЗНЧ ±5 мГц уменьшается в 9 раза по сравнению со случаем, когда эта зона нечувствительности равна нулю (отсутствует). А среднее число знакопеременных воздействий с периодом менее 2 минут за полчаса от ЦКС АРЧМ на энергоблоки ТЭС при ИЗНЧ ±10 мГц уменьшается в 14.5 раза. Также для энергоблоков ТЭС установка ОЗНЧ от ±5 мГц и ИЗНЧ, начиная с ±7 мГц, уменьшает время работы на максимальной скорости энергоблока ТЭС. При этом достаточно эффективным является введение ОЗНЧ ±5 мГц и ИЗНЧ ±10 мГц, дальнейшее увеличение зон нечувствительности существенного сокращения количества знакопеременных воздействий на регулирующие энергообъекты (ГЭС и энергоблоки ТЭС) не обеспечивает.
