Управление нормальными режимами

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайд 39

АРЧМ. Первичное регулирование частоты

Реальная статическая характеристика энергосистемы в целом имеет вид с загибами в верхней и нижней частях графика (рис. На слайде). Это обусловлено тем, что статические характеристики отдельных агрегатов имеют ограничения по максимуму развиваемой мощности, а также технологические ограничения по минимальной рабочей мощности.

Всвязи с этим верхний загиб характеристики обусловлен исчерпанием регулировочных возможностей отдельных агрегатов по мере их загрузки при понижении частоты, в результате чего в регулировании принимает участие все меньшее количество агрегатов. Нижний загиб обусловлен технологическими ограничениями на отдельных агрегатах, возникающими по мере их разгрузки при повышении частоты, в результате чего также уменьшается количество агрегатов, регулирующих нагрузку.

Вслучае, если исходный режим энергосистемы расположен на крутом участке характеристики, то увеличение потребления приводит к незначительному снижению частоты в сети. В случае, если исходный режим расположен близко к пологой части характеристики, то такое же увеличение потребления может привести к значительному снижению частоты. Итак, первичное регулирование обеспечивает баланс генерации и потребления электроэнергии посредством регулирования первичной энергии, подводимой ко всем турбинам, работающим в энергосистеме (с учетом их возможностей регулирования).

Первичное регулирование по своему принципу является децентрализованным.

Первичное регулирование, осуществляемое со статизмом, принципиально не может восстановить частоту до нормальной.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайд 40

Вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности (АВРЧМ)

Вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности начинается после действия первичного и предназначено для:

автоматического или оперативного восстановления заданного значения частоты;

восстановление заданного значения внешнего перетока мощности;

восстановление резерва первичного регулирования частоты.

К вторичному регулированию предъявляются требования:

селективность - способность к покрытию небаланса мощности в собственной области регулирования на фоне колебаний частоты и обменной мощности, вызванных небалансами также и в других регионах синхронной зоны;

внутренние нарушения баланса мощности областей регулирования должны устраняться средствами вторичного регулирования соответствующих областей за

время не более 15 минут.

Вторичное автоматическое регулирование частоты осуществляется путем изменения мощности энергоблоков специально выделенных для этого регулирующих станций под воздействием сигналов от центрального регулятора. Предъявляются следующие требования:

резерв вторичного регулирования не менее 5 % Pном (дополнительно к диапазону первичного регулирования);

скорость изменения мощности при этом должна быть не менее 1 % Pном/мин, но не

более 4 % Pном/мин.

ВЕЭС России круглосуточно, непрерывно осуществляется вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности. Вторичное регулирование начинается после действия первичного и предназначено для автоматического или оперативного восстановления заданного значения частоты или заданного значения внешнего перетока мощности. В ЕЭС действует сложившаяся централизованная, но иерархически и территориально распределенная система вторичного регулирования частоты, обусловленная особенностями оперативно-диспетчерского управления и оптового рынка электроэнергии и мощности в сложном и протяжённом энергообъединении. Организацию вторичного регулирования обеспечивает Системный оператор ЕЭС России.

Резерв вторичного регулирования - часть регулировочного диапазона генерирующего оборудования на загрузку или на разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку), используемая для вторичного регулирования.

Вотличие от ПРЧ вторичное регулирование баланса мощности в областях регулирования ОЭС и ЭЭС (т.е. кроме регулирования частоты в 1-й синхронной зоне), должно быть селективным, способным к выделению небаланса мощности в собственной области регулирования на фоне колебаний частоты и обменной мощности, вызванных небалансами также и в других регионах синхронной зоны. Это обеспечивается регулированием частоты со статизмом или блокировкой по обменной мощности.

Внутренние нарушения баланса мощности областей регулирования должны устраняться средствами вторичного регулирования соответствующих областей за время не более 15 минут.

Автоматические системы вторичного регулирования каждой из областей регулирования должны предусматривать возможность перехода на астатическое регулирование частоты

при отделении области регулирования на работу в изолированном режиме (режим «острова»).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Перегрузки должны выявляться и ликвидироваться автоматическими ограничителями перетоков мощности (АОП в составе централизованных систем АРЧМ уровня ЭЭС и ОЭС) в течение интервала времени не более 5 минут, а при отсутствии либо неэффективности АОП – оперативно в течение не более 20 минут.

Вторичное автоматическое регулирование частоты осуществляется путем изменения мощности энергоблоков специально выделенных для этого регулирующих станций под воздействием сигналов от центрального регулятора с заданной им скоростью. Для этого система АРЧМ энергоблока должна обеспечивать выполнение требований автоматического вторичного регулирования в пределах диапазона вторичного регулирования (резерв мощности на загрузку и разгрузку энергоблока) не менее ±5 % Pном. При участии энергоблока одновременно в НПРЧ диапазон вторичного регулирования должен создаваться дополнительно к ДПР.

Система АРЧМ энергоблока должна обеспечивать возможность изменения мощности энергоблока на весь диапазон вторичного регулирования ±5 % Pном. Скорость изменения мощности при этом должна быть не менее 1 % Pном/мин, но не более 4 % Pном/мин. Значение мощности, обеспечиваемое в рамках участия энергоблока во вторичном регулировании, должно постоянно изменяться в соответствии с изменением сигнала задания центрального регулятора.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайд 41

Структура централизованной иерархической системы АВРЧМ

ВЕЭС действует сложившаяся централизованная, но иерархически и территориально распределенная система вторичного регулирования частоты, обусловленная особенностями оперативно-диспетчерского управления и оптового рынка электроэнергии и мощности в сложном и протяжённом энергообъединении. Организацию вторичного регулирования обеспечивает Системный оператор ЕЭС России Централизованная структура ИС АРЧМ повторяет иерархию диспетчерского управления. При этом в ЕЭС России высшим уровнем вторичного регулирования режима является диспетчерский центр ОАО «СО ЕЭС», а в изолированно работающих ЭЭС — субъект оперативно-диспетчерского управления.

Внастоящее время автоматическое вторичное регулирование в ЕЭС России имеет три иерархических уровня, которые совпадают с уровнями оперативно-диспетчерского управления:

1) центральная координирующая система на уровне ЕЭС — ПАК ЦКС АРЧМ ЕЭС с управляющим вычислительным комплексом (УВК); 2) территориальные централизованные системы на уровне центров диспетчерского

управления объединенными энергосистемами — ПАК ЦС АРЧМ ОЭС с управляющими вычислительными комплексами (УВК); 3) терминалов АРЧМ, расположенных на электростанциях (уровень станции),

обеспечивающих взаимодействие с ЦС/ЦКС АРЧМ. Программно-технический комплекс (ПТК) «Станция» состоит из центрального устройства станционного уровня, предназначенного для обмена информацией с ЦС/ЦКС АРЧМ и САУМ энергоблоков, и локальной вычислительной сети (ЛВС), объединяющей ПТК «Станция» и САУМ энергоблоков.

4) местных систем автоматического управления мощностью (САУМ) на выделенных энергоблоках ТЭС (блочный уровень) и групповых регуляторов активной мощности на ГЭС (уровень станции). При этом отдельные ГЭС и энергоблоки ТЭС могут быть подключены к ЦКС АРЧМ ЕЭС через ЦС АРЧМ ОЭС или напрямую.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Каналы телеуправления для каждой из электростанций автоматического вторичного регулирования связывают терминал АРЧМ этой электростанции с ЦС АРЧМ, установленными в диспетчерских центрах. Они обеспечивают ПАК необходимой информацией о режимах работы ЕЭС (ОЭС) и электростанций АРЧМ и передачу команд заданий вторичного регулирования на электростанцию и данных мониторинга АРЧМ в диспетчерский центр.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайд 42

Функционал централизованной иерархической системы АВРЧМ

Комплексное автоматическое регулирование частоты и перетока мощности осуществляется комплексным регулятором АВРЧМ по пропорционально-интегральному закону

1.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 ЕЭС постоянно воздействием на регулирующие ГЭС и энергоблоки напрямую или через ЦС АРЧМ ОЭС:

2.Автоматическое ограничение (по условию устойчивости) перетоков мощности (режим АОП) по слабым внутренним и внешним сечениям энергообъединения.

3.Автоматическое регулирование суммарного перетока по внешним связям

энергообъединения (энергосистемы) с коррекцией по частоте (режим АРПЧ). Положительными приняты повышение частоты и экспорт мощности для сальдо. Частотная

коррекция — величина отрицательная.

4. Регулирование режима ЕЭС путем реализации команд от ЦКС АРЧМ ЕЭС с приоритетом собственных АОП. Этот режим является также основным режимом работы для ЦС АРЧМ ОЭС.

В системах АРЧМ должны использоваться интегральные (пропорционально-интегральные) регуляторы, работающие в режиме реального времени в замкнутом контуре с объектами регулирования (линии электропередачи, образующие связи области регулирования с ЕЭС, автоматизированные электростанции вторичного регулирования) и осуществляющие выявление и устранение ошибки регулирования Система АРЧМ осуществляет следующие функции.

1.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 ЕЭС постоянно воздействием на регулирующие ГЭС и энергоблоки напрямую или через ЦС АРЧМ ОЭС. При этом частота в энергообъединении должна поддерживаться в пределах 50 ± 0,05 Гц (нормальный уровень) или 50 ± 0,2 Гц (допустимый уровень) с восстановлением нормального уровня не более чем за 15 мин. В ЦС АРЧМ ОЭС также предусмотрен режим АРЧ, необходимый в случае изолированной работы ОЭС (режим «острова»).

2.Автоматическое ограничение (по условию устойчивости) перетоков мощности (режим АОП) по слабым внутренним и внешним сечениям энергообъединения. Система АРЧМ постоянно контролирует перетоки активной мощности и в случае превышения каким-либо перетоком заданного значения по возможности быстро устраняет возникшую перегрузку путем выдачи управляющих воздействий на регулирующие электростанции и энергоблоки.

При этом предпочтителен вариант двустороннего ограничения, при котором АОП действует на изменение (с разным знаком) мощности станций и энергоблоков, расположенных по обе стороны от контролируемого сечения. Такое действие не приводит к изменению частоты и требует меньших регулировочных диапазонов для устранения перегрузки. При отсутствии перегрузки элементы системы, обеспечивающие режим АОП, находятся в «стерегущем» состоянии, т.е. не формируют управляющие воздействия. Однако в случае возникновения

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

перегрузки, угрожающей нарушением устойчивости, режим АОП имеет приоритет перед другими режимами. При этом требуется максимальное быстродействие (постоянная времени интегрирования T= 30÷40 с). Например, при максимальной задержке в контуре ограничения перегрузки 5 секунд возникшая перегрузка должна быть устранена не более чем за 5 мин. В настоящее время АОП является основным режимом ЦС АРЧМ.

3.Автоматическое регулирование суммарного перетока по внешним связям энергообъединения (энергосистемы) с коррекцией по частоте (режим АРПЧ). В этом режиме 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, однако не препятствуя первичному регулированию. При этом система АРЧМ должна сбалансировать возникший небаланс мощности в собственном районе не более чем за 15 мин.

При автоматическом регулировании сальдо внешних перетоков по приведенному критерию каждая ЭЭС, входящая в объединение, осуществляет следующие функции:

• поддерживает свой плановый переток Pс.п i при номинальной частоте;

• обеспечивает свое участие в первичном регулировании частоты в объединении при отклонениях ее по «чужой» вине, поддерживая текущее сальдо, равным плановому, с коррекцией по частоте;

• обеспечивает компенсацию имеющегося в данной ЭЭС первичного небаланса мощности независимо от того, является ли он единственной причиной отклонения частоты или существует одновременно с наличием небалансов в других ЭЭС.

Режим АРПЧ действует непрерывно, стремясь поддержать (стабилизировать) среднее значение контролируемого перетока (с коррекцией по частоте), но значительно медленнее, чем АОП (постоянная времени интегрирования T= 70÷200 с). Благодаря этому исключаются излишние воздействия на регулирующие станции и энергоблоки при случайных колебаниях контролируемого параметра. Режим АРПЧ предусмотрен в ЦКС АРЧМ ЕЭС на случай предполагаемого объединения стран СНГ и Балтии с энергообъединением Европы (UCTE) и поручения ЕЭС России регулировать суммарный переток с коррекцией по частоте по сечению восток — запад, по которому будет осуществлена синхронная параллельная работа этих двух энергообъединений. В ЦС АРЧМ ОЭС такой режим также предусмотрен на случай необходимости регулирования с коррекцией по частоте суммарного внешнего перетока своей ОЭС или перетока по заданному сечению. Следует также отметить, что система АРЧМ, работающая в режиме АРПЧ, при необходимости может быть переведена в режим регулирования частоты или регулирования перетока.

4.Регулирование режима ЕЭС путем реализации команд от ЦКС АРЧМ ЕЭС с приоритетом собственных АОП. Этот режим является также основным режимом работы для ЦС АРЧМ ОЭС. При этом станции и энергоблоки ОЭС могут участвовать в качестве объектов управления одновременно для двух уровней — собственной ЦС АРЧМ ОЭС и ЦКС АРЧМ ЕЭС, но с приоритетом собственных АОП. Управляющее воздействие вышестоящего уровня блокируется, если оно направлено противоположно действию собственных ограничителей перетоков.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайд 43

Алгоритмы АВРЧМ - АРЧ

Вторичное регулирование частоты в синхронной зоне должно выполняться путем сведения к нулю ошибки регулирования, вычисляемой по формуле:

G = - kп.ч.× f, МВт,

где kп.ч. – заданный коэффициент коррекции по частоте синхронной зоны, МВт/Гц.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайд 44

Алгоритмы АВРЧМ – внешний переток

Внешний переток активной мощности — максимально возможная по системным ограничениям величина сальдо (алгебраическая сумма) перетоков электрической мощности в определенную зону. При регулировании внешнего перетока области регулирования должно обеспечиваться выявление и ликвидация только внутренних небалансов мощности области регулирования, которые должны ликвидироваться за время не более 15 мин.

Pсальдо = Pпотр + π – Pген

Внешний переток области регулирования должен приниматься положительным при приеме активной мощности в область регулирования, отклонение частоты должно приниматься положительным при ее превышении заданного значения (ошибка регулирования G положительна при возникновении в области регулирования дефицита генерируемой активной мощности).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Слайд 45

Алгоритмы АВРЧМ - АРПЧ

Регулирование внешнего перетока области регулирования должно выполняться путем сведения к нулю ошибки регулирования G, вычисляемой по формуле:

G = Pс + kп.ч.× f, МВт,

где Pс – отклонение перетока от заданного, Pс = Pс – Pс.з, где Pс – фактический внешний переток области регулирования,

Pс.з – заданное значение внешнего перетока области регулирования при номинальной частоте, МВт;

f = f – fз – отклонение частоты f от заданного значения fз ; kп.ч. - коэффициент передачи по частоте.

Если положить kп.ч. равным статизму системы, т.е. kп.ч. = P / f, то будет обеспечиваться требование селективности ликвидации неплановых

отклонений сальдо перетока мощности в объединенной энергосистеме.