автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Разработка методов и алгоритмов нелинейного управления режимами энергосистем по частоте и активной мощности, минимизирующих интенсивность управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты

На правах рукописи Андреев Александр Викторович

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ И АЛГОРИТМОВ НЕЛИНЕЙНОГО УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ ЭНЕРГОСИСТЕМ ПО ЧАСТОТЕ И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ, МИНИМИЗИРУЮЩИХ ИНТЕНСИВНОСТЬ УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ НА РЕГУЛИРУЮЩИЕ ЭНЕРГООБЪЕКТЫ

Специальность 05.14.02 - Электрические станции и электроэнергетические

системы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

г о МАР 2013

Москва-2012

005051137

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Научно-технический центр Федеральной сетевой компании Единой энергетической системы» (ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС»)

Научный руководитель: Новиков Николай Леонтьевич

доктор технических наук, старший научный сотрудник

Официальные оппоненты: Рабинович Марк Аркадьевич

Начальник отдела Системного моделирования ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС», доктор технических наук Тульский Владимир Николаевич заведующий научно-исследовательской лабораторией Национального исследовательского университета «Московский энергетический институт» (НИУ «МЭИ»),

кандидат технических наук, доцент

Ведущая организация: Открытое акционерное общество

«Системный оператор Единой энергетической системы» (ОАО «СО ЕЭС»)

Защита состоится 17 апреля 2013 г. в 16 часов 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 512.002.01 при Открытом акционерном обществе «Научно-технический центр Федеральной сетевой компании Единой энергетической системы» по адресу: 115201, Москва, Каширское шоссе, д. 22, корп. 3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС». Автореферат разослан «$_» марта 2013 г.

Учёный секретарь диссертационного совета

Н.Л.Новиков

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Одними из основных систем управления в Единой энергетической системе (ЕЭС) России являются системы автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности (АРЧМ).

Актуальность проблемы. Системы АРЧМ в ЕЭС России выполняют несколько различных функций, которые предъявляют разные требования к расположению 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. Решение этих вопросов позволить определить требования к объемам спроса и предложения данного сектора рынка.

В последнее время массово модернизируются ГЭС и энергоблоки (ЭБ) ТЭС. В дальнейшем, для повышения качества регулирования режима ЕЭС по частоте и активной мощности, планируется их подключение к системам АРЧМ различного уровня. При этом ГЭС с установленной мощностью свыше 100 МВт должны быть привлечены к АВРЧМ. В то же время для ЭБ ТЭС участие в АВРЧМ добровольное и оплачивается на РСУ.

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 и к снижению экономичности работы элементов генерирующего оборудования. 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.

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 при поддержании требуемого качества регулирования.

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 сохранении 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 без существенного увеличения их эксплуатационных расходов и суммарных потерь;

• разработка методики оптимального выбора настроек нелинейных методов автоматического регулирования по частоте и активной мощности, обеспечивающих минимизацию интенсивности управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты при сохранении требуемого качества 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 сохранении требуемого качества регулирования;

• разработана методика оптимального выбора настроек нелинейных методов автоматического регулирования по частоте и активной мощности, обеспечивающая минимизацию интенсивности управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты при сохранении 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 результатов работы. 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 без существенного увеличения их эксплуатационных расходов и суммарных потерь;

• 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, 2012), «Энергорынок» (2010) и в трудах 3 конференций. По теме диссертации опубликовано семь печатных трудов, три из которых в изданиях по перечню ВАК.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, и заключения. Работа содержит 225 страниц основного текста, 70 рисунков, 21 таблиц и 5 приложений. Список использованной литературы содержит 59 наименований.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, определены цель и основные задачи исследования, приведены основные положения диссертации, отражающие научную новизну и практическую ценность работы.

В первой главе рассмотрены состояние и проблемы управления режимом по частоте и активной мощности.

Известно, что основные принципы регулирования частоты и мощности, можно условно разделить на четыре взаимосвязанные задачи:

• первичное регулирование, обеспечивающее объединенными усилиями всех электростанций и потребителей стабильность частоты;

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

• третичное регулирование, обеспечивающее поддержание постоянной эффективности первичного и вторичного регулирования, путем восстановления использованных резервов;

• коррекция синхронного времени, устраняющая отклонение синхронного времени от астрономического, вызывающее отклонения фактических значений обменов электроэнергией и мощностью от плановых договорных значений.

Структура систем АРЧМ в ЕЭС России является централизованной и повторяет иерархию диспетчерского управления. Регулирующие энергообъекты могут быть подключены к ЦКС АРЧМ ЕЭС напрямую или через централизованные системы (ЦС) АРЧМ объединенных или региональных энергосистем.

Главной функцией центральной координирующей системы является регулирование частоты в ЕЭС, а централизованных систем - ограничение и регулирование перетоков активной мощности по контролируемым сечениям объединенных или региональных энергосистем и отработка команд вышестоящего уровня для регулирования режима ЕЭС и ОЭС

Наиболее жестким нормативным требованием к качеству регулирования частоты является удержание средней частоты за любой час в пределах 50±0.01 Гц. Это требование позволяет удерживать частоту, в основном, в пределах диапазона 50±0.02 Гц, уменьшая отклонения планового баланса генерации и потребления и избегая дополнительной загрузки транзитной сети неплановыми потоками мощности.

Сравнение отечественного и зарубежного опыта в части регулирования режима по частоте и активной мощности показывает, что централизованное регулирование, реализованное в ЕЭС России, позволяет эффективнее поддерживать требуемое качество регулирования. Однако в настоящий момент отсутствуют ясные для потребителей и производителей технико-экономические обоснования необходимости поддержания такого качества регулирования. Анализ эксплуатации показывает, что системы АРЧМ реагируют на широкий спектр возмущений при изменении регулируемого

параметра. Это отражается в излишней интенсивности управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты, что приводит к увеличению эксплуатационных расходов ТЭС и ГЭС при их участии в регулировании.

Во второй главе описана методика формирования рынка системных услуг для обеспечения управления режимом по частоте и активной мощности в ЕЭС России.

Системные услуги (СУ) - это деятельность, обеспечивающая надежность работы энергосистемы и электроснабжения потребителей при изменении режимных параметров и возмущающих воздействий в широком диапазоне, а также стабильное значение частоты и напряжения в соответствии с установленными стандартами.

Рынок системных услуг (РСУ), в свою очередь, основополагающий инструмент (механизм) поддержания требуемого уровня надежности и надлежащего качества функционирования Единой энергетической системы России в условиях полной либерализации рынков электроэнергии и мощности. РСУ не является полностью конкурентным рынком, поскольку некоторые виды услуг могут быть предоставлены лишь несколькими (а иногда лишь единственным) субъектами электроэнергетики. Основным отличием РСУ от других рынков электроэнергетики является то, что продуктом торговли служит не электроэнергия и мощность, а регулировочный диапазон мощности. Эта особенность предопределяет совершенно другие механизмы функционирования и организации данного рынка, в отличие от существующих.

Автоматическое регулирования частоты и перетоков активной мощности (АВРЧМ) является одной из ключевых системных услуг (СУ). Она компенсирует возникающие в области регулирования небалансы мощности путем изменения мощности РЭ под воздействием центрального регулятора. Также она поддерживает и восстанавливает заданную частоту и плановые обмены мощности между энергосистемами, ликвидирует дополнительную загрузку транзитных связей и сечений и восстанавливает первичные резервы, обеспечивая их эффективность.

СУ по АВРЧМ в ЕЭС России можно разделить на нескольких подуслуг, соответствующих различным функциям систем АРЧМ, которые предъявляют различные требования к расположению и характеристикам РЭ.

Для эффективного функционирования рынка и в виду особенности СУ по АВРЧМ необходимо провести расчеты и сделать методику по определению объема спроса и предложения на различные подуслуги. Особенно это актуально для подуслуги по автоматическому ограничению перетоков, поскольку спрос на подуслугу по автоматическому регулированию частоты полностью может быть покрыт за счёт ГЭС, которые на данный момент массово привлекаются к автоматическому регулированию.

Для привлечения достаточного количества поставщиков необходима подготовка методики оценки стоимости СУ по АВРЧМ на основе расчетов затрат на ГЭС и ЭБ ТЭС и экономических эффектов, а также механизмов взаиморасчета со странами СНГ и Балтии.

В третьей главе описана разработка нелинейной математической модели энергообъединения как объекта управления по частоте и активной мощности с учётом случайного изменения нагрузки.

Модель была разработана в программной среде Ма^аЬ & вшшНпк на основе известного описания энергосистемы как объекта управления систем АРЧМ.

При разработке модели были приняты следующие допущения:

• процессы регулирования активной мощности и частоты не зависят от процессов регулирования реактивной мощности и напряжения;

• в модели учитываются характерные нелинейности:

зона нечувствительности со случайным распределением рабочих точек регуляторов частоты вращения

нерегулирующих энергообъектов;

зоны нечувствительности регуляторов частоты вращения и корректоров частоты регулируемых энергообъектов; ограничители скорости изменения мощности и диапазонов регулирования регулирующих энергообъектов; задержки в каналах связи и управления;

синусоидальная зависимость перетока активной мощности межсистемных связей от сдвига фаз векторов напряжения по концам линий.

• каждая из энергосистем, входящая в состав энергообъединения, принимается концентрированной;

• каждая энергосистема характеризируется единой частотой и всё множество генераторов в ней представляется в виде одного эквивалентного генератора с несколькими группами эквивалентных турбин;

• напряжение на шинах эквивалентного генератора постоянно;

• небаланс мощности эквивалентной энергосистемы приводится к нагрузке, которая считается приложенной к валу эквивалентного генератора;

• не учитываются потери в сети, условно отнесённые к нагрузке.

При исследовании рассматривались две модели ЕЭС:

• Объединенная модель ЕЭС с централизованным автоматическим регулированием частоты (АРЧ);

• Разделенная модель, состоящая из двух эквивалентных энергообъединений, с двусторонним автоматическим регулирование сальдо перетоков ОЭС Украины и Молдавии с коррекцией по частоте (АРПЧ).

В первом случае регулируемым параметром является частоты, а во втором суммарный переток с коррекцией по частоте.

Для исследования процессов изменения частоты и мощности при суточном регулировании был предложен метод моделирования случайных процессов изменения нагрузок. Возмущающие воздействия вызывающие

отклонения частоты и перетоков мощности межсистемных связей можно условно разделить на три характерные части:

• нерегулярные колебания активной мощности, обусловленные

случайным характером нагрузки и имеющие два основных пика в своем непрерывном частотном спектре: первый с периодом колебаний 1СН-20 секунд и второй с периодом колебаний 1,5-Н-минут - характеризуют постоянно действующую составляющую небалансов мощности;

• динамические отклонения баланса мощности в часы переменной части графика нагрузки, обусловленные расхождением во времени прогнозного и фактического графика нагрузки и имеющие период 5^20 минут - характеризуют периодически действующую составляющую небалансов мощности;

• аварийные расчетные небалансы мощности Ж'-О _ характеризуют случайно возникающие составляющие небалансов.

Таким образом, общее выражение для случайного изменения нагрузки РЛ') представляется в следующем виде:

= (1) Случайный процесс можно представить в виде суммы центрированной и апериодической составляющих. Предполагается, что апериодическая составляющая является детерминированной функцией времени,

характеризующая отклонения баланса мощности ^»-'(0 и ее МОжно смоделировать из разности планового и фактического графиков изменения нагрузки. Центрированную составляющую, характеризующую нерегулярные колебания нагрузки можно представить в виде гуассовского случайного процесса с корреляционной функцией:

й„ ет

ИЧ)

(2) я.

где р-<" — дисперсия изменении нагрузки; т — постоянная затухания корреляционной функции. Гуассовский случайный процесс с заданной корреляционной функцией можно смоделировать при помощи метода формирующего фильтра.

Для построения формирующего фильтра сначала генерируется массив отсчетов импульсной характеристики (ИХ), который находится программным путем с помощью быстрого преобразования Фурье (БПФ) (рисунок 1).

FFT(.) ^(7) /«/«

Программирование выражении для корреляционной функции Получен дискретный спектр корреляционной функции

Получен дискретный спектр импульсной характеристики

Получен массив отсчетов для импульсной характеристики

Рисунок 1. Генерирование поля отсчетов импульсной характеристики с помощью быстрого преобразования Фурье

Обозначения: РРТ(.) - алгоритм быстрого (дискретного) преобразования Фурье; 1РРТ(.) -алгоритм обратного быстрого преобразования Фурье.

В результате обработки цифровым фильтром исходного поля отсчетов дискретного белого шума с нормальным законом распределения формируется выходное поле отсчетов также с нормальным законом распределения и требуемой функцией корреляции, определяемые импульсной характеристикой фильтра (рисунок 2):

Рисунок 2. Формирование случайного гауссовского процесса с заданной корреляционной функцией

Верификация обеих моделей была выполнена путем моделирования процессов изменения частоты и перетоков мощности при возникновении расчетных небалансов и случайных колебаний нагрузки в суточном разрезе как в объединенной, так и разделенной моделях.

Предложенный аппарат для проведения имитационного моделирования позволяет на практике проводить исследования проектируемых систем автоматического регулирования частоты и активной мощности и поведения новых регулирующих энергообъектов, а также разработку новых нелинейных алгоритмов управления.

В четвертой главе представлены методы управления режимом энергообъединения по частоте и активной мощности, обеспечивающие минимизацию управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты.

В тех случаях, когда РЭ привлекаются к регулированию переменной части графика нагрузки, значительно увеличивается расход их условного топлива.

Затраты РЭ при колебаниях мощности, разделяют на статические и динамические. Статические затраты являются функцией только амплитуды колебаний, в то время как динамические являются функцией и амплитуды, и частоты колебаний. Известно соотношение суммарных затрат от колебаний мощности РЭ при регулировании частоты и перетока активной мощности:

М\гю 1 = С(н>, М\Рп ШРп 1 (3)

где м\2п\ _ математическое ожидание суммарных добавочных затрат от колебаний мощности РЭ; М|/га1 - математическое ожидание мощности РЭ; С(и>,м\рРЭ\) _ функци0нальный коэффициент, зависящий от частотного спектра

и колебаний нагрузки РЭ; 1 _ среднеквадратичные отклонения колебаний мощности РЭ.

Величина с существенно зависит от колебаний нагрузки. Для случая подавления небалансов мощности с периодом менее 2-х минут функциональный коэффициент с достаточно велик (=2) и затраты от колебаний мощности на РЭ ощутимы.

В случае если система АВРЧМ регулирует лишь медленные отклонения небаланса, период которых больше 10 минут, с ~ 0,8 и затраты от колебаний мощности РЭ значительно меньше.

Вероятностные характеристики, определённые на основе системных испытаний, показывают, что нерегулярные колебания с периодом несколько минут имеют амплитуду, значительно большую, чем высокочастотная составляющая нерегулярных колебаний. Ограничивать высокочастотную составляющую колебаний мощности нецелесообразно по двум причинам: 1) чувствительное и быстродействующее регулирование, понижающее амплитуду быстрых колебаний, приводит к более частой и быстрой работе регулирующих энергообъектов, что ухудшает экономические характеристики последних, не улучшая существенно качества регулирования частоты и перетоков активной мощности; 2) ограничение высокочастотной составляющей уменьшает эффект взаимопомощи, заключающейся во взаимной компенсации колебаний нагрузки в отдельных системах; особенно отрицательное действие такого ограничения сказывается в работе объединений, поскольку в этом случае эффект взаимопомощи особенно важен.

С другой стороны, при больших возмущениях, вызванных, например, аварийными расчетными небалансами, системы регулирования должны максимально быстро устранять отклонения регулируемых величин. Таким противоречивым требованиям не могут удовлетворить линейные законы управления, всегда использующие сигнал, пропорциональный входной переменной, её производной или интегралу. Линейные законы регулирования уменьшают усиление системы в одном диапазоне частот и увеличивают его в другом, но при этом изменяется и полоса пропускания, т.е. быстродействие системы, иногда это изменение может оказаться недопустимым.

Важным отличием нелинейных законов управления от линейных является то, что они придают системе управления принципиально новые свойства. При нелинейном законе может существенно изменяться сам характер действия системы управления на объект в зависимости от величины входного воздействия. В ряде случаев могут оказаться более эффективными нелинейные элементы, увеличивающие усиление в одном диапазоне уровней сигнала (амплитуды) и уменьшающие в другом диапазоне.

В связи с вышесказанным необходима разработка нелинейных методов и алгоритмов управления режимами энергосистем по частоте и активной мощности, позволяющих не реагировать на высокочастотные и демпфировать низкочастотные составляющие колебаний мощности, тем самым, минимизируя интенсивность управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты.

Обычно автоматических вторичных резервов оказывается недостаточно при суточном регулировании в часы переменной части графика нагрузки и при возникновении небалансов, поэтому в эти моменты используются третичные резервы. В связи с чем анализ процессов изменения частоты и мощности в суточном разрезе невозможно представить без моделирования работы третичного регулирования. Рассмотрим два возможных варианта метода работы третичного регулирования:

метод восстановления резервов автоматического вторичного регулирования, представленный на рисунке 3. Мобилизация третичного регулирования в этом методе происходит при уменьшении средних значений резервов автоматических вторичного регулирования на заданные величины; метод восстановления средних значений отклонения регулируемого параметра, представленный на рисунке 4. Мобилизация третичного регулирования в этом методе происходит при выходе среднего значения отклонения регулируемого параметра за заданные границы.

/ дк+нм

Фильтр МО V ниж. / \

усреднения / у J

/ вер.

Рисунок 3. Структурная схема метода третичного регулирования с восстановлением резервов автоматического вторичного регулирования

А/ЧО

К

кл/(0

лг£(0

Фильтр усреднения

Рисунок 4. Структурная схема метода третичного регулирования с восстановлением средних значений отклонения регулируемого параметра Обозначения к рисункам 3—4: ''О. . текущее и среднее значения автоматических V ,У

вторичных резервов; верхняя и нижняя границы зоны минимального запаса среднего

„■V,«) -

значения автоматических вторичных резервов

запаса среднего значения автоматических вторичных резервов в момент 1;"1+<_,ч~' - суммарное

выходной сигнал зоны минимального

задание третичного регулирования в момент - фактический и заданный

коэффициенты долевого участия к-го регулирующего энергообъекта на загрузку (разгрузку) в

момент - задание третичной мощности к-го регулирующего энергообъекта на загрузку

(разгрузку) в момент отклонение частоты в момент I; к - частотный коэффициент; -

£ {О £ (О

сальдо перетоков энергосистемы в момент I; ч-^4'- текущее и среднее значение

регулируемого параметра (системной ошибки) в момент I; верхняя и нижняя границы

зоны нечувствительности по регулируемому параметру; ^ - номера регулирующих энергообъектов, участвующих в третичном регулировании; Т'- постоянная времени интегрирования третичного регулирования;^" - время усреденения; - цикл расчета;"-»- заданная скорость третичного регулирования; индексы 1 и 2 соответствуют методам третичного регулирования с восстановлением средних значений автоматических вторичных резервов и с восстановлением средних значений регулируемого параметра. Формулы к рисункам 3-4:

М0=

; = ^ -и„Д1,если Кф(1)< У.„ ; = |(1>

0,еслнг„ >£„-,„ (0

£«_,(!) = КЩі) + ЛР£(|) > 0 (< 0);

-и„М,если£ч ;п1(!) < £„; - «¿„ЮА^Ю;

Усреднение в обоих алгоритмах осуществляется за заданный интервал времени и введено для того, чтобы избежать излишней мобилизации резервов третичного регулирования.

При сравнении методов третичного регулирования их эффективность оценивалась по значениям следующих параметров:

• амплитуда изменения задания третичного регулирования;

• сумма заданий на загрузку и разгрузку третичного регулирования;

• количество заданий на загрузку и разгрузку третичного регулирования.

Для сравнения качества регулирования на суточном интервале более подходит среднеквадратичное отклонение регулируемого параметра. Как было отмечено ранее, частота в ЕЭС, в основном, поддерживается в диапазоне 50±0.02 Гц. Поэтому процент выхода частоты за диапазон 50±0.02 Гц может быть также выбран как один из показателей качества частоты. Гистограмма сравнения предложенных методов третичного регулирования представлена на рисунке 5. Результаты сравнения показывают, что метод третичного регулирования с восстановлением средних значений отклонения регулируемого параметра более эффективен чем метод с восстановлением автоматических вторичных резервов с точки зрения эффективности использования третичных резервов при сохранении требуемого качества регулирования.

Среднеквадратичное отклонение частоты от 50 Гц за сутки, МГц

■ Процент времени выхода частоты за диапазон 49.98- 50.02 Гц за сутки, % ^^ ■ Амплитуда изменения заданий третичного регулирования за сутки, ГВт

■ Сумма заданий на загрузку и разгрузку третичного регулирования ЕЭС за сутки, ГВт

■ Количество заданий на загрузку и разгрузку за сутки, штук 17 11.18 11.36 ----

11.3

11.78

т1!

2.38; 1.25В

1.831

1.02 И

1.64 0.88|

4

■ I

.1

.1

570 МВт/180 570 МВт/195 0.02 Гц/135 сек.0.02 Гц/150 сек. 550 МВт/225 570 МВт/225 ЗЗО МВт/180 ЗЗО МВт/210

180 МВт/210 210 МВт/210 130 МВт/180 130 МВт/180 сек. сек. сек. сек.

Рисунок 5. Гистограмма сравнения методов третичного регулирования

Рассмотрим три нелинейных метода вторичного регулирования, минимизирующие интенсивность управляющих воздействий на РЭ:

• метод с усреднением отклонения регулируемого параметра. В этом методе в качестве отклонения регулируемого параметра используется его усредненная величина за заданный интервал времени (рисунок 6).

• метод с введением зоны нечувствительности по отклонению регулируемого параметра. Во этом методе отклонение регулируемого параметра пропускается через зону нечувствительности. При нахождении отклонения регулируемого параметра внутри зон

нечувствительности значения фактического коэффициента долевого участия (КДУ) РЭ обнуляются (рисунок 7). • метод с усреднением и с введением зоны нечувствительности по отклонению регулируемого параметра. В этом методе в качестве отклонения регулируемого параметра используется его усредненной величиной за заданный интервал времени, пропущенная через зону нечувствительности. При нахождении усредненного сигнала по отклонению регулируемого параметра внутри зон нечувствительности значения фактического КДУ РЭ обнуляются (рисунок 8). Во всех случаях указанные процедуры могут быть осуществлены для управления всеми или индивидуально выделенными РЭ. В качестве основных параметров, характеризующих интенсивность управления РЭ, помимо параметров эффективности третичного регулирования, описанных выше, дополнительно были выбраны:

• 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.

Под знакопеременными управляющими воздействиями в данной работе понимаются такие задания от системы АРЧМ, которые меняют направление изменения мощности регулирующего энергообъекта с загрузки на разгрузку или наоборот.

Выбор первого параметра интенсивности осуществлялся на основе вышеописанных результах исследований о потерях от колебаний мощности на РЭ при подавления небалансов мощности. Выбор второго и третьего параметров, в свою очередь, основывался на предположении, что затраты снижаются при отсутствия реакции на РЭ при изменении регулируемого параметра и увеличиваются при работе ЭБ ТЭС на максимальной скорости.

Гистограммы сравнения методов вторичного регулирования представлена на рисунке 9.

Результаты сравнения показали, что все предложенные методы при оптимальных настройках позволяют уменьшить интенсивность управляющих воздействий при поддержании требуемого качества регулирования. Метод с введением зон нечувствительности более эффективен чем два остальных предложенных метода с точки зрения уменьшения интенсивность управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты при оптимальном использовании резервов третичного регулирования и сохранении требуемого качество регулирования.

По результатам исследований был разработан алгоритм и выполнена программная реализация метода вторичного регулирования с введением зоны нечувствительности по регулируемому параметру. Затем данный метод был протестирован и испытан при реальном управлении регулирующими энергообъектами.

Рисунок 6. Структурная схема метода с усреднением отклонения

регулируемого параметра — ^

1

Рисунок 7. Структурная схема метода с введением зоны нечувствительности по отклонению регулируемого параметра

4

&

е.... /

/

с. /

/

Л,., (О ,-

>(0

(0 Л,.,.,(()

,<о

Рисунок 8. Структурная схемы метода с усреднением и с введением зоны нечувствительности по отклонению регулируемого параметра Обозначения к рисункам 6-8:

А/(г) ~ отклонение частоты в момент V, К - частотный коэффициент; Ар ^ - сальдо перетоков

энергосистемы в момент I; Т - постоянная времени интегрирования; Е ^ ^ е"""^) - текущее,

общее и индивидуальное среднее значение регулируемого параметра (системной ошибки) в момент £ 'Л (О Л"" 0) " суммарное общее и индивидуальное вторичное задание мощности в момент I;

Дл1)+(_)(0 " задание вторичной мощности ] (¡)-го регулирующего энергообъекта на загрузку

(разгрузку) в момент I; ^ ^ £ы.) £<т., - соответственно верхняя и нижняя границы общей

(индивидуальной) зоны нечувствительности по регулируемому параметру; >м...>ф -

соответственно общее (индивидуальное) и усредненное общее (индивидуальное) значения регулируемого параметра (системной ошибки) в момент I на выходе общей (индивидуальной) зоны нечувствительности; у ,- - номера регулирующих энергообъектов, участвующих соответственно в общем и индивидуальном регулировании; ( - цикл расчета; -р.* - общее и индивидуальное

время усреднения; Индексы 1, 2 и 3 - соответствуют методам с введением фильтра со скользящим средним, с введением зоны нечувствительности и с введением фильтра со скользящим средним и зоны нечувствительности. Формулы к рисункам 6-8:

[о,если > '(О й

X ' I + К I Г _ I ' ....... 41 Г 1 4. С 1Г1

груср.

- г;::', если > . Ас.1т = _!_ г ..... — 1 г

д,«.<->«) = '^нОА!-,.-;1 (О; ЛГ^.Де) = я ; А<;;:><0 -1 | = ^ \ <(Т>М<іт

^ * «« ' ..а

««„(О- л:д/0) + ДР£(1)>0(<0); д<»',(0 = і І ^"'"'МЛх.

о

Осек.&ОмГц/О Осек. & 0 МГц/240 о сек. & 5 МГц/ О 0 сен & 10 МГц/ 60 о сек. 8. о МВт/о осек.&омвт/ 0 сек. & 400 МВт/ О сек & 400 МВт/ сек.&ОмГц сек. & О МГц сек. & 5 МГЦ сек&ЮмГц сек. & О МВт 120сек.&ОМВт 0 сек. & 1000 МВт 60 сек. & 400 МВт

Рисунок 9. Гистограмма сравнения оптимальных настроек нелинейных методов вторичного регулирования

В пятой главе дана методика оптимального выбора настроек нелинейных методов автоматического регулирования по частоте и активной мощности, обеспечивающих минимизацию управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты при сохранении требуемого качества регулирования. Описаны общие сведения о проведенных испытаниях, состоящихе из 8 этапов, и методика сбора и обработки данных. 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.

С вводом в алгоритм ЦКС АРЧМ общих (ОЗНЧ) и индивидуальных (ИЗНЧ) зон нечувствительности по частоте в диапазоне ±20 мГц качество регулирования частоты изменяется незначительно и не выходит за нормированные значения: так, мгновенные значения частоты удерживаются в пределах 50±0.05 Гц — в течение 99.91% времени, а в пределах 50±0.02 Гц в течение не менее 83% времени. Более того, ввод небольшой ИЗНЧ порядка от ±5 до ±7 мГц на энергоблоках ТЭС уменьшает среднеквадратичное отклонение частоты. Превышение среднего отклонения частоты на 30-минутном интервале

Среднеквадратичное отклонение частоты от 50 Гц за полчаса, мГц

■ Процент времени выхода частоты за диапазон 49.98- 50.02 Гц за полчаса, % я Амплитуда изменения задания третичного регулирования, ГВт

■ Сумма заданий на загрузку и разгрузку третичного регулирования ЕЭС, ГВт Сумма заданий на загрузку и разгрузку, штук

я Количество знакопеременных воздействий ЭБ ТЭС, штук с периодом менее 2 минут, штук/час Количество знакопеременных воздействий ГЭС с периодом менее 2 минут, штук/час Относительная продолжительность отсутствия реакции ГЭС на изменение частоты, % Относительная продолжительность отсутствия реакции ЭБ ТЭС на изменение частоты, % Время работы ЭБ ТЭС на максимальной скорости, %

ГГ <«6" Ь" « кг №

нормированной величины ±0.01 Гц определялся частым изменением уставки регулятора частоты, которое осуществляет диспетчер ЦДУ ЕЭС, стремясь восстановить исчерпанный регулировочный диапазон, выполняя тем самым вручную третичное регулирование. При отсутствии изменения уставки частоты среднее отклонение частоты на 30-минутном интервале успешно удерживается внутри диапазона ±0.01 Гц.

Сравнительные гистограмма результатов испытаний для ГЭС и ЭБ ТЭС при различных значениях ОЗНЧ и ИЗНЧ (не задавалась для ГЭС) представлена на рисунке 10.

Среднеквадратичное

частоты от 50 Гц за сутки, МГц

II

-.1 50.4 1

12.1 1, II 1 || 128».. 1 1 111

и Среднее количество знакопеременных воздействий на Г

минут за полчаса, штук а Относительная продолжительность отсутствия реакции П частоты, % м

В 31 5 23-9

12.6 и з I 13.2 I » ■ 1"

1.1 1!| I

. на изменение

43.8 I

14.9 "" И

ОЗНЧ О МГц ИЗНЧ ОЗНЧ О МГц ИЗНЧОЗНЧ ОМГЦИЗНЧОЗНЧ О МГц ИЗНЧ ОЗНЧ ±5 МГц О МГц ±5 МГц ±7 МГц ±10 МГц ИЗНЧ О мГц

ОЗНЧ ±5 МГц ИЗНЧ ±10 МГц

ОЗНЧ ±10 МГц ОЗНЧ ±10 МГц ИЗНЧ О МГц ИЗНЧ ±20 МГц

Среднеквадратичное отклонение частоты от 50 Гц за сутки, мГц

■ Процент времени выхода частоты за диапазон 49.98- 50.02 Гц за сутки, %

■ Среднее количество знакопеременных воздействий на ЭБ ТЭС с периодом менее 2 минут за полчаса, штук

■ Процент времени работы с максимальной скоростью изменения задания на ЭБТЭС от ЦКС АРЧМ, % ш Относительная продолжительность отсутствия реакции ЭБ ТЭС на изменение частоты, %

50.8

46.3

|| || I ' llll.hlllh.llll.

„16.9

12.0

9М1II I

ОЗНЧ О МГц ИЗНЧ ОЗНЧ О МГц 0 МГц ИЗНЧ 15 МГц

ОЗНЧ 15 МГц ИЗНЧ 0 мГц

ОЗНЧ ±5 МГц ОЗНЧ ±10 МГц ОЗНЧ +10 МГц ИЗНЧ ±10 МГц ИЗНЧ 0 МГц ИЗНЧ ±20мГц

Рисунок 10. Гистограмма сравнения параметров интенсивности управления ГЭС (сверху) и ЭБ ТЭС (снизу) и параметров качества частоты при различных

значениях ОЗНЧ и ИЗНЧ Сравнение результатов показывает, что введение даже небольших зон нечувствительности (общей и индивидуальных) существенно облегчает режимы работы ГЭС 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 границ ОЗНЧ от ±5 мГц и ИЗНЧ от ±7 мГц уменьшает время работы на максимальной скорости. Оптимальными настройками представляются значения ОЗНЧ ±5 мГц и ИЗНЧ ±10 мГц. Дальнейшее увеличение зон нечувствительности не приводит к существенному сокращению количества знакопеременных воздействий на регулирующие энергообъекты (ГЭС и энергоблоки ТЭС).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

Приведем основные результаты и выводы по диссертационной работе:

1. Разработаны нелинейные методы автоматического управления режимами энергосистем по частоте и активной мощности, минимизирующие интенсивность управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты при сохранении требуемого качества регулирования;

2. Разработана нелинейная модель энергообъединения как объекта управления для систем автоматического регулирования частоты и активной мощности с учётом случайного процесса изменения нагрузки;

3. Разработан алгоритм и выполнена программная реализация метода вторичного регулирования с введением зоны нечувствительности по регулируемому параметру;

4. В системы АРЧМ ЕЭС России 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 без существенного увеличения их эксплуатационных расходов и суммарных потерь;

5. Разработана методика оптимального выбора настроек нелинейных методов автоматического регулирования по частоте и активной мощности, обеспечивающая минимизацию интенсивности управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты при сохранении требуемого качества регулирования;

6. Разработана методика формирования рынка системных услуг для обеспечения автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности в ЕЭС России.

СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

В изданиях по списку ВАК

1. Регулирование частоты и активной мощности в ЕЭС России в современных условиях / А.В.Андреев //Автоматизация в промышленности. - август 2008. - С.30-33.

2. Иерархическая система автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС России / А.В.Андреев, Г.Н.Лившиц, А.М.Машанский, А.Н.Пономарёва, А.Н.Сафронов //Электрические станции - 2010. - №3 - С.43-51.

В других изданиях

3. Модель энергосистемы как объекта управления режимом по частоте и активной мощности / А.В.Андреев //Сборник статей Ш-ей Всероссийской молодежной научной конференции по проблемам управления (МКПУ-2008). - Москва. - 7-9 апреля 2008.

4. Регулирование частоты и активной мощности в ЕЭС России в современных условиях / А.В.Андреев // Сборник докладов III международной научно-практической конференции «Энергосистема: управление, конкуренция, образование»». - Том. 1. - Екатеринбург - 13-16 октября 2008. - С.50-60.

5. Некоторые подходы к формированию рынка системных услуг для обеспечения автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС России / А.В.Андреев, Н.Л.Новиков, Д.А.Новицкий, Н.А.Титаевская //Энергорынок. - 07-08(79) июль-август. - 2010-С. 43-49.

6. Разработка алгоритма систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС России, минимизирующего интенсивность управления энергоблоками ТЭС и ГЭС / А.В.Андреев, Н.А.Титаевская //Научные труды Международной научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодежи». - Том. 2. - Самара -21-25 ноября 2011. - С.113-118.

Подписано в печать 12.03.2013 Формат 60x84/16. Усл.печ.л. 1,250. Тираж 100 экз. Заказ № 20 Типография ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС». 115201, г. Москва, Каширское ш., д. 22, корп. 3

Открытое акционерное общество «Научно-технический центр Федеральной сетевой компании Единой энергетической системы» (ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС»)

На правах рукописи

04201354963

Андреев Александр Викторович

Разработка методов и алгоритмов нелинейного управления режимами энергосистем по частоте и активной мощности, минимизирующих интенсивность управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты

Специальность 05.14.02 - Электрические станции и электроэнергетические системы

Диссертация на соискание учёной степени кандидата технических наук

Научный руководитель д.т.н., с.н.с Новиков Н. Л.

Москва - 2012

ОГЛАВЛЕНИЕ

1. СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМОМ ЕЭС ПО ЧАСТОТЕ И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ.......................15

1.1. Назначение и цели управления режимом по частоте и активной мощности...............15

1.1.1. Общие положения...........................................................................................16

1.1.2. Основные принципы первичного регулирования...............................................20

1.1.3. Основные принципы вторичного регулирования...............................................25

1.1.4. Основные принципы третичного регулирования...............................................26

1.1.5. Коррекция синхронного времени.....................................................................26

1.1.6. Краткий обзор зарубежного опыта управления режимами по частоте и активной мощности....................................................................................................................27

1.2. Современное состояние систем АРЧМ в России......................................................32

1.2.1. Требования к качеству регулирования..............................................................32

1.2.2. Структура ИС АРЧМ.......................................................................................35

1.2.3. Функции систем АРЧМ...................................................................................36

1.2.4. Основные принципы управления систем АРЧМ................................................42

1.3. Выводы.................................................................................................................49

2. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ФОРМИРОВАНИЯ РЫНКА СИСТЕМНЫХ УСЛУГ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ АВТОМАТИЧЕСКОГО ВТОРИЧНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ И ПЕРЕТОКОВ МОЩНОСТИ В ЕЭС РОССИИ... 51

2.1. Системные услуги.................................... .............................................................51

2.2. Краткий обзор зарубежного опыта работы рынка системных услуг в части регулирования частоты и активной мощности..................................................................54

2.3. Функции систем АРЧМ в ЕЭС России соответствующие системным услугам...........60

2.4. Требования к регулировочному диапазону и скорости изменения мощности РЭ для обеспечения системных услуг по АВРЧМ........................................................................63

2.5. Методика определения стоимости системных услуг по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков мощности в ЕЭС России...........................................68

2.5.1. Компенсация затрат РЭ при участии в АВРЧМ.................................................68

2.5.2. Компенсация капитальных затрат РЭ...............................................................70

2.5.3. Повышение пропускной способности и максимально допустимых перетоков по слабым по пропускной способности связям за счет их автоматического регулирования и ограничения................................................................................................................71

2.5.4. Механизмы взаиморасчета со странами СНГ и Балтии......................................72

2.6. Выводы.................................................................................................................73

3. РАЗРАБОТКА НЕЛИНЕЙНОЙ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЯ КАК ОБЪЕКТА УПРАВЛЕНИЯ ПО ЧАСТОТЕ И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ С УЧЁТОМ СЛУЧАЙНОГО ИЗМЕНЕНИЯ НАГРУЗКИ...............75

3.1. Требования к математической модели....................................................................75

3.1.1. Модель энергообъединения как объекта управления для системы АРЧМ...........76

3.1.2. Эквивалентная группа регулируемых гидротурбин...........................................82

3.1.3. Эквивалентная группа регулируемых тепловых турбин.....................................87

3.1.4. Эквивалентная группа нерегулируемых турбин................................................90

3.1.5. Верификация параметров передаточной функции нерегулируемой группы турбин..

......................................................................................................................93

3.1.6. Числовые значения параметров эквивалентных групп турбин............................97

3.2. Моделирование переходных процессов изменения частоты и перетоков мощности при возникновении расчетных небалансов............................. ...............................................104

3.1.7. Моделирование переходных процессов изменения частоты при возникновении расчетного небаланса в объединенной модели.............................................................104

3.1.8. Моделирование переходных процессов изменения частоты и перетоков мощности при возникновении расчетных небалансов в разделенной модели.................................105

3.3. Моделирование случайных процессов изменения нагрузок....................................106

3.4. Выводы...............................................................................................................114

4. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМОМ ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЯ ПО ЧАСТОТЕ И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ МИНИМИЗАЦИЮ УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ НА РЕГУЛИРУЮЩИЕ ЭНЕРГООБЪЕКТЫ....................................................................................115

4.1. Затраты регулируемых энергообъектов от колебаний мощности при участии во вторичном регулировании.............................................................................................115

4.2. Методы третичного регулирования.......................................................................117

4.3. Метод вторичного регулирования с усреднением отклонения регулируемого параметра (метод I).......................................................................................................................128

4.4. Метод вторичного регулирования с введением зон нечувствительности по отклонению регулируемого параметру (метод II)...............................................................................133

4.5. Метод вторичного регулирования с усреднением и с введением зоны нечувствительности по отклонению регулируемого параметра (метод III)........................139

4.6. Сравнение характеристик методов, обеспечивающих минимизацию управляющих воздействий на регулирующие энергообъекты................................................................144

4.7. Выводы...............................................................................................................146

5. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ВЫБОРА НАСТРОЕК СИСТЕМ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ПО ЧАСТОТЕ И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ МИНИМИЗАЦИЮ УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ НА РЕГУЛИРУЮЩИЕ ЭНЕРГООБЪЕКТЫ ПРИ ПОДДЕРЖАНИИ ТРЕБУЕМОГО КАЧЕСТВА РЕГУЛИРОВАНИЯ........................147

5.1 Обшие сведения об испытаниях метода вторичного регулирования с введением зоны нечувствительности по регулируемому параметру..........................................................147

5.2 Методика сбора и обработки данных....................................................................149

5.3 Основные показатели работы ЦКС АРЧМ и РЭ.....................................................151

5.4 Качество регулирования частоты..........................................................................158

5.5 Параметры интенсивности управления РЭ............................................................166

5.6 Оптимальные значения зон нечувствительности по частоте, минимизирующие интенсивность управления РЭ при поддержании требуемого качества регулирования частоты

...........................................................................................................................177

5.7 Выводы...............................................................................................................181

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.............................................................................................183

СПИСОК ТЕРМИНОВ И СОКРАЩЕНИЙ.....................................184

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ........................................................................188

ПРИЛОЖЕНИЯ............................................................................................197

Приложение 1...............................................................................................................197

Приложение 2......................................... ......................................................................200

Приложение 3.......................................... ......................................................................225

ВВЕДЕНИЕ

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.

І

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

___і

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

І

Саяно- Шушенская — 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 тек�