Полигон для тестирования алгоритмов автоматического вторичного регулирования частоты и активной мощности в энергосистеме

Оригинальная статья / Original article

УДК 621.311.001; 621.316.1; 621.311.2

DOI: http://dx.doi.org/10.21285/1814-3520-2019-5-986-998

Полигон для тестирования алгоритмов автоматического вторичного регулирования частоты и активной мощности в энергосистеме

© Р.А. Уфа, А.С. Васильев, А.С. Ропперт, И.А. Разживин

Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия

Резюме: Цель - в рамках данной статьи представить результаты разработки полигона для тестирования алгоритмов автоматического вторичного регулирования частоты и активной мощности в энергосистеме. В качестве инструментальной основы использован Всережимный моделирующий комплекс реального времени электроэнергетических систем, в котором реализована схема тестовой электроэнергетической системы, в то время как модель системы автоматического вторичного регулирования частоты и активной мощности реализована в программном комплексе MATLAB с применением библиотеки Simulink Desktop Real-Time. Для полигона разработано программное обеспечение на языке программирования C# для организации обмена данными между моделирующим комплексом и MATLAB/Simulink. В качестве теста платформы подготовлены и проведены эксперименты по воспроизведению процессов регулирования частоты и активной мощности при возникновении возмущений в электроэнергетической системе, в частности увеличение потребления мощности, которое приводит к небалансу активной мощности при использовании различных типов регуляторов системы автоматического вторичного регулирования частоты и мощности. В экспериментах создаваемый первичный небаланс мощности приводит к снижению частоты, не вызывающей действия противоаварийной автоматики. В процессе регулирования частоты, в зависимости от типов и настроек используемых регуляторов, по-разному осуществляется загрузка генераторов и элементов электрической сети. Соответственно, на основании исследований может быть проведена настройка регуляторов для обеспечения соответствия требованиям стандартов, действующих на территории Российской Федерации. Полученные результаты отражают корректность работы полигона и возможность использования его для решения задач модернизации и проверки алгоритмов автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности.

Ключевые слова: электроэнергетическая система, автоматическое вторичное регулирование частоты и активной мощности, алгоритм, полигон для тестирования

Благодарности: Работа выполнена при поддержке Министерства науки и высшего образования РФ, грант №МК-2150.2019.9

Информация о статье: Дата поступления 24 апреля 2019 г.; дата принятия к печати 11 июня 2019 г.; дата он-лайн-размещения 31 октября 2019 г.

Для цитирования: Уфа Р.А., Васильев А.С., Ропперт А.С., Разживин И.А. Полигон для тестирования алгоритмов автоматического вторичного регулирования частоты и активной мощности в энергосистеме. Вестник Иркутского государственного технического университета. 2019. Т. 23. № 5. С. 986-998. https://doi.org/10.21285/1814-3520-2019-5-986-998

Testing ground for the algorithms of automatic secondary regulation of frequency and active power flows in the electric power system

Ruslan A. Ufa, Aleksey S. Vasiliev, Alexander S. Roppert, Igor A. Razzhivin

National research Tomsk Polytechnic University, Tomsk, Russia

Abstract: The purpose of this article is to present the development results of a test site for testing algorithms of automatic secondary control of frequency and active power in the electric power system. The instrumental basis is formed by a hybrid real time simulator of electric power systems where the test electric power system circuit is implemented, while the model of the system of automatic secondary regulation of frequency and active power is implemented in the MATLAB software package using the Simulink Desktop Real-Time library. Software in the C# programming language is developed for the testing ground in order to organize the data exchange between the modeling complex and MATLAB/Simulink. To test the ground the authors have prepared and carried out the experiments on reproduction of frequency and active pow-

er regulation processes that occur in case of disturbances in the electric power system, in particular, the increase in power consumption which leads to the imbalance of active power when using different types of automatic regulators of the automatic secondary frequency and power regulation system. In experiments, the primary power imbalance created decreases frequency that does not actuate automatic emergency response system. In the process of frequency control generators and elements of the electrical network are loaded in different ways depending on the types and settings of the regulators used. Therefore, the regulators can be adjusted in accordance with the research results to ensure compliance with the standards applicable in the territory of the Russian Federation. The obtained results reflect the correctness of the testing ground operation and the possibility of its use to solve the problems of modernization and testing of algorithms for automatic secondary control of frequency and power flows.

Keywords: electric power system, automatic secondary regulation of frequency and active power flows, algorithm, testing ground.

Acknowledgements: The work is performed under the support of the Ministry of Science and Higher Education of the Russian Federation, grant no. MK-2150.2019.9.

Information about the article. Received April 24, 2019; accepted for publication June 11, 2019; available online October 31, 2019.

For citation. Ufa RA, Vasiliev AS, Roppert AS, Razzhivin IA. Testing ground for the algorithms of automatic secondary regulation of frequency and active power flows in the electric power system. Vestnik Irkutskogo gosudarstvennogo tehnicheskogo universiteta = Proceedings of Irkutsk State Technical University. 2019;23(5):986-998. (In Russ.) https://doi.org/10.21285/1814-3520-2019-5-986-998

1. ВВЕДЕНИЕ

Развитие и совершенствование электроэнергетической системы (ЭЭС), в основном связанное с реализацией концепции интеллектуальных ЭЭС, определяют необходимость в модернизации и проверке алгоритмов централизованной системы автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности (АВРЧМ).

Потребность в развитии централизованной системы автоматического регулирования частоты и активной мощности в энергосистеме обоснована изменением рыночных условий и повышением уровня информатизации в энергетике, развитием вычислительной техники и появлением большого числа векторных измерительных преобразователей (PMU - Phasor Measurement Unit), необходимостью повышения надежности энергосистем и изменением состава генерирующего оборудования [1-3] и т.д. В России функционирование АВРЧМ реализовано на базе оперативного информационного комплекса (ОИК СК-2007).

При этом внесение изменений в настройки АВРЧМ и добавление новых алгоритмов требуют их тестирования на адекватной модели ЭЭС. Специфика данных работ определяет следующие требо-

ISSN 1814-3520

вания к системам моделирования [4, 5]:

- трехфазное моделирование ЭЭС с возможностью его воспроизведения большой размерности;

- полное и детальное воспроизведение оборудования ЭЭС, участвующего в процедуре первичного и вторичного регулирования (с учетом первичного двигателя, реакции котлоагрегатов, необходимой автоматики);

- неограниченный интервал воспроизведения процессов.

Кроме этого дополнительными факторами являются возможность взаимодействия с внешними устройствами и реальное время моделирования для осуществления при необходимости тестирования в замкнутом цикле (close-loop testing) [6-8].

Анализ существующих комплексов показывает, что в полной мере данным требованиям соответствуют современные «гибридные» (co-simulation) программно-аппаратные средства моделирования зарубежных компаний («RDTS», «HyperSim», «ADPSS»), свойства и возможности которых представлены в [9-12]. В России одним из таких комплексов является всережим-ный моделирующий комплекс реального времени электроэнергетических систем (ВМК РВ ЭЭС) [13-15]. Отличительная особенность ВМК РВ ЭЭС - применение гибридного подхода моделирования, который

987

заключается в использовании сразу трех его уровней (аналоговый, физический, цифровой).

2. ОПИСАНИЕ КОНЦЕПЦИИ И ПРИНЦИПОВ ПОСТРОЕНИЯ ВСЕРЕЖИМНОГО МОДЕЛИРУЮЩЕГО КОМПЛЕКСА РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

ВМК РВ ЭЭС реализован на применении и объединении следующих уровней моделирования.

Аналоговый - для устранения методической погрешности интегрирования. Весь спектр значимых процессов в оборудовании полно и достоверно описывается теоретически строго обоснованными и надежно проверенными системами дифференциальных уравнений, поэтому оборудование ЭЭС (кроме коммутационных элементов) воспроизводится путем математического моделирования.

Решение обозначенных систем дифференциальных уравнений математических моделей оборудования ЭЭС осуществляется с помощью метода непрерывного (аналогового), неявного, точного интегрирования в реальном времени и на неограниченном интервале, позволяющем разрабатывать эффективные средства, исключающие необходимость применения упрощений математических моделей, ограничения интервала решения, методическую ошибку вычисления.

Физический - для обеспечения адекватного воспроизведения всего спектра коммутационных процессов, в т.ч. силовых полупроводниковых ключей. Ввиду отсутствия надежных теоретических основ для разработки адекватных математических моделей, достаточно полно и достоверно описывающих спектр коммутационных процессов, моделирование различных коммутаций силовых полупроводниковых ключей, линейных выключателей и разнообразных коротких замыканий наиболее эффективным является их воспроизведение на модельном физическом уровне.

Для связи аналогового и физического уровней моделирования, непрерывные математические переменные входных/выходных токов математических моделей преобразуются с помощью преобразователей напряжение-ток в соответствующие им модельные физические токи, благодаря чему обеспечивается естественное взаимодействие моделируемого оборудования.

Цифровой - осуществление цифро-аналогового, аналого-цифрового преобразования и применение 1Т-технологии для обеспечения всех необходимых информационно-управляющих функций, включая моделирование систем автоматического управления и релейной защиты, автоматизированное и автоматическое управление, в т.ч. функциональное с параметрами моделируемого оборудования ЭЭС, преобразование и отображение информации. Рассмотрим рис. 1.

Основным элементом ВМК РВ ЭЭС являются специализированные процессоры (СП), с помощью которых реализуются физико-математические модели оборудования ЭЭС. Как отмечалось ранее, в структуре ВМК РВ ЭЭС естественное функциональное взаимодействие СП в узлах ЭЭС обеспечивается на модельном физическом уровне с помощью коммутатора трехфазных узлов (КТУ). Информационно-управляющее взаимодействие СП осуществляется посредством микропроцессорного узла (МПУ), связанного по локальной компьютерной сети (ЛКС) с сервером ВМК РВ ЭЭС через сетевой коммутатор (СК).

В базе данных сервера (или МПУ каждого СП) хранятся начальные данные параметров решаемых физико-математических моделей оборудования ЭЭС.

Для пользователей ВМК РВ ЭЭС создано профессионально-ориентированное программное обеспечение (ПО) автоматизированного рабочего места (АРМ) клиента, без ограничений устанавливаемое на сервере и на компьютерах пользователей во внешних компьютерных сетях (ВКС) и информационно взаимодействующих с сервером.

Сервер ВМК РВ ЭЭС

ВКС

ЛКС

МПУ

СП

МПУ

СП

АВС

АВС <-

<-

<-

КТУ

АВС

АВС

<—

<— ВС

ИПТ 4 >

*

Ч-

АРМ Клиент

АРМ Клиент

OffsiteClient

Внешнее ПО

Рис. 1. Структурная схема всережимного моделирующего комплекса реального времени

электроэнергетических систем Fig. 1. Block diagram of the hybrid real time simulator of electric power systems

ПО OffsiteClient позволяет осуществлять взаимосвязь между сервером и внешним ПО.

Для информационно-управляющего и физического взаимодействия с реальным оборудованием - станциями управления устройствами, различными информационно-управляющими системами и другими внешними средствами (ВС) - разработаны и используются соответствующие интерфейсные программные и программно-технические средства (ИПТ), имеющие для физического взаимодействия с внешними средствами со-тасующие усилители и информационные взаимосвязи с сервером и СП по локальной и внешним компьютерным сетям.

Более подробная информация о

принципах построения СП и ВМК РВ ЭЭС в целом представлена в [15, 16].

3. ОПИСАНИЕ ПОЛИГОНА ДЛЯ ТЕСТИРОВАНИЯ АЛГОРИТМОВ АВТОМАТИЧЕСКОГО ВТОРИЧНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ И ПЕРЕТОКОВ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

Установка для проведения необходимых экспериментов включает в себя модель ЭЭС, которая реализована в ВМК РВ ЭЭС, и модель системы АВРЧМ, алгоритм которой реализован в программном комплексе MATLAB с применением библиотеки Simulink Desktop Real-Time (рис. 2) [17].

ВМК PB ЭЭС

Сервер ВМК РВ ЭЭС

АРМ Клиент

OffsiteClient

lib60870

( f Pline, Рцсщ AP) МЭК 60870-5-104

UDP

lib60870

Узел обмена данными

Внешнее ПО

Рис. 2. Структурная схема полигона для тестирования алгоритмов автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности Fig. 2. Structural diagram of a testing ground for the algorithms of automatic secondary regulation of frequency and power flows

ISSN 1814-3520

989

Обмен данными между ВМК РВ ЭЭС и MATLAB осуществляется следующим образом:

1) ПО OffsiteClient выполняется запрос и получение от сервера ВМК РВ ЭЭС оперативной информации (значение частоты (/), перетоков активной мощности по линиям (Рцпе) и трансформаторам, текущее значение и величину резерва на увеличение/снижение выдаваемой активной мощности электростанций Рдеп и др)) с объектов ЭЭС;

2) эта оперативная информация передается в MATLAB через узел обмена

данными, который конвертирует полученные по протоколу Международной электротехнической комиссии (МЭК) 60870-5-104 сведения в UDP (User Datagram Protocol), поддерживаемые MATLAB1;

3) формируемые в MATLAB управляющие воздействия от АВРЧМ на электростанции передаются обратно в ВМК РВ ЭЭС через узел обмена данными, OffsiteClient и сервер ВМК РВ ЭЭС.

Графический редактор конфигурации узла обмена данными и конфигуратор протокола передачи данных в ВМК РВ ЭЭС для OffsiteClient показаны на рис. 3, 4.

Конфигуратор узла обмена

Сохранить

Запуск

MatLab 1

Общие параметры Передача Прием

ИИ_

ID Название Тип

1 J Частота ст 1 j double v J

щ 2 Частота ст 2 I double "

Конфигуратор связи с MATLAB по протоколу UDP

СК-2007: 2404

" Общие параметры Передача Прием [направления] Все параметры

Набор 0 Параметр Ма^Ь Адрес 104

0 Мощность ст 1 (Id: 1) 1

Мощность ст 2 (Id: 2) 2

Конфигуратор связи по протоколу UDP - МЭК 60870-5-104

Рис. 3. Конфигуратор узла обмена данными с моделью реального времени по протоколу Международной электротехнической комиссии 60870-5-104 Fig. 3. Configurator of the data exchange node with the real-time model via the International electrotechnical

commission protocol 60870-5-104

Server 1:2404

Save

Dataset for AGC

Dataset 0 Dataset 2 Dataset 3 Dataset 4

Receiving analogs

General settings

Sending analogs

Receiving descreets

Sending descreets

Active HRTSim parameter name IOA Dead band

0 f,Hz@G-1 1 0.1

0 f,Hz@G-2 2 0,1

0 f,Hz@G-3 3 0.1

0 f,Hz@G-4 4 0.1

0 f,Hz@SM-1 5 0,1

0 f,Hz@AM-1 6 0.1

Рис. 4. Конфигуратор протокола передачи данных всережимного моделирующего комплекса реального времени электроэнергетических систем Fig. 4. Configurator of the data transfer protocol of the hybrid real time simulator of electric power systems

1

ГОСТ Р МЭК 60870-5-104-2004. Устройства и системы телемеханики. Введ. 01.07.2005. М.: Изд-во стандартов, 2004.

Packet Input

Рис. 5. Структурная схема формирования возмущающих воздействий в электроэнергетических системах и управляющих воздействиях алгоритмов автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности Fig. 5. Block diagram of disturbance formation in electric power systems and control actions of algorithms of automatic secondary frequency and power flow control

Поддержка протокола МЭК 60870-5104 была реализована при помощи библиотеки lib60870.NET, написанной на языке C++. На рис. 5 представлена структурная схема АВРЧМ, реализованная в Matlab Simulink.

На рис. 5 приняты следующие обозначения: f_M и f_r-2 - частота, измеряемая в смежной энергосистеме и на генераторе Г-2, соответственно; f_ ref - заданное значение частоты в ЭЭС; P_line_ref - заданное значение суммарного внешнего (сальдо) перетока (мощность Г-1); Р_ВЛ-501 и Р_ВЛ-502 - величина фактического перетока мощности в контролируемом сечении; Т_1 - постоянная времени интегрирования регулятора частоты в смежной энергосистеме; Т_2 - постоянная времени интегрирования в контуре автоматического регулирования перетока с коррекцией по частоте (АРПЧ); Т_3 - постоянная времени интегрирования по отклонению частоты в контуре автоматического вторичного регулирования частоты в энергосистеме (АРЧ);

ISSN 1814-3520

К_ч - заданный коэффициент коррекции по частоте области регулирования; Р_Г-1_н.з. и Р_Г-3_н.з - начальное значение генерируемой мощности; Р_Г-1 и Р_Г-3 - начальное значение генерируемой мощности. Константа «Режим рег.», переключает режимы работы автоматического регулятора между АРПЧ (0) и АРЧ (1). Константы «АРЧМ 1», «АРЧМ 2» включают (1) / отключают (0) АВРЧМ.

4. ПОДГОТОВКА К ПРОВЕДЕНИЮ ЭКСПЕРИМЕНТОВ

Процесс тестирования АВРЧМ выполняется в два этапа: подготовительный и основной.

На первом этапе выполняется подготовка объекта испытаний и средств проведения испытаний:

- конфигурация модели ЭЭС;

- настройка встроенных стандартных средств ВМК РВ эЭс регистрации режимных параметров модели ЭЭС и управ-

991

ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2019;23(5):986-998 PROCEEDINGS OF IRKUTSK STATE TECHNICAL UNIVERSITY 2019;23(5):986-998

ляющих воздействий АВРЧМ;

- формирование и проверка набора сценариев, выполнение которых с заданными характеристиками качества регулирования позволяет сделать вывод об эффективности алгоритмов и о корректности работы АВРЧМ в целом;

- подготовка АВРЧМ (трансляция существующей системы АВРЧМ на полигон тестирования и ввод новых параметров и алгоритмов);

- конфигурация протокола двусто-

роннего обмена данными.

На втором этапе проводится непосредственно последовательный запуск всех тестовых сценариев, фиксируются результаты, которые подвергаются анализу, и формируется заключение о готовности и применимости АВРЧМ.

5. ОПИСАНИЕ ЭКСПЕРИМЕНТА

На рис. 6 представлена схема реализованной в ВМК РВ ЭЭС модели ЭЭС.

Система

Подстанция 1

Подстанция 3

ГРЭС

Рис. 6. Моделируемая тестовая схема в электроэнергетических системах (однолинейный вид всережимного моделирующего комплекса реального времени электроэнергетических систем): Г - генераторы; СД, АД - синхронный и асинхронный двигатели; АТ- автотрансформаторы; Т- трансформаторы; ВЛ - линии электропередачи; Н - статические нагрузки; КБ - конденсаторные батареи; Р - реакторы Fig. 6. Simulated test circuit in electric power systems (single-line view of the hybrid real time simulator of electric power systems): Г - generators; СД, АД - synchronous and induction motors; АТ- autotransformers; T- transformers; ВЛ - transmission lines; Н - static loads; КБ - capacitor banks;

Р - reactors

Согласно рис. 6 в модели ЭЭС представлены эквивалентная модель смежной энергосистемы (Г-1) и три модели энергоблоков (Г 2-4), которые могут участвовать в АВРЧМ.

Согласно сценарию, в момент времени равный 10 с происходит возмущение воздействия (подключение нагрузки на ПС-1), которое приводит к небалансу активной мощности. При этом величина небаланса подобрана такая, чтобы отклонение частоты не вызывало срабатывания противоава-рийной автоматики.

Далее проводится четыре эксперимента, при которых меняется режим работы системы АВРЧМ:

1) на всех энергоблоках (Г 1 - 4) есть только первичное регулирование;

2) на всех энергоблоках (Г 1-4) есть первичное регулирование, автоматическое регулирование частоты реализовано на Г-1 и Г-3;

3) на всех энергоблоках (Г 1 -4) есть

первичное регулирование, АРЧ реализовано на Г-3 и АРПЧ на Г-3 конденсационной электростанции (ГРЭС);

4) то же самое, что и в 3 опыте, только при внешнем возмущении (вместо подключения нагрузки на ПС -1 снижается генерация во внешней системе).

Результаты экспериментов представлены в таблице и на рис. 7 (ТЭЦ - тепловая электростанция).

6. АНАЛИЗ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ

По полученным результатам видно:

1) в первом эксперименте (рис. 7 а) отклонения частоты и вырабатываемой мощности генераторов в установившемся режиме от заданных значений определяются только действием первичных регуляторов скорости всех генераторов (заданными коэффициентами статизма регулирования частоты) и величиной возникшего небаланса;

Значения мощностей в электроэнергетических системах Capacity values in electric power systems

№ эксперимента Тип регуляторов Переток мощности из Г-1, МВт Мощность Г-2, МВт Мощность Г-3, МВт Мощность Г-4, МВт Частота, Гц Время завершения переходного процесса по частоте / по активной мощности, с

Исходное значение 165,5 106,9 68,5 44,0 50,00 -

1 Без АВРЧМ 219,4/ 126,6/ 88,8/ 54,1/ 49,34/ -/-

196,3 122,2 84,0 52,5 49,58

2 АРЧ на Г-1 и Г-3 219,8/ 211,1 127,0/ 107,4 92,7/ 91,4 54,7/ 44,9 49,35/ 50,00 300/-

АРЧ на Г-1

3 иАРПЧ на 221,0/ 126,6/ 135,7/ 54,4/ 49,35/ 90/430

Г-3 167,8 110,0 134,7 44,1 50,01

4 АРЧ на Г-1 иАРПЧ на Г-3 121,4/ 158,6 124,5/ 108,5 88,5/ 72,7 53,5/ 46,1 49,46/ 49,96 468/870

Примечание /Note. Значения мощностей указаны через дробь: при максимальном ее отклонении / через 10 мин после возникновения небаланса / The values of capacities are indicated through a slash: at their maximum deviation / in 10 minutes after imbalance occurrence

P, МВт± 220

200 180 160 140 120 100 80 60 40

h

t

£

f, Гц 50

49,5

l^W4"

Суммарный внешний

Выдаваемая мощность Г-2 ТЭЦ

Выдаваемая мощность Г-3 ГРЭС

Выдаваемая мощность Г-4 ГРЭС

t,c

P, МВт 220

200 180 160 140 120 100 80 60 40 f ГЦ50

49,5

Суммарный внешний

переток

Выдаваемая мощность Г-2 ТЭЦ

Выдаваемая мощность Г-3 ГРЭС

Выдаваемая мощность Г-4 ГРЭС

100 200 300 400 500 600

100 200 300 400 500 600

t,c

P, МВт, 250

200

150

100

50

40

Суммарный внешний

Выдаваемая мощность Г-3 ГРЭС

Выдаваемая мощность Г-2 ТЭЦ

Выдаваемая мощность Г-4 ГРЭС

f, ц

50

49,5

t,c

P, МВт ' 180

160 140 120 100 80 60

40 f, Гц 50

49,5

Суммарный внешний

переток

Выдаваемая мощность Г- 2 ТЭЦ

... .Выдаваемая мощность Г-3 ГРЭС

Выд< аваемая мощность Г-4 ГРЭС

-,-!-;-г~ ,

l,c

100 200 300 400 500 600

100 200 300 400 500 600

с d

Рис. 7. Осциллограммы мощности и частоты в электроэнергетических системах в первом

and forth (d) experiments

ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2019;23(5):986-998

994 ISSN 1814-3520

b

а

2) во втором эксперименте, когда во вторичном регулировании частоты участвуют генераторы смежной энергосистемы (Г-1) и генератор Г-3, по мере восстановления частоты происходит восстановление резерва первичного регулирования. Возникший небаланс компенсируется за счет вторичных резервов активной мощности смежной энергосистемы (Г-1) и генератора Г-3, однако суммарный внешний переток по сечению отклоняется от начального значения, что может привести к перегрузке сечения. Согласно принципу регулирования частоты небаланс должен быть скомпенсирован резервами той энергосистемы, в которой он возник. Этому принципу соответствуют третий и четвертый эксперимент, которые отличаются только местом возникновения небаланса;

3) в третьем эксперименте знаки отклонений перетока и частоты свидетельствуют о возникновении небаланса в исследуемой энергосистеме, и вторичные резервы мощности быстро мобилизуются для восстановления перетока с учетом коррекции по частоте. По мере восстановления частоты восстанавливаются резервы первичного регулирования. Однако пока существующее отклонение по частоте АРЧ смежной энергосистемы успевает изменить выдаваемую мощность электростанций смежной энергосистемы (Г-1), что приводит к тому, что переток еще не восстанавливается до заданного значения, а частота уже превышает его. При этом АЧР смежной энергосистемы (Г-1) начинает восстанавливать резервы вторичного регулирования, а АРПЧ исследуемой энергосистемы продолжает увеличивать нагрузку генератора Г-3, что постепенно приводит к восстановлению перетока и частоты до заданного значения;

4) в четвертом эксперименте генератор Г-3 задействуется в регулировании частоты практически только за счет статиз-

ма первичного регулирования частоты, поскольку регулятор перетока с коррекцией по частоте и не мобилизует вторичную мощность. Восстановление частоты при этом происходит медленнее, поскольку в регулировании частоты участвует только генератор внешней энергосистемы (Г-1).

7. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Свойства и возможности ВМК РВ ЭЭС, а также представленные результаты исследований показывают возможности использования ВМК РВ ЭЭС в качестве полигона для тестирования алгоритмов АВРЧМ в энергосистеме.

2. Согласно проведенным экспериментам при возникновении возмущений в ЭЭС и применении различных способов регулирования частоты и мощности можно отметить:

- частота успевает восстановиться до нормальных значений в течение 15 мин., что соответствует требованиям стандартов23;

- переток мощности по контролируемому сечению при действии регулятора в режиме АРПЧ восстанавливается до планового значения с учетом коррекции по частоте;

- при возмущении внутри энергосистемы и действии АРПЧ частота восстанавливается до нормальных значений быстрее перетока мощности (опыт 3);

- АРПЧ реагирует на небаланс мощности в собственной энергосистеме (опыт 3), и не реагирует на возмущения в районах регулирования других систем АВРЧМ (опыт 4);

- так как при внешнем небалансе восстановление частоты происходит только за счет АРЧ системы (опыт 4), частота восстанавливается медленнее, чем во 2 опыте.

3. В дальнейшем для исследований и анализа процессов в ЭЭС при управле-

ГОСТ Р 55890-2013. Оперативно-диспетчерское управление регулирование частоты и перетоков активной мощности. Нормы и требования. Введ. 01.09.2014. М.: Стандартинформ, 2014. 41 с.

3СТО 59012820.27.100.003-2012. Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС России. Нормы и требования. Введ. 05.12.2012. М.: Стандартинформ, 2012.

нии спросом на электроэнергию (power demand) при реализации функции АВРЧМ планируется задействовать управляе-

мую/регулируемую нагрузку в соответствии с моделью агрегаторов управления спросом.

Библиографический список

1. Bucher R. Smart grid functionality for the highvoltage transmission grid: On the market readiness of Digital Substation 2.0 technology // Conference Saudi Arabia Smart Grid (SASG). (Jeddah, 12-14 December 2017). New Jersey: IEEE, 2017. https://doi.org/10.1109/SASG.2017.8356487

2. Kazicková T., Buhnova B. ICT architecture for the Smart Grid: Concept overview // Smart Cities Symposium Prague (SCSP). (Prague, 26-27 May 2016). New Jersey: IEEE, 2016. https://doi.org/10.1109/SCSP.2016.7501035

3. Vineetha C.P., Babu C.A. Smart grid challenges, issues and solutions // International Conference on Intelligent Green Building and Smart Grid (IGBSG). (Taipei, 23-25 April 2014). New Jersey: IEEE, 2014. https://doi.org/10.1109/IGBSG.2014.6835208

4. Qi Dacai. Defense schema against large disturbances in China Southern Power Grid // Electra. 2011. Vol. 257. P. 4-16.

5. Ou Kaijian, Rao Hong, Cai Zexiang, Guo Haiping, Lin Xuehua, Guan Lin, Maguire T., Warkentin B., Chen Yuan. MMC-HVDC simulation and testing based on real-time digital simulator and physical control system // IEEE Journal of Emerging and Selected Topics in Power Electronics. 2014. Vol. 2. No. 4. P. 1109-1116. https://doi.org/10.1109/JESTPE.2014.2337512

6. Jin-Hong Jeon, Jong-Yul Kim, Hak-Man Kim, Seul-Ki Kim, Changhee Cho, Jang-Mok Kim, Jong-Bo Ahn, Kee-Young Nam. Development of Hardware In-the-Loop Simulation System for Testing Operation and Control Functions of Microgrid // IEEE Transactions on Power Electronics. 2010. Vol. 25. No. 12. P. 29192929. https://doi.org/10.1109/TPEL.2010.2078518

7. Iracheta-Cortez R., Flores-Guzman N. Developing automated Hardware-In-the-Loop tests with RTDS for verifying the protective relay performance // IEEE 36th Central American and Panama Convention (CONCAPAN XXXVI) (San Jose, 9-11 November 2016). New Jersey: IEEE, 2016. https://doi.org/ieeexplore.ieee.org/document/7942388

8. Leite H., Almeida E., Silva N. Real-time closed-loop test to adaptive protection in a smart-grid context // 13th International Conference on Development in Power System Protection (DPSP) (Edinburgh, 1 January 2016). Stevenage: Institution of Engineering and Technology, 2016. P. 1-5. https://doi.org/10.1049/ cp.2016.0061

9. Forsyth P., Kuffel R. Utility applications of a RTDS Simulator // International Power Engineering Conference (IPEC) (Singapore, 3-6 December 2007, Singa-

pore). New Jersey: IEEE, 2007. P. 112-117.

10. Shu Dewu, Xie Xiaorong, Jiang Qirong, Huang Qiuhua, Zhang Chunpeng. A novel interfacing technique for distributed hybrid simulations combining EMT and transient stability models // IEEE Transactions on Power Delivery. 2018. Vol. 33. No. 1. P. 130-140. https://doi.org/10.1109/TPWRD.2017.2690145

11. Dubey A., Chakrabarti S., Sharma A., Panigrahy N. Real-time Implementation of Synchrophasor Based Linear State Estimator in OPAL-RT HYPERSIM // International Conference and Utility Exhibition on Green Energy for Sustainable Development (ICUE) (Phuket, 24-26 October 2018). New Jersey: IEEE, 2018. P. 1-8. https://doi.org/10.23919/ICUE-GESD.2018.8635713

12. Tang Yonghong, Xu Lin, Jiang Zhenchao, Liu Jun-yong, Shen Xiaodong, Xu Lixiong, Sun Xiaoyan. AVC testing platform design and implementation for the regional power grid based on advanced digital power system simulator // The 5th International Conference on Electric Utility Deregulation and Restructuring and Power Technologies (DRPT) (Changsha, 26-29 November 2015). New Jersey: IEEE, 2015. P. 340-345. https://doi.org/10.1109/DRPT.2015.7432254

13. Andreev M.V., Gusev A.S., Ruban N.Yu., Suvorov A.A., Ufa R.A., Askarov A.B., Bems J., Kralik T. Hybrid real-time simulator of large-scale power systems // IEEE Transactions on Power Systems. 2019. Vol. 34. No. 2. P. 1404-1415. https://doi.org/10.1109/TPWRS.2018.2876668

14. Andreev M., Borovikov Yu., Gusev A., Sulaymanov A., Ruban N., Suvorov A., Ufa R., Bems J., Kralik T. Application of hybrid real-time power system simulator for research and setting a momentary and sustained fast turbine valving control // IET Generation, Transmission and Distribution. 2018. Vol. 12. No. 1. P. 133-141. https://doi.org/10.1049/iet-gtd.2017.0356

15. Андреев М.В., Боровиков Ю.С., Гусев А.С., Су-лайманов А.О., Суворов А.А., Рубан Н.Ю., Уфа Р.А. Концепция и базовая структура всережимного моделирующего комплекса // Газовая промышленность. 2017. № 5. С. 18-27.

16. Андреев М.В., Боровиков Ю.С., Гусев А.С., Су-лайманов А.О., Суворов А.А., Рубан Н.Ю., Уфа Р.А. Практическое применение всережимного моделирующего комплекса электроэнергетических систем // Газовая промышленность. 2017. № 6. С. 94-104.

17. Simulink Desktop Real-Time. User's Guide // MathWorks. 2015, 116 p. [Электронный ресурс]. URL: https://fenix.tecnico.ulisboa.pt/downloadFile/845043405 443236/rtwin_target_ug_r2015a.pdf (15.03.2018).

References

1. Bucher R. Smart grid functionality for the highvoltage transmission grid: On the market readiness of Digital Substation 2.0 technology. In: Conference Saudi Arabia Smart Grid (SASG), 12-14 December 2017, Jeddah. New Jersey: IEEE; 2017. https://doi.org/ 10.1109/SASG.2017.8356487

2. Kazickova T, Buhnova B. ICT architecture for the Smart Grid: Concept overview. In: Smart Cities Symposium Prague (SCSP), 26-27 May 2016, Prague. New Jersey: IEEE; 2016. https://doi.org/10.1109/ SCSP.2016.7501035

3. Vineetha CP, Babu CA. Smart grid challenges, issues and solutions. In: International Conference on Intelligent Green Building and Smart Grid (IGBSG), 2325 April 2014, Taipei. New Jersey: IEEE; 2014. https://doi.org/10.1109/IGBSG.2014.6835208

4. Qi Dacai. Defense schema against large disturbances in China Southern PowerGrid. Electra. 2011;257:4-16.

5. Ou Kaijian, Rao Hong, Cai Zexiang, Guo Haiping, Lin Xuehua, Guan Lin, Maguire T., Warkentin B., Chen Yuan. MMC-HVDC simulation and testing based on real-time digital simulator and physical control system. IEEE Journal of Emerging and Selected Topics in Power Electronics. 2014;2(4):1109-1116. https://doi.org/10.1109/JESTPE.2014.2337512

6. Jin-Hong Jeon, Jong-Yul Kim, Hak-Man Kim, Seul-Ki Kim, Changhee Cho, Jang-Mok Kim, Jong-Bo Ahn, Kee-Young Nam. Development of Hardware In-the-Loop Simulation System for Testing Operation and Control Functions of Microgrid. IEEE Transactions on Power Electronics. 2010;25(12):2919-2929. https://doi.org/ 10.1109/TPEL.2010.2078518

7. Iracheta-Cortez R, Flores-Guzman N. Developing automated Hardware-In-the-Loop tests with RTDS for verifying the protective relay performance. In: IEEE 36th Central American and Panama Convention (CONCAPANXXXVI), 9-11 November 2016, San Jose. New Jersey: IEEE; 2016. https://doi.org/ ieeex-plore.ieee.org/document/7942388

8. Leite H, Almeida E, Silva N. Real-time closed-loop test to adaptive protection in a smart-grid context. In: 13th International Conference on Development in Power System Protection (DPSP), 1 January 2016, Edinburgh, Edinburgh: Institution of Engineering and Technology; 2016, p. 1-5. https://doi.org/10.1049/cp.2016.0061

9. Forsyth P, Kuffel R. Utility applications of a RTDS Simulator. In: International Power Engineering Confer-

ence (IPEC), 3-6 December 2007, Singapore. New Jersey: IEEE; 2007, p. 112-117.

10. Shu Dewu, Xie Xiaorong, Jiang Qirong, Huang Qiuhua, Zhang Chunpeng. A novel interfacing technique for distributed hybrid simulations combining EMT and transient stability models. IEEE Transactions on Power Delivery. 2018;33(1):130-140. https://doi.org/10.1109/TPWRD.2017.2690145

11. Dubey A, Chakrabarti S, Sharma A, Panigrahy N. Real-time Implementation of Synchrophasor Based Linear State Estimator in OPAL-RT HYPERSIM. In: International Conference and Utility Exhibition on Green Energy for Sustainable Develop-ment (ICUE), 24-26 October 2018, Phuket. New Jersey: IEEE; 2018, p. 1-8. https://doi.org/10.23919/ICUE-GESD.2018.86357

12. Tang Yonghong, Xu Lin, Jiang Zhenchao, Liu Jun-yong, Shen Xiaodong, Xu Lixiong, Sun Xiaoyan. AVC testing platform design and implementation for the regional power grid based on advanced digital power system simulator. In: The 5th International Conference on Electric Utility Deregulation and Restructuring and Power Technologies (DRPT), 26-29 November 2015, Changsha. New Jersey: IEEE; 2015, p. 340-345. https://doi.org/10.1109/DRPT.2015.7432254

13. Andreev MV, Gusev AS, Ruban NYu, Suvorov AA, Ufa RA, Askarov AB, Bems J, Kralik T. Hybrid real-time simulator of large-scale power systems. IEEE Transactions on Power Systems. 2019;34(2):1404-1415. https://doi.org/ 10.1109/TPWRS.2018.2876668

14. Andreev MV, Borovikov YuS, Gusev AS, Sulay-manov AO, Ruban NYu, Suvorov AA, Ufa RA, Bems J, Kralik T. Application of hybrid real-time power system simulator for research and setting a momentary and sustained fast turbine valving control. IET Generation, Transmission and Distribution. 2018;12(1):133-141. https://doi.org/10.1049/iet-gtd.2017.0356

15. Andreev MV, Borovikov YuS, Gusev AS, Sulaima-nov AO, Suvorov AA, Ruban NYu, Ufa RA. Concept and basic structure of the all-mode modeling complex. Gas Industry of Russia. 2017;5:18-27.

16. Andreev MV, Borovikov YuS, Gusev AS, Sulaima-nov AO, Suvorov AA, Ruban NYu, Ufa RA. Practical application of the hybrid real-time power system simulator. Gas Industry of Russia. 2017;6:94-104.

17. Simulink Desktop Real-Time. User's Guide. MathWorks 2015, 116 p. Available from: https://fenix.tecnico.ulisboa.pt/downloadFile/845043405 443236/rtwi n_target_ug_r2015a.pdf [Accessed 15th March 2018].

Критерии авторства

Уфа Р.А., Васильев А.С., Ропперт А.С., Разживин И.А. провели разработку полигона, подготовку и анализ результатов представленных исследований, имеют равные авторские права и несут одинаковую ответственность за плагиат.

Authorship criteria

Ufa R.A., Vasiliev A.S., Roppert A.S., Razzhivin I.A. developed a testing ground, prepared and analyzed the results of the presented studies. They have equal author's rights and bear equal responsibility for plagiarism.

Конфликт интересов Conflict of interests

Авторы заявляют об отсутствии конфликта интере- The authors declare that there is no conflict of interests

сов. regarding the publication of this article.

Все авторы прочитали и одобрили окончательный The final manuscript has been read and approved by all

вариант рукописи.

the co-authors.

СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ

INFORMATION ABOUT THE AUTHORS

Уфа Руслан Александрович,

кандидат технических наук, доцент отделения электроэнергетики и электротехники, Национальный исследовательский Томский политехнический университет, 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30, Россия; Н e-mail: hecn@tpu.ru

Ruslan A. Ufa,

Cand. Sci. (Eng.),

Associate Professor of the Department of Electrical Power Engineering and Electrical Engineering, National Research Tomsk Polytechnic University, 30 Lenin pr., Tomsk 634050, Russia, H e-mail: hecn@tpu.ru

Васильев Алексей Сергеевич,

кандидат технических наук, доцент отделения электроэнергетики и электротехники, Национальный исследовательский Томский политехнический университет, 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30, Россия; e-mail: vasilevas@tpu.ru

Ропперт Александр Сергеевич,

студент,

Национальный исследовательский Томский политехнический университет, 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30, Россия; e-mail: roppert1995@mail.ru

Разживин Игорь Андреевич,

ассистент,

Национальный исследовательский Томский политехнический университет, 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30, Россия; e-mail: lionrash@tpu.ru

Aleksey S. Vasiliev,

Cand. Sci. (Eng.),

Associate Professor of the Department of Electrical Power Engineering and Electrical Engineering, National Research Tomsk Polytechnic University, 30 Lenin pr., Tomsk 634050, Russia, e-mail: vasilevas@tpu.ru

Alexander S. Roppert,

Student,

National Research Tomsk Polytechnic University, 30 Lenin pr., Tomsk 634050, Russia, e-mail: roppert1995@mail.ru

Igor A. Razzhivin,

Assistant Lecturer,

National Research Tomsk Polytechnic University, 30 Lenin pr., Tomsk 634050, Russia, e-mail: lionrash@tpu.ru

998

ISSN 1814-3520