Способ автоматического определения крутизны частотной характеристики изолированно работающего энергообъединения
METHOD FOR AUTOMATIC DETERMINATION OF FREQUENCY CHARACTERISTIC STEEPNESS OF AN ISOLATED POWER CONNECTION

Область техники
Изобретение относится к электроэнергетике и предназначено для определения оптимальных объёмов управляющих воздействий (УВ), реализуемых устройствами противоаварийной автоматики (ПА) в изолированных энергетических системах.
Уровень техники
В настоящее время на территории России имеется ряд энергетических систем (ЭС), осуществляющих полноценную длительную изолированную работу от Единой энергетической системы (ЕЭС) России или вынужденную кратковременную изолированную работу вследствие аварийных отключений линий электропередачи, связывающих их с ЕЭС России. Примерами таких энергетических систем могут являться энергетические системы Чукотского автономного округа, Камчатского края, Сахалинской и Магаданской областей, Норильско-Таймырский и Николаевский энергорайоны, а также энергетические системы Республики Саха (Якутия), Республики Карелия, Республики Коми, Архангельской области, Мурманской области и других регионов России.
В отличие от крупных энергообъединений, соединенных между собою мощными электрическими связями и обладающих достаточным количеством первичного и вторичного резерва активной мощности на генераторах электростанций, наиболее часто возникновение аварийных небалансов активной мощности приводит к изменению частоты переменного напряжения сверх допустимых значений именно в изолированных ЭС. В первую очередь данное обстоятельство обусловлено соизмеримостью мощностей отдельных аварийно отключаемых энергоблоков электростанций с суммарной мощностью самих изолированных ЭС, а также относительно небольшими значениями эквивалентных инерционных постоянных времени таких энергетических систем.
С целью контроля качества регулирования частоты в ЭС диспетчерские центры должны определять значения крутизны статических частотных характеристик энергетических систем (СЧХ) для каждого случая небаланса активной мощности, приводящего к отклонению частоты на 0,05 Гц и более.
Известен способ определения крутизны частотной характеристики энергосистемы (Стандарт организации. Регулирование частоты и активной мощности в ЕЭС России. Нормы и требования. СТО 59012820.27.100.003-2012), заключающийся в сопоставлении значения скачкообразного изменения обменной мощности энергосистемы со значением скачкообразного отклонения частоты непосредственно на первых 30 секундах переходного процесса (до вмешательства вторичного регулирования) по данным осциллограмм аварийных (или экспериментальных) переходных процессов с применением соотношений (1) и (2):
, (1)
где σ - значение крутизны статической частотной характеристики;
с
ΔP - изменение суммарного внешнего перетока (обменной мощности), МВт;
с
P - квазиустановившийся суммарный внешний переток, МВт;
с0
P - исходный суммарный внешний переток, МВт;
Δf - изменение частоты, Гц;
f - квазиустановившееся значение частоты, Гц;
0
f - исходное значение частоты, Гц.
, (2)
НБ
где ΔP - первичный небаланс активной мощности по генерации и потреблению, МВт.
Соотношение (1) применяется для определения СЧХ территориальной (объединённой) и региональной энергосистем, кроме тех, в пределах которых произошёл зафиксированный аварийный инцидент (или проводился эксперимент).
Соотношение (2) применяется для определения СЧХ территориальной (объединённой) и региональной энергосистем, в пределах которых произошёл зафиксированный аварийный инцидент (или проводился эксперимент).
с
Так как при изолированном режиме работы ЭС ΔP=0, то для определения СЧХ изолированной ЭС выражение (2) преобразуется в выражение (3):
. (3)
В связи с тем, что величина σ зависит от таких факторов, как наличие резерва активной мощности на генераторах электростанций в текущем режиме, состав генераторов электростанций, работающих в сети, положение рабочей точки регуляторов частоты вращения в зоне нечувствительности и др., то основным недостатком указанного способа является необходимость проведения достаточно большого количества экспериментов в изолированной ЭС, позволяющих точно определять величину σ для всего возможного многообразия схемно-режимных ситуаций.
Наиболее распространённым способом компенсации аварийных небалансов активной мощности, возникающих в изолированных ЭС, в настоящее время является применение устройств дополнительной автоматической разгрузки (ДАР) или устройств автоматической разгрузки при отключении генератора или энергоблока (АРОГ или АРОБ), которые относятся к локальным устройствам ПА. Данные комплексы ПА реализуют управляющие воздействия согласно таблицам УВ, заранее сформированным технологом, без привязки к параметрам режима реального времени.
Помимо локальных устройств ПА, формирующих и реализующих управляющие воздействия на основе местной схемно-режимной информации, в энергетических системах России применяются централизованные системы противоаварийной автоматики (ЦСПА), осуществляющие контроль электроэнергетического режима энергетической системы или ее части и выполняющие автоматический расчет параметров срабатывания устройств противоаварийной автоматики, входящих в ЦСПА, с привязкой к режиму реального времени.
На данный момент в комплексах ЦСПА (например, в комплексе ЦСПА Объединённой энергетической системы (ОЭС) Востока, работающей изолированно от ЕЭС России), предусмотрена возможность выбора управляющих воздействий по критерию обеспечения допустимого отклонения частоты в послеаварийном режиме. При этом УВ с учётом изменения частоты в ЭС рассчитываются по алгоритму, описанному в статье «Алгоритм оценки статической устойчивости и выбора управляющих воздействий по условию обеспечения статической устойчивости в послеаварийном режиме» (Исаев Е.В. [и др.] // Известия НТЦ Единой энергетической системы. - 2013, №1 (68). - С. 48-57) с применением формулы (4):
, (4)
где Δf - изменение частоты в послеаварийном режиме в относительных единицах;
НБ
ΔP - первичный небаланс активной мощности по генерации и потреблению, МВт;
тiном
ΣP - сумма номинальных мощностей турбинного оборудования, участвующего в первичном регулировании частоты, МВт;
н
ΣP -сумма мощностей нагрузочных узлов ЭС, МВт;
гf
нf
K, K -коэффициенты регулирующего эффекта генерации и нагрузки по частоте.
Таким образом, в настоящее время в ЦСПА ОЭС Востока для определения крутизны частотной характеристики изолированно работающего энергообъединения σ используется способ, заключающийся в расчёте данного параметра согласно выражению (5):
. 5)
тi ом
н
гf
нf
Значения переменных ΣP и ΣP в рассматриваемом способе для определения значения σ рассчитываются программным модулем оценки состояния расчётной модели на основании данных режима реального времени, при этом коэффициенты K и K задаются технологом вручную на основании эмпирических данных.
гf
нf
Способ определения σ программно-техническим комплексом ЦСПА принимается за прототип. Основными недостатками данного способа являются ограничение достоверности определения σ величиной небалансов активной мощности (указанные небалансы не должны приводить к выходу регуляторов мощности турбин электростанций за зону нечувствительности первичного регулирования), а также необходимость проведения значительного числа натурных испытаний для точного определения коэффициентов K  и K  (так же как и σ, зависящих от текущей схемно-режимной ситуации) и ручного изменения их значений в режиме реального времени. В связи с этим, несмотря на то, что величина σ может существенно варьироваться в зависимости от текущего режима работы энергосистемы, на практике в настоящее время используются фиксированные значения σ, что может приводить к значительным погрешностям при расчёте УВ.
нf
нf
Известно, что коэффициент K определяется качественным составом потребителей ЭС (бытовая, промышленная и другая нагрузка) и для энергосистем России варьируется в достаточно узком диапазоне (1÷3). В связи с тем, что учёт подробного состава потребителей в каждый момент времени работы энергетической системы не представляется возможным, то для расчётов УВ принимается усреднённое значение K, определяемое на основании эмпирических или расчётных данных.
гf
нf
гf
Коэффициент K определяется достаточно большой совокупностью таких факторов, как состав генераторов электростанций, схемно-балансовая ситуация, наличие вращающегося резерва, положение рабочей точки регуляторов частоты вращения в зоне нечувствительности и др. Рассматриваемые параметры могут существенно варьироваться даже в течение одних суток, поэтому в отличие от коэффициента K, коэффициент K может изменяться в достаточно широких пределах (от 0 до 25 и более) [1-4].
тi ном
н
гf
тiном
Необходимо отметить, что при проектировании энергетических систем суммарная номинальная мощность турбинного оборудования определяется исходя из величины максимального потребления ЭС, а также возможности вывода в ремонт или аварийного отключения генераторов электростанций. Поэтому в подавляющем большинстве схемно-балансовых ситуаций величина ΣP существенно превышает значение ΣP (в некоторых случаях до 2 раз). Таким образом, крутизна частотной характеристики изолированно работающего энергообъединения в первую очередь определяется значением произведения K·ƩP, которое вносит наибольшую погрешность в определение величины σ.
Сущность изобретения
Техническим результатом предлагаемого способа является повышение точности автоматического выбора УВ комплексами ПА изолированных ЭС.
н
Для автоматического определения крутизны частотной характеристики изолированно работающего энергообъединения устройством противоаварийной автоматики выполняются измерения мощностей нагрузок, определяется сумма мощностей нагрузочных узлов (ΣP), а также задаются следующие исходные данные, не зависящие от текущего режима изолированно работающего энергообъединения:
тi ном
- номинальные мощности турбинного оборудования электростанций (P) согласно паспортным данным;
гi ном
- номинальные мощности энергоблоков электростанций (P), соответствующие температуре наружного воздуха +15°С (согласно Приказу Министерства энергетики РФ от 11 февраля 2019 г. №90 «Об утверждении Правил проведения испытаний и определения общесистемных технических параметров и характеристик генерирующего оборудования и о внесении изменений в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. №229»), согласно паспортным данным;
гif
- крутизна статической характеристики автоматических регуляторов частоты вращения энергоблоков электростанций (K) согласно паспортным данным;
- показатель функции аппроксимации экспериментальных или расчётных данных об изменениях частоты переменного напряжения при аварийном отключении энергоблоков при различных значениях коэффициента резерва (r), определяемый по методике, изложенной в [5];
нf
- коэффициент регулирующего эффекта нагрузки по частоте (K), определяемый на основании расчётных (экспериментальных) данных или эмпирическим путём.
гiном.t
гiном
Дополнительно выполняются измерения температуры наружного воздуха на электростанциях и на основании полученных измерений формируются значения P, определяемые как скорректированные значения номинальных мощностей энергоблоков P электростанций изолированно работающего энергообъединения для текущей температуры наружного воздуха.
н
гiном.t
гiном.t
гif
гiном.t
Величины ΣP и P, а также информация о состоянии генерирующего оборудования изолированно работающего энергообъединения (включено в сеть/отключено от сети), необходимая для определения суммы P и суммы произведений Kи P в режиме реального времени, поступают в устройство противоаварийной автоматики из оперативно-измерительного комплекса (ОИК) или другого источника информации о реальном режиме работы.
После чего для определения величины σ применяются уравнения (6):
, (6)
где σ - крутизна частотной характеристики изолированно работающего энергообъединения;
- крутизна статической характеристики автоматического регулятора частоты вращения эквивалентного генератора;
ρ - коэффициент резерва;
n - количество генераторов, находящихся в работе в изолированно работающем энергообъединении;
f(ρ) - функция аппроксимации экспериментальных или расчётных данных об изменениях частоты переменного напряжения при аварийном отключении генераторов (энергоблоков) при различных значениях ρ;
r - показатель функции f(ρ);
тiном
ΣP - сумма номинальных мощностей турбинного оборудования, участвующего в первичном регулировании частоты, МВт;
нf
K - коэффициент регулирующего эффекта нагрузки по частоте;
н
ΣP - сумма мощностей нагрузочных узлов ЭС, МВт;
гif
K - паспортное значение крутизны статической характеристики автоматического регулятора частоты вращения i-го энергоблока;
гiном.t
Р - номинальная мощность i-го энергоблока для текущей температуры наружного воздуха, МВт.
При этом уравнения (6) дополняются логическим условием (7), характеризующим отсутствие резерва активной мощности на i-м энергоблоке и неучастие его в первичном регулировании частоты:
, (7)
гi
где Р - текущая мощность i-го энергоблока, МВт.
Осуществление изобретения
АО «НТЦ ЕЭС» совместно с АО «СО ЕЭС» разработан программно-технический комплекс противоаварийной автоматики Калининградской энергосистемы (ПТК ПА), который рассчитывает объем УВ на основе фактической информации о режимах работы энергосистемы, доступных объемах противоаварийного управления и текущей загрузке генерирующего оборудования электростанций Калининградской энергосистемы в режиме реального времени.
В мае 2019 г. в энергосистеме Калининградской области в течение трех дней проводились испытания возможности длительного выделения данной ЭС на изолированную работу.
Одной из задач, решаемых во время проведения испытаний, было выполнение анализа эффективности функционирования работы ПТК ПА.
По результатам испытаний был сделан вывод, что с целью уменьшения погрешности расчёта оптимальных объёмов УВ комплексом ПТК ПА, существующие алгоритмы работы ПТК ПА необходимо дополнить расчётом уставки σ в режиме реального времени с учётом состава генерирующего оборудования электростанций, величины доступного резерва активной мощности в ЭС в послеаварийном режиме и температуры наружного воздуха на электростанциях, в составе которых присутствуют энергоблоки ГТУ и ПГУ, их теплового режима работы и др.
Предлагаемый способ решает поставленную задачу. Апробация данного способа осуществлена АО «НТЦ ЕЭС» в рамках научно-исследовательских работ по модернизации алгоритмов работы ПТК ПА.
Помимо устройств противоаварийной автоматики предлагаемый способ расчёта крутизны частотной характеристики изолированно работающего энергообъединения может быть применён в оперативно-диспетчерском управлении. Так, например, в настоящее время при необходимости синхронизации двух изолированно работающих энергосистем для обеспечения допустимой разности частот в некоторых случаях диспетчеру необходимо осуществлять принудительную разгрузку (загрузку) генераторов электростанций по активной мощности или ограничивать потребление изолированной энергосистемы. С целью решения указанной задачи в настоящее время диспетчером используются средние эмпирические значения σ, показывающие как изменится частота в энергосистеме при изменении генерации (потребления) активной мощности. В том случае, если расчётное значение σ, полученное в режиме реального времени, будет передаваться диспетчерскому персоналу, то данная информация позволит осуществлять более точную синхронизацию двух изолированных объединений.
Источники информации
1. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах: Учеб. для электроэнергет. спец. вузов - 4-е изд., перераб. и доп.
2. Рабинович Р.С. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 352 с.
3. Вайнштейн Р.А., Коломиец Н.В., Шестакова В.В. Основы управления режимами энергосистем по частоте и активной мощности, по напряжению и реактивной мощности. - Издательство Томского политехнического университета, 2010.
4. Стернинсон Л.Д. Переходные процессы при регулировании частоты и мощности в энергосистемах. - М.: Энергия, 1975.
5. Витек В., Молиш З. К определению крутизны естественной частотной характеристики энергетической системы ЧССР // Известия Академии наук СССР. Энергетика и транспорт. 1965, №1. С. 38-42.