Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> Задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России

Вторичное регулирование - Задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России

Оглавление
Задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России
Выполнение требований по регулированию частоты
Первичное и вторичное регулирование
Экономические факторы для компенсации затрат
Синхронное объединение ЕЭС России с европейскими энергосистемами
Синхронное объединение - выполненные работы и основные результаты
Синхронное объединение - исследования и организационные мероприятия в России
Регулирование частоты и мощности
Достигнутые характеристики регулирования в TESIS и ЕЭС России
Обеспечение надежности и противоаварийное управление
Синхронное объединение - выводы и предложения по обеспечению надежности
К определению научно-технических проблем и программных задач
Тепловые электростанции
Атомные электростанции
Первичное регулирование
Вторичное регулирование
Качество мощности и энергии, поставляемой энергоустановкой
Совершенствование нормативных и методических материалов
Разработка новых методических материалов
Оценка погрешности формирования ошибки регулирования по критерию сетевых характеристик
Регулирование частоты в энергосистемах России в современных условиях
Основные принципы первичного регулирования в энергосистемах России
Вторичное регулирование режима в энергосистемах России
Протокол совместного заседания
Решение по протоколу
Организация регулирования частоты, технические требования
Предложения ВНИИЭ по техническим требованиям к характеристикам электростанций
Заключение экспертной комиссии по докладу ОРГРЭС
Анализ параллельной работы по условиям статической устойчивости

В процессе совершенствования ВР (вторичного регулирования) по его назначению необходимо решить следующие задачи:

  1. Обеспечить системный подход к автоматизации режимов ЕЭС, выполняя комплексную оптимизацию решений, выбираемых для системного и станционного уровней управления ВР.
  2. Дифференцировать требования, предъявляемые к функциям ВР, в зависимости от пропускной способности контролируемых связей ЕЭС, состояния технологической автоматики ТЭС, привлекаемых к участию в регулировании, и вида компенсируемых возмущений ЕЭС (случайных непрерывных или спорадических скачкообразных).

Обеспечение автономности работы выделенных районов ЕЭС.

В настоящее время основополагающим принципом взаимодействия участников параллельной работы при создании системы автоматического ВР является обязанность каждого выделенного района ЕЭС подавлять собственные внутренние возмущения независимо от характера и величины этих возмущений. При этом отстройка от внешних возмущений и определение величины внутреннего возмущения каждой энергосистемой производится на основе “критерия сетевых характеристик”.
В соответствии с этим критерием ошибка регулирования ВР определяется с использованием эмпирически или нормативно определяемого постоянного коэффициента коррекции перетока по частоте, предположительно равного коэффициенту крутизны статической характеристики контролируемого района ЕЭС. Обычно этот коэффициент крутизны определяется для момента завершения переходных процессов в турбогенераторах при больших скачкообразных возмущениях ЕЭС.
Практика использования критерия сетевых характеристик показывает его полезность для приближенного обеспечения инвариантности контролируемых районов к внешним скачкообразным аварийным возмущениям [19]. В то же время эксплуатационные оценки полезности применения критерия при непрерывных возмущениях нормального режима ЕЭС отсутствуют.

Рис. 1. Амплитудно-частотные характеристики параметров режима энергосистемы и энергоблока:
а - частотные характеристики технологических параметров энергоблока 300 МВт; б - частотная характеристика изменений КПД энергоблока; в - частотные характеристики параметров режима энергосистемы; 1 - амплитуда колебаний мощности энергоблока (300 МВт) .4 = 20 МВт (6,66%); 2 - амплитуда колебаний мощности энергоблока (300 МВт) А = 10 МВт; 3 - амплитуда колебаний мощности энергоблока (200 МВт) 6,66%; 4 - системы регулирования отключены; 5 - системы регулирования включены; Dпв - расход питательной воды; Βτ - расход топлива; р' т - давление острого пара; О2 - содержание кислорода в уходящих газах; 0"пе - температура перегретого пара; 0'врч - температура пара за ВРЧ I; ∆f1 и Δf2 - частоты сети в энергосистемах 1 и 2; Δ РЛ12- переток мощности по связи между энергосистемами 1 и 2; Δροп1 - управляющее воздействие от системы ограничения перетока в энергосистеме 1; ∆РЧМ2 - управляющее воздействие от системы регулирования частоты в энергосистеме 2

При этом есть теоретические основания полагать, что использование критерия сетевых характеристик не
может обеспечить требуемой независимости регулятора района от внешних возмущений ни при скачкообразных возмущениях [20, 21], ни при непрерывных возмущениях нормального режима (см. Приложение).
В объединенной ЕЭС с высоким качеством поддержания частоты несовершенство критерия не имеет какого-либо значения применительно к непрерывным возмущениям нормального режима для районов ограниченной мощности. Это имеет место вследствие незначимости величины коррекции по частоте при любой величине коэффициента коррекции.
В то же время для соизмеримых по мощности частей ЕЭС проблема правильного выбора коэффициента коррекции по частоте в нормальных режимах требует решения независимо от качества поддержания частоты в объединении.

Повышение пропускной способности линий передачи.

 Для энергосистем с ограниченной пропускной способностью связей может оказаться актуальной задача повышения пропускной способности этих линий путем уменьшения величины текущих отклонений перетоков с помощью их быстродействующего регулирования.
Для таких энергосистем можно рассматривать традиционный вариант автоматического непрерывного регулирования текущих величин частоты и перетока мощности [22] в предположении, что ТЭС, участвующие во ВР, оснащены технологической автоматикой, работающей в непрерывном автоматическом режиме.
Автоматическое быстродействующее ВР в этом случае должно уменьшать текущие минутные колебания перетока мощности [23]. Однако целесообразность повышения пропускной способности контролируемой связи путем привлечения к регулированию ТЭС требует технико-экономического обоснования.
Требования по точности поддержания контролируемого перетока мощности и необходимое быстродействие ВР должны определяться с учетом регулировочных потерь на ТЭС, привлекаемых к участию в ВР, и возможных резонансных явлений в контуре ВР, воздействующего на ТЭС.
Обеспечение возможности привлечения ТЭС к решению задач автоматического быстродействующего непрерывного ВР требует проведения специальных мероприятий по подготовке ТЭС и центрального регулятора ВР к их эксплуатации в регулировочном режиме:
технологическая автоматика энергоблоков должна быть доведена до уровня, обеспечивающего возможность эксплуатации САУМ и поддерживающей их технологической автоматики энергоблоков в полностью автоматическом, а не в полуавтоматическом режиме, как это в настоящее время имеет место при работе энергоблоков по диспетчерскому графику нагрузок;
типовые САУМ энергоблоков с прямоточными и барабанными котлами, обеспечивающие возможность эксплуатации энергоблоков в режиме работы по графику нагрузки, должны быть усовершенствованы с целью снижения колебательности переходных процессов при взаимодействии типовых САУМ с регулятором сальдо перетоков [10];
в системе автоматического быстродействующего непрерывного ВР должны быть найдены средства устранения колебательности переходных процессов в энергосистеме вследствие перераспределения мощностей между электростанциями с различным быстродействием [24].
Участие ТЭС в быстродействующем ВР ухудшает условия поддержания технологических параметров режима ТЭС и способствует возникновению резонансных явлений в контуре ВР. Это имеет место, поскольку:
частотный диапазон воздействий быстродействующего ВР совпадает с областью резонансных частот АЧХ технологических параметров режима ТЭС (рис. 1 ,а), достаточно характерной для энергоблоков различного типа [11 - 13];
в частотных характеристиках параметров режима энергосистем, оснащенных системами ВР, воздействующими на ТЭС даже с идеализированными характеристиками, теоретическими исследованиями [25] выявляется пик АЧХ в диапазоне частот с периодами около 10 мин (рис. 1, в).
Целесообразность регулирования текущих колебаний перетока мощности с помощью ТЭС должна обосновываться путем сопоставления эффекта, получаемого от повышения пропускной способности линий, со стоимостью системных услуг ТЭС, покрывающих капитальные затраты на требующееся совершенствование технологической автоматики ТЭС и эксплуатационные издержки, сопровождающие работу ТЭС в режиме непрерывного автоматического регулирования (рис. 1,6).
Распространению рассматриваемого варианта ВР должно предшествовать получение опыта его использования, подтверждающего эффективность ограничения колебаний перетоков мощности с помощью их быстродействующего регулирования.
Требуемой эффективности ограничения колебаний перетоков мощности с помощью быстродействующего ВР, очевидно, легче достичь при привлечении к участию в регулировании только ГЭС, стоимость системных услуг которых должна быть существенно ниже, чем у ТЭС.
В материальном обеспечении решения задачи регулирования перетока по связи с ограниченной пропускной способностью на договорной основе должны принимать участие энергосистемы, не оснащенные системами ВР, нерегулируемые колебания перетоков которых способствуют исчерпанию пропускной способности контролируемой связи.
Величина долевого участия этих энергосистем может определяться на основе согласованных участниками договора теоретических оценок колебаний перетоков с периодами 10-15 мин и менее [26], например, в функции величины мощности их энергосистем, и экспериментальных или модельных оценок коэффициентов влияния нерегулируемых перетоков на переток, подлежащий быстродействующему регулированию.
Следует ожидать, что затраты энергосистемы на долевое участие в быстродействующем регулировании перетоков по связям с ограниченной пропускной способностью будут существенно меньше капитальных и эксплуатационных затрат на создание системы автоматического ВР мгновенных отклонений сальдо перетоков в собственной энергосистеме.

Регулирование перетоков обменной мощности энергосистем с большой пропускной способностью контролируемых связей при наличии на ТЭС совершенной технологической автоматики.

Для сильных межсистемных связей отсутствует технологическая необходимость в регулировании мгновенных отклонений сальдо перетоков мощности.
Поддержание на заданном уровне сальдо обменной мощности при малых отклонениях перетока в нормальных режимах имеет целью минимизировать ошибку обмена на заданном временном интервале.
Перед поддержанием сальдо на заданном уровне при этом не ставится задача повысить пропускную способность линий межсистемных связей энергосистемы с другими энергосистемами путем уменьшения величины текущих мгновенных отклонений перетоков.
Как и в случае быстродействующего ВР, требования по точности поддержания автоматическим ВР сальдо перетоков мощности и необходимое быстродействие ВР должны определяться с учетом регулировочных потерь на ТЭС, привлекаемых к участию во ВР, и возможных резонансных явлений в контуре ВР, воздействующего на ТЭС. Это особенно важно, поскольку в существующей практике создания ЦКС АРЧМ требования к ТЭС по их участию в ВР регламентируются в качестве прямой технической необходимости без сопоставления выигрыша, получаемого в энергосистеме, с капитальными затратами и эксплуатационными издержками на ТЭС.
В процессе технико-экономического обоснования принимаемых решений по совершенствованию ВР целесообразно оценить возможность снижения капитальных затрат и эксплуатационных издержек ТЭС, снижения уровня требований к системам автоматизации управления мощностью ТЭС, что особенно важно для энергоблоков с прямоточными котлами, и создания более благоприятных условий для борьбы с резонансными явлениями в контуре ВР. Такая возможность открывается в случае снижения требований к качеству поддержания перетоков мощности при непрерывных случайных возмущениях в нормальных режимах ЕЭС.
С этой целью необходимо рассмотреть целесообразность регулирования автоматическим ВР лишь низкочастотных и средних величин перетоков мощности на договорных участках графика нагрузки энергосистемы.
В настоящее время наиболее жесткие требования в ЕЭС России предъявляются к качеству поддержания перетока мощности между ЕЭС России и UCTE применительно к случайным отклонениям частоты и перетоков мощности. По согласованию ЦДУ и UCTE на 15- минутном интервале времени необходимо регулировать отклонение перетока мощности с коррекцией по частоте с точностью 300 МВт, одновременно обеспечивая компенсацию аварийных возмущений ЕЭС за время переходного процесса в контролируемой энергосистеме, не превышающее 15 мин.
Представляется, что требования к быстродействию ВР при регулировании непрерывных и компенсации аварийных возмущений перетоков мощности следует различить, поскольку необходимость поддержания перетока мощности на временном интервале 15 мин не обосновывается технико-экономически.
При этом следует иметь в виду, что внутри UCTE, например, в энергосистемах CENTREL, требования по точности поддержания перетока предъявляются на часовом интервале.
Представляется также, что в качестве договорного участка, на котором предъявляются требования по качеству поддержания перетока, с целью уменьшения частоты воздействия на изменение мощности ТЭС целесообразно использовать более продолжительные, чем часовые, интервалы времени. В пределе такими интервалами могут быть характерные участки графика изменения нагрузки энергосистемы (участки максимума, минимума, изменения нагрузки) в отдельности. При поддержании перетока на этих характерных участках исключается возможность работы участников объединения по конъюнктурным соображениями с большими текущими отклонениями перетока мощности внутри суток, но при обеспечиваемой малой результирующей погрешности за сутки.
Па выбранных интервалах контролю должны подлежать только средние отклонения сальдо перетоков, вызываемые устойчивой ошибкой прогноза баланса потребляемой и генерируемой мощности, выражаемой, например, в виде систематической ошибки и временного дрейфа мощности на контролируемом участке графика. Текущие колебания перетоков на контролируемом участке графика нагрузки регулировать нецелесообразно.
Тем не менее, каждая энергосистема должна участвовать в обеспечении мероприятий по повышению пропускной способности межсистемных связей ЕЭС, если нерегулируемые переменные составляющие отклонения ее сальдо перетоков способствуют снижению пропускной способности межсистемных связей других участников параллельной работы.
Дополнительная возможность снижения требований к качеству поддержания обменной мощности может быть получена, если в практику договорных отношений участников параллельной работы ввести компенсацию виновником допущенной погрешности в поддержании перетока: финансово или физически в те же часы последующих аналогичных суток.

Регулирование перетоков обменной мощности при отсутствии на ТЭС совершенной технологической автоматики.

При наличии на ТЭС технологической автоматики, эксплуатируемой в полуавтоматическом режиме, допускающем лишь дискретное изменение неплановой мощности энергоблока с интервалами времени, определяемыми условиями работы оперативного персонала, невозможно выполнить автоматическое непрерывное ВР.
В то же время при несовершенной технологической автоматике ТЭС перед автоматическим ВР может быть поставлена задача повышения качества оперативного ВР путем автоматизации действий оперативного персонала, когда на него при ведении режима энергосистемы возлагаются поддержание средних величин перетоков мощности на договорных интервалах времени графика нагрузки энергосистемы или величин перетоков мощности в контролируемых точках этого графика и компенсация внутренних аварийных возмущений энергосистемы.
Во всех этих случаях автоматическое ВР в принципе может осуществляться с помощью спорадического автоматического программного управления параметрами режима энергосистемы по разомкнутому контуру.
При этом в нормальном режиме на спорадическое автоматическое ВР, как и на оперативный персонал, возлагается компенсация только систематической составляющей и временного дрейфа ошибки прогноза баланса мощностей энергосистемы, которая должна осуществляться с лучшим качеством, чем при управлении оперативным персоналом.
Повышения качества управления следует ожидать в результате использования средств вычислительной техники для формализации интуитивных алгоритмов действия персонала, прогнозирующих развитие событий, расширения функциональных возможностей алгоритмов за счет увеличения объема и скорости обработки располагаемой текущей информации и привлечения к принятию решений информации ретроспективного характера.
При компенсации аварийных возмущений повышения качества управления следует ожидать за счет повышения скорости и точности реакции на происшедшее возмущение и реализации необходимых управляющих воздействий.
Спорадическое автоматическое ВР позволяет также привлекать ТЭС к участию в ВР в качестве объектов управления, восстанавливающих регулировочный диапазон непрерывного автоматического ВР при его исчерпании.
В случае работы ТЭС под управлением спорадически действующих вторичных систем разомкнутого типа необходимость решения проблем, связанных с резонансными явлениями в автоматизируемой энергосистеме, отпадает.
В то же время использование спорадического автоматического ВР сопровождается:
повышением роли центрального регулятора, предназначенного в ЕЭС для регулирования результирующей ошибки баланса мощности генерации и потребления;
необходимостью привлечения участников параллельной работы, не участвующих в непрерывном автоматическом ВР, к оплате на долевой основе системных услуг, оказываемых электростанциями, управляемыми центральным регулятором и регуляторами перетоков по связям с ограниченной пропускной способностью.
Экономическое стимулирование участия ТЭС в регулировании параметров режима энергосистемы. До настоящего времени совершенствование ПР и ВР основывается на обязательности выполнения исполнителями директивных указаний без подкрепления исполнительской дисциплины как средства развития ПР и ВР экономическими рычагами.
Как показывает имеющийся опыт создания ПР и АРЧМ в ЕЭС России, необходимым условием их совершенствования является обеспечение заинтересованности электростанций в участии в регулировании параметров режима энергосистем, установление ответственности поставщика за качество поставляемой им продукции, распределение ответственности за совершенствование ПР и ВР между производителями электрической мощности и ее поставщиками потребителям, определение источников финансирования работ, выполняемых в энергосистеме и на регулирующих электростанциях.
Заинтересованность персонала ТЭС в участии в регулировании параметров режима энергосистемы достигается при условии соответствующего экономического стимулирования ТЭС.
Необходимые организационно-экономические меры для решения проблемы могут быть определены на основе механизма действия создаваемого в отрасли конкурентного рынка электрической мощности и энергии. К рассмотрению предлагается следующий подход к экономическому стимулированию электростанций, привлекаемых к участию в ПР и ВР.
В соответствии с ПТЭ и техническими условиями на поставку основного оборудования ТЭС штатное участие ТЭС в ПР необходимо рассматривать в качестве прямой обязанности каждой электростанции обеспечивать требуемое качество продукции, поставляемой ею на рынок. Невыполнение норм штатного участия ТЭС в ПР должно приводить к наложению на ТЭС соответствующих штрафных санкций.
В отличие от ПР участие ТЭС в ВР должно рассматриваться в качестве специальной системной услуги, оказываемой ТЭС энергосистеме на рыночной основе при решении энергосистемой задач по повышению эффективности своей работы.
Расширение требований к степени участия ТЭС в ПР сверх штатного должно рассматриваться также в качестве системной услуги, оказываемой ТЭС для энергосистемы на основе действия рынка системных услуг.
Для ввода экономических стимулов в действие должны быть разработаны механизмы:
установления зависимости цены на отпускаемую субъектом рынка продукцию - мощность и энергию от потребительских свойств продукции - качества поставляемой в электрическую сеть мощности и энергии;
оплаты системных услуг, оказываемых ТЭС в процессе ПР;
оплаты системных услуг, оказываемых ТЭС в процессе ВР.
Продавец мощности на оптовом рынке мощности и энергии должен отвечать за потребительские свойства поставляемой в сеть мощности и за надежность ее поставки. При этом системный оператор должен нести ответственность перед потребителем в соответствии с требованиями ГОСТ 13109-97 и договора, заключаемого с потребителем, а генерирующая компания - перед ФСК в соответствии с отраслевыми требованиями [1,5] и условиями договора на присоединение энергоустановки к электрической сети.



 
« Диспетчерский пункт района распределительных сетей   Закрепление опор линий электропередачи 35-750кВ »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.