Разработка и тестирование системы противоаварийного управления изолированной энергосистемой

1. Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого

Разработка и тестирование системы
противоаварийного управления
изолированной энергосистемой
Андранович Богдан
Санкт-Петербург
2022

2. Цель и задачи диссертационной работы

Цель работы - разработка системы противоаварийного управления, работающей в
режиме реального времени (ИСПАУ), действие которой направлено на предотвращение
развития аварийных ситуаций в изолированных энергосистемах, сопровождающихся
недопустимыми отклонениями частоты.
Задачи работы:
1)
2)
3)
4)
5)
6)
7)
8)
проведение анализа особенностей протекания аварий в изолированных ЭЭС;
проведение анализа существующих способов ПАУ в изолированных энергосистемах;
выявление влияния современного теплосилового оборудования на протекание
электромеханических переходных процессов (ЭМПП) с учётом изменения частоты и
особенностей его математического моделирования;
разработка архитектуры ИСПАУ;
разработка и программная реализация математических моделей элементов
изолированной ЭЭС с целью решения задач противоаварийного управления,
поставленных перед ИСПАУ;
выбор и программная реализация алгоритма интегрирования дифференциальных
уравнений для проведения расчётов ЭМПП подсистемами ИСПАУ;
разработка алгоритмов выбора управляющих воздействий подсистемами ИСПАУ;
разработка рекомендаций по определению настроек и тестирование корректности
работы в ИСПАУ в реальной изолированной энергосистеме.
2

3. Актуальность диссертационной работы

Концепция развития ПАУ ЕЭС России подразумевает создание
новых и развитие существующих централизованных систем
противоаварийной автоматики (ЦСПА);
Отсутствие в ЦСПА алгоритмов выбора управляющих
воздействий, направленных на решение задач ПАУ в
изолированных ЭЭС;
Выделение в 2025-м году на изолированную работу
Калининградской энергосистемы с преобладанием ПГУ и ГТУ;
Наличие ГТУ и ПГУ оказывает негативное влияние на развитие
аварий в изолированных ЭЭС.
3

4. Влияние ГТУ и ПГУ на протекание Эл.Мех.ПП с учётом изменения частоты

Особенность
Низкое
инерционной
времени (Tj)
Энергетическое
оборудование
значение
постоянной Многовальные ГТУ
Влияние на протекание
Эл.Мех.ПП в изолированной ЭЭС
Быстрое и глубокое снижение
частоты в энергосистеме в том числе
при незначительных небалансах
активной мощности
Возможное
неучастие
в
первичном
регулировании Паровые турбины
частоты по экономическим
ПГУ
соображениям
Наличие встроенных защит и
автоматик, осуществляющих
ГТУ, ПГУ (вне
отключение энергоблоков от зависимости от типа
Увеличение небаланса мощности в
сети при незначительном энергоустановки)
энергосистеме в процессе развития
снижении частоты в ЭЭС
аварий, приводящее к избыточному
объёму отключения потребителей
Наличие
регулятора
ГТУ (вне
действием устройств АЧР
температуры
выхлопных зависимости от типа
газов
энергоустановки)
4

5. Способы противоаварийного управления в изолированных энергосистемах

За 2019-2020 гг. в Калининградской ЭЭС было зафиксировано 29
случаев аварийных отключений мощных энергоблоков ГТУ и ПГУ;
Предотвращение развития аварий в настоящее время осуществляется
путём использования устройств АЧР и ДАР;
К основным недостаткам устройств АЧР и ДАР относятся:
АЧР – отключение потребителей, неконтролируемое для
диспетчерского персонала;
ДАР
– отсутствие привязки реализуемых объёмов
управляющих воздействий к текущей балансовой ситуации.
Яркие примеры – аварии в ЭЭС Великобритании 2019 г., Малайзии
1996 г. и 2005 г., Калининградской области 2011 г. и 2013 г.
Новая концепция: АЧР живучесть; ИСПАУ аварии после НВ.
5

6. Принцип действия ИСПАУ

Информация о
текущем режиме
Верхний
уровень
ТУВ для
обеспечения Δf
доп. в ПАР
Подсистема
«Статика»
Подсистема
«Динамика»
ТУВ для
обеспечения Δf
доп. в ПП
Формирование
единой ТУВ
Информация об
отключении
энергоблока
Нижний
уровень
ОН согласно
ТУВ
6

7. Архитектура ИСПАУ

Сервер верхнего уровня – диспетчерский центр изолированной ЭЭС;
Низовое устройство – одно на наиболее крупной электростанции;
Структура сети передачи аварийных сигналов и команд – кольцевая;
Места реализации ОН – потребители, не подключенные к АЧР;
Объём ОН – равен Рmax наиболее крупного энергоблока, делится на n
независимых ступеней ОН с объёмами k-й ступени:
PОН.k
2k 1
n
PУВ.дост.ИСПАУ
2 1
где: РУВ.дост.ИСПАУ – максимальный объём УВ, доступный ИСПАУ, МВт
7

8. Стратегия формирования ТУВ ИСПАУ

Изолированная ЭЭС – «Компактность» + незначительное влияние уровней
напряжения на изменение нагрузки в процессе изменения частоты
f, Гц
50,4
50,2
50,0
Допустимость качества
Область
протекания
переходного
достоверности
процесса
на
данном
интервале
расчёта
времени должна
частоты в
обеспечиваться
корректностью
переходном
Область достоверности расчёта
настройки
регуляторов
процессе
послеаварийного
возбуждения и мощности
подсистемой
установившегося значения
турбин, а также путём
«Динамика»
частоты подсистемой
оптимизации разбиения
«Статика»
объёмов ОН по ступеням
49,8
49,6
49,4
t, с
49,2
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
40,0
45,0
50,0
Области достоверности расчёта частоты подсистемами ИСПАУ
8

9. Подсистема «Статика»

Задача – рассчитать объёмы УВ в режиме реального времени для обеспечения
допустимых значений частоты в послеаварийном режиме, характеризующимся
окончанием действия первичных регуляторов частоты вращения турбин.
Эквивалентный
генератор
i Pт.ном.пар.i
f тек f min.доп
P
Pнб kг
K н Pн0
Эквивалентный
УВ.min
Pн0
f ном
узел нагрузки
Параметры:
Ранее в ЦСПА
kг' ,если Pрез.дост > K рез
Kн - регулирующий эффект
k '
нагрузки по частоте, о.е.;
г kг K 0 P
Рн0 – потребление ЭЭС на
рез.дост K 0 ,если Pрез.дост K рез
K
Параметры:
частоте доаварийного
рез
kг - регулирующий эффект
режима, МВт
генерации ЭЭС по частоте, о.е.;
K гfi Pт.ном.пар.i Новое в ИСПАУ
Рном = ΣPт.ном.пар.i - номинальная
k ' i
(дост. резерв ПРЧ)
г
мощность экв. генератора, МВт
i Pт.ном.пар.i
Математическая модель элементов изолированной
Pгi
если
Pкр.i , то K гfi 0
ЭЭС в подсистеме «Статика»
Pт.ном.пар.i
i
Перечень сокращений:
Система уравнений для определения минимального объёма
УВ (ΔРУВ.min) подсистемой «Статика»
ΔРУВ.min – объём УВ для обеспечения fmin.доп, МВт; ΔРнб – величина
аварийного небаланса в ЭЭС, МВт; Рт.ном.пар.i – номинальная мощность
i-го энергоблока, участвующего в первичном регулировании частоты
(ПРЧ) в послеаварийном режиме (ПАР), МВт; fтек – доаварийное
значение частоты, Гц; fmin.доп – допустимое значение частоты в ПАР, Гц; fном – номинальное значение частоты, Гц; ΔРрез.дост – доступный резерв
активной мощности в ПАР относительно величины ΔРнб, о.е.; Крез – значение ΔРрез.дост, при котором величина kг начинает существенно отличаться
от значения k’г, о.е.; К0 – значение kг при ΔРрез.дост = 0, о.е.; Kгfi – «паспортный» коэффициент крутизны статической характеристики
автоматического регулятора частоты вращения i-го энергоблока, о.е.; Ргi – загрузка по мощности i-го энергоблока в доаварийном режиме, МВт;
Pкр.i – загрузка по мощности i-го энергоблока, при котором генерирующее оборудование не участвует в первичном регулировании частоты, о.е.
9

10. Алгоритм выбора оптимальных ступеней УВ подсистемой «Статика»

Формирование ТУВ
УВПАР; i=1
i=i+1
ДА
ΔРУВ.min
i
0
Перечень сокращений:
НАЧАЛО
ΔРУВ.mini
УВИСПАУ.max
НЕТ
ДА
УВПАРi=УВИСПАУ.max
НЕТ
УВПАРi = 0
ДА
УВИСПАУ.min >ΔРнбi +
ΔРнб.допi×(fmax.доп - fтек)/
(fтек - fmin.доп)
УВИСПАУ.min<ΔРУВ.mini<
<УВИСПАУ.max
НЕТ
ДА
Превышаем ли fmax
если доступное УВ
равно УВИСПАУ.min?
Нахождение минимального
элемента вектор-столбца
доступных УВ, большего
ΔРУВ.mini (УВmin)
НЕТ
УВmin ΔРнб i +
ΔРнб.допi×(fmax.доп - fтек)/
(fтек - fmin.доп)
УВПАРi=УВИСПАУ.min
Не превышаем ли
fmax при
реализации УВmin?
Переход к следующему пусковому органу (ПОр)
Нахождение
максимального
элемента векторстолбца
НЕТ доступных УВ,
меньшего ΔРУВ.mini
(УВmax)
НЕТ
ДА
УВПАРi=УВmin
Последний i?
УВПАРi=УВmax
ДА
КОНЕЦ
i – номер ПОр; УВПАР –
наименование
ТУВ,
формируемой
подсистемой
«Статика»; УВПАРi – значение
i-го элемента ТУВ модуля
«Статика», МВт; УВИСПАУ.max
– максимальный объём УВ,
доступный ИСПАУ, МВт;
УВИСПАУ.min – минимальный
объём УВ, доступный ИСПАУ,
МВт; ΔРнб.доп – допустимый
небаланс мощности в ЭЭС,
равный разности ΔРнб и
ΔРУВ.min, МВт; fmin.доп –
минимально
допустимое
значение частоты в ПАР, Гц;
fmax.доп – уставка срабатывания
ИСПАУ,
характеризующая
максимально
допустимое
значение частоты в ПАР, Гц.
10

11. Подсистема «Динамика»

Задача – рассчитать объёмы УВ для предотвращения возникновения
недопустимых отклонений частоты в переходном процессе;
Формирование ТУВ осуществляется путём
выполнения расчётов переходных процессов;
Решение системы дифференциальных уравнений осуществляется по
классическому методу интегрирования Рунге-Кутта 4-го порядка;
В качестве 1-го приближения – объём УВ из подсистемы «Статика»;
Проведение расчётов переходных процессов в изолированных ЭЭС
требует обязательного учета моделей теплосилового оборудования
(отсутствует в ЦСПА).
последовательного
11

12. Рекомендации по выбору математических моделей теплосилового оборудования

Отклонения частоты в ЭЭС не превышают 1-2% от номинального значения
Модели
ГТУ
Модели типа GGOV, Rowen, GAST2A и их аналоги
Vpi + Dbandi
Модели типа Kunitomi (2001) и их аналоги (учёт положения ВНА, зависимости производительности
компрессора от частоты в ЭЭС и других факторов)
Отклонения частоты в ЭЭС превышают 1-2% от номинального значения
Актуально
для
подсистемы
«Динамика»
Модель с упрощённым учётом котла-утилизатора
PCONST
Модель паросиловой части ПГУ (ПТУ в режиме СД)
Модели типа Tursim и их аналоги
Модели типа TGOV5 и их аналоги
Модель «классических» тепловых энергоблоков
Модели
паровых
турбин
типа Р
PCONST
Модель РДС + модель тепловой нагрузки при её
сбросе в результате срабатывания АЧР
0c
5-10 c
20-30 c
100 с и более
tЭМПП, с
Vpi + Dbandi – линейное изменение мощности до максимально допустимых значений без привязки
к величине отклонения частоты за границами зон нечувствительности первичных регуляторов
частоты вращения турбин;
PCONST – постоянная выдача мощности турбиной;
tЭМПП – время рассмотрения ЭМПП; РДС – регулятор давления пара «до себя».
12

13. Модели элементов изолированной ЭЭС в подсистеме «Динамика»

Паровые турбины в составе
Параметры:
парогазовых установок или паровые Tj – инерционная
турбины с противодавлением
постоянная времени, с;
РТ0 – мощность турбины в
доаварийном режиме, МВт.
«Классические»
паротурбинные установки
Параметры:
Tj – инерционная постоянная
времени, с;
Рг.ном – номинальная мощность
турбины, МВт;
Эквивалентный узел
РТ0 – мощность турбины в
нагрузки
доаварийном режиме, МВт;
Параметры:
Dband – зона нечувствительности
Kн - регулирующий эффект
АРЧВ, о.е.;
нагрузки по частоте, о.е.;
Kгf – коэффициент передачи
Рн0 – потребление ЭЭС на
АРЧВ, о.е.;
частоте доаварийного
Тп_экв – эквивалентная постоянная
режима, МВт
времени паровой турбины, с.
Газотурбинные
установки
Параметры:
Tj – инерционная постоянная
времени, с;
Рг.ном – номинальная мощность
турбины, МВт;
РТ0 – мощность турбины в
доаварийном режиме, МВт;
Dband – зона нечувствительности
АРЧВ, о.е.;
Vp – скорость набора мощности
газовой турбиной, МВт/с.
Модель ЭЭС состоит из произвольного количества энергоблоков (3 типа моделей) и
одного эквивалентного узла нагрузки (1 тип модели);
Модель ЭЭС позволяет определить минимальное значение частоты в переходном
процессе в режиме реального времени.
13

14. Уравнения для расчёта ЭМПП в подсистеме «Динамика»

Расчёт изменения частоты ЭЭС:
P (t ) P (t ) P P (t )
T P sta sta
ГТУ
1
f ном
df (t )
dt
ПТУ
i
нб
i
i
н
i
jP i
ген ном i
доав i
ПАРi
i
Pнб Pген доавi staдоавi 1 staПАРi
Расчёт изменения потребления ЭЭС:
f (t ) f доав
K н , если t < tУВ ИСПАУ ;
Pн (0) 1
f ном
Pн (t )
f (t ) f доав
P (0) P
1
K
, если t tУВ ИСПАУ
н
УВ
ПТК
ПА
н
f
ном
i
Расчёт изменения мощности ГТУ:
Pi ГТУ (t ) staдоав i staПАРi Pi ГТУ ' (t )
ГТУ
Pi ГТУ ' (0), если f m f ном Dband
;
i
ГТУ
ГТУ '
ГТУ
kТНВ i Pном
(t ) kТНВ i Pном
i , если Pi
i ;
ГТУ '
Pi (0) V p15 (t t pi ),
ГТУ
если f m f ном Dband
и 0 t t pi 15;
i
Pi ГТУ ' (t ) ГТУ '
Pi (0) V p15 15 V p15 30 (t t pi 15),
если f f D ГТУ и 15 t t 30;
m
ном
pi
band i
ГТУ '
Pi (0) V p15 V p15 30 15 V p 30 120 (t t pi 30),
если f f D ГТУ и 30 t t 120
m
ном
pi
band i
Расчёт изменения мощности ПТУ:
Pi ПТУ (t ) staдоав i staПАРi Pi ПТУ ' (t )
ПТУ '
ПТУ
(0), если f m f ном Dband
;
Pi
i
dPi ПТУ ' (t )
ПТУ
T
Pном
i ,
пi
dt
ПТУ
f m Dband
i
ПТУ '
ПТУ
ПТУ
Pi
(t ) если K гf i Pном i 1
+ Pi ПТУ ' (0) Pном
i ;
f
ном
ПТУ
ПТУ '
f m Dband
dPi ПТУ ' (t )
i
ПТУ
T
K
P
1
(0),
+ Pi
гf i
ном i
пi
dt
f
н
о
м
если f f D ПТУ
m
ном
band i
14

15. Алгоритм выбора оптимальных ступеней УВ подсистемой «Динамика»

УВдинi,k =
УВПАРi
Формирование
ТУВ УВдин;
i=1; k = 0
k=k+1
УВдинi,k =
УВИСПАУ+1>
Расчёт ЭМПП
(определение fmin.расч.i,k)
ДА
i=i+1; k = 0
fmin.расч.i,k >
fдин.min?
НАЧАЛО
НЕТ
НЕТ
УВдинi,k =
УВИСПАУ.max ?
ДА
ДА
Переход к
следующему ПОр
FLAG=0?
НЕТ
НЕТ
Расчёт fПАРi,k
в модуле
«Статика»
fПАРi,k
fmax.доп?
НЕТ
Последний i?
УВдинi,k =
0 МВт ?
ДА
ДА
УВдинi,k =
УВИСПАУ-1<
КОНЕЦ
ДА
Перечень сокращений:
k – номер расчёта ЭМПП, выполняемого
ИСПАУ; УВдин – наименование таблицы
управляющих воздействий, формируемой
подсистемой
«Динамика»;
УВдинi,k
–
значение i-го элемента ТУВ подсистемы
«Динамика», полученное после проведения
k-го расчёта ЭМПП, МВт; УВПАРi – значение
i-го элемента ТУВ подсистемы «Статика»,
МВт; fmin.расч.i,k – минимальное значение
частоты,
рассчитанное
подсистемой
«Динамика» после проведения k-го расчёта
ЭМПП для i-го ПОр, Гц; fПАРi,k –
установившееся
значение
частоты,
рассчитанное подсистемой «Статика» после
проведения k-го расчёта ЭМПП для i-го ПОр,
Гц; fдин.min – уставка срабатывания ИСПАУ,
характеризующая минимально допустимое
значение частоты в переходном процессе,
Гц; FLAG – параметр, определяющий
приоритетность непрвеышения fmax.доп (0 –
приоритетно, 1 – неприоритетно); УВИСПАУ –
массив данных, содержащий объёмы УВ,
доступные ИСПАУ; УВИСПАУ+1> – объём УВ
из таблицы УВИСПАУ, больший текущего
значения УВдинi,k на одну ступень, МВт;
УВИСПАУ-1< – объём УВ из таблицы УВИСПАУ,
меньший текущего значения УВдинi,k на одну
ступень, МВт.
15

16. Тестирование корректности программной реализации подсистемы «Динамика»

P, о.е.
Отключение ПГУ
(160,5 МВт)
1.05
1.00
0.95
УВ на ОН
(116,5 МВт)
0.90
fmin = 49,281 Гц
tmin = 107 с
0.85
0.80
0.75
95
100
105
Потребление ЭЭС (Eurostag)
Мощность турбин (Eurostag)
110
115
120 t, c
Потребление ЭЭС (ИСПАУ)
Мощность турбин (ИСПАУ)
Корректность программной реализации подсистемы «Динамика» подтверждена сравнением
результатов расчётов ЭМПП с её аналогом в ПВК Eurostag (10 ГТУ, ПГУ, ПТ).
16

17. Характеристика энергосистемы Калининградской области

110 кВ
ПС 330 кВ Северная
ПС 110 кВ Гвардейская
ПС 330 кВ Советск
105,28 км
114,25 км
32,48 км
ПС 110 кВ
Ленинградская
ПС 110 кВ
Московская
Талаховская ТЭС
(Руст = 161,00 МВт,
2×ГТУ)
ПС 110 кВ
Гусев
13,56 км
Приморская ТЭС
(Руст = 194,97 МВт, 3×ПТУ)
18,14 км
Калининградская ТЭЦ-2
(Руст = 450 МВт, 2×ПГУ)
330 кВ
ПС 330 кВ О-1
Центральная
Прегольская ТЭС
(Руст = 463,06 МВт,
4×ПГУ)
ПС 110 кВ
Черняховск
Маяковская ТЭС
(Руст = 160,26 МВт, 2×ГТУ)
Структурная схема энергосистемы Калининградской области
при изолированном режиме работы
Изменение частоты в ЭЭС при выполнении её
замеров в различных узловых точках
Исторический максимум потребления Калининградской ЭЭС составляет 843 МВт при минимальном
потреблении около 300 МВт. Типовые значения потребления – 616 МВт для максимальных и 416 МВт
для минимальных режимов. Около 68 % потребителей относятся к бытовому сектору;
Установленная мощность электростанций – 1444,53 МВт, из которых: 5,1 МВт – Ушаковская ВЭС,
8,5 МВт – Гусевская ТЭС (турбины с противодавлением), 1,64 МВт – мини-ГЭС;
В Калининградской энергосистеме отсутствуют потребители, групповое отключение которых может
приводить к недопустимому повышению частоты при изолированном режиме работы ЭЭС. Действие
комплекса АОПЧ направлено на предотвращение недопустимого повышения частоты при аварийном
отделении Калининградской ЭЭС от энергосистемы Литвы.
17

18. «Экспертные» настройки ИСПАУ

Подсистема «Статика» - параметры Крез и К0
kг f ном
P
P
турб.пар.i
i
т.ном.пар.i
i
f уст
Подсистема «Динамика» - постоянные времени Тп_экв
Рнб
Kн fном
Рпотр f уст
t
Tп_экв
Pт.ПТУ (t ) Pт0 Pгном Pт0 1 e
Регулирующий эффект нагрузки ЭЭС по частоте (Кн) – общая «экспертная» настройка для обеих подсистем
Значения «экспертных» настроек, принятые в ИСПАУ: Крез = 1,13 о.е. К0 = 1,61 о.е. Кн = 0,986 о.е. Тп_экв = 6,74 с
18

19. Результаты тестирования ИСПАУ (1)

Изменение частоты в Калининградской ЭЭС
Изменение генерации и потребления активной мощности
Расхождения в характере протекания переходных процессов, полученные с
использованием подробной математической модели Калининградской ЭЭС и
математических моделей, используемых подсистемами ИСПАУ, в первую очередь,
связаны с различиями в математических моделях ГТУ;
В 3-х случаях из 84-х максимальные отклонения частоты, полученные в ПВК Eurostag,
превышали отклонения, полученные ИСПАУ (максимальная разница 0,02 Гц). В 81-м
случае указанные отклонения были менее, рассчитанных ИСПАУ, и находились в
диапазоне от 0,00 до 0,20 Гц УВ от ИСПАУ выбираются с небольшим запасом.
19

20. Результаты тестирования ИСПАУ (2)

Частота в
Учёт
Значение
№
доаварийном
ТНВ
сложных
параметра
настройки
режиме
ПОр
FLAG
параметров
50 Текущее
Текущее
о
ИСПАУ
+10 С
Вкл. Откл. 1,0
0,0
Гц значение
значение
1
+
+
+
+
2
+
+
+
+
3
+
+
+
+
4
+
+
+
+
5
+
+
+
+
Настройки ИСПАУ во время проведения натурных испытаний
Набор
параметров
ИСПАУ
1
2
3
4
Максимальная разница
УВ, выбранными
ИСПАУ и боевыми
серверами, МВт
+ 35,99
+ 19,85
+ 35,99
+ 36,86
+19,85
-11,69
5
Время (г.
Калининград)
ПОр
14:00
13:00
14:00
13:00
Отключение ПГУ-2
КТЭЦ-2
«+» – 13:00;
«-» – 12:00
«+» – Отключение
ПГУ-2 КТЭЦ-2;
«-» – Отключение
ПГУ-3,4 Прег.ТЭС
Максимальные расхождения в объёмах УВ, выбранных ИСПАУ и ПТК
ПА («+» при условии, что УВ от ИСПАУ меньше, чем от ПТК ПА)
Текущее время (г.
Калининград)
Импорт
телеметрии, с
Оценка
состояния, с
Расчет после
оценки, с
Расчет ТУВ, с
Передача ТУВ, с
Финиш режима, с
Итого, с
9:15
10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00
1,13
1,13
2,14
2,14
1,12
1,13
2,16
1,13
2,14
2,19
3,16
5,28
3,16
2,24
3,13
2,24
2,27
3,25
2,14
2,19
2,27
2,15
2,25
2,14
2,36
2,27
2,27
3,17
1,27
0,28
10,17
3,16
1,25
0,30
11,17
4,17
1,45
0,34
15,66
4,19
1,25
0,28
13,17
4,14
1,47
0,31
11,54
4,17
1,25
0,30
12,11
3,19
1,50
0,37
11,81
4,19
1,48
0,28
11,61
4,17
1,49
0,28
13,60
Длительность процедур расчётного цикла ИСПАУ
20

21. Заключение

Разработана система противоаварийного управления, работающая в режиме
реального времени, обеспечивающая предотвращение срабатывания
устройств АЧР и заданный уровень частоты в послеаварийном режиме, а
также исключающая недостатки устройств АЧР и ДАР;
Сформированы рекомендации по выбору математических моделей
теплосилового
оборудования
с
целью
проведения
расчётов
электромеханических переходных процессов с учётом изменения частоты;
Сформированы рекомендации по оптимальному разбиению потребителей по
ступеням отключения нагрузки для нужд централизованного ПАУ;
Выполнено тестирование работоспособности ИСПАУ при её работе в
реальной изолированной энергосистеме;
Результаты выполненной диссертационной работы использованы в рамках
модернизации комплекса ПТК ПА энергосистемы Калининградской области в
2022-м году.
21

22.

Спасибо за внимание!
22

23. Авария в энергосистеме Великобритании 09.08.2019 г.

На момент возникновения аварии:
Потребление ЭЭС – 29 ГВт;
ПГУ и ГТУ – 29% (8,41 ГВт),
дизельные энергоблоки и ГТУ
малой мощности – 5% (1,45 ГВт);
ВЭИ – 30% (8,70 ГВт);
«Классические» энергоблоки –
31% (8,99 ГВт);
Начальный аварийный небаланс –
2,5% (0,74 ГВт);
Резерв первичного регулирования –
1,00 ГВт (около 50% резерва –
аккумуляторные батареи).
На момент завершения аварии:
Действием АЧР отключено около
3,2% или 931 МВт потребления, в
т.ч. больница г. Ипсвич и аэропорт
г..Ньюкасл.
Аналогичные события происходили во время аварий в энергосистеме Малайзии
03.09.1996 г. и 13.01.2005 г., а также аварий в энергосистеме Калининградской области
13.08.2011 г. и 11.08.2013 г.
23

24.

Дополнительные слайды (1)
Графики зависимостей номинальных мощностей ГТУ Маяковской,
Талаховской и Прегольской ТЭС от температуры наружного воздуха
24

25.

Дополнительные слайды (2)
F (t )
d f (t )
dt
k1 h F ti , f i
k h F t h , f h k
i
1
i
2
2
2
h
h
k
h
F
t
,
f
k
3
i
2
i
2
2
k4 h F ti h, fi h k3
1
fi 1 fi 6 k1 2 k2 2 k3 k4
Система алгебраических уравнений для решения
дифференциального уравнения первого порядка по методы
Рунге-Кутты 4-го порядка
25

26.

Дополнительные слайды (3)
Рт.ГТУ.ПАР.i (0)
0 если 50 - fm Dbandi
50 - fm - Dbandi если 50 - fm > Dbandi
Рг.ном.i
Vpi
p
-
Dbandi
+
sgn
Рт.ГТУ.i
+
+
50
50 - fm
0
0 если 50 - fm Dbandi
1 если 50 - fm > Dbandi
fm
Рт.ГТУ.ПАР.i (0) если 50 - fm Dbandi
Рт.ГТУ.ПАР.i (0) + Vpi × (t – tpi) если 50 - fm > Dbandi
Примечание: блок sgn реализует
математическую функцию сигнум
Структурная схема математической модели ГТУ, реализованной в ИСПАУ
0, если 50 - fm Dbandi
50 - fm - Dbandi, если 50 - fm > Dbandi
Рт0
Рг.ном.i
+
Dbandi
Kгf ·Ргном.i
fном
+
-
+
50
50 - fm
1
РТ.ПТУ.i
Tп_эк в p+1
0
fm
Рт0, если 50 - fm Dbandi
(50 - fm - Dbandi)×Кгf×Pгном/fном + Рт0, если 50 - fm > Dbandi
Структурная схема математической модели «классической» ПТУ, реализованной в ИСПАУ
26

27.

Дополнительные слайды (4)
Частота попадания Кн в интервалы значений от 0,86 до 1,08 длиной 0,01
27

28.

Дополнительные слайды (5)
№
Параметр
Единица
измерения
Расшифровка параметра
Примечание
«Паспортные» параметры и настройки ИСПАУ
1
Зона
нечувствительности
автоматического
регулятора частоты вращения (АРЧВ) i-го
энергоблока
Максимально допустимый уровень снижения
частоты в ЭЭС в переходном процессе
Максимально допустимый уровень повышения
частоты в ЭЭС в ПАР
Максимально допустимый уровень снижения
частоты в ЭЭС в ПАР
Номинальное значение частоты в ЭЭС
1.1
Dband.i
Гц
1.2
fдин.min
Гц
1.3
fmax.доп
Гц
1.4
fmin.доп
Гц
1.5
fном
Гц
1.6
FLAG
–
Настройка ИСПАУ, определяющая приоритетность
между задачами ПАУ, решаемыми подсистемами
«Статика» и «Динамика»
1.7
h
с
Шаг
интегрирования
подсистемы «Динамика»
1.8
Kгf.i
о.е.
1.9
kТНВ(Ттек)
о.е.
1.10
Ркр.i
о.е.
1.11
Рт.ном.i
МВт
1.12
staПОр.i
–
Коммутационное состояние i-го энергоблока в ПОр
1.13
Tj.i
с
Постоянная инерции i-го энергоблока
1.14
Tрасч.ЭМПП
с
Время окончания расчёта переходного процесса
1.15
tУВ.ИСПАУ
с
Время реализации УВ действием ИСПАУ
1.16
Vp.i
МВт/с
расчётного
модуля
Коэффициент передачи АРЧВ i-го энергоблока
Коэффициенты
зависимости
номинальной
мощности ГТУ от ТНВ
Загрузка по мощности i-го энергоблока, при
котором генерирующее оборудование не участвует
в первичном регулировании частоты
Номинальная мощность i-го энергоблока
Паспортная скорость набора мощности i-й ГТУ
Паспортный
параметр.
соответствующей таблице
Задаётся
Технологом
в
Задаётся Технологом (уставка срабатывания ИСПАУ, по
умолчанию равная 49,2 Гц)
Задаётся Технологом (уставка срабатывания ИСПАУ, по
умолчанию равная 50,4 Гц)
Задаётся Технологом (уставка срабатывания ИСПАУ, по
умолчанию равная 49,6 Гц)
Внутренняя настройка ИСПАУ (50 Гц)
Задаётся Технологом (1 – приоритетно обеспечение
допустимой глубины снижения частоты; 0 – приоритетно
недопущение повышения частоты свыше заданных
значений)
Задаётся Технологом (настройка подсистемы «Динамика», по
умолчанию равная 0,01 с)
Паспортный
параметр.
Задаётся
Технологом
в
соответствующей таблице
Паспортные
параметры.
Задаются
Технологом
в
соответствующих таблицах
Задаётся Технологом (настройка подсистемы «Статика», по
умолчанию равная 1,0 о.е. при участии энергоблока в
первичном регулировании частоты и 0,0 о.е. – при неучастии)
Паспортный
параметр.
Задаётся
Технологом
в
соответствующей таблице
Задаётся Технологом в таблице пусковых органов (1 –
энергоблок участвует в ПОр, 0 – энергоблок не участвует)
Паспортный
параметр.
Задаётся
Технологом
в
соответствующей таблице
Задаётся Технологом (настройка подсистемы «Динамика», по
умолчанию равная 50,0 с)
Экспериментальный или расчётный параметр (принимается
одинаковым для всех ступеней ОН)
Паспортный
параметр.
Задаётся
Технологом
в
соответствующей таблице
28

29.

Дополнительные слайды (6)
№
Параметр
Ед.
измерения
Примечание
Данные из хранилища информации (ОИК)
2
2.1
staдоав.i
–
2.2
fтек
Гц
2.3
Рг.i
МВт
2.4
Ттек
2.5
РУВ.ИСПАУ
о
С
МВт
Коммутационное
состояние
i-го Данные из ОИК (1 – энергоблок включен, 0 – энергоблок
энергоблока в доаварийном режиме
выключен)
Данные
из
ОИК
(усреднённое
значение
по
Текущее значение частоты в ЭЭС
Калининградской области)
Загрузка i-го энергоблока по активной Данные из ОИК (значение перетоков активной мощности
мощности в доаварийном режиме
по блочным трансформаторам электростанций)
Температура наружного воздуха на Данные
из
ОИК
(усреднённое
значение
по
электростанциях
Калининградской области)
Объёмы ступеней отключения нагрузки, Данные из ОИК (при отсутствии точных данных
доступные ИСПАУ
используются дорасчётные величины)
Расчётные величины
3
3.1
Расшифровка параметра
ΔРнб
МВт
Pнб Pг.i staдоав.i staПОр.i
Небаланс активной мощности в ЭЭС
i
3.2
Рт.ном.пар.i
МВт
3.3
Рн0
МВт
3.4
ΔРрез.дост
о.е.
Номинальная
мощность
i-го
энергоблока в ПАР
Потребление активной мощности ЭЭС в
доаварийном режиме
Pт.ном.пар.i Pт.ном.i staдоав.i 1 staПОр.i kТНВ.i (Tтек )
Относительная величина доступного
резерва
активной
мощности
в P
рез .дост
послеаварийном режиме
Pн0 Pг.i staдоав.i
i
P
т.ном.пар.i
i
Pг.i staдоав.i 1 staПОр.i
i
Pнб
Ячейки первого столбца подсвечиваются зелёным цветом, если параметр, указанный в
соответствующей строке таблицы используется только в подсистеме «Статика», синим
– только в подсистеме «Динамика», красным – если параметр является общим для двух
подсистем
29

30.

Дополнительные слайды (7)
T j.экв Pт.ном.пар df0
Pнб
f ном
dt
•Сложность
определения точного значения производной (косвенные методы
замера df0/dt не позволяют обеспечить приемлемую точность измерений, а
прямые методы требуют фильтрации гармоник, что увеличивает задержку
на отключение нагрузки);
•Отсутствуют
требования, регламентирующие допустимые значения df0/dt;
•Одно
и то же значение df0/dt может характеризоваться различными
небалансами мощности в энергосистеме. Возникает сложность выбора
объёмов нагрузок и уставок;
•Сложность
разделения потребителей между очередями АЧР-1(2) и АЧР-С.
30

31.

Дополнительные слайды (8)
Вытяжная
труба
Выходной патурбок
пароперегревателя
Парогенератор
Питательная
вода
Генератор
Паровая
турбина
Выхлопные
газы ГТУ
Испаритель
Пароперегреватель
31

32.

Дополнительные слайды (9)
32

33.

Дополнительные слайды (10)
Если объём ОН равен величине ΔРнб, то отклонение частоты от текущего значения fтек будет равно 0;
Необходимо определить дополнительный объём ОН, равный А МВт, такой, чтобы отклонение
частоты не превысило значение fmax.доп – fтек;
Вследствие того, что отклонение частоты после реализации УВ должно быть не более ±0,4 Гц, то
допустимо использование линейной зависимости между Δf и ΔРнб;
Известно, что величине ΔРнб.доп = ΔРнб – ΔРУВ.min соответствует отклонение частоты fтек – fmin.доп;
А fmax.доп – fтек
пропорция: А = ΔРнб.доп *(fmax.доп – fтек)/(fтек – fmin.доп)
ΔРнб.доп fтек – fmin.доп
Ветви алгоритмов «Статика» и «Динамика», связанные с проверкой непревышения уставки fmax.доп,
фактически, нужны только при невыполнении рекомендаций по разбиению потребителей по
ступеням ОН (в т.ч. если под минимальную ступень при фиксированной дискретности заведён такой
объём нагрузки, реализация которого приводит к повышению частоты на величину fmax.доп - fmin.доп)
или при выборе УВ для сложных ПОр.
33

34.

Дополнительные слайды (10)
34