Система управления и регулирования

  Системы управления  и регулирования  ГЭС 

Регулирование частоты в энергосистеме — процесс поддержания частоты переменного тока в энергосистеме в допустимых пределах. Частота является одним из важнейших показателей качества электрической энергии и важнейшим параметром режима энергосистемы. Частота в энергосистеме определяется балансом вырабатываемой и потребляемой активной мощности. При нарушении баланса мощности частота изменяется. Если частота в энергосистеме снижается, то необходимо увеличить вырабатываемую на электростанциях активную мощность для восстановления нормального значения частоты. В соответствии с ГОСТ 13109-97 частота должна находиться в пределах 50,0±0,2 Гц не менее 95% времени суток, не выходя за предельно допустимые 50,0±0,4 Гц.

Выделяют три  взаимосвязанных вида регулирования  частоты:

• первичное регулирование частоты (которое, в свою очередь, подразделяется на общее первичное регулирование частоты (ОПРЧ) и нормированное первичное регулирование частоты);
• вторичное регулирование частоты
• третичное регулирование частоты.

Системы автоматизации  для ГЭС, которые разрабатываются и внедряются можно условно классифицировать следующим образом:

1.         Автоматизированные системы агрегатного уровня:

• системы автоматизированного управления гидроагрегатами (САУ ГА) ГЭС, включающие в себя управляющие, информационные подсистемы и подсистемы защит ГА.

2. Автоматизированные  системы станционного уровня:

• системы группового регулирования активной мощности (ГРАМ), группового регулирования режима станции по реактивной мощности и автоматического поддержания напряжения на шинах (ГРН);
• комплексная АСУ ТП ГЭС верхнего уровня (ВУ), куда входят ВУ всех подсистем, включая подсистему центральной сигнализации (ЦСС);
• автоматизированные информационно-измерительные системы контроля состояния гидротехнических сооружений (АИИС ГТС) ГЭС.

Предпосылки внедрения САУ ГА

В условиях функционирования оптового рынка электроэнергии на действующих  ГЭС остро встал вопрос модернизации систем управления, АСУ ТП и т.д., поскольку ГЭС должны предоставлять  услуги по регулированию частоты, перетоков  активной мощности (в том числе и межгосударственных) и поддержанию напряжения в заданных узлах энергосистем в режиме реального времени.

Существующие системы  технологического управления гидроэлектростанциями  сформированы на базе технических решений 40–50-х гг., т.е. базируются на принципах релейно-контактного управления. Информационные сигналы таких систем транслируются в аналоговом виде. На всех действующих ГЭС структурное построение систем с групповыми регуляторами активной мощности и напряжения (ГРАМ, ГРН) принято одинаковым.

В настоящее время  групповые регуляторы активной мощности и напряжения морально и физически  устарели и эксплуатируются с  динамическими и статическими характеристиками, не соответствующими нормативным, а  на некоторых ГЭС вообще выведены из эксплуатации. К тому же эти регуляторы не имеют удобного интерфейса связи и управления посредством компьютера.

Процесс создания полноценных  современных АСУ ТП на действующих  ГЭС требует больших денежных средств и длителен по времени, так  как на период реконструкции станцию остановить нельзя.

В результате реконструкции  системы управления на действующих  ГЭС каждому узлу управления должны быть созданы условия, обеспечивающие как автономную, так и централизованную автоматическую работу в общем контуре  управления за счет автоматического приема-передачи информации и команд. Эту задачу можно выполнить при условии применения цифрового канала связи между узлами, в качестве которого необходимо использовать управляющую маркерную сеть, что позволит обеспечить единство измерений и гарантированные по времени прием-передачу команд и информации. 

Актуальность разработки САУ ГА на основе микропроцессорных  средств определяется необходимостью модернизации физически изношенных существующих систем гидроавтоматики  турбин. Системы управления, введенные в эксплуатацию 15-25 лет назад, не соответствуют современным требованиям и стандартам, не могут быть интегрированы в комплексную АСУ ТП ГЭС. Кроме того, исчерпан практически весь резерв запасных частей, снятых с производства в конце прошлого века. Поэтому такие системы автоматики можно признать морально и физически устаревшими.

ОАО «Институт «Энергосетьпроект» и НПК «Дельфин-Информатика» разработали  систему автоматического регулирования  режимов многомерных многосвязных технических объектов и технологических процессов. Система является базовой для других разработок:   

на  уровне энергосистем, энергообъединений  и электрических  сетей:

-         систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности в энергосистемах и энергообъединениях,

-         систем автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности в электрических сетях;

на  станционном уровне:

-         систем централизованного автоматического регулирования активной мощности электростанций,

-         систем централизованного автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности электростанций и подстанций.  

В системе используется метод оптимального управления всеми  выходными параметрами по единому  обобщенному критерию – отклонению текущего состояния от требуемого в многомерном пространстве.   

В такой постановке расширяются возможности и повышается качество регулирования:

-           регулирование множества параметров во всех их взаимосвязях осуществляется гарантированно правильно согласованным образом;

-          точность установившегося режима - максимально возможная в пределах ограничений на регулировочные диапазоны и на допустимые значения режимных параметров;

-          в случае необходимости система позволяет обеспечить более высокую точность регулирования одних параметров за счет точности других, менее приоритетных.   

Математически задача расчета управляющих воздействий  ставится как задача квадратичного  программирования.   

Типовая программа  расчета управляющих воздействий  пригодна для всех вышеназванных систем, независимо от их назначения и технологии управления, от характера и количества регулируемых параметров и исполнительных элементов.   

Привязка типовой  программы к специфике требований каждого конкретного энергообъекта  и к их изменениям в процессе эксплуатации не требует перепрограммирования, а выполняется параметрированием программы.   

Такое программное  решение обеспечивает:

-      высокий уровень унификации и широкие возможности для тиражирования типовых программно-технических комплексов;

-      сокращение затрат и сроков разработки.   

 Энергоблоки ТЭС привлекаются к регулированию частоты и активной мощности в ОЭС Украины лишь в тех случаях, когда маневренных ресурсов гидроагрегатов ГЭС недостаточно для ликвидации возникшего небаланса в энергосистеме или же для восстановления ранее задействованных резервов первичного и вторичного регулирования, где гидростанции являются наиболее мобильной группой оборудования с точки зрения участия в регулировании частоты и активной мощности ОЭС Украины. Однако ограничение возможности использования их ресурса, как по длительности, так и по величине, особенно в весенний период, значительно снижает возможность использования ГЭС в режиме такого регулирования.

В связи  с этим, при нерешённой проблеме привлечения энергоблоков АЭС к регулированию частоты, большая нагрузка в части обеспечения необходимого качества регулирования частоты и активной мощности в ОЭС Украины возлагается на энергоблоки ТЭС.

Аспекты регулирования активной мощности в ОЭС  Украины

Рассматривая работу ОЭС Украины с точки зрения регулирования изменения графиков нагрузки (как суточного, так и сезонного) и обеспечения необходимых резервов мощности различными группами генерирующих мощностей, следует отметить, что в этом аспекте каждая группа оборудования характеризуется своими, свойственными только ей режимами работы.

Как уже  отмечалось, при параллельной работе Объединенной энергосистемы (ОЭС) Украины  с Единой энергосистемой (ЕЭС) России задачу регулирования частоты решает Центральное диспетчерское управление ЕЭС России. При этом ГП "НЕК "Укрэнерго" осуществляет регулирование согласованного графика перетоков мощности на связях ОЭС Украины с ЕЭС России с коррекцией по частоте. Это регулирование в настоящее время осуществляется командами по телефону диспетчеров Национальной энергетической компании (НЭК) "Укрэнерго" и диспетчерами энергосистем Украины и поэтому производится с недостаточным качеством. При раздельной работе ОЭС Украины с ЕЭС России регулирование частоты в ОЭС Украины осуществляется ГП НЭК "Укрэнерго".

На протяжении последних 20 - 30 лет в ОЭС Украины  складывались неблагоприятные условия  для регулирования частоты и  мощности как по структуре генерирующих мощностей, так и по автоматизации  системы и объектов регулирования:

• из-за интенсивного строительства АЭС медленно решается проблема маневренности и автоматизации блоков ТЭС;
• введенные в эксплуатацию блоки АЭС могут работать только в базовых режимах;
• из-за перераспределения долей угля, мазута и природного газа в структуре используемого топлива на ТЕС ухудшилась маневренность работающих блоков ТЭС;
• доля маневренных ГЭС в общем объеме выработки электроэнергии недостаточна из-за ограниченных гидроресурсов и мощностей ГЭС Украины;
• задерживается строительство пиковых мощностей на Днестровской и Ташлыкской ГАЭС;
• на блоках ТЭС Украины низкий уровень автоматизации основных и вспомогательных технологических процессов, не работают или отсутствуют главные регуляторы мощности основного технологического паросилового оборудования;
• отсутствуют либо морально и физически устарели такие технические средства автоматического регулирования, как регуляторы скорости турбо- и гидроагрегатов, устройства группового распределения активной мощности на ГЭС, общестанционные системы автоматического управления мощностью на ТЭС.

В связи  с этим при раздельной работе ОЭС  Украины с ЕЭС России суточные колебания частоты в ОЭС Украины  могут составлять 49,1-50,3 Гц с повышением ее в ночное время отдельных суток  до 50,5 Гц, что отрицательно влияет на основное и вспомогательное оборудование ГЕС, АЭС и ТЭС (в первую очередь для турбин и механизмов собственных нужд станций) и конечно на электроприборы потребителей по всей стране.

При неудовлетворительном регулировании частоты в ОЭС  Украины практически невозможна параллельная работа ОЭС Украины с энергосистемами соседних государств, где требования к точности поддержания этого параметра очень высокие. В ЕЭС России частота поддерживается в соответствии с утвержденными нормативными документами - с точностью ± 0,2 Гц, а в соседствующих с Украиной европейских энер ГЭС  

В такой  ситуации, именно ГЭС являться наиболее задействованным сектором генерирующего  оборудования в регулировании частоты  в ОЭС Украины.

Система автоматического  регулирования частоты и активной мощности ГЭС (САРЧМ) ОЭС Украины построенная с следующих составных:

• Первичные регуляторы и агрегатные контроллеры;
• Системы станционного управления (ССУ) "Centralog" ГЭС;
• Центральный регулятор (SCADA/AGC), который установлен в диспетчерском пункте ГП "НЕК "Укрэнерго";
• Телекоммуникационные связи между центральным регулятором, ССУ "Centralog" ГЭС, и соответствующими подстанциями межгосударственных ЛЭП.

Перечень  гидроагрегатов (ГА), подключенных к  системе "Centralog", которые могут  быть задействованы при регулировании  в САРЧМ ОЭС Украины приведен в таблице 2.

Перечень  ГА которые могут быть задействованы  при регулировании в САРЧМ  ОЭС Украины.

Несколько лет назад в ОЭС Украины  были выполнены работы по реконструкции  и модернизации силового оборудования, агрегатных контроллеров и систем станционного управления "Centralog" (разработки фирмы Alstom Power) на 6 ГЭС ОЭС Украины, а также введен и налажен в ГП "НЕК "Укрэнерго" программно-аппаратный комплекс SCADA (разработки фирмы Alstom T&D), в состав которого входит система автоматического управления генерацией - SCADA/AGC. Сейчас ведутся исследования и разработки по подключению к этой системе агрегатов тепловых электростанций для работы в автоматическом режиме.

В системе "Centralog" алгоритм работы построен таким образом, чтобы иметь оптимальное (необходимое и достаточное) количество агрегатов, которые работают в генераторном режиме, для выполнения задач по активной мощности. В логику работы заложена приоритетность включения и остановки ГА. Остановленный ГА с высочайшим приоритетом будет включен первым, в то время как работающий ГА с наименьшим приоритетом будет остановлен последним. Приоритетность пуска/остановки любого ГА устанавливает оперативный персонал ГЭС.

В режиме группового регулирования активной мощности (ГРАМ) система "Cenralog" автоматически распределяет задачи по активной мощности поровну между работающими ГА и включает или останавливает/переводит в режим синхронного компенсатора (СК) ГА, в зависимости от значения полученной задачи.

Перечень ГА, подключенных на текущий момент к системе "Centralog", которые могут быть задействованы при регулировании в САРЧМ ОЭС Украины приведен в таблице 3.

Перечень  гидроагрегатов, подключенных на текущий  момент к системе "Centralog".

При постоянной эксплуатация САРЧМ ОЭС Украины  возникают трудности связанные  с необходимостью налаживания дублируемых скоростных каналов связи, отсутствием резервных каналов связи SCADA/AGC - ССУ "Centralog" ГЭС, экономических стимулов ГЭС для участие в автоматическом регулировании частоты и мощности и оплаты режима синхронного компенсатора

По состоянию на начало 2005 года указанные в таблице 3 гидрогенераторы находятся в режиме индивидуального управления под ССУ "Centralog" со станционных главных щитов управления. На Днепровской ГЭС-1 периодически 2-3 гидроагрегата эксплуатируются в режиме группового регулирования активной мощности (ГРАМ), а на Днестровской ГЭС все гидроагрегаты постоянно находятся в режиме ГРАМ.

Минимальная мощность P_АРЧМmin для ГА ГЭС ограничивается кавитационными процессами, которые возникают при роботе ГА в диапазоне нагрузок [2-3 МВт; P_АРЧМmin]. В указанном диапазоне ГА изменяют нагрузки с максимально возможной скоростью.  
 

2.1. Данные по генерирующему оборудованию должны включать в себя:

· паспортные данные по каждой единице генерирующего оборудования;

· номинальную мощность каждой единицы генерирующего оборудования;

· допустимые технический минимум и максимум нагрузки каждой единицы

генерирующего оборудования по активной мощности и регулировочный

диапазон в  процентах от номинальной мощности;

· допустимый диапазон работы каждой единицы генерирующего оборудования

по реактивной мощности (P – Q диаграмма);

· номинальные значения скорости набора и скорости сброса нагрузки единиц

генерирующего оборудования.

2.1.1. В части оценки участия в общем первичном регулировании частоты:

· тип турбин (марка);

· статизм и зону нечувствительности по частоте регуляторов скорости турбин;

· статизм и зону нечувствительности частотных корректоров регуляторов

мощности (при наличии);

· информацию о готовности либо неготовности, либо отсутствии технической

возможности участия  генерирующего оборудования в общем  первичном

регулировании частоты  в соответствии с Регламентом определения

готовности  генерирующего оборудования участников оптового рынка к

выработке электрической энергии [8].

2.1.2. В части оценки предоставления диапазона регулирования реактивной

мощности:

· результаты последних тепловых испытаний генерирующего оборудования в

графической или  табличной форме;

· настройку ограничителя минимального возбуждения с приведением

технических обоснований  принятой настройки;

· настройку защиты ротора при перегрузке ротора током возбуждения с

приведением технических  обоснований принятой настройки;

· иные данные, корректирующие допустимый диапазон работы оборудования по

реактивной мощности.

2.1.3. В части оценки участия ГЭС во вторичном регулировании частоты и

перетоков мощности:

· данные последних испытаний генерирующего оборудования ГЭС по

допустимым скоростям  набора/ сброса нагрузки;

· данные, корректирующие допустимый диапазон работы генерирующего

оборудования  ГЭС и всей гидроэлектростанции по активной мощности;

· информацию о наличии группового регулятора активной мощности (далее

ГРАМ, возможное наименование: центральный задатчик активной нагрузки –

ЦЗАН), количестве подключаемого к нему генерирующего оборудования,

статических и  динамических настройках ГРАМ, ЦЗАН;

· информацию о возможности участия ГЭС в автоматическом вторичном

регулировании частоты  электрического тока (наличии задатчика внеплановой

нагрузки (мощности) (далее ЗВН (ЗВМ), обеспечивающего прием по каналам

телемеханики  управляющих воздействий от верхнего уровня и формирование

задания для ГРАМ, наличии необходимых каналов связи и аппаратуры

телемеханики).

2.1.4. В части оценки готовности генерирующего оборудования к несению

нагрузки:

· акты о вводе в эксплуатацию, демонтаже, перемаркировке и присоединении

генерирующего оборудования;

· данные о наличии ограничений установленной мощности УСТ N .

3. Требования к участию в общем первичном регулировании частоты

Общее первичное  регулирование частоты (далее ОПРЧ) должно

осуществляться  всеми энергоблоками, электростанциями путем изменения мощности

под воздействием систем первичного регулирования (далее СПР) в пределах

имеющихся регулировочных возможностей, ограниченных только допустимостью

режимов работы оборудования.

СПР генерирующего  оборудования должна обеспечивать устойчивую выдачу

требуемой первичной  мощности с момента возникновения  отклонения частоты и до

возврата частоты  к нормальному уровню (до возврата частоты в заданную зону

нечувствительности  первичных регуляторов) и не допускать нарушения