Frekvensstyrning i kraftsystem

Frekvenskontroll i ett kraftsystem är processen att hålla frekvensen av växelström i ett kraftsystem inom acceptabla gränser. Frekvens är en av de viktigaste indikatorerna på kvaliteten på elektrisk energi och den viktigaste parametern i kraftsystemläget. Frekvensen i kraftsystemet bestäms av balansen mellan genererad och förbrukad aktiv effekt . När effektbalansen störs ändras frekvensen. Om frekvensen i kraftsystemet minskar, är det nödvändigt att öka den aktiva effekten som genereras vid kraftverk för att återställa det normala värdet på frekvensen. I enlighet med GOST 32144-2013 måste frekvensen vara inom 50,0 ± 0,2 Hzinte mindre än 95 % av tiden på dygnet, inte överskridande av maximalt tillåtna 50,0 ± 0,4 Hz.

Godkänd av CIS Electric Power Council 2007. "Regler och rekommendationer för frekvens- och flödeskontroll" fastställer strängare standarder och högre krav på kvaliteten på frekvensreglering och aktiva effektflöden av kraftsystem. I synnerhet bör det säkerställas att den aktuella frekvensen hålls inom 50 ± 0,05 Hz (normal nivå) och inom 50 ± 0,2 Hz (tillåten nivå) med återställandet av den normala frekvensnivån och de specificerade totala externa effektflödena för styrningen områden under en tid som inte överstiger 15 minuter för att harmonisera frekvensavvikelser med de planerade bandbreddsreserverna för transitnäten i det enhetliga energisystemet (UES) under normala förhållanden. Således är kraven för frekvensstyrning i den första synkrona zonen för närvarande i enlighet med [1] UCTE- standarder .

Det finns tre inbördes relaterade typer av frekvenskontroll:

primär frekvenskontroll, som i sin tur är uppdelad i:
- allmän primär frekvenskontroll
- nominell primär frekvenskontroll
sekundär frekvenskontroll
tertiär frekvenskontroll.

I allmänhet är UES System Operator (SO UES) ansvarig för frekvensreglering i UES i Ryssland [2] .

Den systemansvarige tillåter deltagande av kraftverk och kraftverk samtidigt i alla typer av reglering, förutsatt att kraven för varje typ av reglering är uppfyllda, oavsett det samtidigt deltagande i andra typer av reglering [3] .

Effekten hos olika elektriska mottagare beror på frekvensen på olika sätt. Om effekten som förbrukas av en aktiv belastning (glödlampor, etc.) praktiskt taget inte beror på frekvensen, beror effekten av en reaktiv belastning avsevärt på frekvensen. I allmänhet minskar kraften hos den komplexa belastningen i kraftsystemet med minskande frekvens, vilket underlättar regleringsuppgiften.

Standardiserad primär frekvenskontroll och automatisk sekundär frekvens- och effektflödeskontroll är typer av systemtillförlitlighetstjänster på systemtjänstmarknaden inom elkraftsindustrin .

Primär frekvenskontroll

Primär frekvenskontroll utförs av automatiska hastighetsregulatorer (ARChV) av turbiner (i vissa källor används termen "automatisk hastighetsregulator" (ARS)). När turbinhastigheten ändras, verkar sådana regulatorer på turbinens styrelement (kontrollventiler för en ångturbin eller en ledskovel för en hydroturbin), vilket ändrar energitillförseln. Med en ökning av rotationshastigheten minskar regulatorn intaget av energi i turbinen, och med en minskning av frekvensen ökar den.

Syftet med den primära kontrollen är att hålla frekvensen inom acceptabla gränser när den aktiva effektbalansen störs. I det här fallet återställs inte frekvensen till det nominella värdet, vilket beror på regulatorernas fall.

Primär reglering utförs enligt den proportionella lagen i enlighet med formeln [4] :

P P = − 100 S % ⋅ P nom f nom ⋅ K d ⋅ Δ f R {\displaystyle P_{\text{n))={\frac {-100}{S\%}}\cdot {\frac {P_{\text{nom))}{f_{\text{nom))} }\cdot K_{\text{d}}\cdot \Delta f_{\text{p}}} $P_{\text{n))={\frac {-100}{S\%}}\cdot {\frac {P_{\text{nom))}{f_{\text{nom))} }\cdot K_{\text{d}}\cdot \Delta f_{\text{p}}$ var är den nödvändiga primäreffekten, MW $P_{\text{p))$

$P_{\text{nom))$ - Nominell effekt för genererande utrustning, MW

$f_{\text{nom}}=50{\text{Hz}}$ - nominell frekvens i UES

$\Delta f_{\text{p))$ - värdet på frekvensavvikelsen som överstiger den döda zonen (värdet på frekvensavvikelsen från den närmaste gränsen för "dödbandet"), Hz

$\Delta f_{\text{p}}=0$ med frekvensavvikelser som inte överstiger den döda zonen (när frekvensen är inom "dödbandet" för den primära regleringen); i andra fall med ökad frekvens och med minskning i frekvens. $\Delta f_{\text{p}}>0$ $\Delta f_{\text{p}}<0$

$S={\frac {\Delta f_{\text{p))/f_{\text{nom))}{P_{\text{n))/P_{\text{nom))))\ gånger 100$ - minskning av primär reglering av genererande utrustning, %

$K_{\text{d))$ - Koefficient med hänsyn till dynamiken hos primäreffekten, normaliserad av kraven för olika typer av genereringsutrustning

Common Primary Frequency Regulation (PRFC)

PRFR bör implementeras av alla kraftverk efter bästa förmåga [4] . För närvarande, i Ryssland, deltar vissa kraftvärmegeneratorer som arbetar under kraftvärmeläget inte i PRFC. Vid kärnkraftverket har OPFC implementerats vid den andra enheten av kärnkraftverket i Rostov, och implementeringen av OPFC vid den fjärde enheten av kärnkraftverket i Kalinin förbereds.

Särskilda tester utförs för att bedöma beredskapen hos genererande utrustning för OPFR, och för att bekräfta beredskapen för OPFR, genomförs kontinuerlig övervakning och kontroll av deltagande av genereringsutrustning i OPFR.

Normaliserad primär frekvenskontroll (LPFC)

Normaliserad primär frekvenskontroll (PRFC) är en organiserad del av primärregleringen, utförd av kraftverk som valts ut för detta ändamål, där primära reserver finns, som har bekräftat sin beredskap att delta i PRFC genom ett frivilligt certifieringsförfarande [5] och har godkänt prisval [6] inom ramen för systemtjänsterna [7] . Standardiserad primärreglering regleras av en grupp standarder SO UES [8] [9] [10] [11] [12] .

Sekundär frekvenskontroll (SFR)

Sekundär frekvensreglering är processen att återställa den planerade effektbalansen genom att använda sekundär reglereffekt för att kompensera för den obalans som har uppstått, eliminera överbelastning av transitlänkar, återställa frekvensen och reserverna av primär reglerkraft som används under primär reglering. Sekundär reglering utförs automatiskt under inverkan av den centrala regulatorn.

Sekundärreglering startar efter inverkan av den primära och är utformad för att återställa den nominella frekvensen och planerade effektflöden mellan kraftsystemen i kraftpoolen .

I grund och botten är vattenkraftverk (HPP) involverade i sekundär reglering på grund av sin manövrerbarhet. Alla stora vattenkraftverk i Ryssland är anslutna till AVRCHM-systemet för att delta i sekundär reglering och ta emot en realtids (typisk informationsutbytescykel - 1 sek) sekundär kraftuppgift, som via en grupp aktiv effektkontroller (GRAM) går direkt till utförande av kontrollsystem för vattenkraftverk.

Under översvämningsperioden, för den mest ekonomiska driften av översvämningsvatten i hydrauliska turbiner, är kraftverk av andra typer (TPP, CCGT) också involverade i AVRCHM [13] . Deltagandet av TPPs, CCGTs i AVRFM genomförs inom ramen för driften av systemtjänstmarknaden.

Tertiär frekvenskontroll

Tertiär reglering används för att återställa reserverna för primär och sekundär reglering och för att ge ömsesidig hjälp till kraftsystem när enskilda kraftsystem inom IPS inte kan tillhandahålla sekundär reglering självständigt.

Övervakning av kraftverks och enskilda kraftenheters deltagande i frekvensreglering

På grund av att deltagande i PRFR är obligatoriskt för alla kraftverk, och andra typer av frekvensreglering är en betaltjänst, är det nödvändigt att övervaka kraftverkens deltagande i regleringen.

Övervakning av PRFR

SO UES kontrollerar genereringsutrustningens deltagande i PRFC. För att göra detta skapas system vid produktionsanläggningar som tillåter automatisk insamling av data för analys av deltagande i primär reglering, skicka dem till SO UES, samt automatisk analys av deltagande av genererande utrustning i primär reglering direkt på anläggningen [14] .

Analysen av deltagande i PRRO utförs i enlighet med metoden [15] i SO UES. SO UES arbetar med att automatisera analysen av genereringsutrustningens deltagande i PRFC, för vilket formaliserade kriterier för deltagande av genereringsutrustning i PRFC har utvecklats.

Övervakning av PRFC

För att övervaka LFFC i SO UES finns det speciella system som låter dig kontrollera korrektheten av deltagandet av genererande utrustning i LFFC i automatiskt läge. För att tillhandahålla data för dessa system samlas frekvens- och effektmätningar in vid produktionsanläggningarna, samt ytterligare parametrar i enlighet med kraven, och skickas till SO UES.

Kontrollen av deltagandet av genererande utrustning i LFFC utförs i enlighet med följande matematiskt formaliserade kriterier [16] :

1. Underlåtenhet att lämna information

2. Missanpassning av tidssteget för de överförda parametrarna till det önskade

3. Misslyckande att tillhandahålla primärt kontrollområde

4. Diskrepans mellan diskretiteten i registrering av mätningar som krävs

5. Icke-automatiskt SAUM-läge

6. Otillräcklig noggrannhet för underhåll av ström

7. Inkonsekvens av värdet av det döda bandet / sänkningen av den primära kontrollen med det erforderliga

8. Brist på adekvat/korrekt respons på frekvensändring

9. Förekomsten av en oscillerande process

Det finns system för en liknande analys av genererande utrustnings deltagande i LFFC direkt vid anläggningen [17] .

Övervakning av AVRCHM

För att övervaka AVRCHM, samlar SO UES in sekund för sekund data från generationsanläggningar via dedikerade digitala kanaler. I SO UES analyseras dessa data och en slutsats görs om korrekt eller felaktigt deltagande i ARFM.

Anteckningar

↑ STO-reglering av frekvens och aktiva kraftflöden i UES i Ryssland. Normer och krav. https://so-ups.ru/fileadmin/files/laws/standards/sto_frequency_2012.pdf Arkiverad 11 juli 2019 på Wayback Machine
↑ Systemoperatör för Unified Energy System: Aktiviteter (engelska) . so-ups.ru Hämtad 17 januari 2020. Arkiverad från originalet 1 februari 2020.
↑ Driftskontroll inom elkraftsindustrin. Reglering av frekvensen och aktiva kraftflöden i UES och isolerade kraftsystem i Ryssland. Krav för organisation och implementering av processen, tekniska medel http://so-ups.ru/fileadmin/files/company/rn-tpolitics/frequency/specdocs/sto_standard/STO_17330282.29.240.002-2007.pdf Arkivkopia av 15 oktober 2011 på Wayback Machine
↑ 1 2 Order från Ryska federationens energiministerium daterad 9 januari 2019 nr 2 "Om godkännande av kraven för deltagande av genererande utrustning i den allmänna primära frekvenskontrollen och ändringar av reglerna för den tekniska driften av kraften anläggningar och nätverk i Ryska federationen, godkända genom order från Rysslands energiministerium daterad 19 juni 2003 nr 229” (trädde inte i kraft) . www.garant.ru Hämtad 17 januari 2020. Arkiverad från originalet 30 september 2020. (obestämd)
↑ Systemoperatör för Unified Energy System: Frivilligt certifieringssystem (engelska) . so-ups.ru Hämtad 17 januari 2020. Arkiverad från originalet 27 december 2019.
↑ Systemoperatör för Unified Energy System: Selections of 2020 (eng.) . so-ups.ru Hämtad 17 januari 2020. Arkiverad från originalet 26 januari 2018.
↑ Systemoperatör för Unified Energy System: System Services Market (engelska) . so-ups.ru Hämtad 17 januari 2020. Arkiverad från originalet 1 maj 2018.
↑ STO. Normer för deltagande av kraftenheter i termiska kraftverk i den normaliserade primära frekvensstyrningen och automatisk sekundärfrekvensstyrning och aktiva kraftflöden. https://so-ups.ru/fileadmin/files/laws/standards/sto_002-2013_freq_regulation.pdf Arkiverad 4 mars 2021 på Wayback Machine
↑ STO. Normer för deltagande av kombinerade cykel- och gasturbinanläggningar i den normaliserade normaliserade primära frekvensstyrningen och automatisk sekundärfrekvensstyrning och aktiva kraftflöden .. https://so-ups.ru/fileadmin/files/laws/standards/sto_nprch_pgu_09_2016. pdf på Wayback Machine
↑ STO. Normer för deltagande av hydrauliska och pumpade kraftverk i den normaliserade primärregleringen av frekvensen och aktiva kraftflöden. https://so-ups.ru/fileadmin/files/laws/standards/sto_hydro_nprch_2014.pdf Arkiverad 13 november 2021 på Wayback Machine
↑ STO. Normer för kärnkraftverkens deltagande i den normaliserade primärregleringen av frekvensen och aktiva kraftflöden. https://so-ups.ru/fileadmin/files/laws/standards/sto_npp_nprch_004_2013.pdf Arkiverad 28 september 2020 på Wayback Machine
↑ STO. Normer för deltagande av genererande utrustning av termiska kraftverk med tvärlänkar i den normaliserade primära frekvensstyrningen och automatisk sekundärfrekvensstyrning och aktiva effektflöden. https://so-ups.ru/fileadmin/files/laws/standards/sto_frequency_2016_tpp_cross.pdf Arkiverad 13 november 2021 på Wayback Machine
↑ Systemoperatör för Unified Energy System: Användningen av termiska kraftverk för automatisk sekundär frekvenskontroll under översvämningsperioden har bekräftat dess effektivitet (eng.) . www.so-ups.ru Hämtad: 17 januari 2020. (inte tillgänglig länk)
↑ System för automatisk övervakning av OPFC. https://enersys.ru/solution/large-energy-objects/monitoring-oprch Arkiverad 19 december 2019 på Wayback Machine
↑ Metod för att övervaka och analysera genererande utrustnings deltagande i den allmänna primära frekvensförordningen https://www.so-ups.ru/fileadmin/files/company/markets/2021/method_analis_oprch_2021.pdf
↑ Beskrivning av kriterierna för kontroll av genererande utrustnings deltagande i den normaliserade primära frekvenskontrollen. https://so-ups.ru/fileadmin/files/company/markets/asm/2015/crit_nprch_061015.pdf Arkiverad 13 november 2021 på Wayback Machine
↑ NPRC-övervakningssystem. https://enersys.ru/solution/large-energy-objects/nprch Arkiverad 21 december 2019 på Wayback Machine