Теплоэнергетика, 2021, № 8, стр. 64-71

Одним из основных способов обеспечения баланса электроэнергии между ее производством и потреблением является первичное регулирование – автоматическое изменение активной мощности генерирующего оборудования при изменении частоты сети. В России первичное регулирование, осуществляемое оборудованием, на котором специально задается и поддерживается резерв для изменения активной мощности, называется нормированным первичным регулированием частоты [1]. Генерирующее оборудование электростанций, участвующих в НПРЧ, должно реагировать на отклонения частоты сети, превышающие 20 мГц¹¹, пропорциональным изменением активной мощности с определенными динамическими характеристиками и соответствовать заданным требованиям, формализованным для объективности оценки в виде девяти алгоритмических критериев и имеющим математическое описание [2–4]. При этом оцениваются, например, несоответствие дискретности регистрации измерений, отсутствие адекватной/должной реакции изменения мощности при отклонениях частоты, наличие колебаний мощности и др.

Один из важных критериев, который используется для автоматического контроля участия электростанций в НПРЧ, – оценка фактических значений “мертвой полосы” и статизма первичного регулирования. “Мертвой полосой” первичного регулирования называется задаваемое (устанавливаемое) в системе регулирования значение отклонения частоты от номинального значения, при котором не требуется первичное регулирование. Минимальное значение “мертвой полосы” первичного регулирования соответствует зоне нечувствительности. Статизмом первичного регулирования называется коэффициент, определяющий зависимость изменения активной мощности от изменения частоты. При работе в НПРЧ значение “мертвой полосы” не должно превышать 20 мГц, статизм первичного регулирования должен быть равен 5% [1, 2].

В настоящее время при контроле работы оборудования в НПРЧ для оценки фактических значений статизма и “мертвой полосы” первичного регулирования используется статистический метод с установлением мер нарушения. Статизм и “мертвая полоса” определяются как параметры функции регрессии между отклонениями частоты Δf и отклонениями мощности оборудования ΔР. Функция регрессии в данном случае отображает зависимость условного математического ожидания ΔР от Δf и определяет регрессионную модель, отражающую статическую характеристику первичного регулирования оборудования [2–4]. Мера нарушения – некая числовая скалярная функция, вычисляемая на временном интервале в зависимости от исходных данных [3, 4]. При оценке фактических значений статизма и “мертвой полосы” мерами нарушения являются отклонения по модулю рассчитанных статистическим методом значений от требуемых.

В качестве исходной информации для оценки фактических значений статизма и “мертвой полосы” первичного регулирования используются следующие массивы данных в зависимости от времени:

частота вращения ротора турбины f = {f_i, i = 1, …, …, n}, Гц;

фактическая мощность энергоблока/турбины ${{P}_{{{\text{факт}}}}} = \left\{ {{{P}_{{{\text{факт}}{\text{.}}i}}},\,\,i = 1,...,n} \right\},$ МВт;

заданная плановая мощность турбины P_пл = = $\left\{ {{{P}_{{{\text{пл}}.i}}},\,\,i = 1,...,n} \right\},$ МВт.

Кроме того, необходимо знать:

номинальную (установленную) мощность энергоблока/турбины ${{P}_{{{\text{ном}}}}},$ МВт;

требуемое (установленное в системе регулирования) значение “мертвой полосы” первичного регулирования ${\text{М}}{{{\text{П}}}_{{{\text{треб}}}}},$ Гц (как правило, не более ±0.02 Гц [2]);

требуемое (установленное в системе регулирования) значение статизма первичного регулирования ${{S}_{{{\text{треб}}}}},$ % (как правило, 5% [2]);

допустимые отклонения оценок “мертвой полосы” ${{\varepsilon }_{{{\text{м}}{\text{.п}}}}},$ Гц, и статизма ${{\varepsilon }_{S}},$ % требуемых значений (задаваемые параметры расчетного алгоритма).

Блок-схема алгоритма оценки фактических значений статизма и “мертвой полосы” первичного регулирования с использованием существующей методики представлена на рис. 1 [2–4].

На практике при определении значений “мертвой полосы” и статизма первичного регулирования с использованием существующего алгоритма (см. рис. 1) часто получается некорректный результат. Например, на рис. 2 представлены в виде множества значения относительных изменений мощности ΔР, % номинальной мощности энергоблока Р_ном (далее %), в зависимости от относительных изменений частоты сети Δf (1) и расчетная статическая характеристика (2), построенная с использованием существующего алгоритма для определения фактических значений “мертвой полосы” и статизма первичного регулирования. Графики приведены для парогазового энергоблока ст. № 1 Сызранской ТЭЦ за 11 января 2020 г. и паросилового энергоблока ст. № 3 Ириклинской ГРЭС за 17 февраля 2020 г. С помощью существующего алгоритма для энергоблока Сызранской ТЭЦ были получены оценки статизма 1.5% и “мертвой полосы” ±0.069 Гц, для Ириклинской ГРЭС соответственно 3.3% и ±0.024 Гц. В то же время из рис. 1, 2 хорошо видно, что параметры первичного регулирования энергоблоков определены некорректно: фактические значения “мертвой полосы” существенно меньше, а значения статизма больше, чем рассчитанные с помощью алгоритма.

Нужно отметить, что участие оборудования ТЭС в НПРЧ осуществляется в рамках рынка услуг по обеспечению системной надежности (системных услуг) ЕЭС России, т.е. участие в НПРЧ – оплачиваемая со стороны СО ЕЭС услуга [5]. Если фиксируется несоответствие изменения мощности установленным требованиям, то не оплачивается стоимость услуги за 1 ч, в течение которого оно было зафиксировано. Но если фиксируется несоответствие статизма и “мертвой полосы” первичного регулирования требуемым значениям, то не оплачиваются услуги за сутки (24 ч), когда было зафиксировано несоответствие [2]. Некорректные результаты, полученные путем расчетов с использованием существующего алгоритма, приводят к экономическим потерям ТЭС, участвующих в НПРЧ (неоплата услуг за 24 ч), и неадекватной оценке технического состояния систем регулирования турбин.

В ВТИ была разработана и опробована альтернативная методика, позволяющая учесть недостатки существующего алгоритма более точно и объективно оценивать значения статизма и “мертвой полосы” первичного регулирования. В качестве исходной информации для методики ВТИ используются те же массивы данных в зависимости от времени (f, Р_пл, Р_факт), по которым рассчитываются относительные векторы х (отклонения частоты от номинального значения 50 Гц) и у (отклонения мощности от планового задания Р_плi):

Далее вектор отклонения частоты x разбивают на N интервалов (векторов) в диапазоне от минимального x_min до максимального x_max значения. Для обеспечения точности расчетов значения x_min, x_max, N следует определять таким образом, чтобы ширина интервала не превышала 1.5 мГц, а количество точек в интервале обеспечивало требуемую точность.

Для каждого интервала вычисляют среднее значение отклонения мощности M_y (среднее значение всех точек, попадающих в интервал) по выражению

где n – количество точек на интервале от 1 до N; j = 1, …, n.

Таким образом получают новые векторы данных x_сред, y_сред, содержащие в себе N значений. При этом y_сред содержит средние значения точек в каждом интервале, x_сред – значение середины каждого интервала.

Далее строят графические зависимости полученных ранее значений y_i от x_i в виде множества точек (“облака”) и график средних значений у_сред от х_сред. Для левой и правой частей графика по двум точкам проводят вспомогательные прямые. Первая точка, используемая для построения, имеет одинаковые координаты для левой и правой прямых и является центром множества с координатами M[x_i], M[y_i] (здесь М – математическое ожидание). Вторые точки, через которые проводятся вспомогательные прямые, находятся на графике средних значений и отстоят от x_min и x_max, заданных при разбиении на интервалы, на 14% ширины диапазона разбиения с округлением к ближайшей точке x_средi. Значение 14% было получено эмпирическим путем.

Таким образом, должны быть построены вспомогательные прямые

где здесь о₁, о₂ – номера интервалов, отстающие от границ разбиения на 14% ширины диапазона разбиения.

В пределах между о₁ и о₂ для левой и правой частей графика на каждом интервале определяют расстояния между точкой на построенной прямой и точкой средних значений. Значение х_средi, для которого расстояние между прямой и средними значениями максимально, можно считать оценочным значением границы “мертвой полосы” первичного регулирования.

Далее для левой и правой частей графика рассчитывают значения статизма первичного регулирования на расстоянии от краев границ разбиения 3, 6 и 10% ширины диапазона разбиения по формуле

где х₁, у₁ – значения на интервалах, близких к первому; х₂, у₂ – значения на интервалах, близких к интервалу, на котором находится граница “мертвой полосы”.

Для удобства х₂, у₂ лучше определять на интервале, расположенном от границы “мертвой полосы” на расстоянии 5% ширины диапазона разбиения.

По полученным оценочным значениям статизма и “мертвой полосы” можно построить кусочно-линейный график “оценочной” статической характеристики. На рис. 3 приведен пример, иллюстрирующий построение графика средних значений у, х и оценок “мертвой полосы” и статизма первичного регулирования – “оценочной” статической характеристики.

Нужно отметить, что предложенный алгоритм позволяет определить “мертвую полосу” и статизм первичного регулирования отдельно для отрицательных и положительных отклонений частоты (уменьшение и увеличение частоты относительно номинального значения). В существующей методике принято, что фактическая статическая характеристика оборудования симметрична относительно нуля. На практике, как правило, она смещена влево или вправо и имеет разные значения статизма и границ “мертвой полосы” первичного регулирования для левой и правой частей. Это связано с тем, что изменение активной мощности оборудования при увеличении и уменьшении частоты происходит по-разному. С одной стороны, это вызвано разными динамическими свойствами оборудования, причем это более существенно для паросилового оборудования, чем для парогазовых установок, с другой – особенностями статических характеристик и параметров настройки систем регулирования конкретных турбин.

На рис. 4 в качестве примера приведена блок-схема предложенного специалистами ВТИ алгоритма нахождения у_сред и х_сред, с помощью которого по специально созданной программе можно в автоматическом режиме оценивать значения “мертвой полосы” и статизма первичного регулирования. При этом результаты расчета можно наблюдать визуально, сравнив их с теоретическим (заданным) графиком статической характеристики. В качестве исходной информации используются данные, формируемые на электростанциях и передаваемые в СО ЕЭС для принятия решения об их участии в НПРЧ.

На рис. 5 в качестве примеров показаны графики оценок фактических значений “мертвой полосы” и статизма первичного регулирования, полученные с помощью алгоритмов, используемого в СО ЕЭС и разработанного в ВТИ. В таблице приведены значения статизма и “мертвой полосы” первичного регулирования, полученные по существующей методике и методике ВТИ, для характеристик, представленных на рис. 5. Хорошо видно, что значения, полученные с помощью алгоритма, предложенного специалистами ВТИ, более адекватно характеризуют фактическую зависимость активной мощности генерирующего оборудования от изменений частоты сети, что позволяет давать объективную оценку работе генерирующего оборудования.

В алгоритме ВТИ используется усреднение по частоте и мощности. Это обеспечивает “устойчивость” расчета к постоянным случайным изменениям частоты и дает возможность получать более представительные и адекватные данные по сравнению с результатами расчетов по существующей методике.

Особенности методики ВТИ:

возможность выбора границ диапазона отклонений частоты в целях исключения единичных отклонений, которые могут исказить оценку статизма и “мертвой полосы”;

последовательный расчет значений “мертвой полосы” и статизма первичного регулирования, что позволяет исключить влияние отклонений частоты, лежащих в пределах полученного значения “мертвой полосы” первичного регулирования, на оценку статизма;

раздельный расчет значений границы “мертвой полосы” и статизма первичного регулирования для случаев уменьшения и увеличения частоты сети. Это дает возможность учитывать разные динамические характеристики оборудования при увеличении и уменьшении активной мощности;

результат не зависит от объема (временных характеристик) исходных данных.

Существующую методику рекомендуется использовать, если имеются данные (частота вращения ротора турбины и активная мощность) не менее чем за 18–24 ч. Методика ВТИ позволяет получить адекватные и представительные результаты при наличии исходной информации за 2–3 ч.