Влияние электростанций с газотурбинными установками на регулирование частоты на примере западной части электроэнергетической системы Республики Казахстан
Ключевые слова:
регулирование частоты, газотурбинная установка, энергосистема
Аннотация
Увеличение доли газотурбинных электростанций — часть процесса развития, как распределенной генерации, так и электроэнергетики в целом. Зависимость мощности газотурбинных установок от частоты вращения вала компрессора значительно влияет на качество регулирования частоты в энергосистеме. На примере Западной части единой электроэнергетической системы Республики Казахстан смоделирован процесс регулирования частоты при возникновении дефицита активной мощности в системе. Расчет выполнен при действительном соотношении доли электростанций с газотурбинными установками к общей установленной генерирующей мощности энергосистемы. Рассмотрены варианты при изменении доли подобных генерирующих установок. Определена предельная доля газотурбинных электростанций, при которой частота снижается до верхних значений уставок срабатывания автоматики частотной разгрузки. Сделан анализ качества регулирования частоты при выполнении действующих нормативных требований к объему первичного резерва, дана оценка влияния увеличения объема резервов на качество регулирования частоты.
Литература
1. Фишов А.Г., Мукатов Б.Б. Реконфигурация электрических сетей с распределенной генерацией и мультиагентным управлением // Известия Томского политехн. ун-та. Серия «Инжиниринг георесурсов». 2015. Т. 326. № 9. С. 143—152.
2. Кучеров Ю.Н., Утц С.А. Обеспечение устойчивости и надежности ЭЭС с нарастающей долей объектов распределенной генерации, включая ВИЭ // Электроэнергетика глазами молодежи: Труды VI Междунар. науч.-техн. конф. Иваново, 2015. С. 350—355.
3. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2018 г. [Электрон. ресурс] http://so-ups.ru (дата обращения 18.03.2019).
4. Rowen W.I. Simplified Mathematical Representations of Heavy-Duty Gas Turbines // J. Eng. Power. 1983. V. 105. No. 83. Pp. 865.
5. Rowen W.I. Simplified Mathematical Representations of Single-shaft Gas Turbines in Mechanical Drive Services // Turbo Mach. Int. 1992. V. 33. No. 5. Pp. 26—32.
6. NERC MOD-027-1. List of Acceptable Models and Model Block Diagrams for Use in Dynamic Simulation [Электрон. ресурс] https://www.pjm.com (дата обращения 18.03.2019).
7. Task Force on Turbine-Governor Modeling // IEEE Power Syst. Dynamic Performance Com., Power Syst. Stability Subcom., Dynamic Models for Turbine-Governors in Power System Studies, 2013.
8. CIGRE Task Force C4.02.25. Modeling of Gas Turbines and Steam Turbines in Combined Cycle Power Plants.
9. Lalor G.R. Frequency Control on an Island Power System with Evolving Plant Mix. Dublin: University College, 2005.
10. Meegahapola L. Characterisation of Gas Turbine Dynamics During Frequency Excursions in Power Networks // IET Generation, Transmission and Distribution. 2014. V. 8. No. 10. Pp. 1733—1743.
11. Bagnasco A., Delfino B., Denegri G.B., Massucco S. Management and Dynamic Performances of Combined Cycle Power Plants During Parallel and Islanding Operation // IEEE Trans. on Energy Conversion. 1998. V. 13(2). Pp. 194—201.
12. Давыдов А.В. Исследование переменных режимов бинарных ПГУ с целью повышения маневренности: автореф. дис…. канд. техн. наук М.: Всероссийский теплотехнический науч.-исслед. ин-т, 2009.
13. Давыдов Н.И., Зорченко Н.В., Давыдов А.В., Радин Ю.А. Модельные исследования возможности участия ПГУ в регулировании частоты и перетоков мощности в ЕЭС России // Теплоэнергетика. 2009. № 10. С. 11—16.
14. Биленко В.А., Маневская О.А., Меламед А.Д. Результаты испытаний системы автоматического регулирования частоты и мощности энергоблока ПГУ-450 Калининградской ТЭЦ-2 // Теплоэнергетика. 2008. № 10. С. 52—60.
15. СТО 59012820.27.100.004—2016. Нормы участия парогазовых и газотурбинных установок в нормированном первичном регулировании частоты и автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности.
16. Конкурентный отбор субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по НПРЧ в период с января по июнь 2019 г. [Электрон. ресурс] http://so-ups.ru (дата обращения 18.03.2019).
17. Постановление Правительства Республики Казахстан № 625. от 19 июня 2013 г. «Электросетевые правила».
18. Основные технические требования к параллельно работающим энергосистемам стран СНГ и Балтии. Методика определения величины и размещения резервов активной мощности для целей регулирования частоты и перетоков [Электрон. ресурс] http://so-ups.ru (дата обращения 18.03.2019).
19. Протокол № 28 от 27 октября 2005 г. Электроэнергетического Совета СНГ «Концепция регулирования частоты и перетоков в энергообъединении стран СНГ и Балтии».
20. UCTE OH — Policy 1: Load-Frequency Control and Performance [Электрон. ресурс] https://www.entsoe. eu/ (дата обращения 18.03.2019).
21. Кузнецов О.Н., Чумаченко В.В. Анализ резервов для регулирования частоты и активной мощности // Вестник МЭИ. 2013. № 5. C. 53—60.
22. Heckmann W. Aggregated Units and Control Reserve: Control Reserve Market and Pre-qualification in Germany [Электрон ресурс] http://www.sirfn.net/ (дата обращения 18.03.2019).
23. Fallis A.G. Grid Requirements on CCGT Plants [Электрон. ресурс] http://www.cigre.org/ (дата обращения 18.03.2019).
24. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. М.: Издат. дом МЭИ, 2009.
25. Kandiloros I., Ziras C., Vournas C. Gas-turbine Stability Improvement Through a Compressed-air Chamber // Proc. VIII Mediterranean Conf. Power Generation, Transmission, Distribution and Energy Conversion. Italy, 2012.
26. Li K.W. Compressed Air Storage in Gas Turbine Sys- tems // J. Engineering for Power. 1975. V. 97(4). Pp. 640—644.
---
Для цитирования: Исингалеев А.У., Кузнецов О.Н. Влияние электростанций с газотурбинными установками на регулирование частоты на примере западной части электроэнергетической системы Республики Казахстан // Вестник МЭИ. 2019. № 6. С. 21—29. DOI: 10.24160/1993-6982-2019-6-21-29.
#
1. Fishov A.G., Mukatov B.B. Rekonfiguratsiya Elektricheskikh Setey s Raspredelennoy Generatsiey i Mul'tiagentnym Upravleniem. Izvestiya Tomskogo Politekhn. Un-ta. Seriya «Inzhiniring Georesursov». 2015; 326;9:143—152. (in Russian).
2. Kucherov Yu.N., Utts S.A. Obespechenie Ustoychivosti i Nadezhnosti EES s Narastayushchey Doley Ob′ektov Raspredelennoy Generatsii, Vklyuchaya VIE. Elektroenergetika Glazami Molodezhi: Trudy VI Mezhdunar. Nauch.-tekhn. Konf. Ivanovo, 2015:350—355. (in Russian).
3. Otchet o Funktsionirovanii EES Rossii v 2018 g. [Elektron. Resurs] http://so-ups.ru (Data Obrashcheniya 18.03.2019). (in Russian).
4. Rowen W.I. Simplified Mathematical Representations of Heavy-Duty Gas Turbines. J. Eng. Power. 1983;105;83:865.
5. Rowen W.I. Simplified Mathematical Representations of Single-shaft Gas Turbines in Mechanical Drive Services. Turbo Mach. Int. 1992;33;5:26—32.
6. NERC MOD-027-1. List of Acceptable Models and Model Block Diagrams for Use in Dynamic Simulation [Elektron. Resurs] https://www.pjm.com (Data Obrashcheniya 18.03.2019).
7. Task Force on Turbine-Governor Modeling // IEEE Power Syst. Dynamic Performance Com., Power Syst. Stability Subcom., Dynamic Models for Turbine-Governors in Power System Studies, 2013.
8. CIGRE Task Force C4.02.25. Modeling of Gas Turbines and Steam Turbines in Combined Cycle Power Plants.
9. Lalor G.R. Frequency Control on an Island Power System with Evolving Plant Mix. Dublin: University College, 2005.
10. Meegahapola L. Characterisation of Gas Turbine Dynamics During Frequency Excursions in Power Networks. IET Generation, Transmission and Distribution. 2014;8;10:1733—1743.
11. Bagnasco A., Delfino B., Denegri G.B., Massucco S. Management and Dynamic Performances of Combined Cycle Power Plants During Parallel and Islanding Operation. IEEE Trans. on Energy Conversion. 1998;13(2):194—201.
12. Davydov A.V. Issledovanie Peremennykh Rezhimov Binarnykh PGU s Tsel'yu Povysheniya Manevrennosti: Avtoref. Dis…. Kand. Tekhn. Nauk M.: Vserossiyskiy Teplotekhnicheskiy Nauch.-issled. In-t, 2009. (in Russian).
13. Davydov N.I., Zorchenko N.V., Davydov A.V., Radin Yu.A. Model'nye Issledovaniya Vozmozhnosti Uchastiya PGU v Regulirovanii Chastoty i Peretokov Moshchnosti v EES Rossii. Teploenergetika. 2009;10: 11—16. (in Russian).
14. Bilenko V.A., Manevskaya O.A., Melamed A.D. Rezul'taty Ispytaniy Sistemy Avtomaticheskogo Regulirovaniya Chastoty i Moshchnosti Energobloka PGU-450 Kaliningradskoy TETS-2. Teploenergetika. 2008;10: 52—60. (in Russian).
15. STO 59012820.27.100.004—2016. Normy Uchastiya Parogazovykh i Gazoturbinnykh Ustanovok v Normirovannom Pervichnom Regulirovanii Chastoty i Avtomaticheskom Vtorichnom Regulirovanii Chastoty i Peretokov Aktivnoy Moshchnosti. (in Russian).
16. Konkurentnyy Otbor Sub′ektov Elektroenergetiki, Okazyvayushchikh Uslugi po Nprch v Period s Yanvarya po Iyun' 2019 g. [Elektron. Resurs] http://so-ups.ru (Data Obrashcheniya 18.03.2019). (in Russian).
17. Postanovlenie Pravitel'stva Respubliki Kazakhstan № 625. ot 19 Iyunya 2013 g. «Elektrosetevye Pravila». (in Russian).
18. Osnovnye Tekhnicheskie Trebovaniya k Parallel'no Rabotayushchim Energosistemam Stran SNG i Baltii. Metodika Opredeleniya Velichiny i Razmeshcheniya Rezervov Aktivnoy Moshchnosti dlya Tseley Regulirovaniya Chastoty i Peretokov [Elektron. Resurs] http://so-ups.ru (Data Obrashcheniya 18.03.2019). (in Russian).
19. Protokol № 28 ot 27 Oktyabrya 2005 g. Elektroenergeticheskogo Soveta SNG «Kontseptsiya Regulirovaniya Chastoty i Peretokov v Energoob′edinenii Stran SNG i Baltii». (in Russian).
20. UCTE OH — Policy 1: Load-Frequency Control and Performance [Elektron. Resurs] https://www.entsoe. eu/ (Data Obrashcheniya 18.03.2019).
21. Kuznetsov O.N., Chumachenko V.V. Analiz Rezervov dlya Regulirovaniya Chastoty i Aktivnoy Moshchnosti. Vestnik MEI. 2013;5:53—60. (in Russian).
22. Heckmann W. Aggregated Units and Control Reserve: Control Reserve Market and Pre-qualification in Germany [Elektron. Resurs] http://www.sirfn.net/ (Data Obrashcheniya 18.03.2019).
23. Fallis A.G. Grid Requirements on CCGT Plants [Elektron. Resurs] http://www.cigre.org/ (Data Obrashcheniya 18.03.2019).
24. Tsanev S.V., Burov V.D., Remezov A.N. Gazoturbinnye i Parogazovye Ustanovki Teplovykh Elektrostantsiy. M.: Izdat. Dom MEI, 2009. (in Russian).
25. Kandiloros I., Ziras C., Vournas C. Gas-turbine Stability Improvement Through a Compressed-air Chamber. Proc. VIII Mediterranean Conf. Power Generation, Transmission, Distribution and Energy Conversion. Italy, 2012.
26. Li K.W. Compressed Air Storage in Gas Turbine Systems. J. Engineering for Power. 1975;97(4):640—644.
---
For citation: Isingaleev A.U., Kuznetsov O.N. The Influence of Gas Turbine Power Plants on Frequency Control in the Western Part of the Kazakhstan Electric Power System. Bulletin of MPEI. 2019;6:21—29. (in Russian). DOI: 10.24160/1993-6982-2019-6-21-29.
2. Кучеров Ю.Н., Утц С.А. Обеспечение устойчивости и надежности ЭЭС с нарастающей долей объектов распределенной генерации, включая ВИЭ // Электроэнергетика глазами молодежи: Труды VI Междунар. науч.-техн. конф. Иваново, 2015. С. 350—355.
3. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2018 г. [Электрон. ресурс] http://so-ups.ru (дата обращения 18.03.2019).
4. Rowen W.I. Simplified Mathematical Representations of Heavy-Duty Gas Turbines // J. Eng. Power. 1983. V. 105. No. 83. Pp. 865.
5. Rowen W.I. Simplified Mathematical Representations of Single-shaft Gas Turbines in Mechanical Drive Services // Turbo Mach. Int. 1992. V. 33. No. 5. Pp. 26—32.
6. NERC MOD-027-1. List of Acceptable Models and Model Block Diagrams for Use in Dynamic Simulation [Электрон. ресурс] https://www.pjm.com (дата обращения 18.03.2019).
7. Task Force on Turbine-Governor Modeling // IEEE Power Syst. Dynamic Performance Com., Power Syst. Stability Subcom., Dynamic Models for Turbine-Governors in Power System Studies, 2013.
8. CIGRE Task Force C4.02.25. Modeling of Gas Turbines and Steam Turbines in Combined Cycle Power Plants.
9. Lalor G.R. Frequency Control on an Island Power System with Evolving Plant Mix. Dublin: University College, 2005.
10. Meegahapola L. Characterisation of Gas Turbine Dynamics During Frequency Excursions in Power Networks // IET Generation, Transmission and Distribution. 2014. V. 8. No. 10. Pp. 1733—1743.
11. Bagnasco A., Delfino B., Denegri G.B., Massucco S. Management and Dynamic Performances of Combined Cycle Power Plants During Parallel and Islanding Operation // IEEE Trans. on Energy Conversion. 1998. V. 13(2). Pp. 194—201.
12. Давыдов А.В. Исследование переменных режимов бинарных ПГУ с целью повышения маневренности: автореф. дис…. канд. техн. наук М.: Всероссийский теплотехнический науч.-исслед. ин-т, 2009.
13. Давыдов Н.И., Зорченко Н.В., Давыдов А.В., Радин Ю.А. Модельные исследования возможности участия ПГУ в регулировании частоты и перетоков мощности в ЕЭС России // Теплоэнергетика. 2009. № 10. С. 11—16.
14. Биленко В.А., Маневская О.А., Меламед А.Д. Результаты испытаний системы автоматического регулирования частоты и мощности энергоблока ПГУ-450 Калининградской ТЭЦ-2 // Теплоэнергетика. 2008. № 10. С. 52—60.
15. СТО 59012820.27.100.004—2016. Нормы участия парогазовых и газотурбинных установок в нормированном первичном регулировании частоты и автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности.
16. Конкурентный отбор субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по НПРЧ в период с января по июнь 2019 г. [Электрон. ресурс] http://so-ups.ru (дата обращения 18.03.2019).
17. Постановление Правительства Республики Казахстан № 625. от 19 июня 2013 г. «Электросетевые правила».
18. Основные технические требования к параллельно работающим энергосистемам стран СНГ и Балтии. Методика определения величины и размещения резервов активной мощности для целей регулирования частоты и перетоков [Электрон. ресурс] http://so-ups.ru (дата обращения 18.03.2019).
19. Протокол № 28 от 27 октября 2005 г. Электроэнергетического Совета СНГ «Концепция регулирования частоты и перетоков в энергообъединении стран СНГ и Балтии».
20. UCTE OH — Policy 1: Load-Frequency Control and Performance [Электрон. ресурс] https://www.entsoe. eu/ (дата обращения 18.03.2019).
21. Кузнецов О.Н., Чумаченко В.В. Анализ резервов для регулирования частоты и активной мощности // Вестник МЭИ. 2013. № 5. C. 53—60.
22. Heckmann W. Aggregated Units and Control Reserve: Control Reserve Market and Pre-qualification in Germany [Электрон ресурс] http://www.sirfn.net/ (дата обращения 18.03.2019).
23. Fallis A.G. Grid Requirements on CCGT Plants [Электрон. ресурс] http://www.cigre.org/ (дата обращения 18.03.2019).
24. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. М.: Издат. дом МЭИ, 2009.
25. Kandiloros I., Ziras C., Vournas C. Gas-turbine Stability Improvement Through a Compressed-air Chamber // Proc. VIII Mediterranean Conf. Power Generation, Transmission, Distribution and Energy Conversion. Italy, 2012.
26. Li K.W. Compressed Air Storage in Gas Turbine Sys- tems // J. Engineering for Power. 1975. V. 97(4). Pp. 640—644.
---
Для цитирования: Исингалеев А.У., Кузнецов О.Н. Влияние электростанций с газотурбинными установками на регулирование частоты на примере западной части электроэнергетической системы Республики Казахстан // Вестник МЭИ. 2019. № 6. С. 21—29. DOI: 10.24160/1993-6982-2019-6-21-29.
#
1. Fishov A.G., Mukatov B.B. Rekonfiguratsiya Elektricheskikh Setey s Raspredelennoy Generatsiey i Mul'tiagentnym Upravleniem. Izvestiya Tomskogo Politekhn. Un-ta. Seriya «Inzhiniring Georesursov». 2015; 326;9:143—152. (in Russian).
2. Kucherov Yu.N., Utts S.A. Obespechenie Ustoychivosti i Nadezhnosti EES s Narastayushchey Doley Ob′ektov Raspredelennoy Generatsii, Vklyuchaya VIE. Elektroenergetika Glazami Molodezhi: Trudy VI Mezhdunar. Nauch.-tekhn. Konf. Ivanovo, 2015:350—355. (in Russian).
3. Otchet o Funktsionirovanii EES Rossii v 2018 g. [Elektron. Resurs] http://so-ups.ru (Data Obrashcheniya 18.03.2019). (in Russian).
4. Rowen W.I. Simplified Mathematical Representations of Heavy-Duty Gas Turbines. J. Eng. Power. 1983;105;83:865.
5. Rowen W.I. Simplified Mathematical Representations of Single-shaft Gas Turbines in Mechanical Drive Services. Turbo Mach. Int. 1992;33;5:26—32.
6. NERC MOD-027-1. List of Acceptable Models and Model Block Diagrams for Use in Dynamic Simulation [Elektron. Resurs] https://www.pjm.com (Data Obrashcheniya 18.03.2019).
7. Task Force on Turbine-Governor Modeling // IEEE Power Syst. Dynamic Performance Com., Power Syst. Stability Subcom., Dynamic Models for Turbine-Governors in Power System Studies, 2013.
8. CIGRE Task Force C4.02.25. Modeling of Gas Turbines and Steam Turbines in Combined Cycle Power Plants.
9. Lalor G.R. Frequency Control on an Island Power System with Evolving Plant Mix. Dublin: University College, 2005.
10. Meegahapola L. Characterisation of Gas Turbine Dynamics During Frequency Excursions in Power Networks. IET Generation, Transmission and Distribution. 2014;8;10:1733—1743.
11. Bagnasco A., Delfino B., Denegri G.B., Massucco S. Management and Dynamic Performances of Combined Cycle Power Plants During Parallel and Islanding Operation. IEEE Trans. on Energy Conversion. 1998;13(2):194—201.
12. Davydov A.V. Issledovanie Peremennykh Rezhimov Binarnykh PGU s Tsel'yu Povysheniya Manevrennosti: Avtoref. Dis…. Kand. Tekhn. Nauk M.: Vserossiyskiy Teplotekhnicheskiy Nauch.-issled. In-t, 2009. (in Russian).
13. Davydov N.I., Zorchenko N.V., Davydov A.V., Radin Yu.A. Model'nye Issledovaniya Vozmozhnosti Uchastiya PGU v Regulirovanii Chastoty i Peretokov Moshchnosti v EES Rossii. Teploenergetika. 2009;10: 11—16. (in Russian).
14. Bilenko V.A., Manevskaya O.A., Melamed A.D. Rezul'taty Ispytaniy Sistemy Avtomaticheskogo Regulirovaniya Chastoty i Moshchnosti Energobloka PGU-450 Kaliningradskoy TETS-2. Teploenergetika. 2008;10: 52—60. (in Russian).
15. STO 59012820.27.100.004—2016. Normy Uchastiya Parogazovykh i Gazoturbinnykh Ustanovok v Normirovannom Pervichnom Regulirovanii Chastoty i Avtomaticheskom Vtorichnom Regulirovanii Chastoty i Peretokov Aktivnoy Moshchnosti. (in Russian).
16. Konkurentnyy Otbor Sub′ektov Elektroenergetiki, Okazyvayushchikh Uslugi po Nprch v Period s Yanvarya po Iyun' 2019 g. [Elektron. Resurs] http://so-ups.ru (Data Obrashcheniya 18.03.2019). (in Russian).
17. Postanovlenie Pravitel'stva Respubliki Kazakhstan № 625. ot 19 Iyunya 2013 g. «Elektrosetevye Pravila». (in Russian).
18. Osnovnye Tekhnicheskie Trebovaniya k Parallel'no Rabotayushchim Energosistemam Stran SNG i Baltii. Metodika Opredeleniya Velichiny i Razmeshcheniya Rezervov Aktivnoy Moshchnosti dlya Tseley Regulirovaniya Chastoty i Peretokov [Elektron. Resurs] http://so-ups.ru (Data Obrashcheniya 18.03.2019). (in Russian).
19. Protokol № 28 ot 27 Oktyabrya 2005 g. Elektroenergeticheskogo Soveta SNG «Kontseptsiya Regulirovaniya Chastoty i Peretokov v Energoob′edinenii Stran SNG i Baltii». (in Russian).
20. UCTE OH — Policy 1: Load-Frequency Control and Performance [Elektron. Resurs] https://www.entsoe. eu/ (Data Obrashcheniya 18.03.2019).
21. Kuznetsov O.N., Chumachenko V.V. Analiz Rezervov dlya Regulirovaniya Chastoty i Aktivnoy Moshchnosti. Vestnik MEI. 2013;5:53—60. (in Russian).
22. Heckmann W. Aggregated Units and Control Reserve: Control Reserve Market and Pre-qualification in Germany [Elektron. Resurs] http://www.sirfn.net/ (Data Obrashcheniya 18.03.2019).
23. Fallis A.G. Grid Requirements on CCGT Plants [Elektron. Resurs] http://www.cigre.org/ (Data Obrashcheniya 18.03.2019).
24. Tsanev S.V., Burov V.D., Remezov A.N. Gazoturbinnye i Parogazovye Ustanovki Teplovykh Elektrostantsiy. M.: Izdat. Dom MEI, 2009. (in Russian).
25. Kandiloros I., Ziras C., Vournas C. Gas-turbine Stability Improvement Through a Compressed-air Chamber. Proc. VIII Mediterranean Conf. Power Generation, Transmission, Distribution and Energy Conversion. Italy, 2012.
26. Li K.W. Compressed Air Storage in Gas Turbine Systems. J. Engineering for Power. 1975;97(4):640—644.
---
For citation: Isingaleev A.U., Kuznetsov O.N. The Influence of Gas Turbine Power Plants on Frequency Control in the Western Part of the Kazakhstan Electric Power System. Bulletin of MPEI. 2019;6:21—29. (in Russian). DOI: 10.24160/1993-6982-2019-6-21-29.
Опубликован
2019-03-28
Выпуск
Раздел
Электрические станции и электроэнергетические системы (05.14.02)
