Jak zmniejszyć koszty uczestnictwa bloków energetycznych w automatycznej regulacji mocy i częstotliwości (ARCM)

Transkrypt

1 Jak zmniejszyć koszty uczestnictwa bloków energetycznych w automatycznej regulacji mocy i częstotliwości (ARCM) Autor: Prof. dr hab. inż. Jan Bujko, prof. dr hab. inż. Tadeusz Halawa, IASE Wrocław ( Energetyka grudzień 2005) W połączonym systemie elektroenergetycznym podsystemy pracujące synchronicznie prowadzą wymianę energii elektrycznej z sąsiednimi podsystemami w sposób kontrolowany za pomocą układu automatycznej regulacji mocy wymiany i częstotliwości (ARCM). W każdym podsystemie jest utrzymywana za pomocą tego układu zadana wartość salda energii wymiany, zgodnie z określonym bieżącym planem koordynacyjne dobowym BPKD. W tym celu elektrownie deklarują pasma mocy wirującej (rezerwa minutowa R M ) do regulacji wtórnej poszczególnych Jednostek Wytwórczych Centralnie Dysponowanych (JWCD) traktowanych jako Jednostki Grafikowe (JG). Aby uczestniczyć w regulacji ARCM muszą one spełniać wymagania co do jakości regulacji pierwotnej i wtórnej [1]. Operator Sieci Przesyłowej (OSP) zawiera kontrakty z elektrowniami na świadczenie usługi systemowej regulacji pierwotnej i/lub wtórnej w zakresie dysponowania mocą wirującą bloków energetycznych (JG) o określonym paśmie (około ±5% mocy znamionowej). Ogranicza to przedział zadawanych bazowych zmian obciążeń JG dla potrzeb regulacji trójnej zgodnie z ekonomicznym rozdziałem obciążeń ERO (LPD). Wpływa to na pracę JWCD przy nieco niższej sprawności w porównaniu z blokami energetycznymi nie uczestniczącymi w ARCM. Straty finansowe z tego tytułu są trudne do obliczenia. Moc czynna niezbędna dla potrzeb regulacji wtórnej za pomocą układu ARCM jest generowana przez bloki energetyczne opalane węglem kamiennym i brunatnym. Mogą one stosunkowo wolno zmieniać moc w automatycznej regulacji wtórnej, bo z szybkością 1% mocy znamionowej na minutę, z tym, że bloki energetyczne o mocy 380 MW mogą zmieniać moc szybciej. Zmniejszenia kosztu usługi systemowej automatycznej regulacji mocy wymiany i częstotliwości można oczekiwać po wprowadzeniu w regulatorze centralnym układu ARCM krótkotrwałego sygnału o działaniu proporcjonalnym k p, który wspomaga dorywczo działanie propor-cjonalnocatkujące (PI) regulatora centralnego RC-ARCM. Umożliwi to szybsze sprowadzania większych wartości uchybu G(t) do założonego przedziału (strefy) normalnych zmian ±G g. Przedział ten można dobrać doświadczalnie. Dodatkowe działanie proporcjonalne o amplitudzie k p i czasie działania T p powoduje chwilowo większą zmianę mocy JWCD uczestniczących w regulacji wtórnej. Realizacja tej funkcji wymaga wprowadzenia w RC-ARCM algorytmu mającego na celu wyzwalanie krótkotrwałego działania proporcjonalnego, którego efektem będzie zmniejszanie tempa wzrostu większych amplitud uchybu regulacji G(t) po przekroczeniu wartości ±G g oraz utrzymywanie przez dłuższy czas uchybu G(t) w tym przedziale. Regulatory RC-ARCM w podsystemach systemu UCTE funkcjonują jako proporcjonalno-całkujące i muszą spełniać warunek nadążania generacji za zapotrzebowaniem [2]. Zbyt duże wzmocnienie działania proporcjonalnego w regulatorze typu Pl może prowadzić do pojawiania się czasem kołysań mocy w liniach wymiany o częstotliwości około 0,2 Hz. W krajach zachodnich jednostki wytwórcze pracujące w ARCM mogą dwukrotnie szybciej zmieniać moc niż polskie JWCD. W kraju regulacją wtórną są objęte wyłącznie bloki energetyczne opalane węglem kamiennym i brunatnym i na nie przypada największy udział kosztów usługi systemowej regulacji wtórnej za pomocą ARCM.

2 Koszty uczestnictwa bloków energetycznych w regulacji wtórnej za pomocą ARCM Krajowe elektrownie systemowe mogą deklarować gotowość dostępu do świadczenia usługi systemowej regulacji wtórnej. W regulacji tej uczestniczy zwykle 80% wszystkich JWCD elektrowni systemowych będących w ruchu. Są to cieplne bloki energetyczne o mocy powyżej 100 MW spełniające postawione wymagania dotyczące ich regulacyjności [1,2]. W ramach rocznego planu koordynacyjno-dobowego i BPKD na każdą godzinę następnej doby OSP ustala wielkość rezerwy mocy wirującej (minutowej), jaką mają dysponować poszczególne JWCD jako jednostki grafikowe (JG) uczestniczące w regulacji wtórnej za pomocą układu ARCM. Regulacja ta zapewnia, poprzez ciągłe nadążanie generacji za zapotrzebowaniem mocy w podsystemie, utrzymywanie zadawanych wartości salda przepływów mocy w liniach łączących podsystem krajowy z sąsiadującymi. Dotyczy to również pozostałych podsystemów, które ze swej strony muszą utrzymywać salda przepływu energii wymiany na zadanych poziomach w celu utrzymywania przepływów energii elektrycznej pomiędzy blokiem CENTREL i UCTE [3]. Automatyczna regulacja wtórna poprawia w pewnym zakresie bezpieczeństwo eksploatacji krajowego podsystemu, np. w stanach samoczynnego wyłączenia bloku energetycznego z ruchu, jak i w innych przypadkach powodujących nagłe zaburzenie bilansu mocy, jeśli układ ARCM swoim zapasem mocy wirującej jest w stanie doprowadzić do bilansowania generacji z zapotrzebowaniem. W krajowym podsystemie wartość dostępnej rezerwy minutowej dla potrzeb automatycznej regulacji wtórnej za pomocą układu ARCM wynosi średnio +400 MW (dodatni zakres regulacji). OSP dobiera ją zależnie od wielkości obciążenia podsystemu mając na uwadze zachowanie bezpiecznej pracy KSE. Zawiera on z elektrowniami stosowne kontrakty na świadczenie usługi systemowej regulacji wtórnej w ramach funkcjonującego w kraju rynku technicznego. Kieruje się przy tym ceną świadczonej usługi systemowej, dyscypliną nadążania za zadawanymi zmianami sygnałów Y1 oraz lokalizacją danej jednostki wytwórczej w podsystemie (KSE). Zgodnie z zawartą umową na udział JG w regulacji wtórnej elektrownie otrzymują odpłatności: - za gotowość do świadczenia usługi dostarczania rezerwy minutowej dla potrzeb ARCM w zadeklarowanych pasmach zmian mocy, - za energię wyprodukowaną w tych pasmach, w wyniku sterowania za pomocą sygnałem Y1 wysyłanego z regulatora centralnego RC-ARCM do JWCD. W kosztach tej usługi systemowej powinno się również uwzględniać koszty: - zmienne produkcji, określone charakterystyką jednostkowego zużycia energii chemicznej paliwa w funkcji obciążenia; - związane z wyczerpywaniem się żywotności materiałów urządzeń z tytułu pracy w zmiennych warunkach obciążenia; - bieżącego utrzymywania wymaganego stanu technicznego urządzeń regulacyjnych na blokach energetycznych; - wynikające ze zmniejszania się trwałości elementów urządzeń i w związku z tym przeznaczone na niezbędne nakłady odtworzeniowe. Elektrownie ponoszą dodatkowo koszty badania i strojenia okresowego układów automatyk bloków energetycznych (JWCD). Koszty te są związane z wyłączeniem na kilka do kilkunastu dni z pracy w regulacji wtórnej ARCM. Zmienne warunki obciążeń bloków energetycznych powodują ubytek trwałości urządzeń podstawowych i pomocniczych, co ma wpływ na nakłady odtworzeniowe. Wartość odtworzeniowa

3 z tytułu pracy bloku o mocy 225 MW w zmiennych warunkach obciążeń z powodu odstawień wynosi około 0,050-0,078%/rok (w stosunku do całkowitego kosztu odtworzeniowego), a z powodu pracy w ARCM około 0,012-0,042%/rok. Te dwie przyczyny powodują ubytek wartości odtworzeniowej w wysokości 550 tys. zł na rok w odniesieniu do przyjętej wartości odtworzeniowej W=1 milion USD/1 MW [4]. Wynika stąd, że na pracę tego typu bloku w ARCM przypada kwota 150 tys. zł/rok. Największe koszty związane z usługą systemową automatycznej regulacji wtórnej powstają zatem w elektrowniach z jednostkami wytwórczymi centralnie dysponowanymi, którymi zarządza Operator Sieci Przesyłowej. W literaturze technicznej brak jest danych o kosztach prowadzenia wtórnej regulacji mocy za pomocą ARCM (LFC) w krajowym podsystemie. Na podstawie danych literaturowych [5] stwierdzić można, że koszty związane z regulacją automatyczną mocy wymiany z uwzględnieniem ekonomicznego rozdziału obciążeń (ERO) za pomocą AGC w podsystemach amerykańskich w warunkach rynku energii elektrycznej są znaczne. Na przykład w podsystemie Kanady o mocy do MW z dużym udziałem hydregeneratorów objętych również układem regulacji AGC koszt ten określono na kilka milionów dolarów rocznie. W innym podsystemie Kanady koszt regulacji mocy wymiany za pomocą AGC oceniono na 50 do 150 $/godzinę. Odpłatność za świadczenie usługi systemowej rezerwy minutowej elektrowni cieplnych w kraju [1] Rozliczenie za utrzymywanie rezerwy minutowej przez JWCD jako jednostki grafikowe (JG) w regulacji wtórnej w ARCM (znacznik 2 lub 3) obejmuje odpłatność za utrzymywanie rezerwy minutowej w gotowości do wykorzystania oraz za wykorzystanie tej rezerwy. Płatności te odnoszą się do zapotrzebowanej przez OSP mocy wirującej JG gotowych do pracy z załączonym układem regulacji ARCM [1]. Należność dla j-tej JG za gotowość rezerwy minutowej do wykorzystania w godzinie h określa wzór w którym = [zt/mw] - cena za gotowość rezerwy minutowej j-tej JG określona w umowie o świadczenie regulacyjnych usług systemowych. Cj RMG Z kolei P mj - dodatni zakres regulacji wtórnej mocy j-tej JG; - liczba minut w godzinie h, w której j-ta JG uczestnicząca w rynku bilansującym dysponowała rezerwą minutową w gotowości do wykorzystania; t jh RMG T - stała przeliczeniowa (T = 60).

4 Na przykład, dla JG o mocy 225 MW, która może świadczyć usługę gotowości do wykorzystania rezerwy minutowej przez 60 minut w godzinie h w zakresie regulacji wtórnej Należność za wykorzystanie rezerwy minutowej OSP negocjuje z elektrowniami, podobnie jak cenę za utrzymanie rezerwy minutowej w gotowość do wykorzystania. Negocjowaną stawkę za wykorzystanie R M można oszacować na około 10 zł/mw. Przy regulacji wtórnej przez ARCM należność za wykorzystanie rezerwy minutowej może wynosić około 20% stawki za gotowość. Stąd za 1 godz. pracy JG ze znacznikiem 2 lub 3 należność może wynieść do około 170 zł za gotowość i udział w regulacji wtórnej. Reagowanie regulatora centralnego RC-ARCM na małe uchyby regulacji Pod wpływem niewielkich zmian uchybu regulacji G(t) JWCD nie powinny zmieniać mocy, o ile jego wartość mieści się w zadanej strefie martwej (obojętnej) ±G m [6, 7]. Zmiany amplitud sygnału G (t) w tej strefie można traktować jako naturalny szum. Często występujące małe, chwilowe odchyłki G(t) są wynikiem stosunkowo niewielkich szybkich zmian zapotrzebowania mocy w podsystemie. Jeżeli RC-ARCM swoim działaniem nie będzie reagował na takie fluktuacje uchybu G(t), które występują w strefie obojętnej ±G m, to zmniejszy się koszt regulacji wtórnej. Nie będzie to miało istotnego wpływu na wzrost odchyłek wymiany energii między podsystemami i nie pogorszy jakości regulacji wtórnej [8]. Zatem jeśli wartość uchybu regulacji, jako odchyłki salda mocy wymiany P w i uchybu częstotliwości f z uwzględnieniem częstotliwościowego równoważnika mocy (K F), mieści się w strefie ±G m to RC-ARCM nie powinien wywoływać zmian sygnału Y1 wysyłanego do JWCD. Przyjęte pasmo strefy martwej (obojętnej) powinno być tak dobrane, aby nie przekraczać dopuszczalnej odchyłki salda wymiany energii z sąsiadującymi podsystemami ponad określoną granicę. Należy zaznaczyć, że w odstępach 15-minutowych w ciągu każdej godziny można kontrolować narastanie uchybu salda energii wymiany i likwidować go odpowiednio wcześniej dodatkową zmianą wartości sygnału Y1. Z obserwacji przebiegu uchybu salda mocy wymiany podanego na rysunku 3 wynika, że wprowadzenie strefy martwej (obojętnej) ±G m w granicach np. ±20 MW może ograniczać zbędne reagowanie JWCD na małe uchyby regulacji występujące w obrębie tej strefy. Zmiany sygnału uchybu regulacji G(t) w tej strefie odnoszą się do normalnych stanów pracy podsystemu (rys. 1).

5 Przyjęte pasmo strefy obojętnej ±G m powinno być takie samo dla dodatnich i ujemnych wartości uchybów G(t). Na dobór tego pasma ma wpływ m.in. wielkość pozostałych nieodfiltrowanych składowych szybkozmiennych sygnału G(t) [9]. Ich występowanie zależy między innymi od dynamiki zmian zapotrzebowania mocy w podsystemie. W warunkach bilansowania generacji z zapotrzebowaniem przez układ ARCM często występują niewielkie amplitudy uchybu regulacji w kierunku dodatnim jak i ujemnym. Niereagowanie RC- ARCM na takie małe odchyłki G(t) zmniejszy wydatek energii elektrycznej generowanej przez JWCD dla potrzeb regulacji wtórnej. Przez to ograniczy się zużywanie układów regulacji turbin oraz zmniejszy koszty odtworzeniowe urządzeń regulacyjnych [10].

6 Wprowadzenie strefy obojętnej ±G m nie zakłóca warunków poprawnej pracy układu ARCM. Potwierdzają to doświadczenia z eksploatacji układów ARCM w innych systemach [7]. Ograniczanie większych uchybów regulacji Wzrost uchybu G((t) ponad przeciętne wartości amplitud, jakie występują w czasie normalnej pracy podsystemu, przy właściwie prowadzonej regulacji trójnej oznacza jego wyjście poza pasmo normalnych zmian ±G g (rys.1). Wartość ±G g może być dobrana na podstawie doświadczenia z eksploatacji (np. w granicach ±50 MW (jak tu przyjęto). Amplitudy uchybu ponad strefę normalnych zmian należy traktować jako chwilowe większe zakłócenie bilansu salda mocy wymiany. Szybkość wzrostu G(t) po przekroczeniu pasma ±G g w kierunku dodatnim względnie ujemnym zależy od rodzaju zaburzenia bilansu mocy w podsystemie. Pojawiający się większy uchyb G(t) powinien być możliwie szybko sprowadzany w strefę normalnych zmian ±G działaniem RC- ARCM przy wspomaganiu krótkotrwałym działaniem sygnału proporcjonalnego P (rys. 2). Przez to będzie nieco szybciej następował powrót uchybu G(t) do przedziału ±G g. Jak wynika z zarejestrowanych przebiegów uchybu salda mocy wymiany, jak na rysunku 3, w niektórych przypadkach zaznacza się taka potrzeba. Wynika ona z występowania większych amplitud uchybu G(t) przekraczających ±G. Można je ograniczać przez wygenerowanie w RC- ARCM dodatkowego sygnału proporcjonalnego typu P o krótkotrwałym działaniu. Spowoduje to chwilowo większą zmianę sygnału Y1, co ograniczy nieco narastanie uchybu G(t), którego amplituda po osiągnięciu wartości maksymalnej jest zaraz zmniejszana pod wpływem ciągłego działania PI regulatora RC-ARCM. Bez dodatkowego działania typu P wzrastanie amplitudy ponad przyjętą wartość ±G g mogłaby trwać dłużej. Do analizy zmian sygnału G(t) należy wykorzystywać przebieg wyfiltrowany z wyższych harmonicznych za pomocą filtra dolnoprzepustowego, co zaznaczono na rysunku 2. Z modułu filtra uzyskuje się przebieg G h (t) bez składowych szybkozmiennych. Umożliwia to śledzenie w czasie jednoznacznych zmian amplitud sygnału G(t). Uchyb regulacji mocy wymiany z korektą częstotliwości przekroju CENTREL-UCTE Wprowadzenie modułu filtra dolnoprzepustowego dla sygnału G(t) i członu zadawania strefy granicznej ±G g pozwala identyfikować momenty, w których amplituda uchybu regulacji przekracza zadany przedział normalnych zmian. Sygnał o krótkotrwałym działaniu dodatkowej składowej proporcjonalnej k p jest sumowany z obecnie generowanym sygnałem uchybu regulacji w RC-ARCM (rys. 2). Dodatkowy sygnał typu P

7 może być aktywny tylko wtedy, gdy amplituda uchybu G(t) po wyjściu poza przedział normalnych zmian ±G g (w ustalonych warunkach pracy podsystemu) spełnia także wymagania podane w algorytmie (rys. 4). Wprowadzenie krótkotrwałego dodatkowego działania regulacyjnego w RC-ARCM może służyć lepszemu wykorzystywaniu mocy JWCD pod względem ekonomicznym i technicznym przy pracy w regulacji wtórnej. Jest to drugi, obok wprowadzenia strefy obojętnej +G m czynnik, który wpłynie na obniżenie kosztów usługi systemowej regulacji wtórnej za pomocą ARCM świadczonej w ramach funkcjonującego rynku technicznego energii elektrycznej. Szybsze sprowadzanie sygnału uchybu regulacji chwilowym wzmocnieniem sygnału typu P w RC-ARCM zmniejszy wydatek energii związany z regulacją wtórną przez wydłużenie okresu utrzymywania uchybów G(t) w paśmie normalnych jego zmian ograniczonym wartością ±G g W normalnych stanach pracy KSE wpłynie to również na zmniejszanie naprężeń termicznych w elementach grubościennych kotłów i turbin ze względu na ograniczanie większych amplitud zmian mocy JWCD. Koncepcja wyzwalania dodatkowego działania proporcjonalnego w regulatorze RC-ARCM Wprowadzenie krótkotrwałego sygnału działania proporcjonalnego w regulatorze RC-ARCM (Control system of variable structure) [10] nie naruszy poprawnej regulacji mocy wymiany z korektą częstotliwości. Moment, w którym może być włączony sygnał k p określa wyjście uchybu regulacji G(t) poza zadaną strefę normalnych zmian i przy spełnieniu dodatkowych warunków (rys. 4). Gdy następuje powrót do stanu normalnych zmian G(t) po chwilowej większej odchyłce salda mocy wymiany, regulator ARCM działa wg dotychczas funkcjonującego kryterium. Wspomaganie działaniem typu P o amplitudzie k p i czasie trwania T p w RC-ARCM nie doprowadzi do występowania niestabilności jego działania, którego wynikiem może być pojawienie się kołysań mocy w linii wymiany energii pomiędzy podsystemami. Przedstawiona koncepcja wyzwalania sygnału k p wymaga analizowania przebiegu większych amplitud uchybów regulacji G(t), które przekraczają wartość G h (t) > G g. Moment przekroczenia wartości granicznej ±G g, gdy zaczyna się pełna minuta zegarowa, oznaczono jako t o. W tym momencie wyznacza się trzy wartości amplitud G h (t) odczytanych w pełnych minutach zegarowych: G 0 h (t) i G -1 h (t) oraz G- 3 h (t), tj. jedna i trzy minuty przed czasem t o. Służą one od obliczania wartości zgodnie z zależnościami podanymi w algorytmie obliczeń.

8 Spełnienie warunku zgodności znaków z wyliczonych dwóch zależności spowoduje wygenerowanie impulsu o amplitudzie k p o znaku przeciwnym z zadanym wcześniej czasie trwania T p, który można dobrać doświadczalnie (np. około 1-2 min.). Na rysunku 2 podano schematycznie funkcjonujący obecnie w RC-ARCM człon PI, którego sygnał jest sumowany z sygnałem typu P o amplitudzie k p. Sygnał wyjściowy G w (t) z sumatora jest przetwarzany tak jak dotychczas w RC- ARCM na sygnał Y1, który steruje zmianami mocy JWCD w oferowanych przez elektrownie pasmach regulacji wtórnej. Zdecydowane wyjście sygnału G h (t) poza strefę normalnych zmian i dalszy wzrost do strefy alertu (rys. 1) może wskazywać na wystąpienie dużego zaburzenia bilansu mocy we własnym lub w sąsiadującym podsystemie. Sprawdzać to powinien moduł w AGC-DYSTER. Powinien on, poza wykrywaniem większych zaburzeń bilansu mocy podsystemu, również określić, czy naruszenie bilansu generacji z zapotrzebowaniem nastąpiło we własnym podsystemie czy poza nim. Jeśli wystąpi zakłócenie równoważenia generacji z zapotrzebowaniem poza własnym podsystemem, to blokowana będzie funkcja dodatkowego działania proporcjonalnego. Blokada ta dotyczy również momentu, w którym podczas działania sygnału k p wystąpiło ekstremum ( G/ t=0). Zawsze po jednominutowej przerwie od zakończenia działania k, gdy są spełnione wymagane warunki, jak podano w algorytmie, to zostanie wygenerowany nowy impuls o amplitudzie k p z odpowiednim znakiem. Jeśli w trakcie generowania k p pochodna sygnału osiąga wartość G h (t)/ t = 0, to następuje przerwanie rozpoczętego działania składowej proporcjonalnej k p. W takich sytuacjach, aby nie następowało włączanie na krótko działania typu P można wprowadzić do układu oddzielny moduł do wyznaczania bardzo krótkoterminowej predykcji sygnału G(t) [11, 12]. Wartość wzmocnienia k jest parametrem nastawialnym, podobnie jak czas jego trwania T p. Krótkotrwałe impulsowe działanie typu P występuje sporadycznie do kilku na godzinę, jak to wynika z zarejestrowanych przebiegów uchybu salda mocy wymiany w krajowym podsystemie, zarejestrowanych w kwietniu 2002 r. (rys.3). Ich częstość zależy od przyjętej wartości ±G g. Przyhamowanie w podany sposób wzrostu amplitudy uchybu regulacji poprzez krótkotrwałe zwiększanie wzmocnienia działania proporcjonalnego będzie mieć bezpośredni wpływ na zmianę wartości sygnału Y1, a zatem i na zmianę mocy JWCD w paśmie regulacji wtórnej. Działaniem tym można zawężać pasmo zmian sygnału Y1 w dłuższych okresach. Zaznaczyć należy, że może pojawić się duża zmiana uchybu G(t) świadcząca o potrzebie interwencyjnego sterowania równocześnie mocą grupy JWCD w paśmie mocy dla regulacji wtórnej przy pomocy sygnału Y 1j o ile zaburzenie bilansu ma miejsce we własnym podsystemie, np. samoczynne wyłączenie większego źródła generacji. W takich sytuacjach powinno następować automatyczne włączenie sygnału interwencyjnego Y 1j o czym będzie informowany dyspozytor.

9

10 Charakterystyka zmian uchybu regulacji Występowanie większych wartości uchybu salda mocy wymiany i częstotliwości G(t) przy pracy synchronicznej bloku CENTREL z systemem UCTE w normalnych stanach pracy jest wynikiem nie tylko szybkich zmian w czasie mocy pobieranych przez większych niespokojnych odbiorców, jak np. huty, walcownie stali, lecz może również wynikać z nałożenia się innych zakłóceń, jakie pojawiają się w trakcie eksploatacji systemu UCTE. Na rysunku 3 jest podany jednogodzinny przebieg uchybu regulacji G(t), jaki wystąpił przy automatycznej regulacji mocy wymiany z korektą częstotliwości podczas pracy krajowego regulatora RC-ARCM w strukturze pluralistycznej. W pozostałych krajach bloku CENTREL funkcjonujące układy ARCM utrzymywały zadaną wartość salda mocy wymiany z korektą częstotliwości własnych podsystemów. Uchyb G(t) na wejściu krajowego RC-ARCM uwzględnia również wypadkowy uchyb regulacji pozostałych regulatorów RC-ARCM krajów tego bloku w celu utrzymywania zadanej wartości przepływu energii elektrycznej pomiędzy systemem UCTE i systemem CENTREL. Jak wynika z rysunku 3 przy zadanej wartości strefy granicznej G g =±50 MW od godziny 3 do 4 było 8 przekroczeń wartości G g = -50 MW, z których tylko 3 spełniały warunek włączenia sygnału +k p. W tym czasie wystąpiły również 5 przekroczeń sygnału G h (t) ponad wartość +50 MW, przy czym algorytm obliczeń mógł dopuścić do wyzwolenia 1 sygnału -k p. O godzinie 3 03 wystąpiła zgodność znaków wyliczonych, ale algorytm w dalszej analizie przebiegu G h (t) nie dopuścił do wygenerowania sygnału -k p. W innym przebiegu między godziną 11 i 12 przy założonej strefie G g +50 MW wystąpiły 4 przekroczenia poziomu +G g. Zgodnie z algorytmem mogły być wygenerowane 2 sygnały -k p. Z ujemnych 9 wartości G h (t) przekraczających wartość G g = -50 MW mogły być wygenerowane 4 sygnały +k p w celu sprowadzenia większych amplitud uchybu G(t) do strefy ograniczonej wartością ±G g. Bardzo krótkoterminowa prognoza zmian sygnału uchybu regulacji G (t) Potrzeby zastosowania predykcji bardzo krótkoterminowej do sterowania mocą jednostek wytwórczych w elektrowniach były omawiane w artykule N. Jaleely [10] oraz związanych z nim dyskusji w odniesieniu do potrzeby dysponowania prognozą z wyprzedzeniem 60-sekundowym przebiegu sygnału G(t). Taka możliwość rysuje się obecnie, gdy problem predykcji sygnału G(t) został teoretycznie rozwiązany w zrealizowanym przez IASE grancie KBN nr 8 T10B pod kierunkiem prof. Aleksandra Werona [11, 12]. Przedstawiona metoda prognozy w zastosowaniu do sterowania predyktywnego została opracowana i sprawdzona na modelu dwóch połączonych systemów. Może ona funkcjonować poprawnie w normalnych warunkach pracy podsystemu, natomiast w stanach nagłego, większego naruszenia bilansu prognoza zmian uchybu regulacji nie może być stosowana. Podsumowanie Narastające większe wartości uchybów salda mocy wymiany i częstotliwości można likwidować chwilową zmianą wzmocnienia członu proporcjonalnego w RC-ARCM. Odnosi się to do stanów normalnej pracy podsystemu. Należy oczekiwać, że ze względu na utrzymywanie przez dłuższy czas uchybu G(t) w przedziale ±G g, zmniejszy się wydatek energii elektrycznej JG dla potrzeb ARCM. Brak odpowiedzi JG na małe zmiany wartości uchybu regulacji G(t), które mieszczą się w strefie

11 obojętnej (martwej ±G m ), nie pogorszy jakości regulacji wtórnej za pomocą ARCM, jak i dotrzymywania kontraktów na wymianę energii z sąsiadującymi podsystemami w poszczególnych godzinach doby. W celu poprawy bezpieczeństwa pracy KSE wskazane jest wprowadzenie w RC-ARCM modułu do identyfikacji dużych zaburzeń bilansu mocy własnego obszaru z możliwością automatycznego włączania sygnału Y 1l w celu interwencyjnego sterowania mocą JWCD w przypadku pojawiania się dużych zaburzeń bilansu mocy w podsystemie. Należy przeanalizować wpływ regulacji pluralistycznej realizowanej za pomocą krajowego RC- ARCM na wzrost kosztów odtworzeniowych bloków energetycznych. Duże awarie systemowe, jakie miały miejsce, wykazały, że nie jest dotychczas wykorzystywany czas od chwili pojawienia się pierwszego zaburzenia do momentu rozwijającej się awarii, który wynosi do kilkudziesięciu minut. W tym czasie należy podejmować odpowiednie działania prowadzące do odciążania zagrożonych linii przesyłowych, np. przez alokacje miejsc generacji. Ze względu na wielką odpowiedzialność w podejmowanych wtedy działaniach, zwłaszcza w warunkach REE oraz obowiązujące formalne wymagania co do konieczności porozumiewania się z kierownictwem wyższego szczebla sugeruje się zastąpienie ręcznych działań w tym zakresie działaniami prowadzonymi przez układy automatycznej regulacji, w tym rozszerzenia funkcji regulatora centralnego RC-ARCM, a w przyszłości AGC-DYSTER. LITERATURA [1] PSE SA Operator Sieci Przesyłowej - Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej - Regulamin Eksploatacyjnych Usług Systemowych. Warszawa, listopad 2004 [2] Ground rules concerning primary and secondary control of freguency and active powerwithin UCPTE. Entered into force on , UCPTE s [3] Błajszczak G.: Sterowanie wymianą energii na granicach polskiego systemu elektroenergetycznego. Przegląd Elektrotechniczny 2003, nr 2, s. 70 [4] Folwarczny C., Owsianka W.: Rynek bilansujący energii elektrycznej i jego skutki technicznoekonomiczne dla bloków energetycznych. Energetyka 2002, nr 9, s. 649 [5] Henderson R i in.: Cost aspects of AGC, inadvertent energy and time error. IEEE Trans, on Power Systems, No 1, February 1990, s. 113 [6] Jaleeli N., Van Slyck L.S.: Tie Line bias prioritized energy control. IEEE Trans, on Power Systems, Vol, 10, No 1, February 1995, s. 53 [7] Vournas C.D. i in.: A flexible AGC algorithm for the Hellenic Interconnected System. IEEE Trans, on Power Systems, Vol. 4, No 1, February 1989 [8] Bujko J., Halawa T: Jakość regulacji częstotliwości i mocy w obszarze systemu elektroenergetycznego. Energetyka 2002, nr 12 [9] Prowse D.: lmprovements to a standard automatic generation control filter algorithm. IEEE Trans, on Power Systems, Vol. 8, No 3, August 1993, S [10] Jaleeli N. i in.: Understanding automatic generation control. IEEE Trans, on Power Systems No , s [11] Weron A., Skorupski W. i in.: Zastosowanie predykcji krótkoterminowej szybkozmiennego sygnału odchylenia regulacyjnego do centralnej regulacji mocy i częstotliwości w uwarunkowaniach rynkowych systemu elektroenergetycznego. Projekt badawczy nr 8 T10B , 2003 [12] Halawa T, Skorupski W., Mikołajczak H., Misiorek A.: Zastosowanie predykcji sygnału odchylenia regulacyjnego do centralnej regulacji mocy czynnej i częstotliwości w systemie elektroenergetycznym. Energetyka 2003, nr 12, s. 812