Задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России - Выполнение требований по регулированию частоты

В организационно-техническом плане большую роль сыграли и продолжают играть приказы РАО “ЕЭС России” № 368 от 3 июля 2000 г. “О мероприятиях по выполнению на электростанциях требований ПТЭ по регулированию частоты” и № 553 от 15 октября 2001 г. “О первичном регулировании частоты в ЕЭС России”.
Необходимость выпуска этих приказов определялась результатами обследования электростанций, которое Фирма ОРГРЭС организовала и провела в 1998 - 1999 гг. Обследование показало, что требования в части автоматизации режима, которые с 1995 г. содержатся в Правилах технической эксплуатации электростанций и сетей, практически повсеместно не выполняются:
на тепловых электростанциях не включены в эксплуатацию устройства автоматического регулирования, обеспечивающие работу котлов в регулировочном режиме и изменение их производительности при отклонении частоты в нормальном и аварийном режимах. На всех обследованных энергоблоках 200, 300 и 500 МВт действующие системы автоматического регулирования котлов используются только в базовом режиме, а нагрузка в пределах регулировочного диапазона периодически изменяется вручную оператором по диспетчерскому графику. Автоматическое регулирование нагрузки в переменных режимах не освоено;
на всех блоках 300, 500 и 800 МВт с пылеугольными котлами, а также на многих газомазутных блоках 200 и 300 МВт в работе постоянно, а вовсе не в стерегущем режиме, находятся регуляторы “до себя”, которые подавляют воздействие регуляторов частоты вращения турбин;
на ряде блоков 300 МВт режим скользящего давления применяется при полностью открытых регулирующих клапанах турбины как наиболее экономичный режим для блока и электростанции, но не учитывающий интересы энергосистемы;
частотные корректоры в системах регулирования мощности энергоблоков 300 и 800 МВт имеют зону нечувствительности от 49,5 до 50,2 Гц, в пределах которой регуляторы мощности препятствуют действиям регуляторов частоты вращения турбин, зона нечувствительности которых на порядок меньше;
значительная часть гидроагрегатов ГЭС, особенно поворотно-лопастного типа, из-за повышенных протечек масла в системе регулирования гидротурбин эксплуатируется с завышенной зоной нечувствительности по частоте и сниженным быстродействием, а в ряде случаев - на ограничителе открытия;
существующие на ГЭС системы ГРАМ морально и физически устарели и эксплуатируются с динамическими и статическими характеристиками, не соответствующими нормативным, а на некоторых ГЭС вообще выведены из эксплуатации.
Приказом № 368 всем руководителям AO-энерго и АО электростанций РАО “ЕЭС России” предписано проанализировать существующее положение, разработать и осуществить мероприятия, обеспечивающие участие всех электростанций в первичном регулировании частоты в соответствии с требованиями ПТЭ и других директивных документов. Фирмой ОРГРЭС подготовлено и разослано в энергосистемы и на электростанции информационное письмо [1] с указаниями по реализации на ТЭС этого приказа.
Планы мероприятий представлены от 62 из 72 АО- энерго по 309 электростанциям и 24 электростанциями РАО “ЕЭС России”. 65 электростанций заявили о готовности к полноценному участию в первичном регулировании, в том числе 26 ТЭЦ, 4 ГРЭС и 35 ГЭС. Однако они должны подтвердить свою готовность проведением испытаний по направленной им методике.
В то же время 116 ТЭС сообщили о невозможности для себя принимать участие в первичном регулировании. Необходимо отметить, что к их числу относятся практически все ТЭЦ Мосэнерго и Ленэнерго, мотивировавшие это тем, что часть турбин этих ТЭЦ оборудована встроенными пучками в конденсаторах, а остальные турбины постоянно работают в режиме с отсеченными ЧНД, так как это наиболее экономичный для них режим.
Учитывая, что общая выработка электроэнергии на ТЭЦ составляет около 50% суммарной выработки электроэнергии тепловых электростанций, вопрос об их привлечении к первичному регулированию следует совместно с ЦДУ дополнительно рассмотреть, так как техническая возможность для этого есть, а территориально эти ТЭЦ размещены так, что вряд ли ОЭС Центра и Северо-Запада могут обойтись без их участия в регулировании.
С другой стороны, приходится констатировать, что значительная часть запланированных электростанциями мероприятий по объективным причинам и не могла быть выполнена в срок, первоначально установленный приказом № 368 (к июлю 2001 г.), поскольку для их выполнения потребовалась замена или приобретение новой аппаратуры и совершенствование регулирующих органов. Дело в том, что в 90-х годах СРМ частично или полностью были законсервированы, а на ряде блоков с переходом на новую аппаратную базу демонтированы.
Кроме того, практически все разработанные ранее технические решения были ориентированы на достаточно ‘‘грубое” поддержание частоты в условиях ограниченных резервов мощности, что не противоречило действовавшим тогда нормам. Поэтому многие электростанции запросили продление сроков выполнения приказа № 368 и рекомендаций ИП ОРГРЭС. И это пришлось учесть. В связи с этим был подготовлен приказ № 553, в соответствии с которым генеральным директорам AO-энерго и АО электростанций предписано под личную ответственность обеспечить поэтапное выполнение мероприятий в сроки, утвержденные Департаментом электрических станций, с полным завершением до ноября 2002 г.
Это означает, что по прошествии этого срока ЦДУ сможет дать команду об уменьшении зоны нечувствительности корректоров частоты на большинстве электростанций страны до величины, равной зонам нечувствительности регуляторов скорости соответствующих турбин, т.е. на порядок. Это позволит оценить системный эффект от широкого участия электростанций в первичном регулировании частоты в ЕЭС России и уточнить оптимальный объем мероприятий, которые необходимо выполнить дополнительно для обеспечения надежной работы ЕЭС в условиях рынка, а также и для согласования характеристик на сечении Восток-Запад с энергообъединениями Центральной и Западной Европы.
Считаем необходимым особо подчеркнуть мобилизующую и, если хотите, психологическую роль упомянутых приказов. Большое значение для эксплуатационного персонала и руководителей всех уровней имеет сам факт признания необходимости поддержания частоты, как одного из важнейших показателей качества и надежности работ энергосистем.
Сегодня это видно из поступающих в ОРГРЭС отчетов о выполняемых мероприятиях. Завтра это должно облегчить решение проблемы обеспечения эффективного регулирования частоты в ЕЭС, поскольку, чем больше электростанций будет участвовать в первичном регулировании частоты, тем меньшим окажется воздействие ее колебаний на каждый энергоблок, меньшим будет износ регулирующих органов и колебания перетоков по связям между энергосистемами.
В этом плане нельзя не коснуться необходимости участия в регулировании частоты атомных электростанций. На Западе АЭС широко и активно участвуют в этом процессе. Задача привлечения российских АЭС к системному регулированию до настоящего времени практически не рассматривалась, возможность их привлечения руководством Росэнергоатома оспаривается, однако требует обсуждения и принятия решений. Это становится особенно актуальным в связи с планируемым увеличением удельного веса атомных электростанций в общей установленной мощности электростанций страны.