Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> Задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России

Заключение экспертной комиссии по докладу ОРГРЭС - Задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России

Оглавление
Задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России
Выполнение требований по регулированию частоты
Первичное и вторичное регулирование
Экономические факторы для компенсации затрат
Синхронное объединение ЕЭС России с европейскими энергосистемами
Синхронное объединение - выполненные работы и основные результаты
Синхронное объединение - исследования и организационные мероприятия в России
Регулирование частоты и мощности
Достигнутые характеристики регулирования в TESIS и ЕЭС России
Обеспечение надежности и противоаварийное управление
Синхронное объединение - выводы и предложения по обеспечению надежности
К определению научно-технических проблем и программных задач
Тепловые электростанции
Атомные электростанции
Первичное регулирование
Вторичное регулирование
Качество мощности и энергии, поставляемой энергоустановкой
Совершенствование нормативных и методических материалов
Разработка новых методических материалов
Оценка погрешности формирования ошибки регулирования по критерию сетевых характеристик
Регулирование частоты в энергосистемах России в современных условиях
Основные принципы первичного регулирования в энергосистемах России
Вторичное регулирование режима в энергосистемах России
Протокол совместного заседания
Решение по протоколу
Организация регулирования частоты, технические требования
Предложения ВНИИЭ по техническим требованиям к характеристикам электростанций
Заключение экспертной комиссии по докладу ОРГРЭС
Анализ параллельной работы по условиям статической устойчивости

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
экспертной комиссии по докладу ОРГРЭС “Научно-технические проблемы и программные задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка”
В докладе ОРГРЭС подробно изложены:
актуальность проблемы в связи с реструктуризацией энергетики; необходимостью распределения ответственности за обеспечение надежности и качества электроэнергии; перспективами синхронной параллельной работы с Европейским энергообъединением UCTE;
сопоставление требований к регулированию частоты в UCTE и в ЕЭС России с маневренными возможностями электростанций;
характеристика состояния энергетического оборудования и технологической автоматики электростанций в ЕЭС России по результатам проведенного в 1998 - 1999 гг. ОРГРЭС обследования 16 блочных тепловых электростанций ОЭС Центра, Урала и Северного Кавказа, в том числе 15 газомазутных (Конаковской ГРЭС, Костромской ГРЭС и др.), а также двух крупных гидроэлектростанций - Боткинской ГЭС и Волжской ГЭС им. В. И. Ленина; выявленные при этом недостатки, затрудняющие участие электростанций в регулировании частоты;
предлагаемые мероприятия для обеспечения выполнения газомазутными ТЭС и гидроэлектростанциями требований ПТЭ по участию в регулировании частоты;
сведения о работе, проведенной в энергосистемах Польши и Восточной Германии при организации регулирования частоты на уровне европейских требований и ее оценка применительно к ЕЭС России;
предложения по организации работ для привлечения электростанций к активному участию в регулировании частоты и перетоков мощности и пути совершенствования систем регулирования.
В докладе предложен проект “Отраслевой программы подготовки электростанций ЕЭС России к участию в регулировании частоты который после доработки может быть использован при техперевооружении и реконструкции систем автоматического регулирования электрических станций.
Доклад в целом представляет несомненный практический интерес.
К наиболее проработанным относятся следующие вопросы:
результаты обследования и оценка состояния оборудования и систем регулирования частоты и мощности на тепловых электростанциях и гидроэлектростанциях, выявленные недостатки обслуживания и используемых режимов работы как энергетического оборудования, так и его технологической автоматики;
оценка роли атомных электростанций в регулировании режима работы с учетом возрастающего их удельного веса в ЕЭС;
мероприятия по выполнению на электростанциях действующих директивных документов в области регулирования частоты.
В докладе также проанализированы: требования к системе первичного, вторичного и третичного регулирования частоты в UCTE; требования к регулированию частоты в ЕЭС России; оценка опыта работы энергосистем Польши и Восточной Германии при их интеграции в UCTE.
Работа ОРГРЭС выполнена в соответствии с приказом РАО ‘‘ЕЭС России” от 3/VII 2000 г. № 368 “О мероприятиях по выполнению на электростанциях требований ПТЭ по регулированию частоты” и содержит базовый материал для дальнейшего использования при техперевооружении и реконструкции.
В меньшей мере удались другие вопросы, а именно:
1. Не уделено внимания оценке характера колебаний частоты, имеющих место в ЕЭС в нормальных и аварийных условиях работы и проистекающих из этого требований к участию электростанций в первичном регулировании частоты.
2. Не выполнен анализ:
имеющейся штатной автоматики и средств регулирования параметров режима работы котлов и турбин для работы в полностью автоматическом режиме при знакопеременных воздействиях;
ведущей роли автоматического регулятора скорости (АРС) вращения турбин при их участии в первичном регулировании частоты и в соответствии с заданными параметрами АРС по зоне нечувствительности и статизму регулирования.
Попытки в 2001 г. перевода эксплуатационным персоналом энергоблоков мощностью 800 МВт на Сургутской ГРЭС-2 и Нижневартовской ГРЭС в режим первичного регулирования частоты привели к возникновению неустойчивого режима с колебаниями частоты и активной мощности, что подтверждает наличие проблем, требующих серьезного изучения и разработки рекомендаций, пригодных для дальнейшего использования на других электростанциях.
3. В выпущенном ОРГРЭС в 2000 г. “Методическом пособии по проверке готовности ТЭС к первичному регулированию частоты в ЕЭС России” необходимость осуществления повторных изменений мощности электростанции, в том числе знакопеременных, лишь декларируется во введении, однако не подкреплена соответствующими испытаниями.
Есть основания предполагать, что именно в этих режимах возникнут осложнения.
4. Не рассмотрены вопросы совместного функционирования оборудования и технологической автоматики котлов и турбин при противоаварийном управлении мощностью блочных ГРЭС, а также при аварийном изменении частоты в регионе, отделившемся от ЕЭС.
Не предлагаются решения по организации аварийного первичного регулирования частоты электростанциями отделившегося региона с сохранением технологической устойчивости самих электростанций и энергоснабжения региона.
Авария в Свердловэнерго в сентябре 2000 г. подтверждает актуальность аварийного регулирования.
Именно отсутствие акцента на противоаварийной роли первичного регулирования при разделении ЕЭС позволяет владельцам ТЭЦ и АЭС заявлять о невозможности участия в первичном регулировании.
5. Вызывает возражения недооценка авторами доклада роли АРС турбин электростанций в ЕЭС России в настоящем и тем более в будущем, в том числе при объединении на параллельную работу с энергообъединением Западной Европы.
6. Недостаточное внимание уделено вопросам использования “скользящего давления” пара на входе в турбину при первичном и вторичном регулировании.
7. Отсутствуют предложения по корректировке действующих нормативных и инструктивных документов, не предусматривающих участие ТЭС, АЭС в первичном регулировании частоты и вторичном регулировании режима работы энергосистем.
В частности, такой корректировке следует подвергнуть требования по маневренности энергоблоков.
8. Не раскрыты экономические аспекты участия электростанций в регулировании частоты в условиях конкурентного рынка электроэнергии и мощности. Связь с рынком, скорее, декларирована, нежели раскрыта.
Эксперты склонны считать имеющиеся упущения и неверные трактовки, а, следовательно, и недостаточно обоснованные выводы доклада следствием недостаточного времени, отпущенного на его подготовку.
Техническим совещанием, проведенным в ЦДУ ЕЭС под руководством Департамента научно-технической политики и развития 6/03 2001 г., подобный доклад рекомендовалось готовить рабочей группе специалистов ЦДУ ЕЭС, ВНИИЭ, ОРГРЭС, вти, эсп, НИИПТ, что позволило бы избежать отмеченных недостатков, однако потребовало бы значительно большего времени.
Предложения экспертной комиссии.
1. Одобрить проводимую работу и основные положения доклада ОРГРЭС с учетом изложенного.
2. Поручить Департаменту научно-технической политики и развития, ЦДУ ЕЭС по согласованию с соответствующими организациями сформировать экспертную группу специалистов и поручить ей доработку нерешенных или спорных вопросов организации первичного регулирования частоты и вторичного регулирования режима в ЕЭС и подготовку согласованных решений.
3. Экспертной группе специалистов доработать предложенную ОРГРЭС программу дальнейших работ, включив:
оперативное изучение опыта подготовки электростанций к участию в первичном регулировании (в рамках мероприятий по приказу № 368 РАО “ЕЭС России”), устранение возникающих препятствий, разработку и передачу на электростанции соответствующих рекомендаций;
корректировку “Методического пособия по проверке готовности ТЭС ...” в части испытаний в условиях меняющегося во времени задания, в том числе и знакопеременного;
организацию испытаний на энергоблоках различных электростанций по скорректированной методике и оценку результатов, при необходимости с доработкой методики;
разработку рекомендаций по работе оборудования в автоматическом режиме и совместно со штатной технологической автоматикой и защит, ее настройке и организации взаимодействия, обеспечивающих участие энергоблока в первичном регулировании частоты в реальных режимах непрерывно изменяющихся отклонений частоты как по величине, так и по знаку;
разработку предложений по корректировке действующих нормативных и инструктивных документов, регламентирующих участие ТЭС и АЭС в первичном и вторичном регулировании частоты режимов работы энергосистем.
4. Доработать набор технических решений, сочетающих в необходимых случаях реконструкцию АРС турбин с модернизацией регуляторов котла и оснащением энергоблока системами управления мощностью с частотными корректорами.
5. Считать необходимым при вводе новых и модернизации действующих энергоблоков предусматривать оснащение их турбин современными электрогидравли- ческими системами регулирования, отвечающими европейским требованиям по характеристикам первичного регулирования частоты, а их котлов - соответствующего быстродействия системами регулирования производительности и параметров режима работы котлов.
6. Поручить соответствующим организациям разработку методики определения платы электростанциям за оказание системных услуг при участии электростанций в первичном регулировании частоты сверх нормативных значений, а также во вторичном регулировании режимов работы энергосистем, ОЭС, ЕЭС России.
7. В целом проведенная ОРГРЭС работа заслуживает высокой оценки и экспертная комиссия рекомендует НТС ее поддержать с учетом вышеизложенных замечаний.
Кучеров Ю. Н., председатель экспертной комиссии, начальник Департамента научно-технической политики и развития РАО “ЕЭС России ", доктор техн. наук Члены экспертной комиссии: Бондаренко А. Ф. (ЦДУ ЕЭС России), Герих В. П. (ЦДУ ЕЭС России), Комаров А. Н. (ЦДУ ЕЭС России), Шакарян Ю. Г. (ВНИИЭ), Фотин Л. П. (ВНИИЭ), Давыдов Н. И. (ВТИ), Кощеев Л. А. (НИИПТ)

Дополнительные замечания и предложения к докладу ОРГРЭС “Научно-технические проблемы и программные задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка”


1. Проблема обеспечения надежности и качества автоматического управления мощностью ТЭС любого типа является задачей многоплановой и сложной. В представленном ОАО “Фирма ОРГРЭС” докладе, кроме анализа и предложений, относящихся к существующему состоянию систем автоматического регулирования частоты и активной мощности на тепловых и гидравлических электростанциях, целесообразно было отразить в том числе и вопрос по системам противоаварийного управления как на блочном (станционном) уровне, так и на системном, что существенно отражается на обеспечении параллельной работы энергообъединений. Это замечание имеет еще практическое значение и по причине предстоящей реструктуризации в РАО “ЕЭС России” в связи с созданием Федеральной сетевой компании и нескольких генерирующих компаний. В докладе также необходимо было бы кратко отразить видение ОРГРЭС и взаимоотношения поставщика электрической энергии с потребителем по техническим и экономическим аспектам.
2. В докладе не нашли отражения вопросы, связанные с совершенствованием системы автоматической частотной разгрузки (АЧР). В этом направлении целесообразно:
выполнить экспериментальные исследования и разработать динамическую модель протяженной энергосистемы, пригодную для исследований переходных процессов в ЕЭС России, и провести более подробные расчеты и исследования предлагаемой настройки системы АЧР, учитывающие реальные изменения динамических свойств энергосистемы;
выполнить переработку раздела 3.3 СДМ “О мерах по предотвращению опасного снижения частоты в энергосистемах при внезапном дефиците активной мощности”, в котором будут уточнены соответствующие обязанности и ответственность на всех уровнях диспетчерского управления;
пересмотреть “Методические указания по автоматической разгрузке” с учетом современных требований к АЧР и дополнить их разделом по выбору уставок и настройке устройств АЧР с реле, реагирующим на заданную скорость снижения частоты;
в эксплуатации необходимо добиваться соответствия заданиям ЦДУ, ОДУ и AO-энерго выполнения систем АЧР на местах по объемам подключенной нагрузки и уставкам срабатывания.
3. В свете образования конкурентного рынка электроэнергии, а также расширения программы строительства атомных электростанций в РФ потребуется их привлечение к регулированию частоты и мощности в энергосистемах. Необходимо уточнение технического регламента для всего технологического оборудования АЭС при работе энергоблока при сниженных значениях частоты. В связи с этим вновь разрабатываемые блоки АЭС должны быть спроектированы для работы в маневренных режимах. Технические требования к таким блокам целесообразно разработать совместно специалистам РАО “ЕЭС России”, Минатома и концерна Росэнергоатом.
Кучеров Ю. Н., начальник Департамента научно-технической политики и развития.



 
« Диспетчерский пункт района распределительных сетей   Закрепление опор линий электропередачи 35-750кВ »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.