Задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России - Первичное и вторичное регулирование

Следующим этапом в решении проблемы организации полноценного как первичного, так и вторичного регулирования частоты в ЕЭС России является размещение на ряде специально выделенных электростанций нормированных резервов мощности первичного и вторичного регулирования. С этой целью, по нашему мнению, следует в каждой ОЭС, относительно сбалансированной по генерируемой мощности и нагрузке, определить специфичный для этого территориального объединения набор электростанций различных типов (газомазутные или пылеугольные ГРЭС, ТЭЦ, ГЭС, АЭС - независимо от форм собственности), для размещения на них резервов первичного и вторичного регулирования.
На этих электростанциях необходимо, в первую очередь, выполнить мероприятия по совершенствованию систем регулирования с доведением до требуемых показателей территориального объединения в целом. В этом плане остановимся на двух, по нашему мнению, определяющих обстоятельствах, связанных с тем, что рассматриваемую задачу приходится решать, не дожидаясь технического перевооружения нашей энергетики и существенного усиления существующих в ЕЭС России слабых связей.
Первое из этих обстоятельств связано с тем, какого типа электростанции целесообразно привлекать к нормированному регулированию в каждом территориальном объединении в первую очередь. Этот выбор определяется разной степенью готовности электростанций различных типов к работе в переменных режимах, состоянием и работоспособностью их автоматических систем и соответственно ожидаемой эффективностью их участия в нормированном первичном регулировании, автоматизации на них вторичного регулирования и минимизацией необходимых для этого затрат. Факторы, определяющие подходы к такому выбору, подробно рассмотрены в [2].
Например, в европейской части страны основные мощности размещены на ГРЭС с газомазутными энергоблоками 300 МВт, которые и целесообразно, в первую очередь, использовать для регулирования. При этом на них придется размещать резервы как первичного, так и вторичного регулирования, поскольку в маловодный период мощности ГЭС европейской части страны для этого не хватает.
Однако вовсе не обязательно, как это показывает опыт Германии, размещать резервы первичного и вторичного регулирования на одних и тех же энергоблоках. Выборочное размещение резервов повысит экономичность работы электростанций. Следует также заметить, что режим скользящего давления, который у нас широко используется и затрудняет первичное регулирование, обеспечивает возможность работы энергоблоков с высокими средними скоростями изменения нагрузки, поскольку при этом снимаются турбинные ограничения. Поэтому целесообразно дополнительно проработать вопрос о возможности использования режима скользящего давления для вторичного и третичного регулирования.
На Северном Урале - это, в первую очередь, газомазутные блоки 800 МВт, наиболее подготовленные на ТЭС к маневренному использованию, а в Сибири в многоводный период гидростанции могут использоваться как для вторичного, так и для первичного регулирования.
Возможность полноценного использования пылеугольных блоков для регулирования частоты осложняется у нас рядом причин, связанных, в первую очередь, с обеспечением устойчивой работы котлов на неоднотипном топливе, хотя в ряде европейских стран пылеугольные блоки составляют основную часть парка, используемого на ТЭС как для первичного, так и для вторичного регулирования частоты. При этом там, в отличие от нас, подготовке топлива постоянно уделяется большое внимание.
Диапазон регулирования нагрузки наших пылеугольных блоков вдвое меньше, чем газомазутных, длительность переходных процессов в 1,5-2 раза больше, управление подачей топлива в котел намного сложнее и менее надежно, а временами вообще ненадежно из-за некондиционного топлива, поступающего на станцию. Блоки с пылеугольными котлами оснащены сложными системами пылеприготовления, качество и надежность работы которых недостаточно высоки, а регулировочные характеристики нестабильны, особенно при сегодняшней разносортице топлива.
Уровень автоматизации технологических процессов на этих блоках также значительно ниже, чем газомазутных. Тем не менее, в тех районах, где без этого нельзя будет обойтись, придется идти на затраты, связанные с необходимостью решения этих проблем. В остальных случаях, по-видимому, будет достаточно убрать на них турбинные ограничения и обеспечить только первичное регулирование без поддержки котлов.
Наконец, около 50% установленной мощности тепловых электростанций составляют у нас, в отличие от Запада, ТЭС с теплофикационными турбинами.
На турбинах, работающих в конденсационном и комбинированном режимах (во втором случае давление пара в теплофикационном отборе регулируется диафрагмой), имеются определенные запасы на регулирование мощности, которые могут быть использованы при первичном регулировании. Турбоагрегаты ТЭЦ, работающие в теплофикационном режиме с закрытой диафрагмой на отборе, когда любые изменения расхода пара через турбину отражаются на температуре сетевой воды, к первичному регулированию частоты без принятия специальных мер привлекаться не могут.
С другой стороны, во многих территориальных регионах нельзя обойтись без привлечения теплофикационных электростанций к первичному регулированию. Многие ТЭЦ уже сегодня используются при регулировании мощности в энергосистемах по диспетчерскому графику. Следовательно, там, где на ТЭЦ окажется необходимым размещать резервы первичного или вторичного регулирования, нужно планировать такие режимы их работы и выполнить мероприятия по обеспечению участия в регулировании как турбо-, так и котлоагрегатов.
Основные генерирующие мощности ЕЭС России размещены на тепловых электростанциях. Однако наиболее маневренными являются ГЭС и ГАЭС, так как гидроагрегаты имеют широкий диапазон и высокие скорости изменения нагрузок, а также минимальное время набора нагрузки, пуска и останова агрегатов. На большинстве ГЭС имеются системы группового регулирования активной мощности (ГРАМ), выполняющие функции АРЧМ. Выделенные для автоматического регулирования ГЭС управляются по каналам телемеханики от центральной координирующей системы ЦДУ ЕЭС России или из ОДУ. Поэтому в настоящее время ГЭС, в первую очередь, используются для автоматического вторичного и для третичного регулирования частоты в ЕЭС.
В 2000 г. на ГЭС произведено 22,9% электроэнергии, выработанной всеми электростанциями России. Попутно заметим, что среди 100 действующих ГЭС имеется только одна гидроаккумулирующая станция - Загорская ГАЭС Мосэнерго с шестью гидроагрегатами мощностью по 200 МВт. Отсутствие ГАЭС в других районах страны является сегодня одним из существенных факторов, осложняющих задачу ведения режима в ЕЭС России.
Большая часть ГЭС России готова к участию в первичном регулировании частоты. Основное оборудование гидроагрегатов ГЭС не имеет, как правило, технических ограничений на изменение мощности. Неучастие в регулировании связано лишь с отсутствием четко выраженных требований и материального стимулирования.
Динамические свойства гидроагрегатов не позволяют эффективно регулировать частоту во всем спектре ее колебаний. Минимальный период эффективно подавляемых колебаний частоты ограничивается в основном значением постоянной времени инерции водоводов. Из-за этого и по некоторым другим специфическим причинам такие ГЭС, как Волжские, не могут подавлять колебания частоты с периодом менее 40 - 60 с, а при периоде колебаний частоты 20 - 30 с их реакция может даже привести к увеличению колебаний. Для предотвращения этого явления используется мертвая зона.
Однако колебания частоты с указанным периодом имеют небольшую амплитуду (как правило, ± 0,02 - 0,03 Гц), а это практически та самая мертвая зона, которая и нормирована в UCTE. В современных регуляторах вводят регулируемую мертвую зону по частоте.
Полноценное участие гидроэлектростанций во вторичном регулировании частоты в ЕЭС России, основой которого они являются и будут оставаться, связана с необходимостью совершенствования систем ГРАМ. При создании этих систем в Советском Союзе был разработан и серийно производился центральный регулятор ЦР на базе интегральных микросхем. Этим типом регулятора оснащено большинство ГЭС, но прошло уже более 10 лет, как он снят с производства и его нечем заменить, а установленная аппаратура давно устарела. Поэтому является актуальным создание регуляторов ГРАМ нового поколения.
С учетом особенностей каждого территориального объединения следует решать и вопрос о привлечении АЭС к процессу регулирования. Там, где без этого можно обойтись, по-видимому, не следует размещать резервы вторичного и значительные резервы первичного регулирования на действующих блоках атомных электростанций. Однако необходимо изменить регламенты тех АЭС, которые неоправданно требуют разгрузки своих блоков при понижении частоты в системе. И надо обеспечить участие АЭС в первичном регулировании частоты с поддержкой реакторов.
К слову, подчеркнем, что если бы эффективно действовало первичное регулирование частоты на Рефтинской ГРЭС и на Белоярской АЭС, то оказалась бы невозможной известная уральская авария, которая произошла в сентябре 2000 г. с погашением Белоярской атомной.
Второй из указанных ранее факторов состоит в том, что системы автоматического регулирования энергоблоков, на которых будут размещены резервы первичного и вторичного регулирования, должны обеспечивать формирование сложных алгоритмов управления, рассчитанных на работу энергоблоков в различных эксплуатационных режимах с учетом возможных ограничений и различных комбинаций использования вспомогательного оборудования. Реализация таких систем на традиционной аналоговой аппаратуре практически невозможна. Необходим переход на программнотехнические средства.
На Западе, в том числе в бывших странах СЭВ, интегрирующихся в UCTE, подавляющее число турбоагрегатов уже оснащено электрогидравлическими системами (взамен механогидравлических), которые позволяют осуществить нормированную реакцию на отклонение частоты при зоне нечувствительности меньше + 10 мГц. Несмотря на отставание российские заводы для новых турбин или при их модернизации идут этим же путем.
Так, АО ЛМЗ совместно с фирмой Simens и ЗАО Интер автоматика разработаны технические решения, которые включают в себя реконструкцию гидромеханической системы регулирования турбины с превращением ее в электрогидравлическую и модернизацию основных контуров регулирования котла.
По утверждению разработчиков эта система полностью удовлетворяет требованиям UCTE. Стоимость такой реконструкции объявлена порядка 500 тыс. дол. США. Мы считаем, что при новом строительстве применение, безусловно, целесообразно, а вот на действующих электростанциях - только при реконструкции основного оборудования с целью его совершенствования и при условии продления срока службы не менее чем на 15-20 лет. Стоимость такой реконструкции, по-видимому, может быть оценена величиной не менее 2,5 - 3 млн. дол. США, и тогда становятся оправданными указанные затраты на модернизацию САР.
АО УралОРГРЭС совместно с ЛМЗ и Екатеринбургским отделением фирмы “Прософт” выполнена разработка электронной части системы регулирования турбины К-800-240 на базе серийно выпускаемых отечественных и зарубежных технических средств широкого применения. Эта микропроцессорная система реализует как функции ЭЧСР-М по регулированию частоты и мощности в нормальных и аварийных режимах, так и ряд дополнительных функций и обеспечивает возможность работы с зоной нечувствительности по частоте ± 10 мГц.
Стоимость системы около 200 тыс. дол. США. Для блоков 800 МВт, которые еще не выработали свой расчетный ресурс, такая стоимость представляется вполне оправданной. Опытный образец системы с мая 2001 г. работает на блоке 800 МВт ст. № 4 Сургутской ГРЭС в пассивном режиме (информация, сигнализация, имитация процесса управления) без серьезных замечаний и может быть основой как для тиражирования на блоках 800 МВт ГРЭС-2, так и для использования при техперевооружении блоков 200 МВт Сургутской ГРЭС-1.
А что делать на газомазутных блоках мощностью 300 МВт и ниже, уже проработавших по 30 лет, для которых тем не менее полноценное техническое перевооружение пока по финансовым соображениям невозможно? Фирма ОРГРЭС предложила для них микропроцессорную систему регулирования частоты и мощности САУМ-300ГМ с использованием аппаратуры КВИНТ-5 (НИИ Теплоприбор). Ожидается, что эта система позволит обеспечить удовлетворительные динамические характеристики первичного регулирования, а ее стоимость составит порядка 100 тыс. дол.
В настоящее время в соответствии с приказом № 368 опытный образец системы реализуется на блоке № 6 Костромской ГРЭС. По завершении этой работы и по результатам испытаний и опытной эксплуатации можно будет принять решение о целесообразности применения этой системы на аналогичных блоках этой и других электростанций.
Улучшение регулирующих свойств ГЭС европейской части страны ограничивается, в первую очередь, возможностями гидромеханических регуляторов гидротурбин. Кардинальным решением проблемы является замена гидромеханических регуляторов электрогидравлическими.
Задача вторичного регулирования частоты решается на ГЭС через системы группового регулирования активной мощности ГРАМ, которые используются и в процессе первичного регулирования. Многолетний опыт эксплуатации систем ГРАМ с центральным регулятором подтвердил их высокую эффективность, однако аппаратная часть давно устарела.
Кроме того, при создании на ГЭС АСУТП ГРАМ должна выполняться как одна из ее подсистем. В настоящее время опыт решения задач ГРАМ в составе АСУТП весьма ограничен. По существу только Боткинская ГЭС имеет АСУТП, в которой решаются задачи ГРАМ, однако и там она выполнена на физически и морально устаревшем ПТК типа М-6000.
К настоящему времени ОРГРЭС проработана возможность создания микропроцессорного ЦР и разработано техническое задание на модернизацию системы ГРАМ Волжской ГЭС (г. Волгоград), которая в соответствии с приказом № 368 выбрана в качестве первоочередного объекта для внедрения этой системы.
Предстоит выбрать технические средства для реализации системы с возможностью ее интегрирования в создаваемую АСУТП ГЭС и в 2002 г. намечаются монтаж, отладка и испытания системы.
По данным ЦДУ, кроме Волжских ГЭС, к вторичному регулированию в европейской части страны следует привлечь также Саратовскую, Чебоксарскую, Нижнекамскую и Боткинскую ГЭС. Для этих электростанций придется организовать систему телеуправления от центральной координирующей системы ЦДУ ЕЭС России. Кроме того, для решения проблемы вторичного регулирования в периоды неэффективности ГЭС потребуются автоматизация, организация телеуправления и привлечение к автоматическому вторичному регулированию ряда энергоблоков тепловых электростанций.
С этой целью нами разработаны предложения по замене технических средств телемеханики для АРЧМ. Эту работу также следует активизировать. В ЦКС ЦДУ ЕЭС России и регуляторах ОДУ потребуются доработки для воздействия помимо ГЭС на энергоблоки тепловых электростанций и дополнительные каналы телеконтроля и телеуправления.