Технические нормы TESIS и ЕЭС России.
В TESIS и ЕЭС России при ведении режима энергообъединения по частоте различаются функции первичного, вторичного и третичного регулирования, которые совместно обеспечивают баланс между генерацией и потреблением и удерживают характеристики режима по частоте и мощности в заданных пределах.
В TESIS применяются правила UCTE [17]. В соответствии с особенностями структуры делается акцент на общие правила, которые устанавливают взаимодействие между независимыми партнерами - субъектами регулирования и объективно должны быть достаточно жесткими и определенными. Субъектами являются блоки регулирования (control block), необязательно в национальных границах, которые состоят из районов регулирования (control area).
ЕЭС России вместе с параллельно работающими национальными энергосистемами или их частями представляет собой единый блок регулирования. Требования обращены в основном к технологическим единицам (электростанциям, агрегатам).
Общие требования к поддержанию частоты в энергообъединениях формулируются в виде допустимых отклонений частоты, которые в UCTE меньше, чем в ЕЭС
ЕЭС | UCTE |
95% времени суток 49,8 <f< 50,2 Гц | Рекомендуется 49,95 <f< 50,05 Гц |
Допускается 49,6 <f< 50,4 Гц | Допускается 49,85 <f< 50,15 Гц |
Первичное регулирование частоты осуществляется автоматическими регуляторами частоты вращения турбин (на ТЭС - при согласованном действии регулирования котлоагрегатов).
В TESIS каждый блок (район) регулирования должен участвовать в первичном регулировании частоты своей долей, равной его относительному потреблению (принцип солидарности). Коэффициент участия устанавливается на год и определяет для каждого блока (района) его долю от общих для TESIS значений резерва первичного регулирования (3000 МВт) и крутизны характеристики частота - мощность (18 000 МВт/Гц, или 3 - 6%/% в зависимости от включенной мощности, 300- 150 ГВт). Резерв должен быть полностью мобилизован первичным регулированием при снижении частоты на 0,2 Гц за 30 с и поддерживаться в интервале времени до 15 мин, в течение которого он замещается вторичным резервом.
В ЕЭС России общий резерв для первичного регулирования, крутизна характеристики частота - мощность и темп мобилизации резерва явно не нормируются, но необходимые их значения, а также, частично, поддержание первичной мощности на минутных интервалах обеспечиваются существующими правилами [14].
По этим правилам все электростанции должны принимать участие в первичном регулировании частоты, при этом не допускается вывод из работы тем или иным способом регуляторов частоты вращения турбины и отключение устройств автоматического регулирования производительности котлоагрегата, а также противодействие автоматики и персонала регулированию частоты, кроме случаев неисправности оборудования или защиты оборудования от повреждения и останова. Скорость мобилизации первичного резерва ограничивается только предельной скоростью открытия регулирующих клапанов турбин, которая значительно выше, чем по правилам UCTE: 5 - 10% номинальной мощности за 1 с против 1 - 5% за 30 с.
Вторичное регулирование, действуя в более медленном темпе, чем первичное регулирование, обеспечивает астатическое (с нулевой ошибкой) поддержание частоты и обменной мощности в нормальном режиме, а также их восстановление при аварийном небалансе мощности с асимптотическим замещением действия первичного регулирования.
В TESIS и ЕЭС вторичное регулирование (ВР) действует в соответствии с “критерием сетевых характеристик” ∆Р + k∆f —» 0, где ∆Р и k∆f - текущее значение соответственно небаланса мощности блока регулирования и отклонения частоты, к - коэффициент, который настраивается примерно равным крутизне характеристики частота - мощность. Использование этого критерия приближенно обеспечивает компенсацию небаланса мощности в результате возмущения вторичным регулятором только того блока (района) регулирования, где это возмущение произошло.
В TESIS вторичное регулирование осуществляется децентрализованно, при этом каждый блок регулирования поддерживает свое сальдо внешних перетоков мощности с коррекцией по частоте, действуя по указанному “критерию сетевых характеристик”. Резерв вторичного регулирования устанавливается из условия компенсации ошибок прогноза нагрузки и нерегулярных колебаний небаланса между мощностью генерации и мощностью потребления в блоке (районе) регулирования.
Восстановление частоты и заданных значений перетоков мощности после аварийного небаланса мощности должно быть обеспечено за время не более 15 мин, при этом весь небаланс компенсируется тем блоком (районом) регулирования, где возникло возмущение (принцип “нарушитель платит”). Если величина резерва недостаточна для компенсации расчетного аварийного небаланса, допускается использовать третичный резерв; интервал 15 мин установлен исходя из возможности использования ручных операций.
В ЮС вторичное регулирование осуществляет система автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ), которая построена по централизованно-иерархическому принципу и имеет три-четыре уровня управления, совпадающие с уровнями диспетчерского управления.
Численное значение резерва вторичного регулирования оперативно не устанавливается, оно определяется располагаемой управляемой мощностью электростанций, подключенных под АРЧМ. Явно не нормируется также время полной компенсации аварийных небалансов, но (при работе АРЧМ) оно заведомо меньше 15 мин.
Третичное регулирование в TESIS и ЮС в основном предназначено для восстановления диапазона вторичного регулирования и (в TESIS, в некоторых случаях) для оптимизации режима в реальном времени.
Рис. 1. Процессы при аварийных дефицитах мощности:
а - UCTE, Рраб = 200 ГВт, ∆Р = 1,3 ГВт = 0,7%, k(20 с) =11, k(180 с) =10; б - ЕЭС, Рраб = 73ГВт, ∆Р = 1 ГВт = 1,4%, k(20 с) = 11, k(180 с) = 6
Для третичного регулирования используется в основном пуск агрегатов ГЭС и ГАЭС (в TESIS также газовых турбин), отключение агрегатов ГАЭС в насосном режиме и перевод их в режим генерации, а также загрузка недогруженных агрегатов. Третичное регулирование осуществляется вручную, в TESIS появляется автоматическое восстановление диапазонов регулирования.
Основные требования к характеристикам агрегатов и энергоблоков, которые определяют общие характеристики энергообъединений, по многим показателям в TESIS и ЕЭС близки: статизм регулирования частоты вращения турбины 4 - 6% для ТЭС и АЭС, 2 - 6% - для ГЭС; технический минимум по мощности энергоблоков 40 - 50% (в ЕЭС для пылеугольных энергоблоков выше - 60 - 70%); скорость изменения мощности в пределах регулировочного диапазона для энергоблоков в TESIS - 8 - 12%/мин, в ЕЭС - в диапазоне ± 7% не ограничивается (около 2%/с) и далее 0,3%/мин; скорость изменения мощности для агрегатов ГЭС 0,5 - 5% /с.
Основное отличие - в величине зоны нечувствительности регулирования частоты вращения паровых турбин: до 20 мГц в TESIS и до 150 мГц в ЕЭС. Кроме того, на большинстве ТЭС в TESIS имеется возможность поддержания действия регуляторов частоты вращения турбин регулированием производительности котлов, в ЕЭС эти возможности ограничены из-за состояния технологической автоматики котлов.
