Архивы 2001 - Состояние АЧР энергосистем и пути ее совершенствования

Современное состояние автоматической частотной разгрузки энергосистем и пути ее совершенствования

Кучеров Ю. Н., доктор техн. наук, |Окин А. А., канд. техн. наук, Мартыненко М. М., Данильчук В. Н., инженеры

РАО “ЕЭС России” - ЦДУ ЕЭС России - ОДУ Центра

Анализ динамических свойств энергосистем, структуры и условий работы АЧР.

Принципы построения автоматической частотной разгрузки (АЧР) впервые были комплексно сформулированы в бывшем СССР в 50 - 60-е годы. Безусловно, “импульсом” для понимания значимости АЧР в обеспечении надежной работы энергосистем и их живучести в аварийных условиях явилась серьезная авария в Московской энергосистеме в декабре 1948 г. Исходными для формирования подходов к построению АЧР на этапе 50 - 60-х годов были условия работы относительно небольших концентрированных энергосистем, в которых основу генерирующей мощности составляли генераторы 25, 50, 60 МВт, единичная мощность наиболее крупных генераторов составляла 100 - 200 МВт, а генераторы и потребители были хорошо связаны между собой электрически.

Рис. 1. Возможный разброс процессов восстановления частоты при “грубом” распределении АЧР на небольшое число очередей:
1 - возмущение средней тяжести; 2 - тяжелое возмущение

Существенную долю генерирующих мощностей в энергосистемах в то время составляли тепловые электростанции с барабанными котлами и общими паропроводами, аккумулировавшими большие объемы пара, с действующими регуляторами производительности котлов. Это обеспечивало приемлемые условия для поддержания электростанциями резервной загрузки при снижении частоты в энергосистеме в условиях возникшего аварийного дефицита мощности. Характеристики турбоагрегатов, определяемые большими конструктивными запасами, позволяли допускать глубокие снижения частоты в энергосистеме (кратковременно вплоть до 46,0 Гц).
Первоначально АЧР выполнялась распределенной по уставкам частоты на небольшое (до пяти) число очередей. Мощность подключенной к каждой очереди нагрузки выбиралась исходя из условий восстановления частоты от значения уставки данной очереди до частоты, близкой к номинальной. Суммарная мощность нагрузки, подключаемая к АЧР, выбиралась путем расчета и анализа изменения частоты во времени для наиболее тяжелого расчетного возмущения из условий предотвращения даже кратковременного снижения частоты ниже 45,0 Гц. Соответственно мощности подключенных к каждой очереди нагрузок составляли 4 - 8% потребления, а интервалы между их уставками по частоте были до 0,5 Гц.
В условиях многообразия возможных причин возникновения и значений аварийных дефицитов активной мощности (при значительной мощности подключенной к каждой очереди нагрузки и малом числе очередей разгрузки) процесс восстановления частоты мог протекать с большим разбросом. В одних случаях действие АЧР не обеспечивало необходимого уровня восстановления частоты, в других - приводило к перерегулированию (отключению избыточной нагрузки) и повышению частоты выше 50 Гц (рис. 1).
По мере дальнейшего развития отечественной энергетики отмеченные недостатки используемых принципов построения АЧР становились все более очевидными и существенными. Эти обстоятельства послужили причиной формирования в начале 70-х годов концепции [1] построения принципиально новой системы АЧР, в соответствии с которой АЧР была разделена на две категории АЧР I и АЧР II с возложением на каждую из них разных функциональных задач:

АЧР I, быстродействующая, имеющая различные уставки по частоте, предназначена для прекращения снижения частоты;
АЧР II, с общей уставкой по частоте и различными уставками по времени, предназначена для восстановления частоты после действия АЧР I и предотвращения зависания частоты, а также ее снижения ниже допустимого уровня при сравнительно медленном аварийном увеличении дефицита мощности.
Такой подход с распределением очередей АЧР I по частотной оси, а очередей АЧР II - по временной оси (рис. 2) позволил построить, так называемую, “самонастраивающуюся” систему, обеспечивающую в каждом случае отключение потребителей в объеме, близком к возникшему аварийному дефициту активной мощности и достаточном для восстановления частоты до допустимого для кратковременной работы энергосистемы уровня (не ниже 49,0 Гц). Ликвидация оставшейся части дефицита мощности и восстановление частоты до номинальной осуществлялись оперативным путем.
Определяющими при задании уставок АЧР I и АЧР II по частоте и времени являлись требования к допустимой глубине и длительности снижения частоты в переходных процессах и послеаварийных установившихся режимах. В качестве исходного требования было принято, что снижение частоты ниже 45,0 Гц должно исключаться полностью, время работы с частотой ниже 47,0 Гц не должно превышать 20 с, а с частотой ниже 48,5 Гц 60 с; послеаварийное значение частоты должно быть не ниже 49,0 Гц. В соответствии с этим уставки АЧР I по частоте были установлены в диапазоне от 48,5 до 46,5 Гц с интервалами по 0,1 Гц, а уставки по времени - не более 0,3 с. Уставка по частоте АЧР II установлена на уровне 48,8 Гц, а уставки по времени - от 5 - 10 с до 70 - 90 с. Методическими указаниями [1] определены объемы нагрузки потребителей, подключаемых к АЧР I и АЧР II, а также объемы нагрузки АЧР I, подключаемых к дополнительным пускам от АЧР II (совмещенная АЧР II). Основные принципиальные положения, содержащиеся в [1], были затем включены в “Сборник директивных материалов Главтехуправления Минэнерго СССР”, в дальнейшем “Сборник руководящих материалов Главтехуправления Минэнерго СССР”, 1992 г. [2].

Некоторые изменения в задаваемую настройку АЧР внесены в конце 70-х годов в связи с образовавшимся к этому времени дефицитом активной мощности в ЕЭС СССР и продолжительной работой ЕЭС с пониженной частотой. Так, во избежание одновременного отключения большого объема потребителей при медленном “сползании” частоты до уставки срабатывания АЧР II было принято решение о распределении совмещенной АЧР II на четыре уставки по частоте с подключением к более низким уставкам наиболее ответственных потребителей. Также введена новая очередь АЧР I с уставкой 49,0 Гц (названная спецочередью) с подключением к ней нагрузки потребителей в объеме 2 - 3% суммарного потребления энергосистемы.
В целом правильность принятых подходов подтверждена многолетней практикой использования АЧР как в параллельно работавших энергосистемах в составе ЕЭС СССР, так и в изолированных. Эти решения могут служить основой для дальнейшего развития системы АЧР.
В то же время за последние десятилетия произошли существенные изменения, повлиявшие на динамические свойства энергосистем.
Появление крупных электростанций с энергоблоками большой мощности, электрически удаленных от потребителей, а также увеличение протяженности межсистемных и транзитных связей ослабили концентрацию энергосистем. Этому способствовал планомерно проводимый демонтаж мелких электростанций, электрически максимально приближенных к потребителям и рассредоточенных в их среде. Произошла “поляризация” крупных источников генерации и узлов потребления, удаленных на большие электрические расстояния.
Концентрация генерации на крупных, рассредоточенных по ЕЭС электростанциях привела к образованию целого ряда дефицитных по активной мощности и практически лишенных собственной генерации регионов. Все чаще причиной локальных аварийных дефицитов активной мощности становилась не потеря собственной генерации, а отключение линий электропередачи и автотрансформаторов, питающих остродефицитные районы.
В нынешних условиях практически маловероятен внезапный аварийный дефицит активной мощности, который мог бы привести к общему снижению частоты в ЕЭС до уставок АЧР I, однако многократно возросла вероятность резкого и глубокого снижения частоты в отдельных регионах, имеющих слабую электрическую привязку к ЕЭС, особенно в ремонтных схемах, с возможным их отделением и скоростью снижения частоты 1,5 Гц/с и более.
Весьма характерно, что в остродефицитном энергорайоне, сохранившем в результате аварийных событий слабую электрическую связь с энергосистемой, как правило, происходило глубокое снижение напряжения с нарушением устойчивости и асинхронным режимом по линиям связи с энергосистемой. Так, в двух авариях в Самара- энерго (1983, 1985 г.) такие процессы были вызваны перегрузкой линий электропередачи 220 - 110 кВ из-за аварийного отключения питающих автотрансформаторов со стороны транзитной сети 500 кВ и происходили в условиях недостаточной эффективности устройств автоматики разгрузки по снижению напряжения и отказов в работе устройств АЧР при низком напряжении в сети. Процессы изменения частоты в остродефицитных районах (регионах), имеющих протяженные электрические связи с соседними районами (регионами), характеризуются более быстрыми и глубокими снижениями частоты, а также худшими условиями восстановления частоты посредством мобилизации резервов активной мощности. Объясняется это тем, что реакция электрически удаленных электростанций и крупных узлов нагрузки на возникновение аварийного дефицита активной мощности проявляется с задержкой по времени, определяемой скоростью распространения частотного электромагнитного импульса (волны изменения частоты) по протяженным электрическим связям.

Рис. 2. Функциональное и координатное разделение АЧР на две составляющие, обеспечивающее адаптивность к виду и интенсивности возмущения:
1 - АЧР I; 2 - АЧР II; 3 - переходные процессы при различной тяжести возмущения

С вводом в работу (начиная с 70-х годов) маломаневренных крупных энергоблоков критического и сверхкритического давления пара с единичной мощностью 300, 500, 800, 1000 и 1200 МВт ухудшились регулирующие свойства энергосистем при аварийных дефицитах активной мощности, так как преобладающими в ЕЭС стали энергоблоки с прямоточными котлами, имеющие малую аккумулирующую способность по пару при фактическом отсутствии в работе регуляторов производительности котлов. С увеличением единичной мощности вводимых генераторов уменьшилась постоянная времени механической инерции агрегатов, что может быть существенным фактором ухудшения переходного процесса, поскольку увеличилась скорость снижения частоты и соответственно глубина ее снижения при прочих равных условиях, особенно в случае локальной аварии с аварийным дефицитом активной мощности в отдельных узлах, районах или энергосистемах. Кроме того, современные крупные энергоблоки критичны к снижению частоты в энергосистеме, так как более существенно снижают выдаваемую электрическую мощность за счет уменьшения производительности механизмов с.н. при снижении частоты.
Характерный пример изменения частоты при аварийном дефиците активной мощности показан на рис. 3 (мощность энергосистемы 32 000 МВт, более 80% суммарной генерирующей мощности составляют энергоблоки 200, 300, 500, 800 и 1000 МВт, относительный дефицит мощности 3,12%).

Рис. 3. Осциллограмма снижения частоты при аварийном отключении энергоблока 1000 МВт в энергообъединении мощностью 32 000 МВт

Действующий в настоящее время ГОСТ [4] устанавливает следующие ограничения на работу турбин при отклонениях значений частоты сети от номинальной:

1. - 51,0 Гц - 1 раз продолжительностью не более 3 мин и не более 500 мин за весь срок эксплуатации;
2. - 48,0 Гц - 1 раз продолжительностью не более 5 мин и не более 750 мин за весь срок эксплуатации;
3. - 47,0 Гц - 1 раз продолжительностью не более 1 мин и не более 180 мин за весь срок эксплуатации;
4. - 46,0 Гц - 1 раз продолжительностью не более 10 с и не более 30 мин за весь срок эксплуатации.

Существенно изменились режимные условия работы энергосистем с появлением атомных электростанций (АЭС), энергоблоки которых при частоте 49,0 Гц и ниже, как правило, автоматически в течение 10 - 15 с разгружаются до мощности, которая составляет не более 90% номинальной тепловой мощности реактора.
В соответствии с типовым технологическим регламентом безопасной эксплуатации энергоблоков АЭС [3] допускается работа АЭС при аварийном снижении частоты в сети:

1. - 48,0 Гц - не более 5 мин;
2. - 47,0 Гц - не более 1 мин;
3. - 46,0 Гц - не более 10 с.

По истечении указанного времени энергоблоки АЭС должны немедленно отключаться от сети, причем, при частоте 46,0 Гц без выдержки времени действует аварийная защита на останов реактора, что может привести к дополнительному увеличению дефицита мощности и снижению частоты вплоть до лавины частоты и полного погашения энергосистемы.
Разработанная в 70-е годы и существующая в настоящее время настройка системы АЧР не соответствует указанным требованиям безопасной работы АЭС, а также условиям работы турбин ТЭС [4], допуская работу энергосистемы в диапазоне частот 47,0 - 46,0 Гц до 20 с [2].
В последние годы в условиях экономического спада производства существенно изменилась структура электропотребления (табл. 1), при этом особенно снизилась нагрузка энергоемких потребителей, традиционно подключенных к АЧР на верхних уставках по частоте (в большинстве энергосистем в среднем на 25 - 30%). В этих условиях, при существующем большом диапазоне частот настройки АЧР (49,2 - 46,5 Гц) и примерно равномерном распределении имеющегося объема нагрузки на множество очередей образовались очереди АЧР I малой мощности (до 1 - 1,5% суммарного потребления энергосистемы). В случае локальной аварии с большим дефицитом мощности в энергосистеме для ликвидации создавшегося дефицита мощности требуется срабатывание большого числа очередей АЧР I, что может привести к недопустимому для современного оборудования и работы энергосистемы снижению частоты.
Во многих энергосистемах уставки быстро- дейстующей ступени автоматики, действующей при снижении частоты либо на отделение ТЭС на примерно сбалансированную нагрузку района, либо блоков на нагрузку их собственных нужд, установлены в пределах 47,0 - 48,0 Гц (выше существующей нижней границы уставок АЧР1 Гц). Это обусловлено, в одних случаях, требованиями заводов - изготовителей турбин, в других - условиями сохранения электроснабжения части наиболее ответственных потребителей в выделяемом районе. В результате сложилась ситуация, когда при глубоком снижении частоты в энергосистеме отделение ТЭС (блоков) будет происходить раньше, чем отработают все очереди АЧР I (т.е. при неиспользованных объемах на самых низких уставках АЧР I, где сконцентрирована реальная нагрузка потребителей). В связи с тем, что в натурных условиях автоматика отделения ТЭС (блоков) проверяется крайне редко, возможны ее отказ, неправильные действия, а также “посадка на нуль” отделяемых ТЭС (блоков), что может усугубить аварийную ситуацию в энергосистеме. В аналогичных условиях произошло полное погашение Омской энергосистемы 6/VI 1997 г. после ее отделения от ЕЭС с большим дефицитом мощности и глубоким снижением частоты.

На основании изложенного вывод может быть однозначным: система АЧР должна быть выполнена таким образом, чтобы соблюдалась строгая очередность мероприятий по ликвидации возникшего аварийного дефицита активной мощности, при которой отделение ТЭС (блоков) должно осуществляться после отработки всех очередей АЧР I, как и предусмотрено в ранее разработанной концепции АЧР [1].
Все перечисленные факторы появились не внезапно, а накапливались в течение десятилетий. Указанные условия работы энергосистем имели отражение в частичной корректировке уставок в условиях эксплуатации в виде временных решений, что привело к увеличению несоответствия фактической настройки системы АЧР содержанию [2]. Была повышена на 0,2 Гц уставка спецочереди АЧР I (49,2 Гц) и увеличен объем подключенной к ней нагрузки до 3 - 4% суммарного потребления энергосистемы.

Таблица 1
Изменение структуры электропотребления по России за 1990 - 2000 гг.

Для предотвращения автоматической или оперативной разгрузки АЭС при медленном снижении частоты в условиях, когда ЕЭС работала с пониженной частотой, уставка несовмещенной АЧР  2 была установлена 49,1 Гц (вместо 49,0 Гц). Однако это не решило проблему при более быстрых снижениях частоты (что характерно для локальных аварийных дефицитов мощности), так как действие автоматической разгрузки АЭС по времени сопоставимо с действием несовмещенной АЧР II. Общий объем подключенной к АЧР нагрузки был увеличен до 60 - 65% суммарного потребления энергосистемы, что привело к вынужденному увеличению объема подключения к АЧР части потребителей, используемых в различных оперативных и автоматических разгрузках.
В результате частых отключений (в период работы с пониженной частотой) потребители в ряде случаев уклонялись от подключения к автоматической частотной разгрузке, например, путем переключения реальной нагрузки на другие, не подключенные к АЧР присоединения. В то же время соответствующие структурные подразделения АО- энерго, отвечающие за подбор подключаемых к АЧР потребителей, находясь под прессом ответственности за выполнение заданных объемов перед вышестоящими организациями, зачастую завышали отчетные данные. Об этом свидетельствовали выборочные контрольные измерения подключенных к АЧР фактических нагрузок - на некоторых подстанциях не более 70% заданных.
В действующих руководящих материалах указанные новые условия работы энергосистем имеют лишь частичное отражение. Например, рекомендуемая [2] дополнительная быстродействующая разгрузка остродефицитных районов, осуществляемая превентивно уже в начальной фазе процесса снижения частоты по факту аварийного ослабления связи с энергосистемой, могла бы способствовать предотвращению аварий, аналогичных авариям в Самараэнерго и Омскэнерго. Однако эти эффективные меры в действующих материалах проработаны недостаточно и на практике реализуются весьма редко. Вместе с тем, сегодняшние условия работы ЕЭС настолько отличаются от тех условий, для которых создавалась существующая система АЧР, что необходимость корректировки действующих в настоящее время требований к выполнению системы АЧР стала очевидной.

Основные требования к выполнению и настройке системы АЧР.

Сформулированные в [2] концептуальные положения построения системы АЧР в большей части предлагается сохранить, в них должны быть внесены коррективы и изменения, обусловленные изменившимися условиями работы энергосистем.

1. Для предотвращения опасного развития аварий, сопровождающихся возникновением значительного дефицита мощности, с учетом требований заводов - изготовителей энергетического оборудования и технологического регламента АЭС, а также с учетом возможной реальной продолжительности электромеханического переходного процесса АЧР должна выполняться исходя из следующих расчетных граничных условий переходного процесса:

при частоте ниже 48,0 Гц - не более 30 с;
при частоте ниже 47,5 Гц - не более 10 с.
При этом нижнюю расчетную границу снижения частоты принять 47,0 Гц (с запасом 1,0 Гц по сравнению с требованиями [3 и 4]). В соответствии с этим нижнюю границу уставок АЧР I по частоте с учетом запаса принять не ниже 47,5 Гц (вместо 46,5 Гц). Верхнюю границу уставок АЧР I (49,2 Гц) оставить без изменений.

1. Установить следующие четыре основные категории автоматической разгрузки:

а)  АЧР I, быстродействующая, предназначена для ликвидации большей части аварийного дефицита активной мощности и прекращения процесса снижения частоты, включающая:
спецочередь (49,2 Гц) - для предотвращения снижения частоты до верхних уставок АЧР II при медленном увеличении дефицита мощности и недостаточной эффективности оперативных мер ограничения потребления;
технологическую очередь (49,1 Гц) - (вводится дополнительно) для предотвращения (или уменьшения объема) разгрузки блоков АЭС в результате срабатывания предварительной защиты (ПЗ-1) блоков АЭС при снижении частоты в энергосистеме до 49,0 Гц и ниже;
основной массив АЧР I (48,8 - 47,5 Гц);
б) АЧР II, несовмещенная (49,1 Гц), предназначена для восстановления частоты после действия АЧР I до уровня не ниже 49,2 Гц, а также для предотвращения снижения частоты при медленном увеличении дефицита мощности;
в)  АЧР II, совмещенная (49,0 - 48,7 Гц), предназначена для предотвращения зависания частоты на недопустимо низком уровне (в случае недостаточной эффективности действия несовмещенной АЧР II) и для предотвращения снижения частоты при медленном увеличении дефицита мощности (дополняет действие несовмещенной АЧР II);
г)   дополнительная автоматическая разгрузка (локальная, по факту аварийного отключения питающих линий электропередачи или автотрансформаторов, скорости снижения частоты и др.) - для ускорения разгрузки при особо больших локальных дефицитах активной мощности и возможной при этом неэффективности действия АЧР.

1. Сохранить и обеспечить безусловное выполнение требований [2] к расчетному значению суммарной мощности нагрузки, подключаемой к устройствам АЧР, которая при совмещении действия АЧР I и АЧР II с учетом запасов составляет:

Рачр = РA4PI + Рачрп > (АРр + 0,05) + 0,1 > АРГ + 0,15,
где АРг - дефицит генерируемой мощности; PA4PII = 0,1 - объем мощности несовмещенной АЧР II; 0,05

1. величина запаса.

Все величины даны в относительных единицах от базисной мощности, за которую, применительно к АЧР, принята суммарная мощность нагрузки района, энергосистемы, ОЭС в исходном режиме до возникновения аварийного дефицита мощности (далее в процентах потребления).
В соответствии с рекомендациями [1, 2, 5] общий расчетный объем подключаемой к АЧР мощности нагрузки следует принять не менее 60% потребления.
По условию гарантированной работоспособности устройств АЧР (по допустимой скорости снижения частоты) следует считать наиболее оптимальным [5] максимально допустимый дефицит активной мощности не более 40% потребления. При выполнении этих условий общий объем подключаемой к АЧР мощности нагрузки может быть уменьшен до 55% потребления.
Сохраняемый в предлагаемой структуре существующий объем мощности несовмещенной АЧР

1. (10% потребления) имеет некоторый запас (порядка 3% потребления) в связи с сокращением диапазона частот АЧР I при изменении нижней уставки АЧР I на 47,5 Гц (вместо 46,5 Гц). Это повысит эффективность процесса восстановления частоты, особенно в случаях с большими аварийными дефицитами мощности и глубокими снижениями частоты.
2. Обеспечить функционирование АЧР таким образом, чтобы глубина и длительность периода снижения и восстановления частоты предотвращали разгрузку и отключение энергоблоков АЭС, а также нарушение технологического режима работы ТЭС.

Для этого:
на каждой очереди АЧР I должны быть обеспечены объемы подключенной к ней нагрузки не менее 3 - 4% потребления. Это становится возможным за счет использования нагрузки потребителей, высвобождаемой в результате повышения нижней границы уставок АЧР I по частоте (47,5 Гц вместо 46,5 Гц);
сократить время действия АЧР до минимально допустимого. Ускорение действия очередей АЧР I может быть достигнуто при применении быстродействующих микропроцессорных устройств АЧР с возможностью настройки их как по отклонению, так и по скорости снижения частоты с одновременным уменьшением выдержек времени на срабатывание очередей. При этом должна быть существенно снижена стоимость этих устройств, что, очевидно, может быть достигнуто при их массовом внедрении. Для ускорения действия АЧР II необходимо уменьшить интервалы по времени между очередями, сократить временной диапазон ее действия и общее число очередей. Это реализовано в предлагаемом авторами варианте структуры формирования и настройки системы АЧР - ЧАПВ (см. табл. 2 приложения).

1. Уставка быстродействующей ступени автоматики отделения тепловых электростанций с примерно сбалансированной нагрузкой при снижении частоты должна быть установлена на 0,2 Гц ниже нижней границы уставок АЧР I (47,3 Гц). Это снизит вероятность развития аварий из-за опережающего отделения местных электростанций, а отделение турбоагрегатов при этой частоте на сбалансированную нагрузку окажет стабилизирующее воздействие на их работу.
2. Пересмотреть рекомендации [2] о полном совмещении действий АЧР I и АЧР II, поскольку расчеты показывают недостаточную их обоснованность. Следует сохранить некоторый, не совмещенный с АЧР II объем АЧР I на случай развития аварий с возникновением дополнительного аварийного дефицита активной мощности после медленного снижения частоты и последовательного срабатывания всех очередей АЧР II. Ориентировочные расчеты по определению оптимального объема совмещения АЧР I с АЧР II даны в пояснениях к табл. 2 приложения.
3. Для обеспечения возможности восстановления частоты до приемлемого для кратковременной работы энергосистемы уровня (49,2 Гц) авторы рекомендуют выполнять совмещенную АЧР II (с уставками 49,0 - 48,7 Гц) на современных многоканальных микропроцессорных устройствах АЧР с регулируемыми уставками возврата по частоте (см. приложение).
4. Выполнить на соответствующих испытательных установках анализ работоспособности современных устройств АЧР в условиях асинхронного режима и дать для этих условий рекомендации по выполнению и настройке устройств АЧР.

На основании предварительных расчетов авторы предлагают адаптированный к современным условиям вариант выполнения структуры формирования и настройки системы АЧР - ЧАПВ, которая в дальнейшем может быть скорректирована на основании более детальных исследований и проработок, после чего внесена в руководящие материалы.
Возможный вариант выполнения структуры формирования и настройки системы АЧР - ЧАПВ с пояснениями приведен в приложении.

Направления работ по повышению эффективности и совершенствованию системы АЧР.

Очевидно, что назрела необходимость проведения ряда работ исследовательского, проектного и организационного характера.
Необходимо активизировать работы по обеспечению участия всех электростанций в первичном регулировании частоты в соответствии с приказом РАО “ЕЭС России” от 3/VII 2000 г. № 368. С этим в значительной степени связана надежность работы электростанций и энергосистем, эффективность управления процессами ограничения отклонения и восстановления частоты при возникновении аварийных дефицитов активной мощности.
По мнению авторов, технологический регламент для атомных электростанций по работе со сниженными уровнями частоты требует доработки и уточнения. Ряд ограничений этого регламента не имеет достаточных обоснований, принят априорно и противоречит требованиям обеспечения надежности ЕЭС России. В этом плане авторы обращают внимание концерна “Росэнергоатом” на необходимость дополнительного изучения этого вопроса с учетом работы АЭС в составе ЕЭС России.
Необходимо 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 реальное изменение динамических свойств энергосистемы.
Авторы считают целесообразным осуществить подготовку и выпуск новой редакции раздела 3.3 сборника руководящих материалов “О мерах по предотвращению опасного снижения частоты в энергосистемах при внезапном дефиците активной мощности”, в которой будут учтены предлагаемые изменения, а также будут уточнены соответствующие обязанности и ответственность на всех уровнях диспетчерского управления.
Необходимо пересмотреть “Методические указания по автоматической частотной разгрузке” с учетом современных требований к АЧР и дополнить их разделом по выбору уставок и настройке устройств АЧР с реле, реагирующих на заданную скорость снижения частоты.
Следует добиться безусловного соответствия заданиям ЦДУ, ОДУ и АО-энерго фактического выполнения системы АЧР на местах по объемам подключенной нагрузки и уставкам срабатывания. Для этого, с одной стороны, необходимо усилить законодательно-нормативную базу системы АЧР в части обязательности и ответственности за исполнение, что позволит сохранить дееспособность АЧР в условиях реструктуризации энергетики; с другой - разработать и внедрить технические средства контроля в темпе процесса за фактическим состоянием АЧР, прежде всего на верхних уставках АЧР.
Необходимо активизировать процесс замены устаревших электромеханических реле на микропроцессорную технику, что позволит сделать настройку устройств АЧР более точной, расширит функциональные возможности АЧР, упростит процесс перенастройки очередей и, возможно, в целом снизит затраты на выполнение и эксплуатацию системы АЧР.
Имеющееся в настоящее время программноинформационное обеспечение АЧР требует развития и доработки. Необходимо разработать вертикально интегрированную информационно-вычислительную систему для анализа и расчетов настройки АЧР на всех уровнях диспетчерского управления (ПЭС, АО-энерго, ОДУ, ЦДУ). При этом должны быть обеспечены межуровневый обмен информацией АЧР - ЧАПВ и ее обработка при передаче с нижнего иерархического уровня на верхний.
В объем выполняемых работ должны быть включены:
разработка информационных баз данных АЧР - ЧАПВ и их анализ;
составление расчетной модели энергосистем и ЕЭС России в целом;
разработка универсальной программы расчета переходных процессов снижения частоты с проверкой эффективности настройки АЧР;
разработка системы контроля за настройкой и фактическим состоянием системы АЧР.
Эти работы должны быть выполнены отраслевыми проектными и научно-исследовательскими институтами с привлечением наладочных и эксплуатационных организаций.

Список литературы

1. Методические указания по автоматической частотной разгрузке (АЧР). М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1971.
2. Сборник руководящих материалов Главтехуправления Минэнерго СССР, 1992.
3. Типовой технологический регламент безопасной эксплуатации энергоблоков АЭС. 1988.
4. ГОСТ 24278-89. Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС. 1989.
5. Рабинович Р. С. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем. М.: Энергоатомиздат, 1989.
6. Беркович М. А., Комаров А. Н., Семенов В. А. Основы автоматики энергосистем. М.: Энергоиздат, 1981.