Приложение 1.1
Организация регулирования частоты. Технические требования (предложения ЦДУ ЕЭС России)
Технические требования к первичному регулированию частоты и вторичному регулированию частоты и перетоков мощности взаимосвязаны и различны при автономной и параллельной работе ЕЭС России и Европейского энергообъединения TESIS.
На этапе автономного функционирования ЕЭС регулирование должно осуществляться с учетом реально достигаемых характеристик регулирования на электростанциях ЕЭС после выполнения мероприятий в рамках приказов РАО “ЕЭС России” № 368 от 3/VII2000 г. и № 553 от 15/Х2001 г.
Па этапе параллельной работы с энергообъединением TESIS должна быть обеспечена идентичность характеристик регулирования в ЕЭС и в TESIS, исключающая дополнительные перетоки мощности по сечению Восток - Запад вследствие неравноценного участия в стабилизации режима электростанций этих энергообъединений.
В связи с этим требования параллельной работы должны учитываться уже на первом этапе организации регулирования.
I этап - автономная работа ЕЭС России:
1.1. Все электростанции после выполнения мероприятий по приказу № 368 должны участвовать в первичном регулировании частоты с настройкой АРС турбин в соответствии с ПТЭ (нечувствительность до 0,15 Гц и статизм 4,5 - 6% за пределами зоны нечувствительности) при поддержке системой регулирования котлов, реакторов в пределах имеющегося диапазона автоматического регулирования котлов, реакторов. Динамика регулирования ТЭС - в соответствии с “Методическим пособием по проверке готовности ТЭС”.
Основная задача всех электростанций, проистекающая из требований ПТЭ, - посильное участие в поддержании частоты при особо больших ее отклонениях в нормальных режимах работы ЕЭС и удержание частоты в аварийно отделившихся от ЕЭС регионах в пределах, допустимых по условиям сохранения технологической устойчивости и предотвращения аварийного останова самих электростанций и прекращения энергоснабжения потребителей.
Электростанции должны сохранять способность управления своей мощностью (в пределах сохранения технологической устойчивости оборудования) при развитии аварии, сопровождающемся изменением отклонения частоты как по величине, так и по знаку.
Это регулирование должно повысить надежность работы ЕЭС и энергосистем, но не может гарантировать стабильности и качества регулирования частоты.
1.2 Из числа крупных блочных ТЭС, готовых по π. 1.1 к первичному регулированию в рамках ПТЭ, должна быть сформирована группа электростанций нормированного первичного регулирования частоты, на которых должен размещаться суммарный первичный резерв, необходимый для гарантированного удержания отклонений частоты в рамках требований ГОСТ в нормальных режимах и удержания частоты в отделившихся от ЕЭС регионах в пределах, обеспечивающих безопасность для имеющихся в регионе АЭС и ограничение отключения потребителей от АЧР, САОН, по графикам аварийного отключения.
Удовлетворяя требованиям ПТЭ в части регулирования частоты посредством АРС турбин и регуляторов котлов, изложенным в п.1.1, эти электростанции должны быть постоянно готовы выдать весь заданный им первичный резерв при заданном отклонении частоты, обеспечить пропорциональность выдаваемой части резерва текущему (менее заданного) отклонению частоты, сохранять эти свойства и при изменении знака отклонения частоты, удерживать выдачу потребной части резерва до нормализации частоты. Динамика регулирования мощности указана в п. 1.1.
На энергоблоках этих электростанций должен размещаться первичный резерв до 20% их номинальной мощности (при заданном минимальном диапазоне автоматического регулирования минус 7 - плюс 20 либо минус 20 - плюс 7%).
При зоне нечувствительности АРС турбин до 0,15 Гц, статизме 5% и достаточном диапазоне автоматического регулирования всего энергетического оборудования энергоблока и его технологической автоматики отклонение мощности энергоблока, участвующего в нормированном первичном регулировании, от заданного графиком значения составит:
многократные отклонения мощности до 2 - 8% при выходе частоты за ближайший край зоны нечувствительности АРС турбины с последующим (через 2-10 мин) возвратом мощности к заданному значению (после возврата частоты в зону нечувствительности) - в нормальных режимах работы ЕЭС при отклонениях частоты до ± 200 мГц;
до 10-16% номинальной мощности при весьма редких в нормальном режиме односторонних отклонениях частоты до ± 400 мГц;
до полного использования резерва 20% номинальной мощности при аварийном отклонении частоты ± (0,65 -г 0,50) Гц, т.е. при отделении района от ЕЭС.
В указанных пределах меньшее отклонение мощности соответствует максимальной (0,15 Гц), большее - нулевой зоне нечувствительности АРС турбины при данном знаке отклонения частоты и определяется требованиями по маневренности энергоблоков в нормальных и аварийных условиях.
В ЕЭС России суммарный первичный резерв должен составлять до ± 1000 МВт для нормальных и до ± 3000 МВт для аварийных режимов работы. Аварийный первичный резерв должен быть распределен по регионам (ОЭС) с учетом особенностей их связи с ЕЭС и режимов работы. Последними должен определяться и знак наибольшего из задаваемых аварийных резервов (т.е. плюс либо минус 20%).
Для размещения первичного резерва потребуются энергоблоки суммарной мощностью не менее 24 тыс. МВт, т.е. 80 условных энергоблоков мощностью 300 МВт (с запасом на ремонт и конкуренцию на рынке услуг).
Подобная организация первичного регулирования достаточна в рамках действующего ГОСТ на качество электроэнергии, однако из-за большой зоны нечувствительности АРС турбин она окажется малоэффективной при нормально имеющихся в ЕЭС малых отклонениях частоты (не более + 150 мГц), когда число реально участвующих в регулировании энергоблоков и степень их участия зависят от значения и знака отклонения частоты.
При нормальных режимах работы ЕЭС характеристики первичного регулирования будут нестабильны, а первичный резерв будет использоваться неэффективно.
Ввиду низкого быстродействия систем регулирования котлов (до 5-7 мин) эффективность первичного регулирования на начальном этапе, когда особо важны его противоаварийные функции, составит около 50% (за счет регуляторов турбин и аккумулирующей способности котлов) и также будет нестабильна.
1.3. Активизация первичного регулирования в ЕЭС налагает определенные требования на качество и стабильность вторичного регулирования частоты.
В целях предотвращения излишних колебаний мощности на энергоблоках и выполнения требований по маневренности среднее значение частоты в ЕЭС должно удерживаться на уровне номинального значения с точностью не хуже + 30 мГц, а отклонения от номинальной частоты в нормальных режимах работы - не хуже ± 150 мГц в 95% времени.
Для этого потребуется привлечение части энергоблоков к эпизодическому участию в оперативном вторичном либо третичном регулировании в помощь используемым в АРЧМ гидроэлектростанциям. Возможности будут исследованы в рамках выполнения мероприятий по приказу № 368.
Допустимая динамика изменения мощности энергоблоков, участвующих в первичном регулировании, по командам вторичного и третичного регулирования требует уточнения. По-видимому, для газомазутных энергоблоков это составит не более 1% номинальной мощности в минуту.
II этап - параллельная работа с TESIS.
В процессе подготовки к параллельной работе с TESIS необходимо:
подготовить специальную группу электростанций нормированного первичного регулирования частоты - с зоной нечувствительности АРС турбин не более 10 - 20 мГц и быстродействием систем регулирования котлов 30 с (вместо 5-7 мин по I этапу), с первичным резервом ± 1000 МВт;
повысить эффективность автоматического вторичного регулирования ЕЭС увеличением вторичного резерва на ± 2000 МВт путем подключения к ЦКС АРЧМ ЕЭС автоматизированных энергоблоков в дополнение к имеющимся ГЭС.
Первое необходимо для обеспечения стабильности характеристик первичного регулирования и для выравнивания статических и динамических характеристик ЕЭС и TESIS, без чего не удастся избежать уравнительных перетоков по сечению Восток - Запад, как в нормальных, так и в аварийных режимах работы, а также гарантировать взаимопомощь.
Второе обусловлено необходимостью поддержания собственного баланса и предотвращения неоправданного расходования первичного резерва на электростанциях.
2.1. В специальную группу должны входить энергоблоки суммарной мощностью 18 тыс. МВт, т.е. 60 условных энергоблоков мощностью 300 МВт, на которых должен быть размещен первичный резерв ± 1000 МВт, доступный при отклонении частоты на + 150 мГц.
АРС турбин этих энергоблоков должны иметь зону нечувствительности не более 10-20 мГц, статизм 5%.
Система регулирования котла должна поддерживать АРС турбины. Общее быстродействие турбины и котла - 30 с с момента фиксации отклонения частоты до момента завершения процесса регулирования и выдачи полной первичной мощности, пропорциональной отклонению частоты. Энергоблок должен быть способен изменять значение и знак выдаваемой первичной мощности в соответствии с изменяющимся отклонением частоты с задержкой не более 30 с в пределах заданного первичного резерва ( ± 7% номинальной мощности энергоблока) и удерживать потребную первичную мощность вплоть до нормализации частоты (вхождения в зону нечувствительности АРС турбины).
Критериями потребной первичной мощности должны быть статизм АРС турбины, значение и знак текущего отклонения частоты.
Специальная группа электростанций должна быть выделена уже на первом этапе. В нее следует включить энергоблоки, модернизация которых обеспечит срок их службы 15-20 лет и более, расположенные в энергорайонах, достаточно хорошо привязанных к сечению Восток - Запад.
При выборе варианта модернизации этих энергоблоков следует учитывать необходимость модернизации систем регулирования турбин и котлов для обеспечения быстродействующего и стабильного регулирования частоты при малых ее отклонениях.
Целесообразен выбор варианта, позволяющего использовать энергоблоки одновременно для автоматического вторичного регулирования режима по командам системы АРЧМ в пределах не менее + (20-:-25)% номинальной мощности, т.е. размещать на них дополнительно вторичный резерв в размере + 20%.
Если исследования покажут, что вариант реконструкции, предложенный ЗАО Интеравтоматика, этим требованиям на газомазутных блоках удовлетворяет, реконструкция 60 блоков потребует 30 - 50 млн. дол. и займет 5 лет при условии, что ежегодно будет осуществляться модернизация 10-12 энергоблоков с остановом каждого из них на 1 мес для выполнения монтажных и реконструктивных работ.
2.2. Система вторичного регулирования режима ЕЭС России должна круглосуточно и постоянно удерживать среднее значение частоты в ЕЭС на уровне не хуже + 5 мГц от номинальной. Для этого необходимо привлечение к автоматическому вторичному регулированию частоты путем эпизодического изменения мощности 40 - 60 энергоблоков, возможно, из состава специальной группы на + 20% номинальной с допустимой для них (наряду с участием в нормированном первичном регулировании) скоростью, что добавит для системы АРЧМ вторичный резерв в размере + 2000 МВт.
Требования по маневренности энергоблоков необходимо соответственно доработать.
Па электростанции, дополнительно привлекаемой к вторичному автоматическому регулированию, потребуется вывести каналы телеуправления. Затраты на подключение к ЦКС АРЧМ 10 ГРЭС (считая по 4-6 условных блоков на каждой) составят (включая аренду прямых каналов связи) еще 15-20 млн. дол.
Таким образом, общие затраты на подготовку первичного и вторичного регулирования ЕЭС к параллельной работе с Европейским энергообъединением составят 45 - 70 млн. дол. в течение 5-6 лет (оценки весьма ориентировочные).
Бондаренко А. Ф., главный диспетчер, Комаров А. Н., главный специалист по автоматике.
