28 ноября 2001 г. состоялось совместное заседание Бюро Научно-технического совета РАО “ЕЭС России” и Научного совета РАН по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики по теме: “Научно-технические проблемы и программные задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка ”, на котором присутствовали 113 чел.
На совместном заседании выступили: со вступительным словом председатель НТС РАО “ЕЭС России ” и Научного совета РАН по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики, чл.-кор. РАН А. Ф. Дьяков: с докладом “Научно-технические проблемы и программные задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка” Ф. Л. Коган, канд.техн.наук, заместитель главного инженера ОАО “Фирма ОРГРЭС с заключением экспертной комиссии: Ю. Н. Кучеров, доктор, техн. наук, начальник Департамента научно-технической политики и развития РАО “ЕЭС России ”.
В обсуждении доклада приняли участие представители РАО "ЕЭС России ”, ЦДУ ЕЭС России, ОДУ Северо - Запада, ОДУ Центра, ОДУ Республики Беларусь, ДЦ “Балтия ”, Мосэнерго, ВТИ, ЗАО Интеравтоматика, Исполкома Электроэнергетического совета СНГ, НИИ экологических проблем энергетики.
Далее публикуется подборка статей по этой тематике ведущих специалистов ОРГРЭС, РАО “ЕЭС России”, ЦДУ ЕЭС России, ВНИИЭ, протокол совместного заседания НТС РАО “ЕЭС России” и Научного совета РАН и 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
Коган Ф. Л.
Известно, что частота электрического тока является важнейшим параметром режима работы энергосистемы и одним из основных показателей качества электроэнергии. С точки зрения задачи, рассматриваемой Научно-техническим советом РАО “ЕЭС России”, подчеркнем те аспекты, которые определяют важность поддержания ее номинального значения и точности регулирования в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка в отличие от ситуации, которая имела место в предшествующие годы.
В принципе, начиная с 50-х и до начала 90-х годов системам автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ) уделялось у нас большое внимание. Однако при интенсивном развитии Единой энергосистемы Советского Союза, а затем и Восточно-европейского объединения “Мир” задачи обеспечения надежности работы ЕЭС на огромной территории при большом количестве слабых связей, посредством которых создавалось объединение энергосистем, задачи сохранения в работе частей объединения при разрыве этих связей, а также экономичности работы оборудования решались зачастую в ущерб качеству регулирования частоты.
Для удержания частей объединения при нарушении устойчивости или разрыве слабых связей широко использовалась противоаварийная системная автоматика, в том числе САОН, а в отделившихся частях действовала автоматическая частотная разгрузка, массово отключавшая потребителей во имя сохранения системы в работе.
Кроме того, в условиях ограниченных резервов мощности задаваемое для ЕЭС рабочее значение частоты зачастую отличалось от ее номинального значения. Было введено понятие, так называемой, “базовой частоты”, т.е. частоты, которая отличалась от номинальной, но должна была поддерживаться в течение достаточно длительного времени по заданию ЦДУ. Стабильность частоты в нормальных режимах была и остается, с точки зрения сегодняшних мерок, неудовлетворительной.
Правилами технической эксплуатации электростанций и сетей вплоть до 15-го издания 1995 г. ответственность за поддержание частоты в ЕЭС возлагалась только на диспетчера ЦДУ. Диспетчеры энергосистем и начальники смен электростанций отвечали в соответствии с ПТЭ за выполнение заданий по рабочей мощности электростанций и несение ими заданной нагрузки без учета требования по изменению мощности при изменении частоты.
Подчеркнем, что такое положение могло существовать и быть терпимым только в условиях централизованного управления экономикой страны и централизованного диспетчерского управления, при котором интересы потребителей учитывались зачастую не в первую очередь, а приказы диспетчера носили безапелляционный характер.
В условиях реструктуризации энергетики эти принципы вошли в противоречие с принципами договорных отношений акционерных обществ (АО-энерго) как между собой, так и с ФОРЭМ. Уже в течение длительного времени они перекладывают обязанность восстановления нормального режима с тех, кто виновен в его нарушении, через диспетчеров ОДУ и ЦДУ на тех, кто вынужден из-за этого по приказу менять свой режим и нести дополнительные затраты, не получая за это компенсации. С дальнейшим же развитием рыночных отношений в электроэнергетике, по мере создания генерирующих компаний, эти проблемы существенно обострятся.
В самом деле, все потребители электроэнергии территориально остаются там же, где они находятся сегодня. И в тех же районах, где и раньше, они будут терпеть убытки в случаях нарушения энергоснабжения из-за действия САОН при угрозе нарушения устойчивости системы, или при выделении именно территориальной части ЕЭС с понижением частоты и действиях АЧР. Выделение части ЕЭС с частотой, выше номинальной, также чревато возможностью развития аварийной ситуации в выделившемся территориальном районе.
А генерирующие компании с целью более полного использования рыночных стимулов для их функционирования и развития создаются не по территориальному признаку, а по принципу объединения в каждой из них тепловых электрических станций примерно равного суммарного потенциала, но сооруженных подчас достаточно далеко друг от друга, каскадов гидроэлектростанций в бассейнах рек (гидрогенерирующие компании) и, наконец, Росэнергоатом, объединяющий все атомные электростанции страны независимо от места их расположения.
Но дело не только и даже не столько в том, как найти виновника и кто должен платить за нарушение режима, когда оно уже произошло. В условиях развивающегося рынка существенно возрастает роль стабильности частоты, поскольку она является показателем эффективности первичного регулирования во всех частях объединения и соответственно способности единой энергосистемы противостоять распространению небалансов из одних частей объединения в другие. Это не только повышает надежность работы ЕЭС, но и позволяет уменьшать мощность вращающегося резерва в различных частях объединения. Поэтому существенно возрастает роль первичного регулирования частоты, которое сегодня в ЕЭС не организовано и носит хаотический характер.
Актуальность рассматриваемой проблемы еще более возросла при постановке на повестку дня задачи расширения рынка электроэнергии на Запад и с этой целью подготовки ЕЭС России к включению на параллельную синхронную работу с энергообъединениями
Центральной и Западной Европы. Это определяется тем, что при организации синхронной параллельной работы энергосистем разных стран, образующих межгосударственное объединение, одной из основных проблем является именно проблема поддержания в них единой частоты с высокой точностью и регулируемых обменов между ними электрической энергии и мощности.
В Западно-европейском объединении UCTE (Union for Coordination of Transmission of Electricity) действуют одинаковые для всех его участников требования к системам первичного, вторичного и третичного регулирования частоты. При этом первичному регулированию уделяется особое внимание именно потому, что оно обеспечивает ограничение распространения небалансов из одних частей объединения в другие и высокую стабильность частоты. К первичному регулированию привлекаются практически все агрегаты традиционных тепловых электростанций, ГЭС, ГАЭС и АЭС.
При вторичном регулировании осуществляется требование полного покрытия небаланса каждого района (практически каждой энергосистемы или иногда трех - четырех энергосистем с одной “ведущей”) за счет собственной генерации.
Это означает, что небаланс мощности, возникший в любой части энергообъединения, автоматически покрывается в процессе первичного регулирования (в течение 30 с) с определенным статизмом по частоте за счет изменения генерации во всех энергосистемах, работающих параллельно, а вторичное регулирование в течение примерно 15 мин компенсирует оставшийся небаланс, восстанавливает исходную частоту, перетоки мощности и резервы первичного регулирования. При этом в районе, где возник небаланс мощности, он полностью компенсируется за счет соответствующей генерации этого территориального района.
Подчеркнем, что столь жесткое нормирование не надумано. Оно потребовалось при создании Западноевропейского объединения в условиях отсутствия там централизованного диспетчерского управления, при включении на параллельную работу энергосистем государств Европы, каждое из которых было самообеспеченным по генерируемой мощности и обладало значительными запасами пропускной способности связей с учетом критерия (n-1), а нередко и (га-2).
Напротив, ЕЭС СССР, а затем и энергообъединение “Мир”, включавшие в себя порядка 100 энергосистем, развивались как единый технологический комплекс, в котором места сооружения электростанций и трассы межсистемных линий электропередачи выбирались исходя из целесообразности рационального использования топливно-энергетических ресурсов и развития производства всего крупнейшего региона. Централизованное планирование и централизованное диспетчерское управление позволяли выгодно использовать преимущества такого развития.
Однако это способствовало тому, что сегодня в ЕЭС России около 70% энергосистем являются дефицитными и зачастую объединены между собой слабыми связями, что существенно усугубилось с распадом Советского Союза. Для иллюстрации такого положения достаточно сказать, что как в 1999, так и в 2000 гг. из 11 технологических нарушений в энергосистемах ЕЭС России, которые получили свое развитие из-за набросов мощности с последующим снижением частоты до 47 - 45 Гц и даже ниже, только в одном случае причиной наброса стала частичная потеря генерации, а в 10 случаях причиной было ослабление связи, вызванное отключением ВЛ, хотя общий баланс мощности в объединении не изменялся.
В условиях рынка указанные обстоятельства, безусловно, осложняют обеспечение надежной и устойчивой работы ЕЭС, если образуемые генерирующие компании будут просто, как говорится, “тянуть одеяло на себя”. Требуются новые подходы, поскольку усиление роли диспетчера, безусловно, в наших условиях необходимое на обозримый период, не сможет быть осуществлено без широкого использования экономических стимулов. Поэтому эти факторы должны учитываться уже сегодня при разработке нормативной базы реформирования отрасли, при определении взаимоотношений генерирующих компаний между собой и с ФОРЭМ, при отработке правил работы и механизмов функционирования конкурентного оптового рынка электроэнергии.
