» » » Аспекты регулирования частоты в ОЭС Украины

Аспекты регулирования частоты в ОЭС Украины

Как уже отмечалось, при параллельной работе Объединенной энергосистемы (ОЭС) Украины с Единой энергосистемой (ЕЭС) России задачу регулирования частоты решает Центральное диспетчерское управление ЕЭС России. При этом ГП "НЕК "Укрэнерго" осуществляет регулирование согласованного графика перетоков мощности на связях ОЭС Украины с ЕЭС России с коррекцией по частоте. Это регулирование в настоящее время осуществляется командами по телефону диспетчеров Национальной энергетической компании (НЭК) "Укрэнерго" и диспетчерами энергосистем Украины и поэтому производится с недостаточным качеством. При раздельной работе ОЭС Украины с ЕЭС России регулирование частоты в ОЭС Украины осуществляется ГП НЭК "Укрэнерго".

На протяжении последних 20 - 30 лет в ОЭС Украины складывались неблагоприятные условия для регулирования частоты и мощности как по структуре генерирующих мощностей, так и по автоматизации системы и объектов регулирования:

  • из-за интенсивного строительства АЭС медленно решается проблема маневренности и автоматизации блоков ТЭС;
  • введенные в эксплуатацию блоки АЭС могут работать только в базовых режимах;
  • из-за перераспределения долей угля, мазута и природного газа в структуре используемого топлива на ТЕС ухудшилась маневренность работающих блоков ТЭС;
  • доля маневренных ГЭС в общем объеме выработки электроэнергии недостаточна из-за ограниченных гидроресурсов и мощностей ГЭС Украины;
  • задерживается строительство пиковых мощностей на Днестровской и Ташлыкской ГАЭС;
  • на блоках ТЭС Украины низкий уровень автоматизации основных и вспомогательных технологических процессов, не работают или отсутствуют главные регуляторы мощности основного технологического паросилового оборудования;
  • отсутствуют либо морально и физически устарели такие технические средства автоматического регулирования, как регуляторы скорости турбо- и гидроагрегатов, устройства группового распределения активной мощности на ГЭС, общестанционные системы автоматического управления мощностью на ТЭС.

В связи с этим при раздельной работе ОЭС Украины с ЕЭС России суточные колебания частоты в ОЭС Украины могут составлять 49,1-50,3 Гц с повышением ее в ночное время отдельных суток до 50,5 Гц, что отрицательно влияет на основное и вспомогательное оборудование ГЕС, АЭС и ТЭС (в первую очередь для турбин и механизмов собственных нужд станций) и конечно на электроприборы потребителей по всей стране.

При неудовлетворительном регулировании частоты в ОЭС Украины практически невозможна параллельная работа ОЭС Украины с энергосистемами соседних государств, где требования к точности поддержания этого параметра очень высокие. В ЕЭС России частота поддерживается в соответствии с утвержденными нормативными документами - с точностью ± 0,2 Гц, а в соседствующих с Украиной европейских энергосистемах UCТЕ - с точностью ±0,01 Гц.

АЭС

Несмотря на значительную долю АЭС в ОЭС Украины и возможное увеличение её в будущем, проблема привлечения отечественных АЭС к регулированию частоты не решена. Действующие на Украине регламенты не допускают участия АЭС в регулировании. Однако технические требования к маневренным характеристикам оборудования действующих АЭС не уступают зарубежным, согласованы всеми заинтересованными организациями и реально заложены в конструкцию оборудования АЭС, введенных после 1979 г. Более того, регламенты усугубляют аварийное положение в энергосистеме, предписывая в ряде случаев разгрузку АЭС при частотах ниже 49 Гц и глубокую разгрузку - при частоте ниже 48 Гц. Необходимо, используя техническую готовность АЭС к регулированию частоты и экономические стимулы работы в рыночных условиях, в кратчайшие сроки постараться обеспечить их оптимальное участие в регулировании частоты.

ТЭС

По действующим в ОЭС Украины нормативным документам для автоматического быстродействующего первичного регулирования должны быть практически использованы все энергоблоки ТЭС. Однако на сегодняшний момент отсутствуют либо морально и физически устарели практически все технические средства автоматического регулирования (регуляторы скорости и устройства группового распределения активной мощности), а выполняемые ими функции характеризуются уровнем проектных решений 1960-1970 годов.

В установившихся послеаварийных режимах ОЭС Украины жесткость энергосистемы по частоте обеспечивает "ручное" первичное регулирование, которое выполняют автоматические регуляторы частоты (АРЧ) вращения роторов турбин энергоагрегатов, использующие для восстановления баланса мощностей (а следовательно, и для восстановления частоты в пределах допустимых отклонений) вращающийся резерв мощности первичного регулирования каждого блока. Такое регулирование, при наличии соответствующих систем управления и контроля энергоблоками ТЭС, как правило осуществляется персоналом в ручном режиме.

Из-за того, что устройства телемеханики, используемые на электростанциях морально и физически устарели, приём и обработка информации происходит с запаздыванием превышающим допустимые величины в каждом из уровней управления или вообще невозможны. Отсутствуют главные регуляторы мощности основного технологического паросилового оборудования, устройства группового распределения активной мощности и общестанционные системы автоматического управления мощностью на ТЭС, поэтому, на сегодняшний день, участие энергоблоков ТЭС в автоматическом вторичном регулировании частоты существенно ограничено. В соответствии с требованием Диспетчерского центра, при планировании режима работы энергоблоков ТЭС в каждом часе суток на ТЭС поддерживается величина вращающегося резерва на уровне 400 - 800 МВт в зависимости от маневренных возможностей ГЭС. Распределение вращающегося резерва по энергоблокам ТЭС происходит исходя из условия их наиболее экономичной работы. Передача управляющего воздействия по задействованию вторичного резерва на энергоблоках ТЭС, осуществляется командами диспетчеров по телефону для всех энергосистем Государственного предприятия "Национальная энергетическая компании "Укрэнерго" (ГП "НЕК "Укрэнерго").

ГЭС

В такой ситуации, именно ГЭС являться наиболее задействованным сектором генерирующего оборудования в регулировании частоты в ОЭС Украины.

Система автоматического регулирования частоты и активной мощности ГЭС (САРЧМ) ОЭС Украины построенная с следующих составных:

  • Первичные регуляторы и агрегатные контроллеры;
  • Системы станционного управления (ССУ) "Centralog" ГЭС;
  • Центральный регулятор (SCADA/AGC), который установлен в диспетчерском пункте ГП "НЕК "Укрэнерго";
  • Телекоммуникационные связи между центральным регулятором, ССУ "Centralog" ГЭС, и соответствующими подстанциями межгосударственных ЛЭП.

Перечень гидроагрегатов (ГА), подключенных к системе "Centralog", которые могут быть задействованы при регулировании в САРЧМ ОЭС Украины приведен в таблице 2.

Перечень ГА которые могут быть задействованы при регулировании в САРЧМ ОЭС Украины.

Таблица 2

Название ГЭС

Блоки

Гидроагрегаты

Киевская

№ 1,4

ГГ-1,2,3,4,13,14,15,16

Кременчугская

№ 2,4

ГГ-4,5,6,10,11,12

Днепродзержинская

№ 3,4

ГГ-5,6,7,8

Днепровская

-

ГГ-1,2,3,4,5,6,7,8,9

Каховская

-

ГГ-1,2,3,4

Днестровская

№ 1, 2, 3

ГГ-1,2,3,4,5,6

Несколько лет назад в ОЭС Украины были выполнены работы по реконструкции и модернизации силового оборудования, агрегатных контроллеров и систем станционного управления "Centralog" (разработки фирмы Alstom Power) на 6 ГЭС ОЭС Украины, а также введен и налажен в ГП "НЕК "Укрэнерго" программно-аппаратный комплекс SCADA (разработки фирмы Alstom T&D), в состав которого входит система автоматического управления генерацией - SCADA/AGC. Сейчас ведутся исследования и разработки по подключению к этой системе агрегатов тепловых электростанций для работы в автоматическом режиме.

В системе "Centralog" алгоритм работы построен таким образом, чтобы иметь оптимальное (необходимое и достаточное) количество агрегатов, которые работают в генераторном режиме, для выполнения задач по активной мощности. В логику работы заложена приоритетность включения и остановки ГА. Остановленный ГА с высочайшим приоритетом будет включен первым, в то время как работающий ГА с наименьшим приоритетом будет остановлен последним. Приоритетность пуска/остановки любого ГА устанавливает оперативный персонал ГЭС.

В режиме группового регулирования активной мощности (ГРАМ) система "Cenralog" автоматически распределяет задачи по активной мощности поровну между работающими ГА и включает или останавливает/переводит в режим синхронного компенсатора (СК) ГА, в зависимости от значения полученной задачи.

Перечень ГА, подключенных на текущий момент к системе "Centralog", которые могут быть задействованы при регулировании в САРЧМ ОЭС Украины приведен в таблице 3.

Перечень гидроагрегатов, подключенных на текущий момент к системе "Centralog".

Таблица 3

Название ГЭС

Общее количество и мощность ГА ГЭС

Количество ГА, заведенных под "Centralog"

РАРЧМmin ГА,МВт

РАРЧМmax ГА,МВт

Регулирующий диапазон одного ГА, МВт

Режим СК

Киевская

8*22,4+12*18,5

8

10,5

22,4

11,9

-

Кременчугская

12*52

6

16

57

41

+

Днепродзержинская

8*48

4

20

48

28

+

Днепровская ГЭС-1

9*72

9

43

72

29

+

Каховская

6*52

4

20

52

32

+

Днестровская

6*117

6

70

117

47

-

При постоянной эксплуатация САРЧМ ОЭС Украины возникают трудности связанные с необходимостью налаживания дублируемых скоростных каналов связи, отсутствием резервных каналов связи SCADA/AGC - ССУ "Centralog" ГЭС, экономических стимулов ГЭС для участие в автоматическом регулировании частоты и мощности и оплаты режима синхронного компенсатора

По состоянию на начало 2005 года указанные в таблице 3 гидрогенераторы находятся в режиме индивидуального управления под ССУ "Centralog" со станционных главных щитов управления. На Днепровской ГЭС-1 периодически 2-3 гидроагрегата эксплуатируются в режиме группового регулирования активной мощности (ГРАМ), а на Днестровской ГЭС все гидроагрегаты постоянно находятся в режиме ГРАМ.

Минимальная мощность PАРЧМmin для ГА ГЭС ограничивается кавитационными процессами, которые возникают при роботе ГА в диапазоне нагрузок [2-3 МВт; PАРЧМmin]. В указанном диапазоне ГА изменяют нагрузки с максимально возможной скоростью.

Комплексные предложения

Учитывая сложившуюся ситуацию, качественное участие ТЭС в регулировании частоты и активной мощности ОЭС Украины без адресных капиталовложений в технические средства автоматического регулирования энергоблоков на сегодняшний день невозможно.

В этой связи следует отметить, что при неудовлетворительном регулировании в ОЭС Украины практически невозможна параллельная работа с энергосистемами соседних государств, где требования к точности поддержания частоты очень высокие.

Таким образом, для отечественной энергетической отрасли необходимо полноценное участие энергоблоков ТЭС в регулировании частоты и активной мощности в ОЭС Украины, которое достигается неотложным проведением следующего комплекса мероприятий:

  • техническим перевооружением действующих ТЭС с выполнением всех нормативных требований по их участию в первичном и вторичном регулировании частоты и перетоков мощности, разработка и финансирование необходимых для этого мероприятий;
  • оснащением всех электростанций в составе генерирующих компаний средствами автоматического регулирования частоты и перетоков мощности, оснащением турбоагрегатов электрогидравлическими системами вместо механогидравлических, модернизация контуров регулирования технологических энергетических котлов, а также регуляторов мощности котлов и турбин, обеспечением эффективной и надежной работы турбинного, котельного оборудования в переменных режимах в соответствии с ПТЭ и другими нормативными документами;
  • сбалансированным переносом в практику регулирования частоты и перетоков мощности в ОЭС Украины средств и методов, используемых в Объдинением энергосистем UCТЕ, максимальному сохранению и развитию отечественного опыта, иерархических систем АРЧМ в условиях конкурентного рынка;
  • разработкой в соответствии с действующими Правилами Оптового рынка электрической энергии методов экономического стимулирования энергоблоков ТЭС, на которых размещаются резервы первичного и вторичного регулирования независимо от форм собственности, а также оценкой снижения ресурса оборудования электростанций при таком режиме их использования.

Устойчивое поддержание стандартной частоты в ОЭС Украины является важнейшей организационно-технической, экономической и технологической задачей, решение которой обеспечит надежное энергоснабжение потребителей, эффективную работу отрасли и ее конкурентоспособность при выходе на внешние рынки.

/p
15 июня 2014 /
Похожие новости
Комментарии

НАПИСАТЬ КОММЕНТАРИЙ

Ваше Имя:
Ваш E-Mail:
Полужирный Наклонный текст Подчеркнутый текст Зачеркнутый текст | Выравнивание по левому краю По центру Выравнивание по правому краю | Вставка смайликов Вставка ссылкиВставка защищенной ссылки Выбор цвета | Скрытый текст Вставка цитаты Преобразовать выбранный текст из транслитерации в кириллицу Вставка спойлера
Введите код: