15.4. Научно-технические проблемы эффективности регулирования частоты в еэс России в условиях рынка
Последнее десятилетие регулирование частоты и мощности, контроль и управление перетоками по важнейшим линиям электропередачи системообразующей сети ЕЭС СССР, а затем ЕЭС России являлись важнейшими задачами в общей проблеме обеспечения качества электроэнергии.
Наиболее тяжелое, положение с обеспечением стандартной частоты тока в ЕЭС СССР сложилось в 1980 - 1986 гг [5]. Единая энергосистема систематически работала с частотой ниже 49,5 Гц, а продолжительность работы с частотой по ПТЭ (50±0,2 Гц) составляла в эти годы всего лишь от 1 до 63% календарного времени. Дефицит генерирующих мощностей, недостаток гидроресурсов на ГЭС, ухудшение качества твердого топлива и недоиспользование ТЭС из-за ограничений по всем видам топлива были главными причинами снижения частоты. Работа с пониженной частотой рассматривалась рядом специалистов и руководителей как возможность снизить на несколько миллионов киловатт электропотребление, учитывая крайне напряженный баланс мощности и электроэнергии по стране в целом.
В этих исключительно сложных условиях работы предпринимались активные меры по созданию системы централизованного автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ) в целях автоматического ограничения перетоков по загруженным транзитным сетям ЕЭС.
Во второй половине 80-х и первой половине 90-х годов положение существенно облегчилось. ЕЭС СССР, а впоследствии и ЕЭС России относительно стабильно от 90 до 99,5% календарного времени работали с частотой в соответствии с ПТЭ.
В 1995 - 1999 гг. работа ЕЭС России вновь была дестабилизирована по частоте. Главной причиной были неплатежи на ФОРЭМ, невозможность закупки топлива и, как следствие, резкое недоиспользование крупнейших тепловых электростанций федерального уровня.
В 2000 - 2001 гг. решение проблемы неплатежей, с одной стороны, и возросшая требовательность к поддержанию стандартной частоты - с другой, существенно стабилизировали работу ЕЭС России с частотой в соответствии с ПТЭ, продолжительность которой составила 99,8 - 99,9% календарного времени. При этом продолжительность работы с частотой 50±0.05 Гц составила в 2000 г. 81%, а в 2001 г. 97 % календарного времени.
Вместе с тем, требования ГОСТ к качеству электроэнергии по частоте остались прежними, резервы первичного и вторичного регулирования на электростанциях размещены не были, по состоянию оборудования и систем автоматики электростанции и энергосистемы оказались не готовы выполнять эти нормы ПТЭ.
3адача регулирования частоты возлагалась главным образом на ГЭС. Проектное автоматическое регулирование мощности в переменных режимах на большинстве энергоблоков 150,200,300,500 и 800 МВт ЕЭС России до настоящего времени не освоено, а изменение нагрузки в соответствии с диспетчерским графиком в пределах регулировочного диапазона осуществляется оператором. В связи с этим требованием ПТЭ в части автоматического регулирования частоты повсеместно не выполняются.
К числу причин сложившейся ситуации, приведших к консервации или демонтажу ряда общестанционных и блочных систем, следует отнести нерешенность технологических проблем автоматизации совместного сжигания газа и мазута, в том числе мазута с малыми избытками воздуха обеспечения устойчивой работы пылеугольных котлов на разнотипном твердом топливе, низкое качество угля, сложность и ненадёжность систем пылеприготовления и др.
Работа ТЭЦ по тепловому графику в течение большей части года, базовый режим АЭС и пылеугольных ТЭС, а паводковый период и большинства ГЭС сужают регулировочные возможности Единой энергосистемы, требуют объективного пересмотра степени участия этих электростанций в регулировании частоты и мощности ЕЭС России.
Привлечение к регулированию частоты ТЭЦ с поперечными связями требует проведения исследовательских и экспериментальных работ по автоматизации регулирования давления в главных паровых магистралях. На блочных ТЭЦ вопрос решается проще, но и в том и в другом случаях он связан с их оснащением необходимыми средствами автоматизации и ухудшением экономичности, что в рыночных условиях потребует выработки компенсационных экономических мер.
Несмотря на хорошие технологические возможности большинство из 100 гидроэлектростанций России не участвует в автоматическом регулировании частоты из-за состояния основного оборудования и износа гидромеханической систем регулирования гидротурбин. Системы группового регулирования активной мощности (ГРАМ) работают, как правило, в режиме задания мощности со статизмом и увеличенной мёртвой зоной по частоте.
В настоящее время лишь Волжская ГЭС им. Ленина постоянно участвует в автоматическом вторичном peгулировании частоты в ЕЭС России и Братская ГЭС в автоматическом регулировании перетоков Сибирь-Казахстан. Воткинская ГЭС, оборудованная электрогидравлическими регуляторами гидротурбин, участвует в первичном и вторичном регулировании частоты и перетоков в сечении Урал-Центр-Средняя Волга.
Несмотря на значительную долю АЭС в Европейской части ЕЭС России и увеличение ее в будущем проблема привлечения отечественных АЭС к регулированию частоты не решена. Отступления от технических требований к маневренным характеристикам АЭС, которые не уступают зарубежным, согласованны всеми заинтересованными организациями и реально заложены в конструкцию оборудования АЭС, введенных после 1979 г., однако действующие регламенты не допускают участия АЭС в регулировании. Более того, они 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 обеспечить их оптимальное участие в регулировании частоты и мощности.
Проблема эффективного регулирования частоты и перетоков мощности по ЛЭП тесно связана с качеством передачи информации по каналам телемеханической связи. Устаревшие устройства телемеханики, используемые на электростанциях, промежуточная обработка информации и ее прием в системах телемеханики верхнего уровня создают запаздывание на 10 – 15 с в каждом из этих уровней. Это вносит в регулирование дисбаланс, приводит к искажению регулирования перетоков, способствует возникновению колебательного процесса и, в конечном счете, необходимости модернизации каналов телемеханики.
Для такого сложного и крупного энергообъединения как ЕЭС России особенно с учетом параллельной работы с ОЭС Украины, Белоруси, Балтии и Молдовы принципиальное значение имеет организация процесса регулирования частоты и мощности в условиях рынка. При этом одной из проблем синхронной работы ЕЭС России, стран СНГ с энергообъединениями Западной и Центральной Европы является повышение пропускной способности межсистемных связей. В числе прочих эффективным мероприятием для решения этой проблемы может оказаться применение гибких (управляемых) линий передачи переменного тока.
Вместе с тем, «Нормы качества электроэнергии в системах электроснабжения общего назначения» по ГОСТ 13109-97, определяющие стандартный уровень частоты в ЕЭС России (50±0,2) Гц, не соответствует международной практике, а в последнее время и практике работы ЕЭС России, что вызывает необходимость пересмотра этих норм, а также соответствующих требований ПТЭ и ведомственных инструкций в сторону ужесточения.