В статье автор исследует работу электростанций ЕЭС России в общем первичном регулировании частоты.
Ключевые слова: электростанции, частота, ОПРЧП.
Единая энергетическая система России (ЕЭС России) — это самая крупная энергосистема в мире, которая состоит из двух синхронных зон. В каждой синхронной зоне осуществляется непрерывное регулирование частоте и перетоков активной мощности в контролируемых сечениях в соответствии с ГОСТ.
Первая синхронная зоне состоит из параллельно работающих объединенных энергосистем Европейской часть России, Урала и Сибири. В ней обеспечивается поддержание квазиустановившихся значений частоты в пределах 50,00 ± 0,05 Гц. При работе в вынужденном режиме, допускается нахождения значений частоты в пределах 50,0 ± 0,2 Гц.
Вторая синхронная зона включает в себя объединенную энергосистему Востока, а также технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы. В них поддерживается квазиустановившиеся значения частоты в пределах 50,0 ± 0,2 Гц.
Все электростанции энергосистемы участвуют в поддержании электроэнергетического режима и, следовательно, в регулировании частоты, которое подразделяется на три этапа.
Первый этап, это общее первичное регулирование частоты (ОПРЧ). В нем принимают участие все генераторы электростанции, которые несут нагрузку в данный момент. ОПРЧ нужно для того, чтобы остановить падение частоты и не допустит ее дальнейшее снижение до начала работы вторичного регулирования.
В ОПРЧ выделяют отдельную категорию электростанций, которые поддерживают постоянно значение частоты в пределах квазиустановившихся значениях. Это так называемое нормированное первичное регулирование частоты (НПРЧ). Для НПРЧ отбираются, каждый год, электростанции с особыми регуляторами частоты, в которых мертвая зона почти отсутствует. Эти электростанции всегда работают в определенном режиме работы, который обеспечивает запас первичного регулирования, как на разгрузку, так и на загрузку турбин. Для них установлен отдельный повышенный тариф на мощность и электроэнергию.
Второй этап, это вторичное регулирование частоты и мощности. При нем, за время 5–10 минут происходит восстановление квазиустановившегося значения частоты и плановых перетоков мощности в контролируемых сечениях. На этом этапе, происходит восстановление регулировочного диапазона электростанций первичного регулирования.
Восстановление частоты осуществляется за счет работы гидроэлектростанций и блоков ГРЭС. ГРЭС в основном участвует в режиме паводка ГЭС, чтобы уменьшить холостой сброс воды из водохранилищ. Обязательное участие гидроэлектростанции регулировании режима начиная с мощности 50 МВт. Если мощность до 100 МВт, то осуществляется оперативное регулирование. Автоматическое регулирование осуществляется при помощи централизованной системы Автоматического регулирования частоты и мощности (ЦС АРЧМ). К этой системе подключены все ГЭС мощностью более 100 МВт.
Третий этап, это третичное регулирование мощности. Здесь происходит распределение нагрузки с электростанций вторичного регулирования на все электростанции работающие параллельно с ЕЭС Россией, т. е. происходит восстановление регулировочного диапазона вторичного регулирования.
Рис. 1. Процесс регулирования частоты в энергообъединении (I — первичное регулирование, II — вторичное регулирование, III — третичное регулирование)
В сентябре 2021 года на Ленинградской АЭС произошло ложное срабатывание релейной защиты и отключило 3,5 ГВт мощности от сети. Это примерно составляет 3,5 % от установленной мощности электростанций ЕЭС России. На основание этого изменения частоты, будем исследовать реакцию генерирующего оборудования на отклонение частоты. В исследовании будут участвовать электростанции Смоленской энергосистемы. Смоленскую АЭС не учитываем в нашей работе, т. к. на ней установлены реакторы РБМК, которые не участвуют в ОПРЧ.
Оценку участие электростанций будем проводить качественным методом. Он обычно применяется, если надо оценить качество участия генерирующего оборудования в поддержании частоты в системе при резком отклонении на величину
– «адекватная» — характеризуется обратным изменению частоты пропорциональным изменением активной мощности генерирующего оборудования.
– «с провалом» — начальная реакция соответствует «адекватной», однако через определенное время при сохранении отклонения частоты первичная мощность значительно снижается, вплоть до нуля.
При снижении частоты, регулятор частоты вращения турбины открывает клапана и увеличивает подачу пара на турбину, следовательно, увеличивает и мощность. Снижение мощности начинается, когда запас пара, который был в котле, израсходован, а котел не смог резко увеличить выработку пара, как по техническим, так и субъективным причинам. Турбина возвращается в свое исходное положение.
– «котельная» — участие в ОПРЧ генерирующего оборудования ТЭС изменением нагрузки котла при слабой или отсутствующей реакции регулятора частоты вращения турбины на изменение частоты.
Отсутствие реакции регулятора может быть связано с его большим износом, и он просто не чувствует это изменение частоты. Увеличение мощности котла происходит за счет того, что на нем установлены независимые измерители частоты. Задержка увеличения мощности связана с тем, что эти измерители более медленные, чем те, которые устанавливаются на турбинах и тем, что котлу надо время, чтобы выработать дополнительное количество пара.
– «противоположная» — в отличие от «адекватной» повторяет по знаку изменение частоты.
Это указывает на то, что блок управления регулятором частоты вращения турбины работает некорректно.
– «колебания» — после резкого изменения частоты возникают незатухающие колебания активной мощности генерирующего оборудования относительно среднего значения с явно выраженными амплитудой и периодом колебаний, не связанных с колебаниями частоты.
Это реакция характерная для той ситуации, когда на генераторах одной станции происходит сбой в работе блока управления регулятором частоты.
– «нет реакции» — зависимость изменения активной мощности генерирующего оборудования от изменения частоты отсутствует при наличии соответствующего резерва первичного регулирования.
Этот тип реакции характерен для тех случаев, когда генератор работает на полной мощности и физически не может увеличить свою мощность. А также для тех регуляторов частоты, для которых данное изменение мощности находится в «мертвой зоне» и на котлах не установлены отдельные измерители частоты.
Оценивать возможность участи электростанций будем по выполнению двух критериев. Это реализация за время, не превышающее 15 секунд не менее половины требуемой мощности и за время не более 5 минут полной мощности.
В Смоленскую энергосистему входят следующие электростанции: Смоленская ГРЭС (630 МВт), Смоленская ТЭЦ-2 (275 МВт) и Дорогобужская ТЭЦ (90 МВт).
Смоленская ГРЭС — это блочная электростанция, в состав которой входит три паровых турбины К-210–130. В ходе резкого отклонения частоты, тип реакции Смоленской ГРЭС соответствовал реакции «с провалом».
Рис. 2. Смоленская ГРЭС
Смоленская ТЭЦ-2 — это теплоэлектроцентраль, в состав которой входят три турбоагрегата: ПТ-60–130/13, Т-105/120–130–2 и Т-110/120–130–4. Тип реакции аналогичен реакции «с провалом». Мы видим, что диапазон изменения активной мощности у нее меньше, чем у Смоленской ГРЭС. Это связано с тем, что электростанция работает по тепловому графиком. Меньший диапазон изменение мощности, чем у Смоленской ГРЭС связан с тем, что турбина работала почти на максимуме. Мощность турбины составляет 105 МВт.
Тепловой график — это такой режим работы электростанции, в котором нижний предел активной мощности соответствует тепловой нагрузки сети.
Рис. 3. Смоленская ТЭЦ-2
Дорогобужская ТЭЦ — это теплоэлектроцентраль, в состав которой входят три турбоагрегата: Р-18–90/2.5, ПТ-60–90/13 и две газовые турбины ГТА-6 РМ. Для этой станции характерен тип реакции «котельная».
Рис. 4. Дорогобужская ТЭЦ
В ходе проведенного исследования работы электростанций в общем первичном регулировании частоты, были получены результаты, которые показывают, что все генерирующее оборудование удовлетворяет критериям участия в ОПРЧ. Из выше сказанного следует, реакция с провалом показывает, что регулятор частоты увеличивает подачу пара на турбину, а последующее снижение связано с тем, что котел не отреагировал на увеличение количества пара, который подается на турбину. С Дорогобужской ТЭЦ ситуация другая. Там регулятор скорости не среагировал на снижение частоты, но среагировала автоматика котла и стала подавать больше пара на турбину.
Литература:
- «Методика мониторинга и анализа участия генерирующего оборудования в общем первичном регулировании частоты», утвержденные Заместителем Председателя Правления АО «СО ЕЭС С. А. Павлушко от 07.10.2021г.
- «Технические требования к генерирующему оборудованию участников оптового рынка», утвержденные Заместителем Председателя Правления АО «СО ЕЭС С. А. Павлушко от 06.03.2019г.
- Электроэнергетические системы. Учебное пособие для диспетчерского персонала / Под общей редакцией главного диспетчера АО «СО ЕЭС» М. Н. Говоруна. — М.: ЗАО «Энергетические технологии», 2021. — 684 с., ил.
- Требования к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Методические указания по устойчивости энергосистем» (утверждены приказом Минэнерго России № 630 от 03.08.2018.). — 23 с.
