Концепция регулирования частоты и перетоков в энергообъединении стран СНГ и Балтии

4.1.1. Для обеспечения стабильности частоты и надежности режима работы энергообъединения в энергосистемах всех субъектов параллельной работы (районах регулирования) должно быть постоянно обеспечено первичное регулирование частоты, общее и нормированное.

Общее первичное регулирование для обеспечения надежности при аварийных отключениях должно осуществляться всеми электростанциями в энергосистемах субъектов параллельной работы, в том числе электростанциями с не модернизированными энергоблоками, регулирование которых имеет значительные зоны нечувствительности, большой статизм и сравнительно малое быстродействие. На этих электростанциях первичный резерв не нормируется и не планируется, но они должны обеспечить выдачу первичной мощности в пределах имеющегося в данных условиях диапазона автоматического регулирования турбины и котла, устойчиво удерживать требуемую мощность до нормализации частоты и не допускать нарушения технологической устойчивости оборудования при значительных отклонениях частоты.

Нормированное первичное регулирование для обеспечения стабильности частоты должно осуществляться выделенными для этой цели электростанциями в энергосистемах субъектов параллельной работы (районах регулирования). Как правило, это электростанции с модернизированными энергоблоками, регулирование которых отвечает указанным ниже требованиям. На этих электростанциях должны создаваться и постоянно поддерживаться заданные согласованные резервы первичной мощности энергосистемы на загрузку и разгрузку. Нормированное первичное регулирование призвано обеспечить гарантированный уровень качества первичного регулирования в энергосистемах (районах регулирования) и в энергообъединении в целом для успешного решения поставленных перед ним задач.

Далее в тексте под первичным регулированием понимается совместное общее и нормированное первичное регулирование.

Первичное регулирование должно обеспечить устойчивую выдачу требуемой первичной регулирующей мощности и ее удержание, начиная с момента возникновения небаланса мощности и отклонения частоты и заканчивая полной компенсацией возникшего небаланса мощности и возврата частоты к исходному номинальному уровню в результате действия вторичного регулирования, то есть в течение, как минимум, 15 минут. Величина первичной регулирующей мощности, выдаваемой энергосистемой (районом регулирования) в энергообъединение при отклонении частоты, определяется величиной этого отклонения частоты и крутизной СЧХ энергосистемы (района регулирования), а величина отклонения частоты при возникновении небаланса мощности - величиной этого небаланса и крутизной СЧХ энергообъединения. Значения крутизны СЧХ энергосистем (районов регулирования) и энергообъединения нормируются значениями коррекции по частоте соответственно энергосистем и энергообъединения, которые должны задаваться совместно органами оперативно-диспетчерского управления стран СНГ и Балтии и периодически обновляться на основе фактических данных о крутизне СЧХ.

4.1.2. Величина необходимого суммарного нормируемого первичного резерва энергообъединения на загрузку и разгрузку определяется аварийным расчетным небалансом мощности энергообъединения, который возникает вследствие аварийного отключения энергетического оборудования, линий электропередачи, узлов электропотребления и срабатывания противоаварийной автоматики, действующей на разгрузку энергосистем, и при котором нормируемое первичное регулирование должно удержать квазистатическое отклонение частоты в пределах ±0,2 Гц. Для энергообъединения стран СНГ и Балтии наибольший расчетный небаланс принимается равным ±1200 МВт, и соответственно необходимый суммарный нормируемый первичный резерв энергообъединения на загрузку и разгрузку равен ±1200 МВт. Нормируемая первичная регулирующая мощность, равная суммарному первичному резерву энергообъединения, должна быть полностью выдана при изменении частоты на ±0,2 Гц и более.

4.1.3. В соответствии с принципом совместного участия энергосистем субъектов параллельной работы (районов регулирования) в первичном регулировании частоты необходимый суммарный нормируемый первичный резерв энергообъединения должен быть распределен между энергосистемами (районами регулирования). Распределение нормируемого первичного резерва (согласование коэффициентов распределения) должно выполняться ежегодно совместно органами оперативно-диспетчерского управления стран СНГ и Балтии.

Затем энергосистема каждого из субъектов параллельной работы (район регулирования) самостоятельно распределяет согласованную величину своего нормированного первичного резерва между выделенными электростанциями. Этот резерв первичной регулирующей мощности должен предусматриваться в суточных графиках нагрузки электростанций, выделяемых для нормированного первичного регулирования, и должен постоянно контролироваться диспетчерским персоналом организации, отвечающей за диспетчерское управление энергосистемой каждого субъекта параллельной работы.

Резерв нормируемой первичной регулирующей мощности должен по возможности равномерно распределяться между электростанциями внутри этих энергосистем с тем, чтобы мобилизация резерва первичного регулирования при отклонении частоты была бы максимально быстрой и не вызывала перегрузку транзитных линий передачи и связей.

4.1.4. Характеристики первичного регулирования в различных энергосистемах (районах регулирования) энергообъединения стран СНГ и Балтии должны быть по возможности аналогичными, так чтобы избежать качаний и динамического перераспределения первичной мощности в процессе компенсации небаланса мощности. Действие первичного регулирования должно начинаться сразу же после возникновения небаланса мощности, причем в зависимости от величины небаланса мощности 50% потребного первичного резерва должно быть выдано за время не более 15 секунд, а весь суммарный первичный резерв должен быть выдан за время не более 30 секунд в соответствии с заданной совместно органами оперативно-диспетчерского управления стран СНГ и Балтии частотной коррекцией энергосистемы.

4.1.5. На энергоблоках, выделенных для нормированного первичного регулирования, зона нечувствительности первичных регуляторов частоты не должна превышать ±10 мГц. Точность местных измерений частоты, используемых в первичных регуляторах частоты, должна быть не хуже ±10 мГц, цикличность этих измерений должна быть в диапазоне 0,1-1 секунда, цикл работы первичного регулирования не более 1 сек.

Зона нечувствительности всего контура первичного регулирования, обусловленная неточностью местного измерения частоты и нечувствительностью первичного регулятора частоты, не должна превышать ±20 мГц.

Статизм системы регулирования мощности на энергоблоках должен обеспечить выдачу всего заданного первичного резерва при отклонении частоты ±0,200 Гц.

4.1.6. Должен быть организован мониторинг работы первичного регулирования в энергообъединении и энергосистемах (районах регулирования). В частности, каждое аварийное отключение крупного энергоблока или узла потребления мощностью порядка 1000 МВт, которое сопровождается отклонением частоты от исходного значения частоты, превышающим ±0,05 Гц, должно фиксироваться, а все записи переходных процессов должны использоваться для последующего анализа с целью получения фактических данных о работе и характеристиках первичного регулирования и о статических частотных характеристик (СЧХ) энергообъединения и отдельных его частей.

Совместно органами оперативно-диспетчерского управления стран СНГ и Балтии должен быть организован общедоступный сайт, на котором каждая из стран-участниц должна оперативно выставлять информацию об имевших место подобных небалансах мощности, о причине, времени, продолжительности и величине небаланса. В энергосистемах (районах регулирования) и на электростанциях на основе данной информации должен быть организован оперативный контроль надлежащего участия в первичном и вторичном регулировании.

4.2.1. Для поддержания номинальной частоты в энергообъединении и плановых значений суммарных внешних перетоков в энергосистемах субъектов параллельной работы (районах регулирования) должно осуществляться региональное вторичное регулирование, а в энергообъединении - общее вторичное регулирование.

Вторичное регулирование в каждой из энергосистем субъектов параллельной работы (районе регулирования) должно обеспечить поддержание суммарного внешнего перетока данной энергосистемы (района регулирования) на заданном уровне с коррекцией по частоте, то есть обеспечить полную компенсацию "собственных", возникших в пределах данной энергосистемы (района регулирования), небалансов мощности и, тем самым, участие в поддержании частоты в энергообъединении.

Общее вторичное регулирование в энергообъединении должно выполняться одной из энергосистем - координатором параллельной работы, которой эта задача поручается всеми субъектами параллельной работы. Общее вторичное регулирование в соответствии с межгосударственными соглашениями должно выполнять либо автоматическое регулирование частоты (АРЧ) по астатическому закону регулирования (при изолированной работе энергообъединения), либо (при включении на параллельную работу энергообъединения стран СНГ и Балтии с энергообъединением Европы) автоматическое регулирование суммарного внешнего перетока по интерфейсу Восток-Запад с коррекцией по частоте, то есть обеспечить компенсацию собственного небаланса мощности в энергосистеме и суммарной ошибки вторичных регуляторов других энергосистем.

Порядок организации общего вторичного регулирования в энергообъединении должен отдельно совместно устанавливаться органами оперативно-диспетчерского управления стран СНГ и Балтии.

4.2.2. В результате действия вторичного регулирования суммарный внешний переток каждой энергосистемы (района регулирования) должен поддерживаться на заданном уровне при номинальной частоте. При этом внутренние нарушения баланса мощности каждой энергосистемы (района регулирования) должны устраняться силами этой энергосистемы (района регулирования) за время не более 15 минут. Вторичное регулирование энергосистемы (района регулирования) не должно реагировать на внешние возмущения (возникшие в соседних энергосистемах - районах регулирования) и в то же время не препятствовать действию первичного регулирования своей энергосистемы по взаимопомощи соседней энергосистеме, где произошло это возмущение (например, аварийное отключение энергоблока). При отделении энергосистемы одной из стран-участников на работу в режиме "острова", вторичное регулирование этой энергосистемы (района регулирования) должно обеспечить переход на астатическое регулирование частоты.

4.2.3. При изолированной работе, в результате действия общего вторичного регулирования в режиме АРЧ энергообъединения, которое осуществляет выделенная энергосистема - координатор параллельной работы, частота должна поддерживаться на номинальном значении и суммарный небаланс мощности энергообъединения должен компенсироваться (сводиться к нулю) совместным действием общего вторичного регулирования и вторичного регулирования энергосистемы-виновницы. Общее вторичное регулирование способствует компенсации всех небалансов мощности в энергообъединении независимо от места их возникновения, то есть общее вторичное регулирование резервирует вторичное регулирование энергосистем.

При возникновении небаланса мощности в одной из энергосистем (районе регулирования) и отклонении частоты и региональное (в той энергосистеме, где возник небаланс), и общее вторичное регулирование должны начинать работать одновременно. По мере того как региональное вторичное регулирование в энергосистеме (районе регулирования), в которой этот небаланс мощности произошел, компенсирует его, воздействуя на свои электростанции, общее вторичное регулирование должно возвращаться в исходное состояние.

При соединении энергообъединения стран СНГ и Балтии на параллельную работу с энергообъединением Западной и Восточной Европы (UCTE) общее вторичное регулирование должно быть переведено в режим регулирования суммарного внешнего перетока по интерфейсу Восток-Запад с согласованной частотной коррекцией.

4.2.4. Чтобы выполнить требования п.п.4.2.1-4.2.3., региональное и общее вторичное регулирование должно быть выполнено по известному критерию сетевых характеристик, при котором регулируемым параметром (подлежащим сведению к нулю) является ошибка регулирования G (ошибка регулирования района - area control error - АСЕ , численно равная небалансу района регулирования), вычисляемая по выражению:

, МВт,

где: - отклонение обменной мощности Роб (суммарного внешнего перетока) от заданного значения при номинальной частоте Роб.з., МВт;

- отклонение частоты f от заданного значения fз (нормально 50,0 Гц и 50±0,01 Гц в период коррекции синхронного времени);

Kч - заданный коэффициент частотной коррекции, МВт/Гц.

Ошибка регулирования может быть определена также как разность между заданной с коррекцией Роб.з.к. и фактической Роб обменной мощностью района регулирования:

,  МВт,

где: - заданная с частотной коррекцией обменная мощность при текущем отклонении частоты , МВт (при повышении частоты заданная с коррекцией обменная мощность увеличивается относительно заданной обменной мощности на величину частотной коррекции).

Суммарный внешний переток положителен при приеме мощности в энергосистему (район регулирования), отклонение частоты - при ее превышении заданного номинального значения.

Чтобы вторичное регулирование было автономным по возмущению (то есть чтобы реагировало только на внутренние возмущения своей энергосистемы или энергообъединения - соответствующего района регулирования) и не препятствовало действию своего первичного регулирования при взаимопомощи другим энергосистемам или энергообъединениям (соответствующим районам регулирования), коэффициент коррекции по частоте в этом выражении должен быть задан равным фактическому значению крутизны СЧХ данной энергосистемы или энергообъединения (соответствующего района регулирования) с учетом частотного коэффициента нагрузки. При этом ошибка регулирования G вторичного регулирования численно равна небалансу мощности в данном районе регулирования.

4.2.5. Энергосистемы стран СНГ и Балтии самостоятельно решают вопросы структуры и реализации автоматических систем регионального вторичного регулирования (систем автоматического регулирования частоты и перетоков - АРЧМ).

В случае отсутствия собственной возможности автоматического регулирования, энергосистемы могут образовывать зональные районы регулирования со своими соседями в целях совместного регулирования на договорной основе. Образование зональных районов регулирования со своими соседями подлежит оформлению особым совместным соглашением органов оперативно-диспетчерского управления стран СНГ и Балтии. Структура системы АРЧМ в энергосистеме страны-участника (района регулирования) может быть:

• централизованной - с одним центральным регулятором, то есть вся энергосистема является одним районом регулирования;

• плюралистической - вторичное регулирование осуществляется децентрализовано отдельными регуляторами в энергосистемах и имеется отдельная координирующая система АРЧМ, которая регулирует суммарный внешний переток объединенной энергосистемы с энергосистемами других стран с коррекцией по частоте с воздействием на собственные электростанции. В этом случае в энергосистеме отдельной страны имеется несколько районов регулирования;

• иерархической - то же, что и в предыдущем случае, только координирующая система АРЧМ дополнительно воздействует на подчиненные регуляторы.

Границы каждого района регулирования физически определяются расположением точек измерения внешних перетоков района, алгебраическая сумма которых определяет контролируемый суммарный внешний переток (обменную мощность).

4.2.6. Для того чтобы обеспечить астатическое регулирование частоты в энергообъединении или суммарного внешнего перетока с коррекцией по частоте (сведение отклонения регулируемого параметра к нулю) в энергосистеме, вторичное регулирование должно осуществляться центральным, установленным в диспетчерском центре энергосистемы, интегральным (пропорционально-интегральным) регулятором, работающим в режиме on-line в замкнутом контуре регулирования с объектом. Связь регулятора АРЧМ с объектом регулирования обеспечивает система сбора и передачи информации для АРЧМ (сбор данных о режиме энергосистемы и подчиненных объектов регулирования и передача управляющих воздействий).

4.2.7. Автоматические регуляторы частоты и перетоков (АРЧМ), осуществляющие вторичное регулирование в каждой энергосистеме и энергообъединении (в соответствующем районе регулирования), должны обладать высокой надежностью и готовностью, что должно достигаться дублированием и резервированием технических средств, защитой от потери информации, от сбоев программного обеспечения и от дестабизирующего влияния сбоев в системах сбора информации АРЧМ и в системах SCADA. Подключенные к АРЧМ электростанции должны быть защищены от ложных команд при сбоях в системах АРЧМ и в каналах телеуправления. Рекомендуется выдерживать следующие характеристики технических средств и программного обеспечения вторичного регулирования, в том числе ССПИ системы АРЧМ:

- точность измерения частоты не хуже ±0,001 Гц, то есть измерение частоты должно осуществляться датчиками частоты с тремя значащими цифрами после запятой; считывание измерений частоты должно производиться с циклом не более 1 сек.;

- точность измерения каждого из перетоков по границам энергосистемы и энергообъединения (соответствующего района регулирования), входящего в состав суммарного внешнего перетока, не хуже 1,5% его полного диапазона измерения; измерения перетоков должны передаваться по дублированным каналам телемеханики с циклом передачи (запаздыванием) не более 1 сек;

- постоянная времени интегрирования в интегральном вторичном регуляторе порядка 50-200 сек, а коэффициент пропорциональной составляющей - 0-0,5;

- программы, реализующие технологические алгоритмы АРЧМ, должны выполняться с циклом не более 1 секунда;

- чтобы исключить резкие изменения частоты при изменении графика суммарного внешнего перетока, скачкообразные изменения графика должны быть представлены линейными наклонными участками, и переход на новое значение должен осуществляться плавно, то есть начинаться за 5 минут и заканчиваться через 5 минут после заданного времени изменения графика суммарного внешнего перетока.

4.2.8. В энергосистемах и в энергообъединении должны быть определены линии электропередачи и сечения транзитной сети, перегрузка которых перетоками даже в нормальных режимах может привести к нарушению устойчивости параллельной работы (слабые линии и сечения). На этих линиях электропередачи и в сечениях должна быть организована быстродействующая (с задержкой не более 1 сек) система телеконтроля перетоков. Для этих сечений должны быть определены максимально допустимые перетоки в нормальных и ремонтных схемах, корректируемые ежегодно. Перегрузки этих слабых сечений должны выявляться и ликвидироваться в течение интервала времени не более 5 минут. Для этой цели в составе вторичного регулирования (систем АРЧМ) могут быть предусмотрены быстродействующие автоматические ограничители перетоков (АОП) по этим линиям и сечениям, выполненные в виде интегральных регуляторов с регулируемой зоной нечувствительности.

4.2.9. Для обеспечения эффективного регионального вторичного регулирования в энергосистемах стран СНГ и Балтии и общего вторичного регулирования в энергообъединении, в каждой энергосистеме (районе регулирования) должен создаваться и постоянно поддерживаться резерв вторичной мощности на загрузку и разгрузку выделенных электростанций вторичного резерва. Величина поддерживаемого резерва вторичной регулирующей мощности в каждом районе регулирования должна быть достаточной в нормальных режимах для подавления нерегулярных колебаний небаланса мощности, компенсации динамической погрешности регулирования баланса мощности в часы переменной части графика нагрузки и компенсации наиболее вероятной аварийной потери генерации или потребления (принцип надежности n - 1) в данном районе регулирования. Вторичный резерв общего вторичного регулирования должен удовлетворять тем же требованиям применительно к энергообъединению в целом.

Вторичные резервы, необходимые для покрытия расчетных небалансов и колебаний баланса энергосистем (районов регулирования), должны устанавливаться совместно органами оперативно-диспетчерского управления стран СНГ и Балтии и создаются каждой энергосистемой (районом регулирования) самостоятельно.

При выборе электростанций вторичного регулирования следует учитывать как их маневренность и регулировочные возможности, так и размещение резервов для вторичного регулирования относительно слабых линий электропередачи и сечений транзитной сети, требующих ограничения перетоков. Критерии выбора величины резервов вторичной мощности для энергосистем (районов регулирования) на загрузку и разгрузку задаются и согласуются совместно органами оперативно-диспетчерского управления стран СНГ и Балтии и периодически корректируются, а распределение этих суммарных резервов между регулирующими электростанциями выполняют энергосистемы (районы регулирования) самостоятельно.

4.2.10. Во всех энергосистемах должен осуществляться мониторинг вторичного регулирования с целью получения статистических данных о качестве поддержания баланса мощности, работе систем АРЧМ, регулирующих электростанций и энергоблоков, и данных о фактических характеристиках энергосистем.

4.3.1. Для поддержания заданных величин первичных и вторичных резервов и их восстановления в случае использования в процессе регулирования частоты, во всех энергосистемах (районах регулирования) должно осуществляться третичное регулирование и создаваться третичный резерв (на разгрузку и загрузку электростанций).

4.3.2. В качестве третичного ("минутного") резерва для восстановления регулировочных возможностей первичного и вторичного регулирования должен использоваться:

- пуск-останов резервных гидрогенераторов и газотурбинных электростанций (ГТС);

- пуск-останов, перевод в генераторный или насосный режим агрегатов гидроаккумулирующих электростанций.

В качестве менее быстродействующего третичного резерва могут быть использованы:

- загрузка (разгрузка) газомазутных энергоблоков;

- загрузка (разгрузка) энергоблоков АЭС;

- отключение (включение) потребителей - регуляторов.

4.3.3. Третичное регулирование для восстановления резерва вторичного регулирования может выполняться вручную или автоматически в рамках систем АРЧМ и должно начинаться с временным упреждением, чтобы восстановление вторичного диапазона началось раньше его исчерпания.

4.3.4. Величина третичного резерва и его размещение устанавливаются энергосистемой (районом регулирования) самостоятельно; третичный резерв должен быть достаточным для обеспечения эффективного функционирования первичного и вторичного регулирования в заданном объеме и при требуемом качестве регулирования, а также возмещения погрешности планирования баланса мощности и потери генерации.

4.4.1. Коррекция синхронного времени должна выполняться с целью контроля и ограничения отклонения (ошибки) синхронного времени, единого во всех параллельно работающих энергосистемах (районах регулирования), от астрономического времени. Ошибка синхронного времени возникает и накапливается из-за неточности и дискретности измерения фактической частоты и погрешности в регулировании средней частоты в системах вторичного регулирования и вызывает отклонения фактических значений обменов электроэнергией от плановых договорных значений. Коррекция ошибки синхронного времени выполняется путем согласованного смещения уставки по частоте во всех вторичных регуляторах в заданный момент на заданную величину (на +0,01 Гц, если синхронное время отстает от астрономического, или на -0,01 Гц, если синхронное время опережает астрономическое) в течение заданного интервала времени (1 сутки). Изменение уставок по частоте должно выполняться по команде из единого центра, расположение которого устанавливается совместно органами оперативно-диспетчерского управления стран СНГ и Балтии.

4.4.2. Нормально допустимый диапазон ошибки синхронного времени равен ±20 сек, а максимально допустимый диапазон ошибки синхронного времени равен ±30 сек.

4.4.3. Так как контроль синхронного времени и указания по его коррекции должны исходить из одного центра контроля, то все участники параллельной работы в энергообъединении стран СНГ и Балтии при его изолированной работе должны назначить Контролера синхронного времени. При соединении на параллельную работу энергообъединения стран СНГ и Балтии с энергообъединением Западной Европы этот вопрос должен быть дополнительно согласован, поскольку в настоящее время в UCTE есть такой центр контроля синхронного времени, расположенный в г.Лауфенбурге (Швейцария).

4.4.4. Контролер синхронного времени непрерывно рассчитывает синхронное время путем интегрирования фактического значения частоты и определяет его отклонение от астрономического времени. Если на 8 часов утра каждого дня отклонение синхронного времени не выходит за пределы нормального допустимого диапазона, то никакой коррекции не требуется. Если же отклонение синхронного времени выйдет за пределы нормально допустимого диапазона, то контролер синхронного времени принимает решение о необходимости коррекции синхронного времени и до 10 часов утра должен послать указание о коррекции во все диспетчерские центры, где осуществляется вторичное регулирование. В этом указании должны быть приведены ошибка синхронного времени, требуемое смещение уставки по частоте вторичных регуляторов и длительность этой коррекции. Требуемое смещение уставки должно быть +0,01 Гц, если синхронное время отстает от астрономического, и -0,01 Гц, если синхронное время опережает астрономическое, а длительность коррекции - все следующие сутки, начиная с 0 часов. Большее отклонение регулируемой частоты от номинальной не допускается по условиям нормированного первичного регулирования частоты.

Время Ткорр, необходимое для коррекции ошибки синхронного времени (сек), составляет Ткорр=5000, сек. Для коррекции ошибки синхронного времени 20 сек требуется около 28 часов работы со смещенной уставкой по частоте на ±0,01 Гц.