Системный оператор провел натурные испытания Единой энергосистемы России

21 сентября ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» успешно провел натурные системные испытания по определению частотных свойств ЕЭС России и энергосистем стран - участниц параллельной работы с ЕЭС России, а также качества регулирования частоты при ее отклонениях в реальных условиях.

В процессе натурных испытаний в ЕЭС России искусственно создавались кратковременные небалансы мощности (±1600 МВт), вызывавшие отклонения частоты тока в сети на величину ±80 мГц (±0,08 Гц). В ходе испытаний были проведены 2 эксперимента с созданием дефицита и избытка активной мощности в ЕЭС России.

Удержание значения частоты в допустимых пределах обеспечивалось системами общего и нормированного первичного регулирования частоты электростанций энергосистемы.

В подготовке и проведении натурных испытаний, являющихся сложным организационно-техническим мероприятием, приняли участие руководители и специалисты технологического блока Системного Оператора, ОАО «Фирма ОРГРЭС», электрических станций и других объектов ЕЭС России.

Цели проведенных натурных системных испытаний - проверка фактического действия систем первичного регулирования генерирующего оборудования, оценка влияния ввода услуг по нормированному первичному регулированию частоты на характеристики ЕЭС России, определение частотных характеристик ЕЭС России и энергосистем стран участниц параллельной работы с ЕЭС России.

Нормированное первичное регулирование частоты (НПРЧ) в ЕЭС России осуществляется энергоблоками тепловых электростанций, прошедшими конкурентный отбор в качестве поставщиков системных услуг по НПРЧ, и на которых размещен резерв первичного регулирования.

Остальные электростанции участвуют в общем первичном регулировании частоты в меру имеющихся у них возможностей.

Во время проведения испытаний в режиме НПРЧ работали 35 энергоблоков, расположенных на 13 электростанциях с суммарным резервом мощности 594,5 МВт.

В ходе испытаний на всех электростанциях производилась непрерывная регистрация параметров, характеризующих их участие в первичном регулировании частоты. На электростанциях, участвующих в НПРЧ, регистрировался расширенный список параметров. Телеинформация, характеризующая текущее состояние энергосистемы, непрерывно регистрировалась в оперативно-информационных комплексах диспетчерских центров Системного оператора.

Испытания позволили определить характеристики ЕЭС при возникновении небалансов активной мощности, проверить фактическое действие и эффективность систем первичного регулирования частоты на электростанциях, проверить участие в нормированном первичном регулировании частоты энергоблоков, отобранных для участия в рынке системных услуг.

По словам Директора по управлению режимами ЕЭС – главного диспетчера ОАО «СО ЕЭС» Сергея Павлушко, в результате проведенных натурных системных испытаний получен богатый исследовательский материал, необходимый для решения задачи обеспечения надежной работы ЕЭС России. «Большой массив данных, полученных в ходе испытаний, проанализируют специалисты Системного оператора и ОАО «Фирма ОРГРЭС», и на основе анализа будет подготовлен отчет о результатах системных натурных испытаний в ЕЭС России. Однако уже сейчас можно сказать, что блоки, участвующие в поставке системных услуг по НПРЧ, делают более устойчивой статическую частотную характеристику (СЧХ) ЕЭС России», - отметил Сергей Павлушко.

Информация о регулировании частоты ЕЭС России

Частота электрического тока является одним из основных показателей качества электрической энергии и важнейшим параметром режима энергосистемы. Значение частоты показывает текущее состояние баланса генерируемой и потребляемой активной мощности в энергосистеме. Непрерывный контроль за частотой в ЕЭС России и ее регулирование является одной из функций ОАО «СО ЕЭС».

В связи с постоянным изменением потребления, а также в случае отключения генерирующего оборудования, линий электропередачи и других элементов энергосистемы в ЕЭС России постоянно возникают колебания баланса мощности, что приводит к отклонениям частоты от номинального уровня – 50 Герц (Гц).

Согласно ГОСТ 13109-97, частота должна находиться в пределах 50±0,2 Гц не менее 95% времени суток, не выходя за предельно допустимые 50±0,4 Гц.

Регулирование частоты заключается в постоянном поддержании планового баланса мощности путем ручного или автоматического, а чаще их одновременного изменения нагрузки генераторов электростанций таким образом, чтобы частота все время оставалась близкой к номинальной.

Существует три взаимосвязанных вида регулирования частоты:

• первичное регулирование частоты, которое, в свою очередь, подразделяется на общее первичное регулирование частоты (ОПРЧ) и нормированное первичное регулирование частоты (НПРЧ);
• вторичное регулирование;
• третичное регулирование

Общее первичное регулирование частоты осуществляется всеми электростанциями в меру имеющихся у них возможностей. Нормированное первичное регулирование частоты — организованная часть первичного регулирования, осуществляемая выделенными для этих целей электростанциями, на которых размещены первичные резервы и обеспечено их эффективное использование. Вторичное регулирование частоты — процесс восстановления планового баланса мощности путем использования вторичной регулирующей мощности для компенсации возникшего небаланса, ликвидации перегрузки транзитных связей, восстановления частоты и использованных при первичном регулировании резервов первичной регулирующей мощности. Вторичное регулирование может осуществляться автоматически или по командам диспетчера. Вторичное регулирование предназначено для восстановления номинальной частоты и плановых перетоков мощности между энергосистемами в энергообъединении. Третичное регулирование используется для восстановления резервов первичного и вторичного регулирования и для оказания взаимопомощи энергосистемам при неспособности отдельных энергосистем в составе ОЭС самостоятельно обеспечить вторичное регулирование.

Нормированное первичное регулирование частоты и автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков мощности (АВРЧМ) путем привлечения энергоблоков на ТЭС являются разновидностями услуг по обеспечению системной надежности в электроэнергетике.

В рамках функционирования рынка услуг по обеспечению системной надежности в 2011 году тепловые электростанции (ТЭС) ЕЭС России начали оказывать услуги по нормированному первичному регулированию частоты  и автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков мощности. По результатам конкурентного отбора для оказания услуг по НПРЧ отобрано 36 энергоблоков ТЭС с суммарной величиной резервов первичного регулирования ±604,5 МВт, для оказания услуг по АВРЧМ – 4 энергоблока ТЭС. В августе 2011 года прошел дополнительный отбор субъектов электроэнергетики для оказания услуг по НПРЧ для обеспечения нормативной величины резерва первичного регулирования для ЕЭС России. Для оказания услуг по НПРЧ были дополнительно отобраны 7 энергоблоков тепловых электростанций с увеличением доступных резервов первичного регулирования на ±118 МВт.