Состояние и развитие системы АРЧМ в ЕЭС России в 2005-2006 гг.
Разрабатываемая нормативная база в области организации и осуществления регулирования режима работы ЕЭС и изолированно работающих энергосистем по частоте и перетокам активной мощности совместима с европейскими требованиями.
Эксплуатируемые в ЕЭС системы автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности в целом отвечают актуальным задачам регулирования общего и региональных режимов работы ЕЭС с учетом возможностей реально имеющихся автоматизированных электростанций.
В диспетчерском центре ЦДУ ЕЭС действующая Центральная Координирующая Система (ЦКС АРЧМ) с входящими в ее состав автоматическими ограничителями перетоков (АОП) используется для автоматического регулирования частоты в энергообъединении стран СНГ и Балтии и для поддержания надежности режимов работы ЕЭС по сечению ОЭС Центра – ОЭС Урала и Средней Волги. Имеющийся АОП по связям с энергообъединением Украины не используется в связи с неактуальностью; АОП в Южных сечениях Центра временно (до планируемой замены технических средств ЦКС АРЧМ) выведены из работы.
Основной электростанцией вторичного регулирования является Жигулевская ГЭС. Волжская ГЭС временно в автоматическом регулировании не используется в связи с задержкой в замене неработоспособного группового регулятора активной мощности гидроагрегатов.
Модернизация программно-технического комплекса ЦКС АРЧМ осуществляется на базе новых ЭВМ и на программной платформе СК–2003. Одновременно производится адаптация алгоритмического и программного обеспечения ЦКС АРЧМ для совместного управления энергоблоками тепловых и гидроагрегами гидравлических электростанций.
В ОЭС Юга выполнен технический проек «Реконструкция системы регулирования перетоков активной мощности ОЭС Северного Кавказа», проводится модернизация системы группового автоматического регулирования мощности Чиркейской ГЭС, предназначенной для использования в автоматическом вторичном регулировании.
В ОЭС Сибири действующая Централизованная Система (ЦС АРЧМ) обеспечивает постоянное поддержание заданного обмена мощностью с ЕЭС (с частотной коррекцией). Надежность режимов работы ОЭС поддерживается автоматическими ограничителями перетоков мощности по внешним и внутренним сечениям ОЭС (АОП в составе ЦС АРЧМ).
Основной электростанцией вторичного регулирования является Братская ГЭС; Усть-Илимская и Красноярская ГЭС используются эпизодически; Саяно-Шушенская ГЭС в 2005г. не использовалась в связи с модернизацией системы группового регулирования активной мощности гидроагрегатов.
В ОЭС Урала действующая ЦС АРЧМ используется для поддержания надёжности режимов работы ОЭС входящими в её состав АОП по связям с ОЭС Центра и Средней Волги и по внутренним сечениям ОЭС. Имеющийся регулятор обменной мощности ОЭС с частотной коррекцией не используется в связи с неактуальностью.
Основными электростанциями вторичного регулирования являются Воткинская и Камская ГЭС. Впервые в ЕЭС подключено к ЦС АРЧМ телеуправление энергоблоками №2 и №3 по 800 МВт Пермской ГРЭС.
В ОЭС Северо-Запада действующая система АРЧМ Колэнерго используется для поддержания надежности параллельной работы Колэнерго с ЕЭС входящими в ее состав АОП мощности по связям с Карелэнерго; имеется возможность включения автоматического регулятора перетока по этим связям с частотной коррекцией либо (при отделении от ЕЭС) регулятора частоты.
Основными ЭС вторичного регулирования являются Верхнетуломская ГЭС–12, Серебрянская ГЭС–15 и другие ГЭС.
В ОЭС Востока введен в опытную эксплуатацию пусковой комплекс первой очереди ЦС АРЧМ в составе автоматического регулятора частоты и автоматического ограничителя токовой перегрузки на связях между Хабаровскэнерго и Дальэнерго. Электростанцией вторичного регулирования является Зейская ГЭС. Намечено подключение к ЦС АРЧМ Бурейской ГЭС.
Мониторинг вторичного регулирования и участия электростанций в первичном регулировании частоты, постоянно осуществляемый в диспетчерском центре ЦДУ ЕЭС, подтвердил улучшение качества общего первичного регулирования частоты в сравнении с наблюдавшимся до начала работ по восстановлению управляемости электростанций. Наиболее вероятное значение начальной крутизны статической частотной характеристики энергообъединения составляет 20000 МВт/Гц, что в 1,5 раза превышает наблюдавшееся ранее. Однако общее первичное регулирование не обеспечивает стабильность частотных характеристик энергообъединения. Практически во всех случаях внезапного нарушения баланса на 150 – 1200 МВт (инцидентах) автоматическое регулирование дополнялось оперативным из-за недостатка автоматизированного резерва.
Мониторинг подтверждает правильность принятого курса на организацию нормированного первичного регулирования частоты и повышение регулировочных возможностей систем АРЧМ с использованием большого количества крупных модернизированных энергоблоков.
Дата добавления: 2016-07-27; просмотров: 2093;