Услуги Жигулевской ГЭС, оказываемые на рынке электроэнергии и мощности в ЕЭС РФ по обеспечению системной надежности

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

В настоящее время все производство, практически все распределение и большая часть потребления электроэнергии в энергосистемах выполняются на переменном токе. Поэтому параметры переменного тока приобрели значение унифицированных, в соответствии с которыми конструируются все источники, средства передачи и приемники электрической энергии. В процессе работы энергосистемы количественные показатели переменного тока могут изменяться. Чем ближе они поддерживаются к номинальным, т.е. расчетным для оборудования значениям, тем ближе режим к оптимальному и тем надёжнее и безотказнее работает установленное оборудование [2].

Задачи по обеспечению основных показателей качества электроэнергии, напрямую связанных с системной надёжностью становятся технологически обязательными услугами. Услуги такого рода принято обозначать термином «системные услуги». Системные услуги - это деятельность, обеспечивающая надежность работы энергосистемы и электроснабжения потребителей, а также стабильное значение частоты и напряжения в соответствии с установленными стандартами.

В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 03.03.2010 №117 определены 4 вида услуг по обеспечению системной надежности:

- нормированное первичное регулирование частоты с использованием генерирующего оборудования электростанций;

- автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций (за исключением гидроэлектростанций установленной мощностью более 100 МВт);

- регулирование реактивной мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций, на котором в течение периода оказания соответствующих услуг не производится электрическая энергия;

- развитие систем противоаварийного управления в ЕЭС России.

По мнению экспертов количество дополнительных услуг достигает 19 видов.

На сегодняшний день Жигулевская ГЭС оказывает три вида системных услуг: вторичное регулирование частоты, регулирование реактивной мощности, эксплуатацию элементов систем противоаварийного управления. Оказание системных услуг требует определенных затрат, которые должны компенсироваться субъектами энергосистем, являющимися причиной данных затрат. На данном этапе вопрос платы за оказываемые системные услуги является нерешённым.

Технический анализ конструкций ПЭД.

Рассмотрим каждую из оказываемых системных услуг в отдельности.

1) Регулирование частоты.

Частота является общесистемным параметром и определяется балансом активной мощности. При возникновении дефицита генерируемой мощности в системе происходит снижение частоты до такого значения, при котором устанавливается новый баланс генерируемой и потребляемой мощности, при избытке генерируемой мощности, наоборот, частота повышается. На рис. 1 рассмотрены статические характеристики системы по частоте и из них видно, что регулирование частоты в системе возможно только при наличии резерва активной мощности.

генератор электроэнергетический потребитель

Рис. 1. Статические характеристики системы по частоте

Согласно ГОСТ 13109--97 на качество электрической энергии частота в энергосистемах РФ в нормальном режиме должна поддерживаться с точностью ± 0,05 Гц. Допускается кратковременная (не более 72 мин в сутки) работа энергосистем с отклонением частоты в пределах ±(0,2ч0,4) Гц.

Жигулевская ГЭС является единственной частоторегулирующей электростанцией на европейской территории РФ. Из суточного графика нагрузки гидроагрегатов Жигулёвской ГЭС, представленного на рис. 2 видно, что гидроагрегаты Жигулевской ГЭС участвуют во вторичном регулировании частоты в энергосистеме. Электростанции вторичного регулирования частоты должны быть достаточно мощными, поддерживать необходимый диапазон регулирования, обладать хорошими маневренными качествами для компенсации всего возникшего небаланса мощности в энергосистеме.

Понятно, что в таких условиях работы детали и узлы гидроагрегатов подвергаются резким знакопеременным нагрузкам, что значительно снижает их срок службы, оборудование терпит повышенный износ и станция несёт дополнительные убытки, связанные с увеличением издержек на ремонт и обслуживание гидроагрегатов.

Рис. 2. Суточный график нагрузки гидроагрегатов Жигулёвской ГЭС

При формировании тарифов за вторичное регулирование частоты в энергосистеме необходимо учесть опыт реализации данного вида услуг в зарубежных странах, из которого можно выделить три основных подхода:

a) компенсация упущенной выгоды. Для каждого генератора, используемого для предоставления услуг АРЧМ, анализируется отклонение от оптимального уровня нагрузки, заданного кривой оптимизации нагрузки. Определяется коэффициент потери эффективности (0.25 - 0.29 для разных типов турбин), умножение которого на среднее время отклонения от оптимального графика нагрузки и цену электроэнергии, дает базу для расчета величины компенсации.

b) определяется интервал времени, в течение которого генераторы предоставляют свою мощность в распоряжение Системного Оператора с определенным текущим уровнем нагрузки (выработки) и определенными границами отклонения от этого уровня вверх и вниз. Тогда, как правило, определяется размер платы за час регулирования. Процедура расчета компенсации упущенной выгоды генератора, рассчитывается на основе разницы между фактической и потенциальной величиной выработки при сложившемся уровне оптовых цен на электроэнергию. Зная процедуру расчета, конкурирующие поставщики резерва АРЧМ подают заявки с предложением цены часа регулирования Системному Оператору, который на основе ценового аукциона решает задачу выбора оборудования в складывающихся системных условиях.

c) определение стоимости каждого регулирующего импульса. Если система АРЧМ предусматривает возможность дискретизации управляющих воздействий с минимальным стандартным шагом, то генераторы, предоставляющие услуги АРЧМ могут конкурировать по цене регулирующего импульса. В этом случае Системному Оператору приходится рассчитывать некое оптимальное суммарное число импульсов в течение часа регулирования, и уже потом решать задачу выбора оборудования для реализации АРЧМ.

Каждый из выделенных подходов в равной степени применим к действующей экономической модели российской энергетики.

Рис. 3. Функциональная схема МПЦР Жигулевской ГЭС

Благодаря реализации комплексной программы компании ОАО «РусГидро» по реконструкции оборудования Жигулевской ГЭС и накопленный 50-ти летний опыт свидетельствуют, что станция полностью готова к конкурентному оказанию услуг АРЧМ. Смонтировано новое устройство ГРАМ, которое предназначено: 1) для участия Жигулевской ГЭС во вторичном регулировании режима работы ЕЭС путем приема и реализации вторичного задания от ЦКС АРЧМ ЕЭС; 2) участия Жигулевской ГЭС в общем первичном регулировании частоты (ОПРЧ) в ЕЭС путем автоматического изменения мощности подключенных гидрогенераторов при изменении частоты в сети в соответствии с заданными статизмом первичного регулирования и зоной нечувствительности по частоте; 3)поддержания заданной мощности Жигулевской ГЭС (при неизменных частоте и задании от ЦКС АРЧМ ЕЭС).

Функциональная схема микропроцессорного центрального регулятора (МПЦР), являющегося одной из главных подсистем ГРАМ, представлена на рис. 3. МПЦР получает плановое задание мощности ГЭС (PПЛАН) от дежурного персонала ГЭС, вторичное (внеплановое) задание (PЗВМ) от устройств взаимодействия с ЦКС АРЧМ ЕЭС, задание на противоаварийное изменение мощности (P_ПА) от устройств взаимодействия с ПА и формирует задание ГЭС (PГЭС З), данное задание мощности равномерно распределяется между агрегатами, подключенными к ГРАМ с учетом их индивидуальных ограничений и особенностей.

Система АРЧМ Жигулевской ГЭС является достаточно гибкой системой с широкими функциональными возможностями. Именно поэтому Жигулевская ГЭС занимает лидирующее место на рынке системных услуг среди гидроэлектростанций своего класса в области регулирования частоты.

2) Регулирование реактивной мощности.

При нормальных рабочих условиях все потребители электрической энергии, чей режим сопровождается постоянным потреблением реактивной энергии (электродвигатели, оборудование сварки, люминесцентные лампы и многое др.) нагружают сеть как активной, так и реактивной составляющими полной потребляемой мощности. Эта реактивная составляющая мощности необходима для работы оборудования содержащего значительные индуктивности и является дополнительной нагрузкой на сеть. Однако небаланс реактивной мощности может привести к серьезному экономическому ущербу [1].

При создании полноценного рынка услуг по регулированию реактивной мощности и напряжения многие страны сталкиваются с проблемой однозначного понимания того, что именно является предоставляемой и приобретаемой услугой, кто должен быть ее продавцом или покупателем. Это обусловлено как спецификой физической сущности реактивной мощности, так и особенностями ее генерации и потребления и возможностями локального регулирования уровней напряжения в сети. При этом недостаточная оснащенность средствами компенсации реактивной мощности приводит к сложностям в регулировании напряжения в отдельных узлах ЕЭС России. Неудовлетворительное состояние средств компенсации реактивной мощности в отдельных узлах электрической сети приводит к тому, что генерирующее оборудование электростанций становится фактически единственным эффективным средством поддержания допустимых уровней напряжения в этих узлах и прилегающих к ним участках сети.

Рис. 4. Работа гидроагрегата Жигулевской ГЭС в режиме СК

Будучи основным источником реактивной мощности в электроэнергетической системе, генераторы электростанций одновременно являются важнейшими средствами регулирования напряжения. Регулирование реактивной мощности в системе осуществляется путём изменения тока ротора работающих генераторов с соответствующим переводом их в режим перевозбуждения, либо недовозбуждения. При недостаточной выдачи реактивной мощности для поддержания баланса в системе на Жигулевской ГЭС реализована дополнительная возможность - перевод гидроагрегатов в режим синхронного компенсатора (далее СК). Применение генераторов, работающих в режиме СК, является эффективным средством предотвращения недопустимых отклонений напряжения в прилегающей сети. В режиме СК генератор работает как синхронный двигатель с относительно небольшой механической нагрузкой, потребляя из сети активную мощность и выдавая или потребляя реактивную.

Перевод агрегата из генераторного режима в режим синхронного компенсатора осуществляется закрытием направляющего аппарата и последующим отжатием воды из зоны рабочего колеса (рис. 4). При этом увеличивается диапазон регулирования реактивной мощности генератором и не происходит расход энергоресурса. Однако при переводе генератора в двигательный режим происходит потребление им из сети активной мощности порядка 2,4 МВт. Так же следует учитывать работу компрессоров, необходимых для создания избыточного давления воздуха в зоне камеры рабочего колеса гидроагрегата. Энергопотребление компрессоров составляет 0,9 МВт. В итоге получается, что в режиме СК генератор потребляет из сети 3,3 МВт. Анализ информации о работе генераторов в режиме СК показал, что такой режим широко и стабильно востребован. Возможность регулирования реактивной мощности изначально заложена в конструкцию генераторов, что делает реактивную мощность, получаемую от генераторов на электростанциях, наиболее дешевой. Однако работа этих машин в режиме синхронного компенсатора сопряжена с определенными затратами, возместить которые способен только рынок системных услуг.

Рис. 5. График регулирования напряжения и реактивной мощности генераторами Жигулевской ГЭС

На рис. 5 представлен график регулирования напряжения и реактивной мощности генераторами Жигулевской ГЭС. Из него видно, что генераторы участвуют в непрерывном регулировании напряжения и реактивной мощности, а не только в период минимальных нагрузок, когда избытки реактивной мощности необходимо принудительно потреблять, в том числе и путем перевода режима работы генераторов в емкостный квадрант. Именно поэтому плата за данный вид услуг должна охватывать весь период регулирования. Имеется ввиду, что данные услуги должны оплачиваться, если параметры регулирования выходят за пределы согласованных значений (например, для генераторов в пределах не оплачиваются, а за пределами указанных значений подлежат оплате; для потребителей с не оплачиваются, при иных значениях подлежат оплате и т. д.) [4].

На данный момент на Жигулевской ГЭС происходит комплексная модернизация системы регулирования напряжения и реактивной мощности. Устанавливаемая система группового регулирования напряжения и реактивной мощности (ГРНРМ) предназначена для автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности ГЭС по сигналам задания, поступающим со станционного и вышестоящего уровней управления, а также формируемым в самой системе по отклонению частоты с распределением нагрузки между агрегатами по заданному критерию. Данное устройство автоматики является одной из подсистем АСУ ТП Жигулевской ГЭС и обеспечит более быстрое, точное и надежное регулирование напряжения и реактивной мощности в системе.

3) эксплуатация элементов систем противоаварийного управления.

Основу системы противоаварийной автоматики (далее ПА) ОЭС Средней Волги составляют три централизованных комплекса противоаварийной автоматики сети 500 кВ, расположенные на Жигулевской ГЭС, Балаковской АЭС и Заинской ГРЭС.

Централизованный комплекс ПА Жигулевской ГЭС предназначен для:

- сохранения устойчивости при транзитных перетоках мощности между ОЭС Центра и ОЭС Средней Волги по Северному транзиту 500 кВ;

- обеспечения противоаварийного управления при нарушениях режима работы Жигулевской ГЭС;

- реализации команд на автоматический пуск и загрузку генераторов;

- ретрансляции сигналов и команд противоаварийной автоматики по устройствам передачи аварийных сигналов и команд - УПАСК.

Противоаварийная автоматика Жигулевской ГЭС обеспечивает статическую и динамическую устойчивость ОЭС Средней Волги, что является ключевым фактором системной надёжности. К сожалению, вопрос оплаты данного вида услуг не решен.

В заключение хотелось бы отметить, что у Жигулевской ГЭС, как и у ряда российских станций, есть возможность строить операционную стратегию на продаже дополнительных системных услуг участникам российского оптового рынка электроэнергии Системному Оператору и ФСК (плавка гололёда). Регулирование частоты, мощности, напряжения, резервирование генерирующих мощностей, предотвращение и ликвидация аварий становятся организационно и экономически самостоятельными видами деятельности, без выполнения которых невозможно обеспечить надёжное, качественное и экономичное электроснабжение. Именно поэтому системные услуги должны являться товаром таким же как электроэнергия, мощность.

На развитых рынках в электроэнергетике распределение доходов между рынком электроэнергии и рынком мощности равномерное и характеризуются сбалансированным развитием разных сегментов. Рынок системных услуг является элементом, который позволяет генерации получить средства, необходимые для модернизации оборудования и содержания его в надлежащем состоянии. Российский рынок электроэнергии и мощности является развивающейся структурой и проблеме оплаты системных услуг не уделялось должного внимания. Однако на данном этапе функционирования рынка Правительство РФ совместно с Системным Оператором вплотную подошли к решению данного вопроса, примером служит постановление правительства №117. Именно поэтому рынок электроэнергии и мощности претерпевает изменения, которые приведут к созданию более развитого и стабильного рынка.

Список литературы

1. Минин, Г.П. Реактивная мощность / Г.П. Минин. - М.: Энергоатомиздат, 2003. - 88 с.

2. Романов, А.А. Информационно-измерительная система АСУ-ТП гидроэлектростанций : автореф. дис. канд. техн. наук : защищена 12.02.1996: утв. 24.06.1996 / А.А. Романов. - Москва : Издательство СамГТУ, 1996. - 25 с.

3. Управление качеством электроэнергии / И.И. Карташев [и др.] - М.: Издательский дом МЭИ, 2006. - 320 с.

4. Шкатов, В.Н. Системные услуги на рынке электроэнергии / В.Н. Шкатов // Журнал «Энергорынок» - 2010. - №9. - С. 15-19.

Размещено на Allbest.ru