Системе автоматического регулирования частоты и перетоков мощности ЕЭС исполнилось 50 лет
В 1960-е бурное развитие энергосистемы страны и начало ее параллельной работы с энергосистемами стран – членов Совета экономической взаимопомощи существенно усложнили процесс регулирования энергетического режима ЕЭС СССР. На первый план вышла задача автоматизации управления режимами по частоте и активной мощности, обусловленная необходимостью обеспечения в международном энергообъединении высокой степени стабилизации частоты и уровня надежности, эффективного использования пропускной способности основных электрических связей. Эта задача решалась путем создания иерархической системы автоматического регулирования частоты и мощности АРЧМ, которая приобрела характер основной системной автоматики управления нормальными режимами ЕЭС. В 1973 году в Центральном диспетчерском управлении ЕЭС СССР была введена в работу аналоговая Централизованная система АРЧМ ЕЭС СССР что послужило началом создания современной иерархической системы АРЧМ ЕЭС России, подобной которой в мире нет.
Частота – один из показателей качества электроэнергии переменного тока и важнейший параметр режима энергосистемы. Ее значение показывает текущее состояние баланса генерируемой и потребляемой активной мощности в энергосистеме. Колебания баланса мощности из-за нестабильности потребления, а также при отключениях генерирующего оборудования, линий электропередачи и других элементов энергосистемы приводят к отклонениям частоты от номинального уровня 50 герц. Превышение означает избыток в энергосистеме генерируемой активной мощности относительно потребления, а снижение – ее недостаток.
Поддержание частоты на уровне близком к номинальному обеспечивает максимальный запас надежности работы энергосистем, а также максимальную экономичность, надежность и долговечность так называемых вращающихся механизмов – турбин, генераторов, двигателей и т.п., которые имеют номинальные проектные обороты, пропорциональные номинальной частоте в сети.
Для разного оборудования существуют предельно допустимые отклонения частоты от номинальной, при превышении которых возникают нежелательные эффекты в работе оборудования электростанций и потребителей – повышенные вибрации, быстрый износ и т.д.
Регулирование частоты в энергосистемах органически связано с регулированием активной мощности, создаваемой генераторами электростанций. В ЕЭС России оно осуществляется в соответствии с требованиями специального государственного стандарта. Система АРЧМ ЕЭС России выполняет задачи обеспечения стабильного уровня частоты согласно ГОСТ в пределах 50±0,2 Гц (допустимый уровень частоты) и 50±0,05 Гц (нормальный уровень частоты), что полностью соответствует нормативам качества электроэнергии, принятым в энергообъединении стран Евросоюза и крупнейших государствах мира. Для ЕЭС России, характеризующейся протяженными межсистемными связями, входящими в контролируемые сечения, жесткие нормативы по поддержанию частоты и, соответственно, баланса мощности, позволяют максимально использовать пропускную способность ЛЭП.
К функциям ЦС АРЧМ в ОЭС относятся автоматическое регулирование перетока мощности по заданному сечению с возможностью перехода на регулирование частоты; автоматическое ограничение перетоков по заданным транзитным связям операционной зоны ОДУ; получение от ЦКС АРЧМ ЕЭС управляющих воздействий и ретрансляция их на электростанции и отдельные энергоблоки с контролем резерва пропускной способности сети.
Строгая иерархия
В настоящее время автоматическое регулирование в ЕЭС России имеет три уровня, которые совпадают с уровнями оперативно-диспетчерского управления:
- Центральная координирующая система на уровне ЕЭС — ЦКС АРЧМ ЕЭС с управляющим вычислительным комплексом (УВК), расположенным в Главном диспетчерском центре (ГДЦ) ЕЭС России;
- Территориальные централизованные системы – ЦС АРЧМ объединенных энергосистем (ОЭС) с УВК в диспетчерских центрах филиалов Системного оператора Объединенных диспетчерских управлений;
- Станционные системы АРЧМ, обеспечивающие взаимодействие с ЦС АРЧМ, и местные системы автоматического регулирования мощности на выделенных энергоблоках и электростанциях вторичного регулирования. При этом отдельные ГЭС и энергоблоки ТЭС могут быть подключены к ЦКС АРЧМ ЕЭС через ЦС АРЧМ ОЭС или напрямую.
В ОЭС для автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности используются централизованные системы АРЧМ ОЭС Сибири, ОЭС Востока, ОЭС Урала, ОЭС Юга, ОЭС Северо-Запада, Кольской и Якутской энергосистем. При этом все они переведены на единую программно-аппаратную платформу, имеют стандартные структуру, алгоритмы работы и технические средства. Объектами управления для них являются специально выделенные автоматизированные электростанции, оборудованные терминалами и каналами телеуправления для подключения к ЦС АРЧМ диспетчерского центра. Каналы телеуправления обеспечивают передачу заданий вторичного регулирования на электростанцию и данных мониторинга АРЧМ в диспетчерский центр. Информационный обмен между системами АРЧМ разных уровней иерархии и объектами обеспечивается системой сбора и передачи информации (ССПИ). На Центральную координирующую систему АРЧМ возлагаются функции по регулированию частоты в энергообъединении и автоматическое ограничение перетоков по контролируемым диспетчером ГДЦ ЕЭС России сечениям.
От аналоговой до цифровой
В процессе развития Единой энергосистемы менялись структура, особенности режимов и свойства энергосистем (энергообъединений) как объектов управления. В соответствии с этим менялись требования к устройствам и системам автоматического регулирования частоты и мощности, выполняемые ими функции и элементная база. Определенное влияние на эти изменения оказала замена плановой системы хозяйствования в стране рыночными отношениями после ликвидации СССР.
На первых этапах с регулированием частоты связывалась только задача поддержания качества электроэнергии, в чем в первую очередь были заинтересованы потребители. Однако в дальнейшем по мере создания и развития энергосистем необходимость в автоматическом регулировании частоты стала все более связываться с необходимостью обеспечения надежности, экономичности и управляемости уже самих энергосистем.
Внедрение средств автоматизации регулирования частоты и активной мощности начиналось с создания автоматического регулятора частоты (АРЧ), воздействующего на изменение мощности одной электростанции. В СССР первый регулятор частоты импульсного действия был разработан инженером Павлом Порфирьевичем Острым и установлен в 1937 году на Свирской ГЭС в Ленинградской энергосистеме. В конце 40-х годов прошлого века на Орской ТЭЦ был внедрен АРЧ непрерывного действия, разработанный ОРГРЭС и МЭИ, на Рыбинской ГЭС введен в работу камертонный регулятор разработки ЭНИН с устройством распределения нагрузки между гидроагрегатами. В 1953 году на Днепровской ГЭС им. В.И. Ленина была введена в эксплуатацию разработанная ЭНИН система регулирования частоты и автоматического ограничения перетока мощности по межсистемной связи Донбасс—Днепр.
Рост энергосистем привел к необходимости регулирования частоты путем изменения мощности нескольких или всех агрегатов одной станции, затем нескольких станций и, наконец, путем привлечения к регулированию режима работы энергосистемы по частоте и активной мощности, всех основных электростанций энергосистемы. При автоматизации регулирования ставилась задача обеспечения нужного качества электрической энергии при наименьших затратах на ее производство в энергообъединении в целом.
В создании средств автоматического регулирования частоты принимали участие специалисты большинства ведущих энергетических НИИ Советского Союза.
В 50-х годах в СССР сформировались два основных направления в разработке комплексных систем автоматического регулирования частоты и мощности в энергосистемах с привлечением к регулированию нескольких электростанций, предполагающие использование так называемых централизованного (разрабатывался ОРГРЭС) и децентрализованного (ВНИИЭ) принципов регулирования. Общим для комплексных систем регулирования было то, что они базировались на принципе совмещения во времени функции регулирования частоты и функции наиболее экономически выгодного распределения активной мощности между электростанциями. Такое совмещение предполагало необходимость привлечения к автоматическому регулированию частоты и мощности всех основных электростанций СССР. Однако в структурах и способах реализации функций регулирования были существенные различия.
В 1959 году Союзглавэнерго при Госплане СССР были утверждены проектные задания по осуществлению такого регулирования по децентрализованной системе ВНИИЭ в Объединенной энергосистеме Юга, Объединенных энергосистемах Центра и Урала, в Объединенной энергосистеме Западной Сибири, являвшихся основными частями создававшейся ЕЭС СССР. Однако децентрализованный принцип страдал существенным недостатком, связанным с конечной точностью используемых эталонов частоты. В начале 60-х годов для ЕС СССР была принята система регулирования Энергосетьпроекта, коренным образом отличающаяся от систем ОРГРЭС и ВНИИЭ. В ее основе лежал принцип раздельного регулирования плановых и внеплановых изменений нагрузки.
В итоге в 1964 году на диспетчерском пункте ОДУ Урала была установлена аппаратура централизованной системы АРЧМ, осуществлявшая регулирующие воздействия на изменение мощности Воткинской и Камской ГЭС. В 1967–1968 годах при создании автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) ОЭС Урала специалисты ОДУ реализовали новаторское решение по использованию ЭВМ в системе АРЧМ.
Таким образом была создана гибридная цифроаналоговая централизованная система (ЦС) АРЧМ ОЭС, способная регулировать частоту во всей Единой энергосистеме страны.
Одновременно с укрупнением и объединением энергосистем возникла проблема ограничения перетоков мощности по межсистемным связям, а позднее – их регулирования. Работы по автоматизации регулирования и ограничения перетоков по межсистемным связям получили большое развитие начиная со второй половины 1950-х, когда начали появляться регуляторы перетока мощности, воздействующие на мощность электростанций, – ГЭС и ГРЭС.
На конец 1980 года в эксплуатации находились 7 систем АРЧМ уровня ОЭС, 3 – уровня энергосистемы (в Узбекской, Иркутской, Кольской энергосистемах) и 4 – уровня энергообъекта. Эти системы обеспечивали контроль и управление перетоками мощности по 20 сечениям, в которые входило 38 линий 750–110 кВ. Устройствами регулирования (ограничения) были оснащены связи между всеми ОЭС, кроме связи Северный Кавказ—Юг.
Развитие ЕЭС СССР и организация ее параллельной работы с ОЭС стран-членов СЭВ значительно усложнили регулирование энергетического режима ЕЭС СССР. В международном энергообъединении необходимо было обеспечивать высокую степень стабилизации частоты и уровень надежности, эффективность использования пропускной способности основных электрических связей, экономичную работу ЕЭС СССР. Одним из условий успешного решения этих задач стало создание иерархической системы АРЧМ.
В 1973 году введена в эксплуатацию разработанная институтом Энергосетьпроект при участии ЦДУ ЕЭС СССР аналоговая ЦС АРЧМ ЕЭС СССР.
Ввод в действие этой системы, обеспечившей совместное решение задач автоматизации регулирования частоты в ЕЭС СССР и ограничения перетоков активной мощности по важнейшим связям 500 кВ центральной зоны ЕЭС, стал первым шагом в создании иерархической системы АРЧМ ЕЭС СССР.
Регулирование осуществлялось путем автоматического изменения мощности нескольких крупных ГЭС: Волжской ГЭС им. XXII съезда КПСС в ОЭС Центра (сейчас это – Волжская ГЭС), Волжской ГЭС им. В.И. Ленина в ОЭС Средней Волги (сейчас это – Жигулевская ГЭС), Воткинской и Камской – на Урале.
Необходимость обеспечения высокой надежности и качества управления режимами по частоте и активной мощности послужила толчком к переходу от аналоговых систем АРЧМ к цифровым.
В 1975 году Энергосетьпроектом при участи ЦДУ ЕЭС СССР завершено создание экспериментальной цифровой системы АРЧМ уровня ЕЭС СССР, функционирующей в составе подсистемы АСДУ отраслевой автоматизированной системы управления «Энергия». В качестве центрального устройства управляющего вычислительного комплекса системы «Энергия» использовалась мини-ЭВМ «Видеотон-1010Б».
В 1980 году на диспетчерском пункте ЦДУ ЕЭС СССР на базе ЭВМ «Видеотон-1010В» была введена в эксплуатацию первая очередь ЦКС АРЧМ — высшей ступени иерархической системы автоматического управления режимами ЕЭС по частоте и активной мощности. Испытания и опыт эксплуатации ЦКС показали ее высокую эффективность в обеспечении стабилизации частоты, улучшения условий параллельной работы ЕЭС СССР с энергосистемами стран – членов СЭВ и более полного использования экономических преимуществ объединения энергосистем при повышении общего уровня надежности и ограничении числа случаев действия противоаварийной автоматики.
Таким образом, с вводом в действие трехуровневой иерархической системы автоматического регулирования частоты ситуация с управлением электроэнергетическим режимом в ЕЭС России облегчилась.
Перетоки активной мощности теперь управлялись автоматически в основной транзитной сети ЕЭС и объединенных энергосистем по 25 контролируемым сечениям, в которые входило 52 линии электропередачи 750–110 кВ.
В 1987–1988 годах ЦКС АРЧМ реконструировали, заменив морально и технически устаревшую ЭВМ «Видеотон-1010В» на более производительные ЭВМ ЕС-1011.
Учитывая важность системы АРЧМ для электроэнергетической отрасли и в целом для экономики, ее развитие не останавливалось и в сложные для страны 1990–2000-е годы.
В XXI веке
С начала 2000-х за оперативно-диспетчерское управление ЕЭС России уже отвечал Системный оператор – компания, специально созданная для этих целей и ставшая правопреемником ЦДУ ЕЭС. Одним из первых шагов стал переход на единое программное обеспечение для управления режимами ЕЭС России. Первым единым оперативно-информационным комплексом стал ОИК СК-2003. Перевод систем АРЧМ ЕЭС России на единую программно-аппаратную базу СК-2003 длился 5 лет и завершился с окончанием реконструкции ЦС АРЧМ Кольской энергосистемы в 2012 году. А уже в следующем году был реализован следующий этап, предусматривающий переводом ЦКС АРЧМ ЕЭС и всех ЦС АРЧМ на платформу ОИК СК-2007 с унифицированным программным обеспечением.
Формирование трехуровневой системы АРЧМ на основе единой программно-аппаратной платформы, со стандартными структурой, техническими средствами и алгоритмами работы, существенно расширило возможности по регулированию частоты и перетоков мощности. У Системного оператора, что называется, появилось пространство для маневра в этой области.
В апреле 2009 года впервые частоту в масштабах ЕЭС России регулировали сибирские ГЭС с использованием ЦС АРЧМ ОЭС Сибири в тот период еще не подключенной к ЦКС АРЧМ ЕЭС России. 6 часов регулирование осуществляла Братская ГЭС, затем целые сутки Братская и Жигулевская ГЭС регулировали совместно. Возможность задействовать регулировочный диапазон ОЭС Сибири появилась благодаря усилению транзитных связей между европейской и сибирской частями ЕЭС России за счет ввода в 2008 году ВЛ 500 кВ Заря – Барабинская – Таврическая между Новосибирской и Омской областями.
В 2009 году сделан еще один важный шаг для развития системы – началось подключение к ней тепловых электростанций. Первой стала Заинская ГРЭС в Татарстане. С 2009 по 2013 год подключены энергоблоки Киришской, Заинской, Ставропольской, Пермской , Кармановской ГРЭС и , Сургутской ГРЭС-1. В этот период перечень электростанций также пополнили ГЭС Волжско-Камского каскада – Рыбинская, Угличская, Нижегородская, Чебоксарская, Нижнекамская и Саратовская.
С 2011 года регулирование частоты электрического тока и перетоков активной мощности в ЕЭС России наряду с ГЭС Волжско-Камского каскада стали осуществлять и тепловые станции, имеющие маневренное генерирующее оборудование и оснащенные системами автоматического управления активной мощностью. 7 февраля тепловыми электростанциями, отобранными Системным оператором, начато оказание услуг по автоматическому вторичному регулированию частоты и мощности в ЕЭС России в рамках рынка услуг по обеспечению системной надежности (рынка системных услуг). С 2013 года именно ТЭС преимущественно привлекаются к регулированию частоты в ЕЭС в условиях обильных паводков.
В паводок режимно-балансовая ситуация характеризуется изменением структуры выработки электроэнергии – увеличением базовой нагрузки гидроэлектростанций для максимально возможного использования гидроресурсов, – что приводит к снижению объемов автоматических резервов вторичного регулирования частоты, размещаемых на ГЭС. В это время объем притока воды может превышать пропускную способность турбин ГЭС, что в условиях наполненности водохранилищ приводит к необходимости открытия холостых водосбросов.
Привлечение энергоблоков тепловых станций к автоматическому регулированию частоты позволяет на время паводка минимизировать величину размещаемых на ГЭС резервов вторичного регулирования и за счет этого сокращать объемы холостых водосбросов.
В 2013 году продолжилось совершенствование Централизованных систем автоматического регулирования частоты и перетоков мощности. Обеспечена готовность к управлению от ЦС АРЧМ ОЭС Северо-Запада Кривопорожской ГЭС-14 и Нарвской ГЭС-13, от ЦС АРЧМ ОЭС Юга — Ирганайской и Зеленчукской ГЭС. Увеличение числа ГЭС, участвующих в автоматическом регулировании частоты и перетоков активной мощности, расширило возможности качественного управления электроэнергетическими режимами ЕЭС. В этом же году году Системный оператор завершил перевод системы АРЧМ на программно-аппаратную базу нового ОИК СК-2007.
В конце 2020 года Системный оператор впервые реализовал взаимодействие ЦКС АРЧМ ЕЭС и ЦС АРЧМ ОЭС Сибири. В результате были значительно расширены возможности выбора источников и конфигураций оборудования для регулирования частоты в зависимости от режимно-балансовой ситуации в Единой энергосистеме. В частности, появилась возможность привлечения группы сибирских ГЭС к автоматическому регулированию частоты электрического тока в первой синхронной зоне ЕЭС России совместно с ГЭС Волжско-Камского каскада.
В 2023 году продолжились работы по совершенствованию АРЧМ и расширению возможностей применения. Так, августе 2023 года, когда автоматический регулятор перетока ЦС АРЧМ ОЭС Сибири был переведен в режим работы, обеспечивающий максимальную выдачу мощности ГЭС Ангарского каскада, к управлению от ЦКС АРЧМ ЕЭС напрямую подключили Саяно-Шушенскую ГЭС.
В связи с предстоящим завершением эксплуатации ОИК СК-2007 в Системном операторе в этом году также начался процесс создания систем АРЧМ нового поколения (АРЧМ НП), отвечающих всем современным требованиям, предъявляемым к программному обеспечению, функционирующему на объектах критической информационной инфраструктуры. В 2023 году взаимодействие ЦС (ЦКС) АРЧМ переведено на работу с ОИК нового поколения СК-11.
Работа по совершенствованию системы автоматического регулирования частоты ЕЭС России продолжается!