МИРОВОЙ
ОПЫТ
68
у
п
р
а
в
л
е
н
и
е
с
е
т
я
м
и
управление сетями
И
зучение
особенностей
работы
остров
-
ной
энергосистемы
Кипра
,
управля
-
емой
системным
оператором
Cyprus
Transmission System Operator,
пред
-
ставляет
интерес
в
связи
с
присущей
ей
специ
-
фикой
:
•
наличием
на
тепловых
электростанциях
энергоблоков
сравнительно
большой
еди
-
ничной
установленной
мощности
на
фоне
невысокого
уровня
потребления
;
•
значительной
и
постоянно
увеличивающей
-
ся
в
энергобалансе
долей
генерации
на
воз
-
обновляемых
источниках
энергии
(
ВИЭ
).
Эти
особенности
привели
к
необходимости
установления
специальных
требований
к
до
-
пустимым
диапазонам
регулирования
частоты
в
энергосистеме
Кипра
,
что
в
свою
очередь
по
-
влекло
за
собой
ужесточение
технических
тре
-
бований
к
эксплуатируемому
в
энергосистеме
генерирующему
оборудованию
.
Вопросы
нормативного
регулирования
технологической
деятельно
-
сти
в
электроэнергетике
,
определяющего
возможность
применения
тех
или
иных
организационных
и
технических
разработок
на
практике
и
соз
-
дающего
тем
самым
основу
их
использования
,
следует
выделить
из
мно
-
гообразия
тем
,
обсуждаемых
в
рамках
международных
электроэнергети
-
ческих
организаций
(VLPGO, CIGRE
и
др
.).
Задача
регулирования
частоты
электрического
тока
в
сравнительно
небольших
энергосистемах
,
в
которых
функционируют
крупные
генери
-
рующие
источники
,
требует
особого
подхода
как
к
вопросу
создания
ре
-
зервов
,
так
и
к
вопросу
допустимых
технических
характеристик
обору
-
дования
,
включаемого
в
энергосистему
.
Наиболее
ярко
необходимость
особого
подхода
проявляется
в
остров
-
ных
энергосистемах
,
таких
как
Мальта
,
Кипр
,
Тенерифе
и
др
.,
чей
опыт
может
быть
учтён
и
использован
при
совершенствовании
системы
нор
-
мативного
регулирования
технологической
деятельности
.
В
этой
рубрике
журнала
мы
публикуем
статью
специалистов
,
изучив
-
ших
с
этой
целью
организацию
регулирования
частоты
в
энергосисте
-
ме
Кипра
.
Установлено
,
что
кипрский
системный
оператор
предъявля
-
ет
достаточно
жёсткие
технические
требования
к
эксплуатируемому
в
энергосистеме
генерирующему
оборудованию
,
при
этом
местным
зако
-
нодательством
зафиксирована
обязательность
выполнения
этих
тре
-
бований
собственниками
генерирующего
оборудования
,
что
является
«
краеугольным
камнем
»
надёжной
работы
энергосистемы
.
Особенности
регулирования частоты
в энергосистеме Кипра
Андрей САФРОНОВ, начальник отдела
Службы внедрения противоаварийной и режимной автоматики,
Юрий ФЕДОРОВ, ведущий эксперт
департамента технического регулирования,
ОАО «СО ЕЭС»
69
№
3 (30),
май
–
июнь
, 2015
В
этой
связи
заслуживает
внимания
и
дальней
-
шего
изучения
опыт
системного
оператора
энергоси
-
стемы
Кипра
в
части
:
•
состава
,
принципов
и
процедур
формирования
требований
,
предъявляемых
к
генерирующим
установкам
,
в
том
числе
ВИЭ
,
по
их
участию
в
регулировании
частоты
в
целях
обеспечения
устойчивости
энергосистемы
;
•
установления
требований
к
резервам
активной
мощности
,
в
частности
принципов
определения
минимально
необходимых
объёмов
вращающих
-
ся
резервов
активной
мощности
при
планирова
-
нии
режима
работы
энергосистемы
;
•
восстановления
энергосистемы
после
полного
погашения
;
•
технологического
присоединения
к
электрической
сети
новых
энергообъектов
.
СТРУКТУРА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
И
НОРМАТИВНО
-
ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБЕСПЕЧЕНИЕ
Оперативно
-
диспетчерское
управление
энерго
-
системой
Кипра
осуществляет
Системный
оператор
— Cyprus TSO (
Διαχειριστή
Συστήματος
Μεταφοράς
),
являющийся
независимой
государственной
компа
-
нией
,
образованной
в
2004
году
путём
выделения
из
государственной
энергокомпании
EAC (
Electricity
Authority of Cyprus
),
которая
является
владель
-
цем
традиционных
тепловых
электростанций
,
а
также
передающих
и
распределительных
сетей
и
единственным
поставщиком
электроэнергии
на
острове
,
выполняя
одновременно
роль
оператора
распределительных
сетей
и
электроснабжающей
компании
.
В
соответствии
с
законом
о
рынке
электроэнер
-
гии
,
Системный
оператор
разрабатывает
,
а
регули
-
рующий
орган
(CERA)
утверждает
технические
пра
-
вила
работы
энергосистемы
—
Правила
передачи
и
распределения
электроэнергии
(
далее
—
Правила
TDRules).
Эти
правила
определяют
функциональ
-
ные
процессы
и
принципы
сотрудничества
Систем
-
ного
оператора
,
производителей
,
поставщиков
,
опе
-
ратора
распределительных
сетей
и
присоединённых
к
энергосистеме
потребителей
.
Правила
TDRules
яв
-
ляются
обязательными
для
всех
субъектов
—
дер
-
жателей
лицензии
CERA
или
обладающих
правом
работы
в
энергосистеме
Кипра
(
производство
элек
-
троэнергии
на
крупных
электростанциях
,
электро
-
снабжение
потребителей
,
передача
и
распределе
-
ние
электроэнергии
).
Правила
TDRules
являются
типичным
европей
-
ским
системным
кодексом
и
сформированы
по
ана
-
логии
с
системными
кодексами
европейских
стран
.
Правила
включают
две
части
:
Правила
передачи
электроэнергии
и
Правила
распределения
электро
-
энергии
.
Часть
I
Правил
состоит
из
следующих
раз
-
делов
(
объём
270
стр
.):
•
Т
0 —
Общие
условия
;
•
Т
1 —
Условия
присоединения
;
•
Т
2 —
Правила
планирования
;
•
Т
3 —
Прогнозы
потребления
;
•
Т
4 —
Правила
оперативного
планирования
;
•
Т
5 —
Системные
услуги
:
○
T5.1
—
Введение
;
○
T5.2
—
Область
применения
;
○
T5.3
—
Регулирование
частоты
;
○
T5.4
—
Регулирование
напряжения
;
○
T5.5
—
Оперативный
резерв
;
○
T5.6
—
Запуск
из
обесточенного
состояния
;
•
Т
6 —
Управление
потреблением
в
аварийных
условиях
:
○
T6.1
—
Введение
;
○
T6.2
—
Цель
;
○
T6.3
—
Область
применения
;
○
T6.4 —
Процедуры
применения
аварийного
управления
нагрузкой
по
инструкциям
Систем
-
ного
оператора
;
○
T6.5
—
Автоматическая
частотная
разгрузка
;
○
T6.6 —
Автоматическое
восстановление
ча
-
стоты
;
○
T6.7 —
Автоматическое
отключение
при
сни
-
жении
напряжения
;
○
T6.8
—
Автоматическое
отключение
при
повы
-
шении
напряжения
;
•
Т
7 —
Условия
для
малых
генерирующих
устано
-
вок
;
•
Т
8 —
Информационный
обмен
;
•
Т
9 —
Эксплуатационные
испытания
;
•
Т
10 —
Оперативное
управление
и
восстановле
-
ние
энергосистемы
;
•
Т
11 —
Мониторинг
,
испытания
и
расследование
;
•
Т
12 —
Координация
по
безопасности
;
•
Т
13 —
Процедуры
и
стандарты
измерений
;
•
Т
14 —
Правила
планирования
графика
выработ
-
ки
электроэнергии
;
•
Т
15 —
Диспетчеризация
генерации
;
•
Т
16 —
Дополнительные
условия
для
электро
-
станций
на
базе
ВИЭ
.
ОСНОВНЫЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
КИПРА
,
КОНТРОЛИРУЕМОЙ
CYPRUS TSO
Синхронная
зона
энергосистемы
Кипра
до
1996
г
.
охватывала
всю
территорию
острова
,
но
в
насто
-
ящее
время
энергосистема
северных
территорий
Кипра
работает
изолированно
,
получая
электро
-
энергию
от
двух
энергоблоков
по
60
МВт
,
и
не
кон
-
тролируется
оператором
Cyprus TSO.
В
2007
и
2011
годах
обе
части
энергосистемы
кратковременно
ра
-
ботали
синхронно
после
крупных
аварий
на
энерго
-
объектах
южных
территорий
.
Установленная
мощность
электростанций
в
зоне
ответственности
Cyprus TSO
составляет
1686
МВт
,
включая
208,4
МВт
ВИЭ
(
по
состоянию
на
февраль
2015
мощность
ВИЭ
увеличилась
до
229
МВт
).
Ос
-
новная
доля
генерации
представлена
тепловыми
электростанциями
(Dhekelia, Vassilikos, Moni)
на
базе
паросиловых
,
газотурбинных
,
парогазовых
устано
-
вок
и
дизель
-
генераторов
,
работающих
на
привоз
-
ном
топливе
.
Доля
ВИЭ
в
суммарной
установленной
мощности
электростанций
составляет
12,4%,
а
в
выработке
электроэнергии
— 7—7,5%.
Целевое
зна
-
чение
доли
ВИЭ
в
потреблении
электроэнергии
на
2020
год
— 16%.
МИРОВОЙ
ОПЫТ
70
Абсолютный
максимум
нагрузки
был
зафиксиро
-
ван
на
уровне
1148
МВт
(2010
г
.),
в
2014
г
.
максимум
нагрузки
составил
910
МВт
.
Традиционно
максимум
нагрузки
наблюдается
в
летний
период
.
Минималь
-
ная
нагрузка
характерна
для
осенне
-
весеннего
пери
-
ода
.
В
2013
году
ночной
минимум
нагрузки
составил
247
МВт
.
В
структуре
потребления
2014
года
при
-
мерно
35%
составляет
бытовая
нагрузка
и
65% —
нагрузка
промышленных
и
коммерческих
предпри
-
ятий
(
табл
. 1).
Табл
. 1.
Установленная
мощность
электростанций
Кипра
Тип
Установлен
-
ная
мощность
(2013
г
.)
План
развития
ВИЭ
до
2020
г
.
(
в
стадии
пересмотра
)
МВт
%
МВт
%
ТЭС
:
1477,5
87,6
—
—
ПСУ
(6
х
60
МВт
,
3
х
130
МВт
)
750
44,5
—
—
ПГУ
(2
х
220
МВт
)
440
26,1
—
—
ГТУ
(5
х
37,5
МВт
)
187,5
11,1
—
—
ДГ
(2
х
50
МВт
)
100
5,9
—
—
ВИЭ
:
208,4
12,4
—
—
ветроустановки
146,7
8,7
175
9,1
фотоэлектричес
-
кие
установки
52
3,1
225
11,7
биомасса
9,7
0,6
15
0,8
солнечные
коллек
-
торы
0
0
25
1,3
Итого
:
1686
100
1918
100
Рис
.
Схема
энергосистемы
Кипра
Специфика
управления
энергосистемой
Ки
-
пра
заключается
в
наличии
незначительных
ре
-
зервов
мощности
в
период
максимума
нагрузок
,
не
обеспечивающих
компенсацию
возможной
потери
самой
крупной
генерирующей
установки
,
наличии
ограничений
по
минимальной
нагрузке
тепловых
электростанций
в
период
малых
нагрузок
в
энерго
-
системе
,
а
также
значительной
доле
ВИЭ
(
рис
.).
Электрические
сети
Кипра
образованы
воз
-
душными
и
кабельными
линиями
напряжением
до
132
кВ
включительно
.
В
передающей
сети
66—132
кВ
функционируют
64
подстанции
.
В
SCADA
Системно
-
го
оператора
поступает
информация
с
подстанций
132—66
кВ
,
включая
загрузку
фидеров
22
и
11
кВ
.
Электроснабжение
столицы
(
г
.
Никосия
)
осуществля
-
ется
по
кольцевой
схеме
от
нескольких
подстанций
132/11
кВ
(
табл
. 2).
Развитая
высоковольтная
кабельная
сеть
соз
-
даёт
проблемы
повышенных
уровней
напряжения
и
необходимость
компенсации
реактивной
мощности
,
а
также
работы
генераторов
в
режиме
потребления
реактивной
мощности
в
период
малых
нагрузок
.
Ре
-
акторы
были
установлены
в
системе
и
введены
в
эксплуатацию
в
2014
году
.
В
перспективе
рассматривается
проект
сооруже
-
ния
межсистемных
связей
энергосистемы
Кипра
с
энергосистемой
Израиля
и
Греции
(
через
о
.
Крит
—
в
Афины
)
по
линиям
постоянного
тока
пропускной
спо
-
собностью
2000
МВт
.
Проект
относится
к
ключевым
проектам
энергетической
инфраструктуры
Евросою
-
за
в
соответствии
с
Положением
ЕС
347/2013,
одо
-
брен
Еврокомиссией
14.10.2013
и
включён
в
Деся
-
71
№
3 (30),
май
–
июнь
, 2015
тилетний
план
ENTSO-E
по
развитию
электрической
сети
(
проект
документа
2014
года
).
РЕГУЛИРОВАНИЕ
ЧАСТОТЫ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО
ТОКА
Регулирование
частоты
Оперативно
-
диспетчерское
управление
энерго
-
системой
Кипра
осуществляется
из
национально
-
го
диспетчерского
центра
(
НДЦ
),
расположенного
в
столице
,
и
4
региональных
ДЦ
,
расположенных
в
городах
:
Никосия
,
Лимассол
,
Пафос
,
Ларнака
.
Так
-
же
имеются
два
резервных
ДЦ
,
в
которые
осущест
-
вляется
перевод
управления
при
невозможности
его
осуществления
из
национального
ДЦ
.
Регулирование
частоты
в
энергосистеме
осу
-
ществляется
совместным
действием
первичного
регулирования
(
реализуемого
посредством
работы
автоматических
регуляторов
генерирующего
обору
-
дования
электростанций
)
и
оперативного
вторичного
регулирования
(
реализуемого
посредством
выпол
-
нения
оперативных
команд
диспетчерского
персона
-
ла
),
а
также
действием
противоаварийной
автома
-
тики
на
отключение
потребителей
(
автоматическая
частотная
разгрузка
(
АЧР
)
и
управляемым
отключе
-
нием
потребителей
в
случае
необходимости
.
В
интервале
времени
до
30
секунд
с
момента
сни
-
жения
частоты
её
регулирование
осуществляется
действием
регуляторов
на
генерирующем
оборудо
-
вании
электростанций
,
а
также
действием
АЧР
.
Управление
электропотреблением
/
управление
нагрузкой
(
в
случае
необходимости
,
в
том
числе
в
нормальном
режиме
при
естественном
изменении
электропотребления
)
осуществляется
Системным
оператором
посредством
отключения
/
подключения
мощных
электроприборов
(
например
,
тепловых
ак
-
кумуляторов
,
кондиционеров
и
т
.
п
.)
в
передающей
и
распределительной
сети
,
команды
на
которые
пере
-
даются
по
радиосвязи
на
частоте
283,3
Гц
.
Регулирование
частоты
в
нормальном
режиме
,
связанное
с
изменением
потребления
в
энергоси
-
стеме
,
осуществляется
по
диспетчерским
командам
на
изменение
мощности
паросиловых
блоков
на
электростанции
Dhekelia.
В
случае
необходимости
для
управления
привлекаются
энергоблоки
других
крупных
электростанций
.
Согласно
Правилам
TDRules,
все
генерирующие
установки
должны
быть
оснащены
быстродействую
-
щим
регулятором
скорости
турбины
пропорциональ
-
ного
действия
и
регулятором
нагрузки
,
при
этом
на
-
стройка
регулятора
скорости
турбины
соответствует
статизму
3—5%.
При
регулировании
частоты
также
осуществляет
-
ся
контроль
электрического
времени
.
Максимальное
отклонение
не
должно
превышать
1,5—2
с
(
норма
-
тивно
не
установлено
).
В
соответствии
с
требованиями
Правил
TDRules
установлено
номинальное
значение
частоты
50,0
Гц
и
следующие
допустимые
диапазоны
изменения
ча
-
стоты
в
энергосистеме
:
•
нормальный
диапазон
: 49,5—50,5
Гц
;
•
допустимый
диапазон
(
при
возмущениях
): 47,0—
52,0
Гц
.
Активизация
резерва
первичного
регулирования
должна
производиться
при
отклонениях
частоты
за
пределы
49,9—50,1
Гц
.
Вышеуказанные
требования
(
находятся
в
настоя
-
щее
время
в
процессе
обсуждения
)
имеют
значитель
-
ные
отличия
от
требований
Кодекса
по
регулирова
-
нию
частоты
1
Европейской
ассоциации
системных
операторов
ENTSO-E
для
большинства
энергосистем
Европейского
энергообъединения
,
Так
,
например
,
нормально
допустимое
отклонение
частоты
в
энер
-
госистеме
Кипра
(±500
мГц
)
существенно
больше
,
чем
для
стран
Континентальной
Европы
(±200
мГц
).
Максимально
допустимое
отклонение
частоты
в
энергосистеме
Кипра
также
существенно
выше
,
чем
для
стран
Континентальной
Европы
и
Великобрита
-
нии
(±800
мГц
),
Ирландии
и
стран
Северной
Европы
(±1000
мГц
).
Кроме
того
,
Правила
TDRules
устанавливают
требования
к
генерирующему
оборудованию
,
вновь
подключаемому
к
сети
,
в
т
.
ч
.
ВИЭ
(
ветроустановки
и
солнечные
(
фотоэлектрические
)
установки
),
по
ми
-
нимальной
длительности
работы
при
отклонениях
частоты
:
•
в
диапазоне
49,5—50,5
Гц
—
длительная
работа
с
номинальной
нагрузкой
;
•
в
диапазоне
47,5—49,5
Гц
и
50,5—52,0
Гц
— 60
мин
;
•
в
диапазоне
47,0—47,5
Гц
— 10
с
(
для
каждого
случая
снижения
частоты
ниже
47,5
Гц
);
•
при
изменении
частоты
со
скоростью
до
1,0
Гц
/
с
(
находится
в
настоящее
время
в
процессе
обсуж
-
дения
,
расчёт
на
скользящем
интервале
времени
0,5
с
)
установки
должны
сохранять
синхронный
режим
работы
.
Сравнение
требований
к
генерирующему
обо
-
рудованию
,
установленных
Правилами
TDRules
и
содержащихся
в
Кодексе
ENTSO-E
на
присоеди
-
нение
генерации
2
,
также
иллюстрирует
их
значи
-
тельное
различие
.
Так
,
минимальная
длительность
работы
генерирующего
оборудования
при
отклоне
-
ниях
частоты
в
энергосистеме
Кипра
до
47,5
и
52
Гц
(60
минут
)
выше
,
чем
в
странах
Континентальной
и
Табл
. 2.
Электрические
сети
энергосистемы
Кипра
Передающие
электрические
сети
66
кВ
132
кВ
220
кВ
*
ВЛ
,
км
262,7
465,93
(136,89*)
45,4
КЛ
,
км
2,35
154,27
(8,12*)
—
Автотрансформаторы
,
МВА
—
648
—
Трансформаторы
,
МВА
588
3152
—
*
работают
на
более
низком
номинальном
напряжении
1
Проект
сетевого
кодекса
ENTSO-E Load-Frequency
Control and Reserves (
представлен
на
утверждение
в
Еврокомиссию
в
2013
г
.).
2
Проект
сетевого
кодекса
ENTSO-E Requirements for
Grid Connection Applicable to all Generators (
представ
-
лен
на
утверждение
в
Еврокомиссию
в
2013
г
.).
МИРОВОЙ
ОПЫТ
72
Северной
Европы
,
а
также
странах
Балтии
(30
минут
при
частоте
47,5—48,5
Гц
и
51,0—51,5
Гц
).
Правила
TDRules
также
устанавливают
следую
-
щие
требования
к
генерирующему
оборудованию
:
•
в
диапазоне
49,8—51,0
Гц
генерирующие
уста
-
новки
должны
устойчиво
работать
с
минимально
допустимой
нагрузкой
;
•
способность
к
синхронизации
в
диапазоне
48,0—
52
Гц
;
•
технологический
минимум
должен
составлять
не
менее
50%
располагаемой
мощности
;
•
скорость
изменения
нагрузки
не
менее
1,5%
рас
-
полагаемой
мощности
в
минуту
.
Дополнительные
требования
к
ВИЭ
,
обеспечива
-
ющие
устойчивость
работы
энергосистемы
в
услови
-
ях
изменения
частоты
:
•
в
диапазоне
частот
50,25—50,7
Гц
мощность
ВИЭ
должна
постепенно
снижаться
(
текущие
настрой
-
ки
,
согласованные
с
оператором
Cyprus TSO:
сни
-
жение
мощности
генерации
на
35%
номинальной
мощности
при
50,25
Гц
,
на
70% —
при
50,5
Гц
и
на
100%,
т
.
е
. 0%
генерации
, —
при
50,7
Гц
);
•
средняя
за
10
мин
—
скорость
набора
нагрузки
ветропарками
не
должна
превышать
7,5%
номи
-
нальной
мощности
для
парков
мощностью
8—
20
МВт
и
3,5%
для
более
мощных
парков
;
•
средняя
за
1
мин
скорость
набора
нагрузки
ветро
-
парками
не
должна
превышать
15%
для
парков
мощностью
8—20
МВт
и
7%
для
более
мощных
парков
.
При
значительном
снижении
частоты
в
энергоси
-
стеме
(
ниже
49,5
Гц
)
действует
автоматическая
ча
-
стотная
разгрузка
(
АЧР
).
АЧР
имеет
13
быстродей
-
ствующих
ступеней
(0,2—0,35
с
)
и
две
специальные
ступени
:
АЧР
с
выдержкой
35—50
с
(14
ступень
),
способствующая
восстановлению
частоты
от
ниже
49,5
Гц
до
допустимого
значения
,
и
АЧР
по
скорости
снижения
частоты
(15
ступень
),
действующая
при
из
-
менении
частоты
со
скоростью
более
1
Гц
/
с
(
с
вре
-
менной
задержкой
300
мс
).
Суммарный
объём
подключённой
к
АЧР
нагрузки
в
энергосистеме
составляет
около
60—65%,
крити
-
чески
важные
потребители
не
подключены
к
АЧР
,
для
остальных
потребителей
подключение
к
АЧР
яв
-
ляется
обязательным
.
В
большинстве
случаев
АЧР
действует
на
отключение
нагрузки
,
подключённой
к
распределительной
сети
(
табл
. 3).
Подключение
нагрузки
,
отключённой
в
результа
-
те
действия
АЧР
,
осуществляется
вручную
.
В
боль
-
шинстве
случаев
восстановление
электроснабжения
отключённой
нагрузки
и
нормального
режима
рабо
-
ты
энергосистемы
происходит
в
течение
30
мин
.
Восстановление
энергосистемы
после
пол
-
ного
погашения
осуществляется
посредством
за
-
пуска
электростанций
из
обесточенного
состояния
(
продолжительность
подобного
запуска
составляет
45
минут
)
и
последующего
включения
участков
элек
-
трической
сети
с
контролируемым
набором
нагрузки
генерирующим
оборудованием
электростанций
.
Для
обеспечения
восстановления
энергосистемы
после
полного
погашения
предусмотрено
наличие
ГТУ
мощностью
37,5
МВт
на
электростанции
Vassilikos
и
Moni,
которые
через
12—15
мин
после
автономного
запуска
готовы
к
набору
нагрузки
,
начиная
с
мини
-
мальных
значений
в
1—2
МВт
.
Увеличение
объёма
ВИЭ
в
энергосистеме
Кипра
приводит
к
снижению
суммарного
момента
инерции
вращающихся
машин
,
что
усложняет
управление
энергосистемой
в
аварийных
ситуациях
.
В
случае
крупных
возмущений
частота
достигает
минимально
допустимых
значений
в
течение
2—3
с
.
В
редакции
Правил
TDRules 2012
года
(
по
сравнению
с
редак
-
цией
аналогичного
документа
2006
года
)
допустимая
скорость
изменения
частоты
,
при
которой
генериру
-
ющее
оборудование
должно
оставаться
подключён
-
ным
к
энергосистеме
,
была
увеличена
с
0,6
до
1
Гц
/
с
.
Большая
доля
ВИЭ
требует
контроля
генерируе
-
мой
мощности
в
периоды
малых
нагрузок
(
ночные
и
утренние
часы
,
в
особенности
в
весенне
-
осенний
пе
-
риод
)
с
учётом
ограничений
по
минимальной
нагруз
-
ке
включённого
генерирующего
оборудования
ТЭС
.
С
этой
целью
в
системе
SCADA/EMS
Системного
оператора
Кипра
внедрена
функция
автоматического
ограничения
мощности
ветропарков
с
целью
обеспе
-
чения
баланса
мощности
в
энергосистеме
и
устойчи
-
вой
работы
генерирующего
оборудования
ТЭС
.
Дальнейший
рост
доли
ВИЭ
в
структуре
генери
-
рующей
мощности
требует
решения
вопросов
об
увеличении
резервов
мощности
для
покрытия
слу
-
чайных
колебаний
нагрузки
ВИЭ
,
развития
системы
управления
потреблением
электроэнергии
,
привле
-
чения
ВИЭ
к
управлению
активной
мощностью
,
вне
-
дрения
накопителей
энергии
,
строительства
межси
-
стемных
связей
с
ближайшими
странами
.
Табл
. 3.
Настройка
АЧР
в
энергосистеме
Кипра
Ступень
АЧР
Частота
сраба
-
тыва
-
ния
,
Гц
Задержка
по
време
-
ни
сраба
-
тывания
,
с
Доля
отключа
-
емой
на
-
грузки
, %
1.
49,0
0,2
4
2.
48,9
0,2
4
3.
48,8
0,2
3
4.
48,7
0,2
8
5.
48,6
0,2
4
6.
48,5
0,2
4
7.
48,4
0,2
4
8.
48,3
0,2
1
9.
48,2
0,35
7
10.
48,1
0,35
6
11.
48,0
0,35
5
12.
47,75
0,35
9
13.
47,5
0,35
9
14.
49,5
35—50
6
15. (df/dt>1,0
Гц
/
с
)
49,9
0,3
2—3
3
В
настоящее
время
проводится
корректировка
терми
-
нологии
под
требования
сетевого
кодекса
ENTSO-E
по
регулированию
частоты
и
перетоков
мощности
,
который
использует
термины
«
резерв
удержания
», «
резерв
вос
-
становления
», «
резерв
замещения
»
соответственно
.
73
№
3 (30),
май
–
июнь
, 2015
РЕЗЕРВ
МОЩНОСТИ
В
ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
Отклонения
частоты
от
номинального
значения
ликвидируются
за
счёт
использования
резервов
ак
-
тивной
мощности
.
Резерв
мощности
образован
сле
-
дующими
составляющими
.
1.
Оперативный
резерв
3
—
первичный
,
вторичный
и
третичный
.
2.
Резерв
замещения
(
в
ЕЭС
России
аналогом
дан
-
ного
вида
резерва
является
холодный
резерв
).
3.
Аварийный
резерв
(
для
компенсации
ошибки
про
-
гноза
потребления
и
аварийного
отключения
объ
-
ектов
генерации
).
Резерв
мощности
определяется
с
учётом
следу
-
ющих
факторов
:
•
текущий
режим
;
•
допустимость
отключения
нагрузки
;
•
затраты
на
поддержание
резерва
;
•
величина
наибольшего
возможного
небаланса
активной
мощности
;
•
климатические
условия
,
влияющие
на
надёж
-
ность
функционирования
оборудования
электри
-
ческих
станций
и
сетей
;
•
расчётная
величина
снижения
частоты
,
опреде
-
лённая
с
использованием
динамической
модели
энергосистемы
.
В
соответствии
с
требованиями
Правил
TDRules
генерирующие
установки
должны
иметь
возмож
-
ность
размещения
оперативного
резерва
мощности
:
•
первичный
резерв
—
не
менее
5%
располагаемой
мощности
(
табл
. 4);
•
вторичный
резерв
—
не
менее
8%
располагаемой
мощности
;
•
третичный
резерв
—
не
менее
10%
располагае
-
мой
мощности
.
Величина
оперативного
резерва
определяется
технико
-
экономическими
расчётами
,
а
затраты
на
поддержание
резерва
включаются
в