Особенности регулирования частоты в энергосистеме Кипра

Page 1
background image

Page 2
background image

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»


Page 3
background image

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%. 


Page 4
background image

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

-


Page 5
background image

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

.).


Page 6
background image

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


Page 7
background image

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