Вторичное регулирование частоты — процесс восстановления планового баланса мощности энергосистемы путём использования вторичной регулирующей мощности для компенсации возникшего небаланса, ликвидации перегрузки транзитных связей, восстановления частоты и использованных при первичном регулировании резервов первичной регулирующей мощности. Вторичное регулирование осуществляется автоматически под воздействием центрального регулятора – ОАО «СО ЕЭС».
Для задач восстановления баланса мощности в энергосистеме на временных периодах от десятков секунд до несколько минут, в основном, используются крупные ГЭС. Такие небалансы могут возникать из-за аварийного отключения энергоблоков АЭС или отключения на изолированную работу крупных энергорайонов. Однако, во время паводка, когда воды очень много и необходимо ее срабатывать на ГЭС на максимальной мощности, необходимо привлекать дополнительные регулировочные мощности. В таких ситуациях используют ТЭС в рамках системных услуг по АВРЧМ. Например, в конце 2012 года Системный оператор провел конкурентный отбор и заключил договоры оказания услуг по АВРЧМ с привлечением 26 энергоблоков ТЭС.
По словам Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС» Федора Опадчего, «привлечение энергоблоков ТЭС к АВРЧМ в рамках рынка системных услуг позволило отказаться от размещения на ГЭС, обычно участвующих во вторичном регулировании, необходимых для его осуществления резервов. Это позволило обеспечить работу ГЭС первой ценовой зоны в базовом режиме с увеличением выработки электроэнергии оценочно на 300 млн.кВт*ч, а также рационально использовать гидроресурсы и сэкономить традиционные невозобновляемые виды топлива». Федор Опадчий считает, что «максимально эффективное использование гидроресурсов в паводковый период не только целесообразно с экономической точки зрения, но и минимизирует ряд технических и экологических проблем в период мощного половодья».
С учетом специфики протяженной энергосистемы, представляющей из себя несколько крупных энергорайонов, соединенных относительно слабыми транзитными связями (сечениями), со времен СССР станции, участвующие в АВРЧМ, также привлекаются к ликвидации перегрузки транзитных связей. Данная задача может решаться только за счет регулирования электростанциями, находящимися рядом с сечениями в определенных местах, где может не быть ГЭС. Например, если сечение соединяет энергорайон с ЕНЭС (Единая национальная энергетическая сеть), то станция регулирования должна быть расположена в этом энергорайоне. В таких случаях необходимо привлечение ТЭС к регулированию. В соответствии с методическими указаниями по устойчивости (МУС), наличие автоматики ограничения перетока (АОП) позволяет увеличить максимально допустимый переток (МДП) по контролируемому сечению. В формуле расчета нерегулярных колебаний используется коэффициент 0,75 вместо обычных 1,5
Например, если мы рассмотрим энергорайон мощностью 15 ГВт работающий параллельно с ЕНЭС 150 ГВт, то нерегулярные колебания будут составлять 3,7 ГВт. Разница в МДП без АОП и с АОП составит 2,8 ГВт, что может составлять значительную часть припускной способности сечения в целом. Так как МУС используются для планирования электроэнергетического режима энергосистемы, управления электроэнергетическим режимом энергосистемы, планировании (проектировании) развития энергосистемы, строительстве и реконструкции объектов электроэнергетики, то использование регулировочных мощностей на ТЭС рядом с сечением является альтернативой затратному строительству дополнительных линий электропередач.
Также, привлечение ТЭС к регулированию необходимо в изолированных районах, где отсутствуют регулирующие мощности ГЭС. Особенно актуальным это становится в местах развития ВЭС и СЭС, которые работают по собственному графику и которыми фактически невозможно управлять.
На сегодняшний день в АВРЧМ участвуют ТЭС которые выполнили следующие работы:
- провели автоматизацию систем управления энергоблоками (АСУТП);
- организовали выделенные каналы связи для АВРЧМ до СО ЕЭС;
- установили у себя «Программно-технический комплекс «Станция»; предназначенный для получения команд АВРЧМ от СО ЕЭС;
- прошли сертификацию готовности к участию в АВРЧМ.
Как правило модернизация АСУТП производится энергокомпаниями без внешних экономических стимулов, так как это повышает эффективность эксплуатации ТЭС. Для обоснования затрат на остальные мероприятия им требуются дополнительные доходы, которые компенсируются через рынок системных услуг. Затраты ориентировочно составляют 50-80 млн рублей в 2024 году. Расширения новыми станциями участия в АВРЧМ не происходит уже почти 10 лет из-за высокой стоимости капитальных затрат и недостаточными экономическими стимулами со стороны рынка.
Параллельно с участием в АВРЧМ, несколько лет назад стала развиваться автоматика дистанционного управления активной мощностью – система доставки плановой мощности (СДПМ). На данный момент эта автоматика позволяет передавать на электрические станции любого типа почасовой план выработки активной мощности. Так же для ГЭС реализована передача спорадических команд диспетчеров. Устройства СДПМ на ГЭС реализованы на всех крупных ГЭС, причем по инициативе ПАО «Русгидро» без дополнительных экономических стимулов. Драйвером внедрения СДПМ для «Русгидро» было стремление обеспечить получение всех команд управления активной/реактивной мощностью через один канал, так как они до этого получали сигналы управления от СО из разных систем: АВРЧМ, МодесТ, телефон. Неудобство было связано с тем, что им приходилось вручную вводить часть команд в АСУТП ГЭС. СДПМ на ГЭС реализуется как часть системы ГРАМ (Система группового регулирования активной мощности), являющейся центральным регулятором активной мощности ГЭС, поэтому стоит не так дорого – до 10 млн рублей.
ТЭС как правило не оборудованы центральными регуляторами активной мощности, поэтому внедрение СДПМ на ТЭС требует выполнения более существенных работ чем на ГЭС. Ориентировочно можно оценить затраты в 15-30 млн рублей на одну станцию в случае автоматической передачи команд в АСУТП энергоблоков. На данный момент всего несколько ТЭС реализовали СДПМ и делают это крайне неохотно, так как не видят выгоды для себя в этих затратах.
Следует отметить, что переход на дистанционное управление всех электростанций зафиксирован в Энергетической стратегией РФ на период до 2035 года, утвержденной Распоряжением Правительства Российской Федерации от 9 июня 2020 г. № 1523-р. На фоне отсутствия динамики по реализации СДПМ на ТЭС, можно уверенно сказать, что без дополнительных экономических стимулов планы зафиксированные в указанном Постановлении не реализуемы.
Сегодня технически возможно и целесообразно организовать привлечение к участию в АВРЧМ ТЭС с помощью системы СДПМ. Конструктивно ПТК Станция и программно-аппаратный комплекс СДПМ на электростанциях очень близки по выполняемым задачам, как и ГРАМ на ГЭС. В то же время, массовое привлечение ТЭС к АВРЧМ позволит снизить требования по скорости нагрузки отдельных ТЭС и упростит выполнение инженерной задачи по маневрированию мощностью на ТЭС.
Такой подход позволяет:
- создать новые экономические стимулы для подключения к АВРЧМ ТЭС, на порядок расширить регулировочные возможности АВРЧМ по всей стране;
- повысить пропускную способность ЕНЭС во всех сечениях;
- существенно ускорить подключение к дистанционному управлению активной мощностью ТЭС для выполнения плана Энергетической стратегией РФ на период до 2035 года;
- обеспечить получение всех команд управления активной/реактивной мощностью на ТЭС через один канал (уменьшение количества программных комплексов на ТЭС)
- повысить степень автоматизации работы сотрудников на ТЭС
В то же время, такой подход потребует некоторого переосмысления роли СДПМ, повышения ее значимости для дистанционного управления, корректировки ряда технических документов СО ЕЭС.
Переход на дистанционное управление всех электростанций – один из ключевых инструментов для электроэнергетической отрасли РФ в целях роста вырабатываемой мощности станциями, снижения расходов и повышения эффективности работы оборудования и сотрудников, а также выполнения энергетической стратегии РФ.
