Почему актуально привлекать ТЭЦ к АВРЧМ

Автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности (АВРЧМ) — процесс восстановления планового баланса мощности энергосистемы путем изменения вторичной мощности регулирующих энергообъектов (РЭ), участвующих в АВРЧМ, под воздействием центрального регулятора — центральной координирующей системы (ЦКС) АВРЧМ ЕЭС России. В процессе работы системы АВРЧМ решаются следующие основные задачи:

• поддержание и восстановление нормального уровня частоты и плановых обменов мощностью между энергосистемами;
• ликвидация перегрузки транзитных связей и сечений;
• восстановление резервов, потраченных при первичном регулировании.

Автоматическое ограничение перетоков активной мощности (АОП) по слабым внутренним и внешним сечениям обеспечивает надежность параллельной работы ЕЭС России и применяется для предотвращения нарушений статической устойчивости и дальнейшего развития аварий.

Система АВРЧМ, созданная в России, имеет централизованную структуру и повторяет иерархию диспетчерского управления. РЭ подключаются к ЦКС АВРЧМ ЕЭС России либо напрямую, либо через централизованные системы (ЦС) АРЧМ объединенных или региональных энергосистем.

Для задач восстановления баланса мощности в энергосистеме на временных периодах от десятков секунд до несколько минут, системой АВРЧМ, в основном, используются крупные ГЭС. Такие небалансы могут возникать из-за аварийного отключения энергоблоков АЭС или отключения на изолированную работу крупных энергорайонов. 

ГЭС, как тип электростанций, имеют ограничения в работе в маловодные и паводковые периоды. В маловодные периоды резервов на ГЭС недостаточно для решения задач системы АВРЧМ, и привлечение к регулированию ЭБ ТЭС позволит восполнить недостающие резервы. В период паводка объем притока воды на ГЭС может превышать пропускную способность турбин, что в условиях наполненности водохранилищ приводит к необходимости увеличения холостых водосбросов. Привлечение энергоблоков (ЭБ) ТЭС к АВРЧМ позволяет на время паводка минимизировать величину размещаемых на ГЭС резервов вторичного регулирования частоты и за счет этого сокращать объемы холостых водосбросов, повышая экономическую эффективность функционирования ЕЭС России.

Важность регулирования стока во время паводка особенно остро проявилась весной 2024 года. Некоторые водохранилища оказались не готовы к пропуску больших объемов воды из-за того, что не сбросили воду до паводка. Это говорит о том, что еще до паводка необходимо уменьшать привлечение ГЭС к регулированию, для того чтобы они максимально освобождали водохранилища до прихода большой воды.

ТЭС привлекают к регулированию по договорам оказания системных услуг АВРЧМ. В марте 2024 года ОАО «СО ЕЭС»  провел конкурентный отбор ТЭС для оказания услуг АВРЧМ в период с апреля по декабрь 2024 года. Заявки на участие в отборе исполнителей услуг по АВРЧМ подали три генерирующие компании — ПАО «ОГК-2», АО «Интер РАО — Электрогенерация», ООО «БГК» — в отношении 19 энергоблоков. Для оказания услуг по АВРЧМ отобраны все заявленные энергоблоки с совокупной величиной резервов вторичного регулирования ±342,535 МВт что составляет около 30% от требуемой величины необходимых вторичных резервов для энергосистемы России на 2024–2025 гг. в соответствии с решениями Комиссии по оперативно-технологической координации. Однако, согласованные резервы вторичного регулирования в рамках КОТК рассчитываются только исходя из вероятных максимальных небалансов в энергосистеме и не учитывают резервы целесообразные для АОП по сечениям.

Можно заметить, что избытка предложения на данные услуги нет и отбираются все заявки. В то же время, происходит постепенное уменьшение поставщиков услуг АВРЧМ. Например, в конце 2012 года ОАО «СО ЕЭС» провел конкурентный отбор и заключил договоры оказания услуг по АВРЧМ с привлечением 26 энергоблоков ТЭС. Суммарная величина резервов для вторичного регулирования составила ±407МВт.  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[3] (МУ), 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 в соответствии с формулой составят 5,5 ГВт. Разница в МДП без АОП и с АОП составит 2,8 ГВт, что может составлять значительную часть пропускной способности сечения в целом. Так как МУ 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. 

Актуальность инструментов, направленных на увеличение МДП подтверждает и быстрое расширение применения технологии «Система мониторинга запасов устойчивости» (СМЗУ), направленной на ту же самую задачу — повышения МДП по сечениям. На сегодняшний день СО ЕЭС применяет технологию СМЗУ на сотнях сечений ЕЭС России и идет постоянное расширение применения СМЗУ. В регламенты ОРЭМ включены правила применения СМЗУ для расчета МДП при актуализации расчетных моделей. Участники рынка за свой счет устанавливают оборудование СМЗУ на подстанциях и электростанциях, организуют передачу информации в СО ЕЭС. Компенсаций за эти работы со стороны СО ЕЭС не предусмотрено. В то же время, если сравнивать АВРЧМ и СМЗУ, как инструменты для увеличения МДП, увидим что эти технологии не исключают, а дополняют друг друга: СМЗУ позволяет точно определять в режиме реального времени приближение к границе устойчивой работы энергосистемы. АВРЧМ же в момент приближения к границе в автоматическом режиме разгружает сечения и не допускает нарушения устойчивой работы по ним.. 

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 более 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 диспетчерского управления. 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. Остальные 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 кардинально расширить круг привлечения 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 в большом количестве сечений;
• существенно ускорить подключение к дистанционному управлению активной мощностью ТЭС для выполнения решений зафиксированных в 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.