16+
Регистрация
РУС ENG
Расширенный поиск
http://www.eprussia.ru/epr/309-310/5930078.htm
Газета "Энергетика и промышленность России" | № 01-02 (309-310) январь 2017 года

Уникальное решение нетривиальной задачи

Энергетика: новости Иван СМОЛЬЯНИНОВ
Директор Ленинградской атомной электростанции (АО «Концерн Росэнергоатом») Владимир Перегуда (справа) 
получает памятный знак из рук председателя правления АО «СО ЕЭС» Бориса Аюева

Проблема нарушенных экономических связей, порожденная распадом Советского Союза, не обошла стороной и энергетику. Условия, под которые проектировалась и формировалась Объединенная энергосистема Северо-Запада несколько десятилетий назад, существенно изменились.

Одним из следствий стал значительный объем запертых мощностей в этой части ЕЭС России, как следствие – напряженность режимно-балансовой ситуации на связях с соседней ОЭС Центра, недозагрузка тепловых станций. В 2016 году благодаря совместному проекту Системного оператора и Ленинградской АЭС найдено решение этой проблемы.

В не столь далекую от нас эпоху построения коммунизма советские энергетики сформировали на Северо-Западе довольно хорошо сбалансированную энергосистему, частью которой были энергосистемы прибалтийских республик.

В Прибалтике значительную часть выработки электроэнергии обеспечивала Игналинская АЭС установленной мощностью 2,6 ГВт, чуть меньше – тепловые станции, остальное – ГЭС. Энергосистемы Латвии, Литвы и Эстонии отличались по структуре генерации, при этом неплохо дополняли друг друга. Базовая генерация обеспечивалась АЭС – в 1993 году Игналинская АЭС вошла в Книгу рекордов Гиннесса, выработав 12,3 миллиарда кВт-ч, а также тепловыми станциями.

В Эстонии основой генерации были две Нарвские электростанции – крупнейшие в мире энергообъекты на горючих сланцах.
Латвия «специализировалась» на регулировании баланса в периоды пиковых нагрузок – здесь ключевую роль играли крупнейшие в регионе ГЭС на реке Даугаве. Для прохождения пиков задействовалась и литовская гидрогенерация – Круонисская ГАЭС, одна из крупнейших по мощности среди станций этого типа на постсоветском пространстве, и Каунасская ГЭС.

Прибалтика имела мощные электрические связи с Белоруссией и, особенно, с ОЭС Северо-Запада, значительный переток мощности по которым сохранялся на протяжении более двадцати лет после СССР. Однако в процессе обретения политической независимости экономические и инфраструктурные связи со «старшим братом» стали со временем разрываться.



Когда в товарищах согласья нет

В 2004 году три бывшие советские республики вошли в состав Евросоюза. Это событие кардинально изменило энергетическую политику прибалтийских государств. В соответствии с правилами ЕС электро­энергия, производимая входящими в него странами, должна передаваться девяти основным европейским биржам по географическому принципу. В Северной Европе это NordPool – крупнейшая в мире биржа электроэнергии, объединяющая 380 компаний из 20 стран. После остановки в конце 2009 года под давлением европейских экологов Игналинской АЭС, которая обеспечивала более 70 % общего объема производства электроэнергии Литвы и удовлетворяла потребности ее соседей, вся производимая на литовских станциях энергия стала потребляться внутри страны, и к тому же из государства-экспортера Литва превратилась в нетто-импортера электроэнергии. При этом недостающие объемы импортировались не из NordPool, как того требовали договоренности, а из России – по долгосрочным прямым контрактам, обеспечивавшим более низкие цены.

Такой «энергетический сепаратизм» вызывал у соседей из ЕС раздражение. Больше всех недовольна ситуацией была Эстония, которая после 2009 года стала главным производителем электроэнергии в Прибалтике. В процессе «перевоспитания» Литвы Эстония часто прибегала к методам, далеким от рыночных. Например, устраивала профилактические работы на высоковольтных системообразующих линиях электропередачи 330 кВ – узким местом в объединенной энергосистеме региона, прежде всего, являются электрические связи между энергосистемами Латвии и Эстонии, которые часто служат основной причиной ограничения перетоков мощности в регионе. Эти действия становились причиной резких колебаний цен на электроэнергию в Прибалтике и, как следствие, – разнонаправленности и неравномерности перетоков как внутри региона, так и между Прибалтикой и Россией. Ключевым фактором стала цена электроэнергии, при этом эффективность и надежность работы смежной российской энергосистемы просто игнорировались.

Для соответствия директивам ЕС прибалтийские государства уже несколько лет активно строят электропередачи со вставками постоянного тока, связывающие их с европейскими энергосистемами. Ветки Estlink 1 (350 МВт) и Estlink 2 (650 МВт), соединяющие Эстонию и Финляндию, были введены в эксплуатацию в 2006 и в 2014 годах, NordBalt (700 МВт), соединяющая Литву и Швецию, и LitPol (500 МВт) между Литвой и Польшей – в конце 2015 года. После этого переток из ЕЭС России в страны Балтии радикально снизился.

В дополнение к этому крайне нестабильными стали перетоки в энергосистему Финляндии через вставку постоянного тока на подстанции 400 кВ Выборгская. В последние годы они колеблются от 1300 МВт до нуля. Объем поставок в Финляндию постоянно меняется и практически никогда не достигает установленных при проектировании энергосистемы значений.



Синдром рикошета

Все это не могло не сказаться на российской энергосистеме, объединенной с Прибалтикой и Белоруссией десятью высоковольтными линиями 330 кВ, несколькими линиями 110 кВ, а также линией 750 кВ, связывающей энергосистемы Белоруссии и балтийских стран с магистральной сетью ЕЭС России.

В первую очередь «рикошетом» прилетело Объединенной энергосистеме Северо-Запада, которая создавалась с учетом перетоков в Финляндию и прибалтийские республики. Из-за невозможности выдачи мощности в ОЭС Центра в ней возникли избытки, что привело к значительной напряженности электроэнергетических режимов.

Напомним, что из‑за присущих атомной генерации сложностей маневрирования она является приоритетной для загрузки. Соответственно, доля Ленинградской АЭС в структуре баланса ОЭС Северо-Запада значительно увеличилась – за 9 месяцев 2016 года выработка ЛАЭС составила 40,8 % суммарной выработки электроэнергии и 45,4 % покрытия потребления мощности в центральной части ОЭС Северо-Запада (без учета энергосистем Мурманской области и Республики Карелия). В то же время, в условиях необходимости обеспечения отпуска тепла потребителям в осенне-зимний период возрастает загрузка ТЭЦ Санкт-Петербурга и Ленинградской области. В это время станции, работающие в режиме комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, невозможно разгрузить ниже заявляемого теплового минимума (кроме отдельных станций, где есть пиковые водогрейные котлы). В итоге в ОЭС Северо-Запада образовались не просто излишки мощности, а фактически – неотключаемые излишки.

Передать мощность всей включенной генерации, особенно в некоторые часы в осенне-зимний период, из ОЭС Северо-Запада невозможно ни в Прибалтику и Финляндию по вышеуказанным причинам, ни в соседнюю ОЭС Центра, так как электрические связи Северо-Запад – Центр на это просто не рассчитаны.

Самыми «пострадавшими» в этой ситуации оказались ГРЭС, энергоблоки которых, в отличие от АЭС и ТЭЦ, могут быть отключены наиболее «безболезненно» для решения задач управления электроэнергетическим режимом. В результате коэффициент использования установленной мощности некоторых тепловых электростанций в ОЭС Северо-Запада существенно снизился. К примеру, КИУМ Киришской ГРЭС за 9 месяцев 2016 года составил 20 %, Псковской ГРЭС – 10 %.



Дело техники

Итак, часть генерации ОЭС Северо-Запада оказалась невостребованной. Решением вопроса занялись специалисты Системного оператора – они провели комплекс исследований по определению возможности увеличения максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемом сечении Северо-Запад – Центр и пришли к выводу, что самый эффективный способ в данном конкретном случае – это уменьшение времени реализации управляющего воздействия от автоматики дозировки воздействия (АДВ) подстанции 750 кВ Ленинградская. Эта автоматика дает сигнал на отключение генераторов Ленинградской АЭС при коротких замыканиях на связях ОЭС Северо-Запада и ОЭС Центра.

Цель работы АДВ – обеспечение динамической устойчивости электростанций ОЭС Северо-Запада путем частичного отключения генерации в случае повреждений на линиях электропередачи, связывающих Северо-Запад с Центром. Чем быстрее отключится генерация, тем больше уверенность, что в энергосистеме не возникнет асинхронный режим, сопровождающийся отделением ОЭС от ЕЭС России.

Системным оператором выполнены расчеты статической и динамической устойчивости и определены настройки автоматики дозировки воздействия ПС 750 кВ Ленинградская, действующей на отключение генераторов электростанций ОЭС Северо-Запада, с контролем режима работы связей 330‑750 кВ между ОЭС Северо-Запада и ОЭС Центра.

Конкретные технические решения были разработаны специалистами Системного оператора и ЛАЭС, а затем внедрены атомщиками в самые короткие сроки. Новые значения максимально допустимого перетока на связях между ОЭС Северо-Запада и ОЭС Центра введены в действие Системным оператором с 21 ноября 2016 года. Сокращение времени отключения генераторов ЛАЭС было достигнуто за счет изменения способа их отключения – с закрытия стопорных клапанов турбин на отключение генераторных выключателей, что позволило сократить время реализации управляющих воздействий с 0,9 до 0,22 секунды.

За счет лишь одного сокращения времени управляющих воздействий Системный оператор смог увеличить значение максимально допустимого перетока (МДП) в этом контролируемом сечении на 17 %. Изменение МДП, в свою очередь, позволило увеличивать включенную мощность тепловых электростанций в ОЭС Северо-Запада в зависимости от режимных условий примерно на 800 МВт. Таким образом, удалось снизить объем невыпускаемой мощности из ОЭС Северо-Запада без изменения существующей структуры электрической сети.

Работа специалистов Ленинградской АЭС отмечена на самом высоком уровне. Эта электростанция по итогам 2016 года удостоена учрежденной Системным оператором награды «За значительный вклад в обеспечение надежности режимов ЕЭС России». Награда присуждается за ввод в работу новой генерации и сетей, участие в ликвидации последствий аварий и проведение противоаварийных мероприятий, внедрение инноваций, НИОКР, разработку нормативных документов, подготовку персонала и другие коллективные и личные достижения.





Отправить на Email

Для добавления комментария, пожалуйста, авторизуйтесь на сайте

Также читайте в номере № 01-02 (309-310) январь 2017 года: