Оценка затрат, связанных с участием энергоблоков тепловых электрических станций в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности

 

Авторы

Королев Михаил, Генеральный директор ООО "Созвездие энергетических решений"

Колпаков Андрей, Научный консультант ЗАО "Институт Энергетических Систем"

Лазарев Вячеслав, Инженер ЗАО "Институт Энергетических Систем"

 

    Введение
    Автоматическое управление активной мощностью электрических станций с целью регулирования частоты и ограничения перетоков мощности по опасным сечениям энергосистемы является одной из важных задач, которую решает ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" для обеспечения надежной работы ЕЭС России. Традиционно к автоматическому регулированию привлекались гидравлические станции. Однако мировой опыт показывает, что для увеличения регулировочных возможностей энергосистем целесообразно привлекать также тепловые электрические станции. Несмотря на то, что регулировочный диапазон каждой ТЭС в отдельности не такой большой, как в случае ГЭС, автоматизация угольных энергоблоков ТЭС позволяет организовать полноценное вторичное регулирование даже в тех регионах, где отсутствуют гидроресурсы (Польша).
    Работа по привлечению энергоблоков тепловых электростанций к первичному и автоматическому вторичному регулированию началась со вступлением в силу приказа ОАО РАО "ЕЭС России" № 524 от 18 сентября 2002 г. "О повышении качества первичного и вторичного регулирования частоты электрического тока в ЕЭС России". В развитие данного приказа были утверждены сетевые графики модернизации энергоблоков ТЭС (приказ № 531 от 13 октября 2003 г.), определен ответственный за организацию проверки выполненных работ по модернизации - ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" (приказ № 139 от 11 марта 2005 г.).
    В соответствии с данными приказами на ряде тепловых электрических станций России проводятся работы по модернизации энергоблоков. По данным ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС", на 25 энергоблоках общей мощностью около 11 тыс. МВт модернизация уже проведена (таблица).
    Для обеспечения контроля выполняемых на станциях работ ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" pазработан и утвержден Cтандарт ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" СТО 59012820.27.100.002-2005 (СО-ЦДУ ЕЭС 001-2005, IDN) "Нормы участия энергоблоков ТЭС в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты". Стандарт описывает требуемое поведение энергоблока при отклонениях частоты в сети и получении команд управления от внешнего регулятора. Также стандарт подробно описывает методику проверки соответствия требований. В целях организации механизма проверки требований стандарта ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" разработана и зарегистрирована в Федеральном агентстве по техническому регулированию и метрологии система добровольной сертификации объектов электроэнергетики, утвержден механизм проведения проверки соответствия энергоблоков требованиям стандарта, ряд организаций уполномочен на проведение работ по проверке соответствия модернизированных энергоблоков предъявляемым требованиям по регулированию частоты. Первыми организациями, получившими свидетельства, стали филиал ОАО "Инженерный центр ЕЭС" - ОАО "Фирма ОРГРЭС" (http://www.orgres-f.ru) и Центр энергетической сертификации ООО "ЭНЕРГОТЕСТ" (http://www. energocert.ru/). Позднее свидетельство было выдано также ОАО "ВТИ" (http://www.vti.ru/).
    До настоящего времени согласно приказу № 524 модернизация энергоблоков проводилась владельцами ТЭС за счет тарифов, утверждаемых ФЭК, ФСТ. Такой порядок компенсации затрат на модернизацию в сочетании с административным ресурсом ОАО РАО "ЕЭС России" позволяет (при сдвижении графика работ на год-полтора) постепенно увеличивать количество энергоблоков, готовых к регулированию. Однако данная система компенсации производителям не создает постоянного механизма стимулирования владельцев станций к участию в автоматическом регулировании. Поэтому ОАО РАО "ЕЭС России" готовит новую экономическую основу для оказания услуг по регулированию. Такой экономической основой должен стать рынок системных услуг, на котором владельцам ТЭС будут оплачиваться не только услуги по регулированию активной мощности, но и ряд других услуг. В качестве первого этапа работы нового механизма на 2007 г. тарифными органами уже выделены для ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" значительные денежные средства, предназначенные для компенсации затрат владельцев электрических станций на участие в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании. Регулирование будет осуществляться на условиях договоров, заключенных в рамках "пилотных" проектов рынка системных услуг в соответствии с решением совета по надежности РАО "ЕЭС России" (протокол № 7-2006 (30) заседания совета по координации работ для обеспечения системной надежности ЕЭС России (совета по надежности) от 21 августа 2006 г.).
    Перед владельцами электрических станций стоит задача обосновать свои затраты на подготовку и участие в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании. Целью данной статьи является описание подходов, позволяющих это осуществить.

    Основные затраты
    Основные затраты электростанции на участие в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании представим как сумму подготовительных и эксплуатационных затрат. Рассмотрим каждую составляющую в отдельности.

    Подготовительные затраты
    Подготовительные затраты включают в себя:

  • затраты на модернизацию энергоблока;
  • затраты на сертификацию энергоблока;
  • затраты на установку устройств мониторинга и/или устройств передачи команд диспетчерского центра на энергоблок;
  • затраты на организацию каналов связи до пунктов автоматического управления в ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС".
        Затраты на модернизацию энергоблока включают в себя затраты на установку новых систем автоматического регулирования. Как правило, модернизация предусматривает:
  • внедрение контроллера DEH на турбине (цифровые электрогидравлические контроллеры турбоагрегатов - Digital Electro-Hydraulic), защиты и блокировки;
  • скоординированное управление котлом и турбиной;
  • логическое и функционально-групповое управление;
  • аналоговое регулирование;
  • аварийную сигнализацию;
  • полуавтоматический пуск блока;
  • связь с системами сторонних поставщиков;
  • оперативное вычисление технико-экономических показателей в режиме реального времени;
  • отображение графиков изменения параметров;
  • архивную регистрацию и доступ к архивным данным;
  • предоставление информации административно-техническому руководству электростанции.
        В результате модернизации на энергоблоке появляются основные компоненты современной системы управления технологическими процессами (АСУТП), которые позволяют при дальнейшем развитии решать все современные задачи управления работой энергоблока - от оптимизации горения в котле с целью снижения удельных и уменьшения вредных выбросов до управления клапанами турбины.
        В качестве примера можно привести опыт внедрения системы АРЧМ на энергоблоке № 1 Ставропольской ГРЭС, где в процессе модернизации была установлена система "Овация", включающая следующие компоненты:
  • одну сеть системы "Овации" (Fast Ethernet);
  • три резервированных контроллера системы "Овация";
  • две рабочих станции операторов;
  • одну рабочую станцию инженера/сервер программного обеспечения;
  • один сервер архивной регистрации / подготовки отчетов.
        Для отображения информации и управления технологическими процессами с помощью рабочих станций было разработано около 80 технологических мнемосхем и 60 программных панелей управления на русском языке. О масштабе такой системы можно судить по количеству сигналов: 800 измеряемых сигналов, 3500 расчетных сигналов, 700 сигналов связи с другими системами.
        Необходимо отметить, что предполагаемый объем работ по модернизации является технически сложным. Это обусловлено тем, что требования указанного выше стандарта соответствуют европейским требованиям, являющимся самыми жесткими в мире. В то же время задача полной ав-томатизации крупных энергоблоков электрических станций чрезвычайно сложна и требует от генподрядчика показать лучшее, на что он способен. Неслучайно на рынке автоматизации энергоблоков в Восточной Европе конкурировали между собой только крупные компании с мировой известностью (Emerson, Siemens, ABB).
        Работами по модернизации энергоблоков в соответствии с приказом № 524 занимается ряд организаций в России. Однако до недавнего времени владельцам ТЭС сложно было оценить эффективность проведенных работ, так как отсутствовала методика проверки выполнения требований к модернизированным энергоблокам. Сейчас, после начала сертификационных испытаний, генерирующие компании могут использовать зарубежный опыт, когда в критерии завершения работ по договору включаются наряду с прочими положительные результаты сертификационных испытаний.
        Стоимость затрат на модернизацию энергоблока, по различным оценкам, составляет порядка 50 млн руб. в расчете на один энергоблок. Основными факторами, влияющими на стоимость, являются перечень функций АСУТП, выбор поставщика программно-аппаратной платформы. На стоимость влияет перечень дополнительных функций, которые, помимо основных, будет выполнять система (электрическая защита, автоматический пуск, розжиг горелок, расчет технико-экономических показателей, оптимизация и т. п.). Также на стоимость влияет выбранная программно-аппаратная платформа. На сегодняшний день наиболее распространены в России системы: Teleperm, Simatic PCS7 от Siemens, Ovation от Emerson, Квинт от НИИ Теплоприбор, а также решения на базе контроллеров CCC.
        Затраты на сертификацию энергоблока составляют порядка 1,0-1,5 млн руб. на один энергоблок. Данные получены на основе опыта первых сертификационных испытаний, которые проводятся уполномоченными ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" органами по сертификации.
        Органы по сертификации должны иметь специальный документ ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС", подтверждающий право проводить работы по проверке соответствия конкретному стандарту. Работы выполняются за счет владельцев ТЭС на основании договора об оказании услуг по проведению оценки соответствия стандарту. Порядок выполнения работ регламентируется правилами системы добровольной сертификации, стандартом и проводится по согласованию и при участии представителей регионального филиала ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС".
        Перед проведением испытаний орган по сертификации проводит предварительный анализ информации о системе автоматического управления и оборудовании энергоблока, а также анализ результатов мониторинга фактического участия энергоблока в регулировании частоты. Проведение предварительного анализа осуществляется на основе предоставляемой электростанцией информации о системе автоматического управления и оборудовании энергоблока. По результатам предварительного анализа орган по сертификации вправе отказать в проведении испытаний по причине явного несоответствия систем управления и оборудования энергоблока настоящим требованиям с предъявлением электростанции соответствующего обоснования.
        В случае если при проведении предварительного анализа не выявлены факты, свидетельствующие о явном несоответствии систем управления и оборудования энергоблока настоящим требованиям, органом по сертификации проводится оценка соответствия путем проведения испытаний.
        Производитель электроэнергии должен подготовить программно-технические средства, предназначенные для тестирования первичного и вторичного регулирования, позволяющие имитировать скачкообразные отклонения частоты в диапазоне 0-500 МГц и имитировать величину внешнего сигнала задания вторичного регулирования.
        По результатам сертификационных испытаний составляется протокол и готовится заключение о результатах. В случае положительного результата ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" выдает сертификат соответствия требованиям стандарта. Договор может быть дополнен смежными работами по оценке пережогов топлива при регулировании, оценке дополнительного износа основного оборудования.
        Затраты на установку устройства мониторинга. Для мониторинга фактического участия электростанций и энергоблоков в нормированном первичном регулировании частоты необходимо установить на электростанциях программно-технический комплекс (ПТК) "Монитор". Требования и функциональность данного устройства определяет ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС". По предварительной информации, устройство будет выполнять следующие основные функции:
  • непрерывный прием от систем автоматического управления мощностью (АСУТП) энергоблоков синхронизированных с астрономическим временем периодических (с интервалом 1 с) измерений активной мощности энергоблоков и частоты вращения турбины;
  • накопление полученных данных в архиве;
  • по запросу от системы сбора данных мониторинга передачу архивных данных по коммутируемому каналу.
        Стоимость установки ПТК "Монитор" включает в себя стоимость поставки комплекса и проектирования для электростанции в целом и по предварительным оценкам составляет около 3 млн руб. Дополнительно подключение одного энергоблока к ПТК "Монитор" будет стоить около 0,5 млн руб.
        Затраты на установку устройства мониторинга и передачи команд диспетчерского центра на энергоблок. В рамках подготовки к участию в автоматическом регулировании на энергоблоках кроме функции мониторинга должна быть предусмотрена также техническая возможность для передачи команд управления. ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" разработало требования к программно-техническому комплексу (ПТК) "Станция", который:
  • принимает от удаленного регулятора, установленного в ОДУ (ЦДУ), команды регулирования и передает их в АСУТП энергоблоков;
  • принимает от АСУТП сигналы о величине регулировочного диапазона и о его исчерпании, а также другие сигналы о состоянии АСУТП и передает эти сигналы в удаленный регулятор;
  • принимает от АСУТП результаты непрерывного (периодического с интервалом 1 с) измерения активной мощности энергоблоков и частоты генерирующего объекта и передает в реальном времени по выделенному каналу полученные данные в удаленный регулятор;
  • накапливает полученные данные в архиве;
  • по запросу от системы сбора данных мониторинга передает архивные данные по коммутируемому каналу.
        В процессе эксплуатации электростанция (энергоблок) может привлекаться либо только к нормированному первичному регулированию, либо только к автоматическому вторичному регулированию, либо участвовать одновременно в первичном и вторичном регулировании частоты. В первом случае функцией ПТК "Станция" является мониторинг участия электростанции (энергоблока) в первичном регулировании частоты. Во втором и третьем случаях основной функцией ПТК "Станция" является прием и передача информации в системе АРЧМ, а дополнительной - мониторинг участия станции (энергоблока) в первичном и вторичном регулировании частоты.
        К устройству ПТК "Станция" предъявляются более жесткие требования по надежности, чем к ПТК "Монитор", так как ПТК "Станция" является элементом системы автоматического управления и в случае отказа последствия могут быть тяжелыми. Примером тому служит внезапная разгрузка Саяно-Шушенской ГЭС на 3200 МВт 19 октября 2004 г., что повлекло снижение частоты в ЕЭС на 0,13 Гц. Причиной разгрузки послужила некорректная работа группового регулятора активной мощности ГЭС.
        Стоимость установки ПТК "Станция" включает в себя стоимость поставки комплекса и проектирования для электростанции в целом и по предварительным оценкам составляет около 6 млн руб. Дополнительно оснащение каждого энергоблока в рамках этого проекта будет стоить около 1 млн руб.
        Затраты на организацию каналов связи с СО. У большинства станций, ко-торые могут быть привлечены к участию в регулировании, каналы связи уже имеются, они были установлены для решения других задач, напрямую не связанных с участием станций в регулировании.
        Если все же на какой-то станции канала связи пока нет, то можно порекомендовать в качестве быстрой альтернативы спутниковый канал. На сегодняшний день доступны решения как через зарубежные, так и через российские спутники. Через собственные спутники услуги на рынке предлагает ФГУП "Космическая связь" (аппараты серии "Экспресс") и ОАО "Газком" (аппараты серии "Ямал"). Стоимость организации канала в любую точку страны в Ku диапазоне составляет около 0,9 млн руб., включая стоимость оборудования и установки. Ежемесячная абонентская плата на пропускную способность, удовлетворяющую требованиям автоматического управления энергоблоками, составит до 40 тыс. руб. в месяц.

        Эксплуатационные затраты
        Эксплуатационные затраты представляют собой увеличение себестоимости электроэнергии электростанции в результате ее участия в регулировании частоты и мощности.
        В работе [1] предлагается оценивать эксплуатационные затраты по формуле:

        DS = DSт + DSр + DSмрем, (1)
        где DSт - топливная составляющая, DSр - "ремонтная" составляющая (связанная с повышенным износом оборудования), DSмрем - составляющая себестоимости, учитывающая уменьшение КПД энергоблока из-за маневренного характера режима работы.

        Расчет затрат, компенсирующих износ ротора вследствие участия в регулировании. Наиболее ответственными элементами, определяющими срок службы турбин, являются цилиндры высокого и среднего давления. Для ТЭС, у которых количество глубоких ночных разгрузок, частичных разгрузок, колебаний нагрузок значительно, наибольшее повреждение от нестационарных режимов накапливается в элементах ЦВД. При этом наиболее опасным элементом с точки зрения износа оказывается ротор высокого давления. Величина DSр, определяемая износом ротора турбины в результате участия в регулировании частоты и мощности, значительно превышает остальные составляющие эксплуатационных затрат. Приведем некоторые графические данные, наглядно демонстрирующие, насколько быстро меняются параметры в ЦВД при регулировании, и, следовательно, насколько высокими являются требования к износостойкости ротора ЦВД.
        Данные рис. 1 получены в результате выполненного ЗАО "Институт Энергетических Систем" моделирования участия энергоблока ТЭС 300 МВт в автоматическом регулировании частоты и мощности. Показано изменение активной мощности в течение суток.
        На рис. 2 показано изменение температуры за котлом на Кармановской ГРЭС в течение короткого времени (20 мин.) при участии в регулировании. Данные получены специалистами ЗАО "Институт Энергетических Систем" совместно с персоналом станции при проведении наладки энергоблока 300 МВт.
        Согласно формуле:

        st = C1 dt , (2)
         dt
        работы [2] термические напряжения в металле, определяющие скорость износа ротора ЦВД, тем выше, чем больше скорость изменения температуры.

        На рис. 2 видно, что при регулировании температура острого пара изменяется быстро и на значительную величину. Это значит, что возрастают термические напряжения в металле ротора ЦВД и ускоряется его износ.
        В настоящее время вопрос о количественной оценке износа ротора ЦВД при участии станции в НПРЧ и/или АРЧМ недостаточно изучен. Необходимо разработать методику расчета уменьшения ресурса ротора (а возможно, и других элементов оборудования) при участии станции в регулировании. Эту задачу могли бы выполнить такие ведущие предприятия энергетической отрасли, как ОАО "Фирма ОРГРЭС", ОАО "ВТИ" или другие. Поэтому ниже рассматриваются два непрямых подхода к решению проблемы.
        В настоящее время на станциях применяются следующие пути решения проблемы износа ротора турбины: первый путь подразумевает организацию целого комплекса метрологических и технических мер, а также создание нормативной базы для продления срока службы стареющего оборудования и обеспечения его надежной работы. Второй путь предполагает замену оборудования, выработавшего парковый ресурс, более современным и экономичным.
        Первый подход развивается ОАО "ВТИ" и ООО "Живучесть КГРЭС-1" совместно с Костромской ГРЭС. Для Костромской ГРЭС было принято решение об увеличении индивидуального срока жизни ТЭС на основе метролого-технолого-нормативной системы "Живучесть ТЭС". Суть решения проблемы старения - сочетание контроля, восстановления и определения живучести с заменой и модернизацией элементов ТЭС. В частности, была разработана и внедрена система мониторинга и диагностики состояния ротора [3], а также восстановления его ресурса. Основной экономический эффект от решения рассмотренной проблемы достигается за счет существенного увеличения срока жизни (по утверждению авторов [3] - до 80-90 лет) без потери экономичности.
        Если авторы [3] правы, то использование их методики позволит получить экономию денежных средств, исчисляемую, применительно к ЕЭС России, десятками миллиардов долларов. С другой стороны, возможные ошибки методики могут привести к тяжелым авариям, в том числе, с многочисленными человеческими жертвами. Поэтому сомнения работников электростанций по отношению к возможному практическому использованию методики [3] представляются оправданными. По нашему мнению, методика [3] нуждается в дополнительной тщательной проверке.
        Второй путь решения проблемы старения оборудования ТЭС реализуется на Конаковской ГРЭС, где работает турбинное и генераторное оборудование, которое было поставлено еще в 1960-х гг. и в настоящее время требует замены или модернизации.
        В 2006 г. на одном из энергоблоков Конаковской ГРЭС введена в эксплуатацию обновленная турбина К-300-240-7Р мощностью 328 МВт. Заказчиком проекта выступило ОАО "Пятая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии" (ОАО "ОГК-5"), являющееся владельцем ОАО "Конаковская ГРЭС".
        Были проведены работы по достаточно объемной реконструкции паровой турбины. Проект модернизации энергоблока (станционный № 2) включал замену проточных частей цилиндров высокого и среднего давления турбины с применением новых технических решений и материалов, впервые использованных в России на турбине подобной мощности. В частности, использовалась технология реактивного облопачивания. Проведенные мероприятия позволили повысить мощность на 10% по сравнению со штатной мощностью - с 300 до 328 МВт. Также была увеличена и экономичность энергоблока.
        Данный подход позволяет менять проточные части цилиндров высокого и среднего давления турбины, ротор. При этом решаются три задачи: замена изношенного оборудования, увеличение мощности турбины, повышение экономичности.
        Если вернуться к регулированию, то результат применения первого подхода состоит в том, что, применяя методики расчета износа частей турбины, теоретически возможно рассчитать ускорение износа ротора по сравнению с работой энергоблока, не участвующего в регулировании, и следующим шагом перейти к оценке стоимости такого износа [4], [5]. Данными расчетами в России занимаются специализированные институты. Результат применения второго подхода состоит в том, что владельцу фактически становится неважно, насколько изнашивается ротор: его все равно надо менять. При этом затраты на замену ротора с избытком окупятся за счет увеличения мощности энергоблока и повышения экономичности. Однако при этом следует сделать важное допущение: ускорение износа не уменьшит ресурс, который определил для ротора завод-изготовитель.
        Расчет топливной составляющей. Для расчета DSт в работе [1] предлагается использовать следующую формулу:

        DSт = Цbээk'ст10-4 коп/кВтч, (3)
        где Ц - цена условного топлива, bээ - удельный расход условного топлива на отпущенный кВтч электроэнергии, k'ст - удельный коэффициент стабилизации в зависимости от заполнения графика нагрузки с поправкой: k'ст = kст + kw, kст - существующий коэффициент стабилизации (см. [2]), kw - корректирующий коэффициент, учитывающий циклическое изменение мощности электростанции на величину DP со средней скоростью w и с числом циклов "набор-разгружение" мощности n в течение суток.

        В работе [1] рекомендуется следующая формула для kw:

        kw = 1 + 0,008 w2. (4)

        Эта формула получена на основе данных авторов [1] для Киришской ГРЭС, а также с использованием следующего выражения для перерасхода топлива:
        DBреж = 0,007 + 0,005 DP - 0,7  w - 0,0002  (DP)2 + 0,04w  2 + 0,002  P  w. (5)
        Численные оценки для топливной составляющей DSт, выполненные нашей организацией в соответствии с рекомендациями [1], показали, что DSт существенно меньше составляющей расходов на компенсацию износа ротора ЦВД и составляет около 0,8 млн руб. в год для энергоблока 300 МВт при коэффициенте использованной мощности 0,8.
        Аналогичные выводы сделаны генеральным директором ООО "ЭНЕРГОТЕСТ" А. М. Карпиком на основе опыта участия в модернизации систем регулирования российских электростанций. По его данным, перерасход топлива в результате участия в регулировании для указанных станций не превышал погрешности измерения расхода топлива. Следовательно, с хорошей точностью можно было пренебречь и составляющей DSт электростанций. Однако расход топлива зависит от алгоритмов управления, заложенных в контроллеры. Алгоритмы на разных станциях в разных системах управления могут существенно отличаться друг от друга, поэтому рекомендуется на каждом модернизированном энергоблоке проводить анализ перерасходов топлива при участии в регулировании.
        Расчет "межремонтной" составляющей. Рассмотрим расходы электростанции, обусловленные снижением КПД энергоблока вследствие участия в регулировании. По данным [1], КПД энергоблока снижается на 0,15% за 10000 ч работы, так что для расчетов может быть использована следующая формула:

        DSмрем = Ц  bээ  0,0015  h коп/кВтч, (6)
        где h - число часов работы энергоблока в межремонтный период.

        Численные оценки показывают, что DSмрем = 0,018 коп/кВтч. Это составит порядка 0,5 млн руб. в год для энергоблока 300 МВт.
        Расходы на использование канала связи. К эксплуатационным расходам относится также плата за использование выделенного канала связи. Оплата канала связи зависит от провайдеров и может составлять от 0,5 до 1,5 млн руб. в год для станции.

        Выводы
        В статье подробно рассмотрена структура расходов энергоблока на участие в регулировании частоты и мощности. Приведены численные оценки для стоимости всех статей расходов на участие, кроме расходов на компенсацию износа ротора. Для разработки методики расчета износа ротора рекомендуется использовать возможности профильных организаций: ОАО "ВТИ", ОАО "Фирма ОРГРЭС", АО "ЛМЗ". В данной статье приведены литературные источники, которые дают представление о современном состоянии разработок методики расчета износа ротора, а также позволяют сделать простые численные оценки (в т. ч. [6-8]).
        Предварительные затраты на подготовку к участию в регулировании составляют для электростанции не менее чем 10 + 55 n млн руб., где n - число энергоблоков станции, подготовленных к участию в регулировании.
        Эксплуатационные затраты составляют около 2-3 млн руб. в год без учета расходов на компенсацию износа ротора ЦВД.
        Библиографический список:
        1. Кутовой Г. П., Коротков В. А., Мисриханов М. Ш. Методика и технические решения для развития системного регулирования частоты в ЕЭС России // Вестник ИГЭУ. - 2004. - вып. 2.
        2. Усов С. В., Казаров С. А. Режимы тепловых электростанций. - Л.: Энергоатомиздат, 1985.
        3. Сайт "Живучесть": http:// www.jivuchest.ru
        4. Израилев Ю. Л. Долговечность роторов турбин, работающих в условиях глубокого регулирования нагрузки энергосистем // Служба передового опыта эксплуатации энергосистем ОРГРЭС. - 1976.
        5. Детали паровых стационарных турбин. Расчет на малоцикловую усталость. РТМ 108.021.103-85. - М.
        6. Приказ РАО "ЕЭС России"
        № 524 от 18 сентября 2002 г. "О повышении качества первичного и вторичного регулирования частоты электрического тока в ЕЭС России".
        7. Cтандарт СТО 59012820.27.100. 002-2005 (СО-ЦДУ ЕЭС 001-2005, IDN) "Нормы участия энергоблоков ТЭС в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты".
        8. Приложение 2 к приказу № 178 от 7 сентября 2005 г. "О создании и введении в действие системы добровольной сертификации объектов электроэнергетики" (Правила функционирования системы добровольной сертификации объектов электроэнергетики).



  •