Чем должно обеспечиваться первичное регулирование частоты и перетоков активной мощности
Чем должно обеспечиваться первичное регулирование частоты и перетоков активной мощности
Приложение 6
к приказу ОАО «СО ЕЭС»
от 05.12.2012 N 475
СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ ОАО «СО ЕЭС»
РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ И ПЕРЕТОКОВ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЕЭС РОССИИ
НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ
(в редакции изменения, введенного в действие приказом ОАО «СО ЕЭС» от 29.07.2014 N 201)
Сведения о стандарте
1. РАЗРАБОТАН: открытым акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы».
2. ВНЕСЕН: открытым акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы».
3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ: приказом открытого акционерного общества «Системный оператор Единой энергетической системы» от 05.12.2012 N 475.
1. Область применения
1.2. Стандарт определяет для ЕЭС России:
— требования к регулированию частоты электрического тока и перетоков активной мощности;
— требования к ОАО «СО ЕЭС» и собственникам объектов электроэнергетики при организации и осуществлении регулирования частоты электрического тока и перетоков активной мощности;
— требования к генерирующему оборудованию, участвующему в регулировании частоты электрического тока и перетоков активной мощности.
1.3. Требования стандарта должны учитываться проектными, научно-исследовательскими и другими организациями Российской Федерации, осуществляющими проектирование строительства, реконструкции, модернизации объектов электроэнергетики, разработку систем регулирования частоты и перетоков активной мощности.
2. Нормативные ссылки
В настоящем Стандарте использована нормативная ссылка на следующий стандарт:
ГОСТ Р 1.0-2004 Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения.
3. Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины и определения:
Внешний переток области регулирования: алгебраическая сумма перетоков активной мощности по всем связям (сальдо переток) или части связей, соединяющих область регулирования со смежными частями синхронной зоны.
Вторичная мощность: величина изменения активной мощности генерирующего оборудования при вторичном регулировании.
Вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности (вторичное регулирование): процесс автоматического или оперативного изменения активной мощности генерирующего оборудования для восстановления заданного значения частоты или заданного значения внешнего перетока области регулирования.
Вынужденный режим энергосистемы: режим энергосистемы, при котором загрузка некоторых контролируемых сечений выше максимально допустимой, но не превышает аварийно допустимой.
Зона нечувствительности первичного регулирования: максимальная величина изменения частоты вращения турбин от любого ее исходного значения в любом направлении ее изменения, при которой не гарантируется участие генерирующего оборудования в первичном регулировании. Зона нечувствительности первичного регулирования складывается из максимальной погрешности измерения частоты вращения турбин и нечувствительности первичных регуляторов.
Квазиустановившееся значение параметра: усредненное на 20-секундном временном интервале значение параметра.
Контролируемое сечение: совокупность линий электропередачи и других элементов сети, определяемых диспетчерским центром ОАО «СО ЕЭС», перетоки активной мощности по которым контролируются и/или регулируются в целях обеспечения устойчивости энергосистемы и допустимых режимов работы линий электропередачи и оборудования.
Коррекция по частоте: величина изменения регулируемого параметра (активной мощности генерирующего оборудования, внешнего перетока области регулирования) относительно заданного значения, обусловленная отклонением частоты от заданного значения.
Коэффициент коррекции по частоте: задаваемый для области регулирования коэффициент линейной зависимости суммарной первичной мощности и изменения мощности потребления области регулирования от отклонения частоты.
Крутизна статической частотной характеристики (крутизна СЧХ): коэффициент линеаризованной зависимости суммарной первичной мощности и изменения мощности потребления области регулирования от изменения частоты.
«Мертвая полоса» первичного регулирования: задаваемая величина отклонения частоты от номинального значения, при котором не требуется первичное регулирование. При заданном значении частоты минимальное значение «мертвой полосы» первичного регулирования равно зоне нечувствительности первичного регулирования.
Небаланс мощности области регулирования: отклонение от планового баланса активной мощности области регулирования по любой причине, вызывающее отклонение частоты от заданного значения в синхронной зоне и отклонение внешнего перетока данной области регулирования от заданного значения с учетом коррекции по частоте.
Независимые каналы связи: каналы связи, организация которых исключает возможность их одновременного отказа (вывода из работы) по общей причине.
Нерегулярные отклонения мощности: отклонения фактического баланса активной мощности области регулирования от планового в нормальном режиме работы энергосистемы, вызываемые непрогнозируемыми изменениями потребления активной мощности и отклонениями активной мощности генерирующего оборудования от плановых значений при действии автоматических регуляторов.
Номинальная частота: значение частоты 50 Гц.
Нормальный режим энергосистемы: электроэнергетический режим энергосистемы, при котором значения технических параметров режима энергосистемы находятся в пределах длительно допустимых значений, имеются нормативные оперативные резервы мощности и запасы топлива на электростанциях, обеспечивается электроснабжение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии.
Нормированное первичное регулирование частоты: первичное регулирование, осуществляемое выделенным генерирующим оборудованием в пределах заданных резервов первичного регулирования, в соответствии с характеристиками (параметрами) нормированного первичного регулирования.
Область регулирования: синхронная зона, в которой осуществляется регулирование частоты, или часть синхронной зоны, в которой осуществляется регулирование внешнего перетока активной мощности.
Общее первичное регулирование частоты: первичное регулирование, осуществляемое генерирующим оборудованием (за исключением генерирующего оборудования, указанного в настоящем Стандарте) в пределах имеющихся в данный момент времени резервов первичного регулирования, в соответствии с характеристиками (параметрами) общего первичного регулирования.
Первичная мощность: величина изменения активной мощности генерирующего оборудования при первичном регулировании.
Первичное регулирование частоты (первичное регулирование): процесс автоматического изменения мощности генерирующего оборудования под действием первичных регуляторов, вызванный изменением частоты и направленный на уменьшение этого изменения.
Первичные регуляторы: автоматические регуляторы частоты вращения турбин и регуляторы активной мощности, обеспечивающие первичное регулирование генерирующего оборудования.
Расчетный небаланс мощности: максимальная величина небаланса активной мощности, возникновение которого возможно в области регулирования в результате нормативных возмущений, используемая для расчетов резервов первичного, вторичного и третичного регулирования.
Регулировочный диапазон: интервал допустимых нагрузок генерирующего оборудования по активной мощности для нормальных условий его эксплуатации, при которых параметры генерирующего оборудования находятся в допустимых пределах.
Резерв вторичного регулирования: часть регулировочного диапазона генерирующего оборудования на загрузку или на разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку), используемая для вторичного регулирования.
Резерв первичного регулирования: максимальная величина гарантированного изменения активной мощности генерирующего оборудования на загрузку или на разгрузку соответственно при понижении или повышении частоты относительно заданного значения.
Резерв третичного регулирования: часть регулировочного диапазона генерирующего оборудования на загрузку или на разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку), используемая для третичного регулирования.
Связь (в электрической сети): последовательность элементов электрической сети (линий электропередач, трансформаторов, систем (секций) шин, коммутационных аппаратов), соединяющих две части энергосистемы.
Сечение (в электрической сети): совокупность сетевых элементов одной или нескольких связей.
Синхронная зона: совокупность всего синхронно работающего генерирующего оборудования и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, имеющих общую частоту электрического тока.
Статизм первичного регулирования: коэффициент, определяющий зависимость изменения активной мощности генерирующего оборудования под воздействием регулятора частоты вращения турбины (регулятора мощности) от изменения частоты.
Третичное регулирование мощности (третичное регулирование): процесс изменения активной мощности генерирующего оборудования в целях восстановления резервов вторичного регулирования.
Частота: значение частоты электрического тока.
1-я синхронная зона ЕЭС России: часть ЕЭС России, нормально работающая параллельно с энергосистемами стран СНГ и Балтии, включающая в себя все объединенные энергосистемы, кроме объединенной энергосистемы Востока. (изм. см. приказ N 201 от 29.04.2014)
2-я синхронная зона ЕЭС России: часть ЕЭС России, включающая в себя объединенную энергосистему Востока, нормально работающая изолированно от 1-й синхронной зоны ЕЭС России. (изм. см. приказ N 201 от 29.04.2014)
4. Обозначения и сокращения
— автоматическое регулирование частоты и перетоков активной мощности;
Регулирование частоты и мощности в энергосистемах
В настоящее время все производство, практически все распределение и большая часть потребления электроэнергии в энергосистемах выполняются на переменном токе. Поэтому параметры переменного тока — частота, величина и форма кривой напряжения — приобрели значение унифицированных параметров, в соответствии с которыми конструируются все источники, средства передачи и приемники электрической энергии. В особенности это относится к частоте. Практически сохранилось лишь два стандартных значения частоты — 50 Гц в странах Европы, в том числе в России, и 60 Гц в США и Канаде.
В процессе работы энергосистемы все параметры переменного тока могут изменяться. Чем ближе они поддерживаются к номинальным, т.е. расчетным для оборудования, значениям, тем ближе режим к оптимальному. Таким образом, частота приобретает значение показателя, характеризующего качество продукции энергетической промышленности, качества электроэнергии.
Частота является не только показателем качества электроэнергии, но и важнейшим параметром режима энергосистемы. Непрерывность производства электроэнергии, отсутствие возможности запасать энергию и непрерывное изменение потребления требуют столь же непрерывного контроля за соответствием производства и потребления. Параметром, характеризующим это соответствие, и является частота.
Частота в энергосистеме определяется общим балансом генерируемой и потребляемой активной мощности. Если баланс соблюдается, то частота неизменна. При нарушении баланса мощности, т.е. при появлении небаланса мощности, возникает переходный процесс изменения частоты. По скорости и направлению изменения частоты можно судить о величине и знаке возникшего в энергосистеме небаланса активной мощности. Если частота в энергосистеме уменьшается, то для восстановления нормальной частоты надо увеличить активную мощность, вырабатываемую на электростанциях.
Задача регулирования частоты подразделяется на три взаимосвязанные части:
· первичное регулирование частоты, обеспечивающее стабильность частоты, т.е. удержание отклонений частоты в допустимых рамках при нарушении общего баланса мощности в любой части энергосистемы;
· вторичное регулирование, обеспечивающее восстановление нормального уровня частоты и плановых режимов обмена мощностью между частями энергосистемы или регионами;
· третичное регулирование, под которым можно понимать оперативную корректировку балансов мощности регионов с целью оказания взаимопомощи регионам и предотвращения опасных перегрузок транзитных линий электропередачи.
Рассмотрим более подробно первичное регулирование частоты. Оно осуществляется автоматическими регуляторами частоты вращения (АРЧВ) турбин. Каждая турбина снабжена регулятором, который при изменении частоты вращения турбоагрегата, изменяя положение регулирующих органов турбины (регулирующих клапанов у тепловой турбины или направляющего аппарата у гидротурбины), меняет впуск энергоносителя (пара или воды).
При повышении частоты вращения регулятор прикрывает регулирующие органы турбины и уменьшает впуск энергоносителя, а при снижении частоты открывает регулирующие органы и увеличивает впуск энергоносителя. Статические характеристики двух параллельно работающих агрегатов, снабженных АРЧВ, показаны на рис. 3.3.
Из рис. 3.3 видно, что при снижении частоты с f‘ до f« в соответствии со статическими характеристиками регулируемых агрегатов вырабатываемая ими активная мощность увеличивается на ∆P1 и ∆Р2 соответственно, что способствует поддержанию уровня частоты в энергосистеме. Приращение мощности ∆Р пропорционально номинальной мощности агрегата и зависит от наклона характеристики. А наклон характеризуется величиной статизма. При более пологой характеристике 2 меньше статизм и больше изменение мощности ∆Р. У агрегата с более крутой характеристикой 1 статизм больше. Таким образом, суммарное приращение мощности распределяется между агрегатами пропорционально номинальной мощности и обратно пропорционально статизму регулирования. Если необходимо, чтобы агрегат принимал большее участие в первичном регулировании частоты, надо, чтобы у этого агрегата были большая мощность и меньший статизм.
Существенное влияние на процесс регулирования оказывает зона нечувствительности автоматического регулятора частоты вращения, которая необходима для отстройки от малых случайных колебаний нагрузки в энергосистеме. При наличии зоны нечувствительности регулятора появляется диапазон неопределенности в распределении нагрузки между агрегатами. На рис. 3.4 две параллельные линии, отстоящие друг от друга по вертикали на величину зоны нечувствительности ∆fнеч, ограничивают область возможных состояний регулятора и агрегата. Состояние характеризуется частотой f и нагрузкой Р (так называемая рабочая точка). В установившемся режиме при данной частоте, например f1, рабочие точки всех агрегатов расположены на линии f = f1, но могут занимать случайные положения между указанными выше граничными линиями (между точками а и б на рис. 3.4).
Диапазон неопределенных значений нагрузок при параллельной работе агрегатов с регуляторами, имеющими зону нечувствительности, прямо пропорционален зоне нечувствительности регулятора ∆fнеч и обратно пропорционален статизму характеристики регулирования. Чтобы повысить качество регулирования частоты, необходимо по возможности добиваться меньшего статизма. Однако при меньшем статизме существенно увеличивается неопределенность нагрузки агрегата. Поэтому на регуляторах, обладающих большей нечувствительностью, приходится устанавливать больший коэффициент статизма. Величина статизма на гидротурбинах обычно поддается оперативному изменению. Зона нечувствительности отечественных регуляторов гидротурбин не превосходит 0,03 Гц. Зона нечувствительности у отечественных паровых турбин составляет по техническим условиям до 0,15 Гц. Величина статизма оперативному изменению не поддается и составляет обычно 0,04—0,05 (4—5 %). Точность распределения нагрузки, обеспечиваемая регуляторами паровых турбин, невелика: 6—7 %. Но идти на дальнейшее увеличение статизма нельзя, так как это угрожает опасным для целости турбины увеличением максимального отклонения частоты вращения при сбросе нагрузки.
Статические характеристики регуляторов отдельных турбин определяют статическую характеристику энергосистемы в целом. На рис. 3.5 показаны характеристика эквивалентного генератора Рг(f) и зависимость мощности суммарной нагрузки энергосистемы Рн от частоты.
Мощность, потребляемая различными типами электроприемников, по-разному зависит от частоты. Например, мощность, потребляемая лампами накаливания и другими термическими установками, от частоты практически не зависит. Но мощность, потребляемая двигателями металлообрабатывающих станков, насосами и вентиляторами, сильно зависит от частоты. В целом зависимость от частоты мощности комплексной нагрузки энергосистемы, состоящей из электроприемников всех типов, имеет примерно такой вид, как на рис. 3.5.
То, что мощность, потребляемая нагрузкой, уменьшается при снижении частоты, облегчает задачу первичного регулирования (Р» — Р’
Дата добавления: 2014-12-21 ; просмотров: 5295 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Регулирование частоты
Частота электрического тока является важным показателем качества электроэнергии. Частота электричества в единой энергосистеме России — 50 Гц.
Частота в энергосистеме России практически не меняется, а только отклоняется на тысячные доли. Это главным образом связано с тем, что частота в сети постоянно регулируется Системным оператором.
Что же нам показывает частота? Простыми словами — частота сети показывает нам соотношение производства и потребления электроэнергии. Если это соотношение меняется, и, допустим, из строя выходит крупная электростанция и возникает дефицит электричества, то частота тока у нас кратковременно упадёт. Кратковременно, потому что недостающую нагрузку должны «подхватить» другие электростанции. Если резерва мощности в энергосистеме нет, то должны отключаться её потребители. Тем самым постоянно сохраняется частота электрического тока — 50 Гц.
ОПРЧ — общее первичное регулирование частоты.
Под общим первичным регулированием частоты (ОПРЧ) понимается первичное регулирование, осуществляемое в меру имеющихся возможностей всеми электростанциями, в зависимости от характеристик регуляторов скорости турбин, заданных техническими правилами, при поддержке системами регулирования производительности котлов и реакторов и в соответствии с действующими нормативами. ОПРЧ имеет целью сохранение энергоснабжения потребителей и функционирования электростанций при аварийных отклонениях частоты.
НПРЧ — нормированное первичное регулирование частоты.
Под нормированным первичным регулированием частоты (НПРЧ) понимается часть первичного регулирования, осуществляемое в целях обеспечения гарантированного качества первичного регулирования и повышения надёжности энергообъединения выделенными электростанциями (энергоблоками) нормированного первичного регулирования, на которых запланированы и постоянно поддерживаются резервы первичного регулирования, обеспечено их эффективное использование в соответствии с заданными для НПРЧ характеристиками (параметрами) первичного регулирования. Гарантированное качество первичного регулирования в синхронной зоне должно обеспечить удержание текущих значений частоты в безопасных для энергоблоков АЭС и ГРЭС, а также потребителей (предотвращение срабатывания АЧР) пределах (50±0,8 Гц в динамике и 50±0,2 Гц в квазистатике) при возникновении расчётного аварийного небаланса мощности.
Вторичное регулирование частоты.
Под вторичным регулированием понимается процесс изменения активной мощности специально выделенных для этой цели электростанций для компенсации возникшего небаланса мощности, ликвидации перегрузки транзитных связей, для восстановления частоты и заданных внешних перетоков, и, как следствие, восстановления резервов первичной регулирующей мощности, потраченных при действии первичного регулирования.
Под региональным вторичным регулированием понимается вторичное регулирование для энергосистемы.
Под зональным вторичным регулированием понимается совместное вторичное регулирование, осуществляемое в зоне двух и более смежных энергосистем, на основе особого соглашения о взаимодействии при региональном и зональном регулировании, заключенного между энергосистемами.
Под общим вторичным регулированием в энергообъединении понимается регулирование одним регулятором, расположенным в одной из энергосистем или в зоне регулирования, параметра, общего для энергообъединения (частоты, суммарного внешнего перетока по интерфейсу Восток-Запад).
ГОСТ Р 55890-2013
Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Регулирование частоты и перетоков активной мощности. Нормы и требования
Купить ГОСТ Р 55890-2013 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее
Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО «ЦНТИ Нормоконтроль»
Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.
Способы доставки
Стандарт определяет для ЕЭС России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем России требования:
— к регулированию частоты электрического тока и перетоков активной мощности;
— к субъектам оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и собственникам объектов электроэнергетики при организации и осуществлении регулирования частоты электрического тока и перетоков активной мощности;
— к генерирующему оборудованию, участвующему в регулировании частоты электрического тока и перетоков активной мощности.
Требования стандарта должны учитываться проектными, научно-исследовательскими и другими организациями Российской Федерации, осуществляющими проектирование строительства, реконструкции, модернизации объектов электроэнергетики, разработку систем регулирования частоты и перетоков активной мощности.
Оглавление
1 Область применения
2 Термины и определения
4 Общие требования к регулированию частоты и перетоков активной мощности
5 Первичное регулирование
6 Вторичное регулирование
7 Третичное регулирование
8 Коррекция синхронного времени
9 Мониторинг регулирования частоты и перетоков активной мощности
| Дата введения | 01.09.2014 |
|---|---|
| Добавлен в базу | 01.10.2014 |
| Актуализация | 01.01.2021 |
Этот ГОСТ находится в:
Организации:
| 05.12.2013 | Утвержден | Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии | 2164-ст |
|---|---|---|---|
| Разработан | Всероссийский научно-исследовательский институт стандартизации и сертификации в машиностроении | ||
| Разработан | ОАО Системный оператор Единой энергетической системы | ||
| Разработан | ОАО Энергетический институт им. Г.М. Кржижановского | ||
| Издан | Стандартинформ | 2014 г. |
United power system and isolated power systems. Operative-dispatch management. Frequency control and control of active power. Norms and requirements
Чтобы бесплатно скачать этот документ в формате PDF, поддержите наш сайт и нажмите кнопку:
ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ
Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы
РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ И ПЕРЕТОКОВ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Нормы и требования
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы», Открытым акционерным обществом «Энергетический институт им. Г.М. Кржижановского», Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт стандартизации и сертификации в машиностроении»
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 007 «Системная надежность в электроэнергетике»
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 05 декабря № 2013 № 2164-ст
4 В настоящем стандарте реализованы нормы Федерального закона от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»
Настоящий стандарт не может быть воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии
ГОСТ P 55890—2013
5.2.10.2 В случае скачкообразного отклонения частоты при величине требуемой первичной мощности более 10% номинальной мощности генерирующего оборудования в пределах регулировочного диапазона должна гарантированно обеспечиваться реализация первичной мощности величиной 10 % номинальной мощности генерирующего оборудования с динамикой не хуже указанной в 5.2.10.1.
5.2.10.3 Реализация первичной мощности величиной более 10% номинальной мощности генерирующего оборудования в пределах регулировочного диапазона, а также реализация первичной мощности за пределами регулировочного диапазона должна быть обеспечена с максимальными величинами и скоростью, определяемыми техническими возможностями генерирующего оборудования, режимами его работы и технологической автоматикой при соблюдении условий 5.1.8.
5.3 Требования к нормированному первичному регулированию частоты
5.3.1 Дополнительно к требованиям, указанным в 5.1, для участия в НПРЧ генерирующее оборудование любого типа должно соответствовать следующим общим требованиям:
генерирующее оборудование должно быть оснащено системой автоматического регулирования активной мощности с частотной коррекцией;
— точность измерения частоты вращения турбины должна быть не хуже 0,01 Гц;
— точность измерения активной мощности должна быть не хуже 1 % номинальной мощности генерирующего оборудования, дискретность измерений не более 0,1 % номинальной мощности;
— нечувствительность первичных регуляторов по частоте должна быть не более 0,01 Гц;
— статизм первичного регулирования должен устанавливаться в пределах от 4,0 % до 6,0 % с шагом не более 0,5 %;
— зона нечувствительности по частоте должна быть не более ±0,02 Гц;
— должна быть обеспечена возможность задания «мертвой полосы» первичного регулирования в пределах до (50,000±0,075) Гц;
— при отклонениях частоты за пределы «мертвой полосы» первичного регулирования должна быть обеспечена реализация требуемой первичной мощности, пропорциональной текущему отклонению частоты в соответствии с формулой (5.1), до возврата частоты в пределы «мертвой полосы»;
— должна быть обеспечена возможность оперативного изменения величины «мертвой полосы» первичного регулирования без отключения функции первичного регулирования;
— должна быть обеспечена возможность изменения величины статизма первичного регулирования.
5.3.2 Дополнительные требования к участию в НПРЧ, учитывающие особенности отдельных типов генерирующего оборудования, устанавливаются субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике с учетом требований настоящего стандарта.
5.3.3 Для генерирующего оборудования, привлекаемого к участию в НПРЧ, субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике должны задаваться следующие параметры:
— величина резерва первичного регулирования на загрузку и разгрузку;
— величина «мертвой полосы» первичного регулирования;
— величина статизма первичного регулирования.
5.3.4 На генерирующем оборудовании, находящемся в работе, ввод и вывод режима участия в НПРЧ должен осуществляться оперативным изменением уставки «мертвой полосы» первичного регулирования.
5.3.5 Параметры первичного регулирования для генерирующего оборудования, привлекаемого к участию в НПРЧ, должны задаваться таким образом, чтобы реализация заданной величины резерва первичного регулирования происходила в полном объеме при отклонениях частоты до ±0,2 Гц от номинальной.
6 Вторичное регулирование
6.1 Общие требования
6.1.1 Вторичное регулирование должно выполнять функции поддержания заданного значения частоты в синхронной зоне, регулирования внешних перетоков областей регулирования, ограничения перетоков активной мощности в контролируемых сечениях.
6.1.2 Поддержание заданного значения частоты должно осуществляться путем регулирования частоты в синхронной зоне и/или регулирования внешних перетоков областей регулирования с коррекцией по частоте.
6.1.3 Ограничение перетоков активной мощности в контролируемых сечениях должно являться приоритетным по отношению к поддержанию заданного значения частоты или внешнего перетока области регулирования.
6.1.4 При распределении функций вторичного регулирования в синхронной зоне субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике должны определяться следующие диспетчерские центры:
— диспетчерский центр, осуществляющий регулирование частоты в синхронной зоне и ограничение перетоков активной мощности в контролируемых сечениях;
— диспетчерские центры, осуществляющие регулирование внешнего перетока областей регулирования и ограничение перетоков активной мощности в контролируемых сечениях;
— диспетчерские центры, осуществляющие только ограничение перетоков активной мощности в контролируемых сечениях.
6.1.5 Распределение функций вторичного регулирования между диспетчерскими центрами синхронной зоны, включающей в себя энергосистемы зарубежных государств, устанавливается в соответствии с согласованными решениями между системным оператором и организациями, осуществляющими функции оперативно-диспетчерского управления в зарубежных энергосистемах, входящих в синхронную зону.
6.1.6 При регулировании внешнего перетока области регулирования должно обеспечиваться выявление и ликвидация только внутренних небалансов мощности области регулирования, которые должны ликвидироваться за время не более 15 мин.
6.1.7 Регулирование внешнего перетока области регулирования должно выполняться путем сведения к нулю ошибки регулирования G, МВт, вычисляемой по формуле
Внешний переток области регулирования должен приниматься положительным при приеме активной мощности в область регулирования, отклонение частоты должно приниматься положительным при ее превышении заданного значения (ошибка регулирования G положительна при возникновении в области регулирования дефицита генерируемой активной мощности).
6.1.8 Вторичное регулирование частоты в синхронной зоне должно выполняться путем сведения к нулю ошибки регулирования G, МВт, вычисляемой по формул
6.1.10 Задаваемые значения коэффициентов коррекции по частоте областей регулирования, включающих энергосистемы зарубежных государств, определяются в соответствии с согласованными решениями между субъектами оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и организациями, осуществляющими функции оперативно-диспетчерского управления в зарубежных энергосистемах.
6.1.11 Вторичное регулирование должно осуществляться генерирующим оборудованием, имеющим необходимые маневренные и регулировочные возможности.
6.1.13 При участии генерирующего оборудования во вторичном регулировании (в том числе автоматическом) должна сохраняться функция его участия в первичном регулировании.
6.1.14 Для возможности осуществления субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике функции регулирования и ограничения перетоков активной мощности должно быть обеспечено:
— передача с объектов электроэнергетики в диспетчерские центры телеизмерений перетоков активной мощности по контролируемым сечениям и телеизмерений частоты;
— формирование в диспетчерских центрах текущих значений внешнего перетока области регулирования, суммарных перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, коррекции по частоте области регулирования;
— формирование в диспетчерских центрах текущего значения ошибки регулирования перетока и текущего расчетного значения небаланса активной мощности в области регулирования (ошибки регулирования) по формуле (6.1);
— формирование в диспетчерских центрах текущих величин перегрузки контролируемых сечений путем сопоставления текущего суммарного перетока активной мощности по контролируемым сечениям с максимально допустимыми перетоками активной мощности в соответствующих контролируемых сечениях.
6.1.15 Для возможности осуществления субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике функции вторичного регулирования частоты должно быть обеспечено:
— передача с объектов электроэнергетики в диспетчерские центры телеизмерений частоты;
— формирование в диспетчерских центрах текущего значения ошибки регулирования по формуле (6.2).
6.1.16 Осуществление субъектами оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике функций вторичного регулирования производится путем выдачи диспетчерских команд на изменение активной мощности генерирующего оборудования и/или выдачи заданий вторичной мощности с использованием ЦС (ЦКС) АРЧМ.
6.1.17 Величины резервов вторичного регулирования на загрузку и разгрузку должны быть достаточными для компенсации нерегулярных отклонений мощности, компенсации расчетных небалансов активной мощности в областях регулирования и должны обеспечивать ликвидацию возможной перегрузки контролируемых сечений.
6.1.18 При планировании величин и мест размещения резервов вторичного регулирования в областях регулирования должна учитываться пропускная способность контролируемых сечений.
6.2 Требования к автоматическому вторичному регулированию
6.2.1 Автоматическое вторичное регулирование в ЕЭС России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах должно осуществляться в целях:
— уменьшения времени восстановления нормального уровня частоты при возникающих в областях регулирования небалансах активной мощности;
— уменьшения времени ликвидации перегрузки контролируемых связей и сечений;
— выполнения требований 4.5, направленных на обеспечение минимальных отклонений вырабатываемой и потребляемой электроэнергии от плановых значений, обусловленных отклонениями частоты.
6.2.2 Структура автоматического вторичного регулирования в ЕЭС России должна включать в
— центральную координирующую систему уровня ЕЭС России (ЦКС АРЧМ ЕЭС);
— централизованные системы уровня объединенных энергосистем (ЦС АРЧМ ОЭС);
— централизованные системы уровня территориальных энергосистем (ЦС АРЧМ ЭС).
6.2.3 В состав ЦКС АРЧМ ЕЭС, ЦС АРЧМ ОЭС, ЦС АРЧМ ЭС должны входить:
— управляющие вычислительные комплексы (УВК) системного оператора;
— специально организованные каналы связи для взаимодействия УВК и станционных устройств АРЧМ.
6.2.5 Объем информации о параметрах электроэнергетического режима, передаваемой с объектов электроэнергетики в диспетчерские центры для функционирования УВК, определяется системным оператором.
6.2.6 Электростанции (энергоблоки), подключенные к ЦС (ЦКС) АРЧМ, должны получать команды вторичного регулирования только от одного УВК.
6.2.7 При формировании в УВК задания вторичной мощности на электростанции и/или энергоблоки функция ограничения перетоков должна иметь приоритет перед функциями регулирования частоты и/или перетоков.
6.2.8 При передаче задания вторичной мощности на электростанции и/или энергоблоки от УВК вышестоящего диспетчерского центра через УВК нижестоящего диспетчерского центра последний должен приоритетно обеспечивать функцию ограничения перетоков при наличии ограничений в электрической сети с блокировкой реализации задания вторичной мощности, полученного от УВК вышестоящего диспетчерского центра.
6.2.9 При непосредственном подключении электростанции и/или энергоблоков к УВК уровня ЦКС АРЧМ ЕЭС или ЦС АРЧМ ОЭС величина задания вторичной мощности должна транслироваться в соответствующий нижестоящий диспетчерский центр.
6.2.10 Станционные устройства АРЧМ включают в себя:
— системы управления активной мощностью генерирующего оборудования электростанции (САУМ энергоблоков ТЭС, ГРАМ ГЭС, САУ ГА ГЭС);
— терминал АРЧМ (модуль связи), обеспечивающий взаимодействие УВК и систем управления активной мощностью генерирующего оборудования электростанции.
6.2.11 Дополнительные требования к участию в автоматическом вторичном регулировании, учитывающие особенности отдельных типов генерирующего оборудования, устанавливаются субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике с учетом требований настоящего стандарта.
6.2.12 Для генерирующего оборудования, привлекаемого к участию в автоматическом вторичном регулировании, субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике должны задаваться следующие параметры:
— величина резерва вторичного регулирования на загрузку и разгрузку;
— величина максимальной скорости изменения задания вторичной мощности.
6.3 Требования к программно-техническим средствам автоматического вторичного регулирования
6.3.1 ЦС (ЦКС) АРЧМ должны соответствовать следующим общим требованиям:
— передача заданий вторичной мощности от УВК, к которому подключена электростанция и/или энергоблок, до станционных устройств АРЧМ должна производиться циклически не реже одного раза
— время передачи заданий вторичной мощности от УВК, к которому подключена электростанция и/или энергоблок, до терминала АРЧМ не должно превышать 1 с;
— передача информации от станционных устройств АРЧМ до УВК, к которому подключена электростанция и/или энергоблок, должна производиться циклически не реже одного раза в секунду;
— время формирования и передачи информации от станционных устройств АРЧМ до УВК, к которому подключена электростанция и/или энергоблок, не должно превышать 2 с;
— в диспетчерских центрах и на электростанциях, подключенных к УВК, должна быть обеспечена защита от несанкционированного вмешательства в функционирование ЦС (ЦКС) АРЧМ;
— в диспетчерских центрах и на электростанциях, подключенных к УВК, должны быть обеспечены запись и хранение всей информации, передаваемой между УВК и станционными устройствами АРЧМ с шагом 1 с и привязкой к астрономическому времени с точностью не хуже 1 с, и архивная информация должна сохраняться не менее 1 года.
6.3.2 В целях обеспечения информационной безопасности в отношении ЦС (ЦКС) АРЧМ должны соблюдаться требования по обеспечению безопасности информации в ключевых системах 12
ГОСТ P 55890—2013
информационной инфраструктуры, установленные нормативными правовыми актами Федеральной службы по техническому и экспортному контролю (ФСТЭК России).
6.3.3 УВК должны соответствовать следующим общим требованиям:
— программное обеспечение УВК должно предусматривать выполнение всех функций вторичного регулирования, указанных в 6.1.1, а также обеспечивать взаимодействие с другими УВК;
— в УВК должны использоваться интегральные (пропорционально-интегральные) регуляторы, работающие в режиме реального времени с заданным циклом;
— функционирование алгоритмов УВК должно осуществляться циклически не реже одного раза в секунду;
— должно быть обеспечено непрерывное круглосуточное функционирование УВК (24 часа в сутки, 7 дней в неделю);
— коэффициент готовности программно-технических средств УВК должен быть не менее 0,9999
— должна быть обеспечена фиксация неисправности каналов связи, нарушений при передаче информации;
— должна быть обеспечена защита от потери информации о заданной настройке УВК после программных и аппаратных сбоев, в том числе при потере питания.
6.3.4 Каналы связи для взаимодействия УВК и станционных устройств АРЧМ должны соответствовать следующим общим требованиям:
— должно быть организовано не менее двух независимых каналов связи в каждом направлении передачи информации;
— коэффициент готовности одного канала связи должен быть не ниже 0,99 в год.
6.3.5 Средства измерения параметров электроэнергетического режима, используемых в УВК, и каналы связи для их передачи в диспетчерские центры должны соответствовать следующим общим требованиям:
— передача информации о параметрах электроэнергетического режима с объектов электроэнергетики до диспетчерских центров должна производиться циклически не реже одного раза в секунду;
— время передачи информации о параметрах электроэнергетического режима с объектов электроэнергетики до диспетчерских центров не должно превышать 1 с;
— измерения частоты, используемые для вторичного регулирования, должны производиться датчиками, подключенными к сети переменного тока собственных нужд соответствующего диспетчерского центра, имеющей синхронную связь с энергосистемой без перевода на систему гарантированного питания, или с датчиков, установленных на секциях шин электростанций или подстанций;
— частота должна измеряться с периодом усреднения 1 с при точности не хуже 0,001 Гц, измерения частоты должны дублироваться с разных объектов электроэнергетики;
— активная мощность электростанций и/или энергоблоков, перетоков активной мощности по линиям электропередачи и оборудованию должна измеряться цифровыми датчиками мощности с классом точности 0,5S, подключаемыми к измерительным цепям трансформаторов тока с классом точности 0,5;
— датчики активной мощности должны рассчитывать полную (по трем фазам) действующую мощность с периодом усреднения 1 с;
— измерительные цепи датчиков активной мощности должны иметь возможность перевода на резервные трансформаторы напряжения;
— измерения активной мощности сдатчиков должны передаваться с дискретностью не более 0,1 % от полного диапазона измерения датчика;
— коэффициент готовности канала связи для передачи информации должен быть не ниже 0,98
6.3.6 Станционные устройства АРЧМ должны соответствовать следующим общим требованиям:
— должно быть обеспечено непрерывное круглосуточное функционирование станционных устройств АРЧМ (24 часа в сутки, 7 дней в неделю);
— коэффициент готовности программно-технических средств должен быть не менее 0,9999 в
— должна быть обеспечена фиксация неисправности каналов связи, нарушений при передаче информации;
— время от момента получения станционным устройством АРЧМ задания вторичной мощности до момента формирования САУ ГА (САУМ) задания на соответствующее изменение активной мощности генерирующего оборудования не должно превышать 2 с.
6.3.7 Дополнительно системы ГРАМ, САУМ должны соответствовать следующим требованиям:
— функционирование ГРАМ, САУМ должно осуществляться циклически не реже одного раза в секунду;
— должна быть обеспечена защита от потери настроек ГРАМ, САУМ после программных и аппаратных сбоев, в том числе при потере питания;
— должна быть обеспечена защита от реализации ложных команд автоматического вторичного регулирования.
7 Третичное регулирование
7.1 Третичное регулирование должно осуществляться для поддержания заданных величин резервов вторичного регулирования, их восстановления в процессе регулирования частоты и перетоков активной мощности.
7.2 Для третичного регулирования должны использоваться:
— пуск-останов, перевод в генераторный или насосный режим гидроагрегатов ГАЭС;
— загрузка (разгрузка) энергоблоков ТЭС;
— загрузка (разгрузка) агрегатов ПГУ;
— загрузка (разгрузка) энергоблоков АЭС.
7.3 Объемы резервов третичного регулирования, размещаемые субъектом оперативнодиспетчерского управления в электроэнергетике, должны быть достаточными для восстановления резервов вторичного регулирования.
7.4 При планировании величин и мест размещения резервов третичного регулирования должна учитываться пропускная способность контролируемых сечений.
7.5 Временной регламент использования резерва третичного регулирования должен исключать полное исчерпание резерва вторичного регулирования.
8 Коррекция синхронного времени
8.1 В процессе управления электроэнергетическим режимом возникающие отклонения среднего значения частоты от номинального значения на заданном интервале времени приводят к отклонению синхронного (электрического) времени от астрономического.
8.2 В синхронной зоне в целях контроля и ограничения отклонения (ошибки) синхронного времени от астрономического времени должна производиться коррекция синхронного времени.
8.3 Отклонение синхронного времени ДТ, с, от астрономического на текущий момент нарастающим итогом за сутки, месяц, год определяется по формуле
Af,— отклонение среднего значения частоты от номинальной на заданном интервале времени;
8.5 Во временно выделенных на изолированную работу энергосистемах, энергорайонах (энергоузлах) контроль за отклонением синхронного времени от астрономического не производится.
8.6 В первой синхронной зоне ЕЭС России порядок коррекции синхронного времени должен устанавливаться в соответствии с совместными согласованными решениями системного оператора и организаций, осуществляющих функции оперативно-диспетчерского управления в зарубежных энергосистемах, входящих в синхронную зону.
8.7 Во второй синхронной зоне ЕЭС России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах коррекция синхронного времени производится системным оператором и соответствующими субъектами оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.
ГОСТ P 55890—2013
8.8 Допустимый диапазон отклонения синхронного времени от астрономического в первой синхронной зоне в ЕЭС России должен составлять не более +30 с, во второй синхронной зоне ЕЭС России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах не более +60 с.
9 Мониторинг регулирования частоты и перетоков активной мощности
9.1 Мониторинг участия генерирующего оборудования в первичном и автоматическом вторичном регулировании
9.1.2 Субъект оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике должен обеспечить мониторинг участия генерирующего оборудования в ОПРЧ, НПРЧ и автоматическом вторичном регулировании.
9.1.3 Персонал электростанций осуществляет мониторинг участия генерирующего оборудования в ОПРЧ и НПРЧ путем сопоставления текущего отклонения активной мощности от заданного значения со значением требуемой первичной мощности при текущем отклонении частоты согласно 5.1.14.
9.1.4 Для целей мониторинга участия генерирующего оборудования в ОПРЧ и НПРЧ на электростанциях должно быть обеспечено:
— измерение частоты вращения турбины с точностью не хуже 0,05 Гц для ОПРЧ и не хуже 0,01 Гц для НПРЧ;
— измерение активной мощности генерирующего оборудования датчиками активной мощности с классом точности 0,5S, подключаемыми к измерительным цепям трансформаторов тока с классом точности 0,5 при соблюдении следующих условий:
а) датчики активной мощности должны рассчитывать полную (по трем фазам) действующую активную мощность с периодом усреднения 1 с;
б) измерительные цепи датчиков активной мощности должны иметь возможность перевода на резервные трансформаторы напряжения;
в) измерения активной мощности с датчиков должны передаваться с дискретностью не более 0,1 % от полного диапазона измерения датчика.
9.1.5 Электростанции, участвующие в НПРЧ, должны иметь устройства системы мониторинга, регистрирующие параметры, необходимые для мониторинга участия генерирующего оборудования в НПРЧ, с возможностью передачи архивов зарегистрированных параметров в диспетчерский центр субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.
9.1.6 Требования к устройствам системы мониторинга, объему регистрируемых параметров, необходимых для мониторинга участия генерирующего оборудования в НПРЧ, устанавливаются субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.
9.1.8 Мониторинг участия генерирующего оборудования в ОПРЧ осуществляется субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике для случаев отклонения частоты от номинальной на ±0,2 Гц и более.
9.1.9 Субъект оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике осуществляет мониторинг участия генерирующего оборудования в автоматическом вторичном регулировании путем сопоставления текущего отклонения активной мощности от заданного значения со значением задания вторичной мощности от УВК.
9.1.10 Для мониторинга участия генерирующего оборудования в ОПРЧ, НПРЧ и автоматическом вторичном регулировании в диспетчерских центрах субъектов оперативнодиспетчерского управления в электроэнергетике должны осуществляться фиксация и хранение с привязкой к астрономическому времени:
— измерений частоты с объектов электроэнергетики;
— измерений активной мощности генерирующего оборудования;
— заданий вторичной мощности от УВК на регулирующие объекты.
9.2 Контроль качества регулирования частоты в энергосистеме
9.2.1 Субъекты оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике должны:
— контролировать качество регулирования частоты в энергосистеме;
— определять фактическую крутизну СЧХ областей регулирования и синхронных зон.
9.2.2 Для контроля качества регулирования частоты в энергосистеме в диспетчерских центрах субъектов оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике должны осуществляться регистрация и хранение с привязкой к астрономическому времени:
— измерений частоты в энергосистеме;
— измерений перетоков активной мощности по связям, определяющим границы областей регулирования.
9.2.3 На основе сохраненных измерений частоты субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике должны определяться:
— максимальные и минимальные мгновенные значения частоты за календарные сутки, месяц, год; дата и время их фиксации;
— средние значения частоты на интервалах 20 с, 15 мин, 30 мин, 1 ч, одни сутки, один месяц;
— максимальные (положительные и отрицательные) отклонения квазиустановившихся значений частоты от номинальной за календарные сутки, месяц, год; дата и время их фиксации;
— суммарное время отклонения за календарные сутки, месяц, год квазиустановившихся значений частоты от номинальной, рассчитанное для следующих диапазонов:
— от 49,800 до 50,200 Гц включительно;
— от 50,201 до 50,400 Гц включительно и от 49,979 до 49,600 Гц включительно;
— свыше 50,400 Гц и менее 49,600 Гц.
— для первой синхронной зоны ЕЭС России дополнительно должно определяться:
а) время нахождения частоты в диапазоне от 49,950 до 50,050 Гц;
б) время возврата частоты в пределы от 49,950 до 50,050 Гц для случаев ее выхода за указанный диапазон.
9.2.4 Субъекты оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике должны определять фактические значения крутизны СЧХ областей регулирования и синхронных зон для каждого случая небаланса активной мощности, приводящих к отклонению частоты в синхронной зоне на 0,05 Гц и более.
9.2.5 Крутизна СЧХ областей регулирования, кроме той, в пределах которой зафиксирован небаланс активной мощности, 0 при повышении частоты и А/р 1
ГОСТ P 55890—2013
этом в квазиустановившемся режиме отклонение фактической мощности генерирующего оборудования от требуемой величины задания активной мощности должно быть не более ±1 % от номинальной мощности генерирующего оборудования.
5.2 Требования к общему первичному регулированию частоты
5.2.1 Дополнительно к требованиям, указанным в 5.1, для участия в ОПРЧ генерирующее оборудование любого типа должно соответствовать следующим требованиям:
— зона нечувствительности не должна превышать 0,05 Гц для генерирующего оборудования с турбинами, оснащенными электрогидравлическими регуляторами, и не должна превышать 0,15 Гц для генерирующего оборудования с турбинами, оснащенными гидравлическими регуляторами 2 ’;
— «мертвая полоса» первичного регулирования в регуляторах активной мощности не должна превышать (50,000+0,075) Гц;
5.2.2 Величины статизма и «мертвой полосы» первичного регулирования для участия в ОПРЧ определяются собственниками генерирующего оборудования с соблюдением требований, указанных в 5.2.1.
5.2.4 Проверка и подтверждение готовности генерирующего оборудования к участию в ОПРЧ должны осуществляться в соответствии с требованиями, установленными субъектом оперативнодиспетчерского управления в электроэнергетике.
5.2.5 О временном вынужденном неучастии генерирующего оборудования в ОПРЧ по причине неисправности вспомогательного оборудования и устройств собственники электростанций должны официально уведомлять соответствующий диспетчерский центр субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.
В случае необходимости временного неучастия генерирующего оборудования в ОПРЧ по причине изменения эксплуатационного состояния или режимов работы вспомогательного оборудования и устройств в связи с проведением на нем ремонта или технического обслуживания, собственники электростанций должны оформить временное неучастие генерирующего оборудования в ОПРЧ путем подачи в соответствующий диспетчерский центр субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике диспетчерской заявки.
5.2.6 Для участия в ОПРЧ маневренные характеристики генерирующего оборудования ТЭС (кроме ПГУ) должны удовлетворять следующим требованиям:
5.2.6.1 При отклонении частоты, вызывающем необходимость реализации первичной мощности (на загрузку или разгрузку) величиной 10 % и менее номинальной мощности генерирующего оборудования, должно обеспечиваться гарантированное участие генерирующего оборудования в ОПРЧ в пределах регулировочного диапазона. При этом в случае скачкообразного отклонения частоты при величине требуемой первичной мощности 10 % и менее номинальной мощности генерирующего оборудования должна обеспечиваться:
— реализация не менее половины требуемой первичной мощности за время не более 15 с;
— реализация всей требуемой первичной мощности за время не более 5 мин для газомазутных энергоблоков, не более 6 мин для пылеугольных энергоблоков, не более 7 мин для ТЭС с общим паропроводом.
5.2.6.2 В случае скачкообразного отклонения частоты при величине требуемой первичной мощности более 10 % номинальной мощности генерирующего оборудования в пределах регулировочного диапазона должна гарантированно обеспечиваться реализация первичной мощности величиной 10 % номинальной мощности генерирующего оборудования с динамикой не хуже указанной в 5.2.6.1.
5.2.6.3 Реализация первичной мощности величиной более 10 % номинальной мощности генерирующего оборудования в пределах регулировочного диапазона, а также реализация первичной мощности за пределами регулировочного диапазона должна быть обеспечена с максимальными
величинами и скоростью, определяемыми техническими возможностями генерирующего оборудования, режимами его работы и технологической автоматикой при соблюдении условий 5.1.8.
5.2.7 Для участия в ОПРЧ маневренные характеристики генерирующего оборудования ГЭС (ГАЭС) должны удовлетворять следующим требованиям:
5.2.7.1 При отклонении частоты, вызывающем необходимость реализации первичной мощности (на загрузку или разгрузку), должно обеспечиваться гарантированное участие генерирующего оборудования в ОПРЧ во всем регулировочном диапазоне. При этом в случае скачкообразного отклонения частоты должна обеспечиваться реализация всей требуемой первичной мощности за время не более 1 мин.
5.2.7.2 Величина и скорость реализации требуемой первичной мощности при участии в ОПРЧ гидроагрегатов ГЭС (ГАЭС) должны обеспечиваться как при работе под управлением ГРАМ, так и при индивидуальном управлении. Не допускается потеря функции участия гидроагрегатов в ОПРЧ при переходе с группового управления на индивидуальное и обратно.
5.2.8 Для участия в ОПРЧ маневренные характеристики генерирующего оборудования АЭС с реакторами типа ВВЭР-440, ВВЭР-1000 и ВВЭР-1200 должны удовлетворять следующим требованиям:
5.2.8.1 При отклонениях частоты должно обеспечиваться гарантированное участие генерирующего оборудования в ОПРЧ путем реализации требуемой первичной мощности в пределах регулировочного диапазона:
— на загрузку величиной до 2 % или на разгрузку величиной до 8 % номинальной электрической мощности энергоблока при текущей мощности реакторной установки не более 98 % номинальной тепловой мощности;
— на разгрузку величиной до 8 % номинальной электрической мощности энергоблока при текущей мощности реакторной установки от 98 % до 100 % номинальной тепловой мощности.
5.2.8.2 При скачкообразном отклонении частоты, вызывающем необходимость реализации первичной мощности в пределах, указанных в 5.2.8.1, должна обеспечиваться:
— реализация не менее половины требуемой первичной мощности за время не более 10 с;
— реализация всей требуемой первичной мощности за время не более 2 мин.
5.2.8.3 Реализация требуемой первичной мощности за пределами, указанными в 5.2.8.1, должна выполняться с характеристиками и ограничениями, обусловленными настройкой технологической автоматики, параметрами основного и вспомогательного оборудования энергоблока АЭС, допустимыми режимами работы реакторной установки при соблюдении условий 5.1.8.
5.2.9 Для участия в ОПРЧ маневренные характеристики генерирующего оборудования АЭС с реакторами типа ВВЭР-ТОИ должны удовлетворять следующим требованиям:
5.2.9.1 При отклонении частоты, вызывающем необходимость реализации первичной мощности (на загрузку или разгрузку) величиной 10 % и менее номинальной мощности генерирующего оборудования, должно обеспечиваться гарантированное участие генерирующего оборудования в ОПРЧ в пределах регулировочного диапазона. При этом в случае скачкообразного отклонения частоты при величине требуемой первичной мощности 10 % и менее номинальной мощности генерирующего оборудования должна обеспечиваться:
— реализация не менее половины требуемой первичной мощности за время не более 10 с;
— реализация всей требуемой первичной мощности за время не более 2 мин.
5.2.9.2 Реализация требуемой первичной мощности за пределами, указанными в 5.2.9.1, должна выполняться с характеристиками и ограничениями, обусловленными настройкой технологической автоматики, параметрами основного и вспомогательного оборудования энергоблока АЭС, допустимыми режимами работы реакторной установки при соблюдении условий 5.1.8.
5.2.10 Для участия в ОПРЧ маневренные характеристики генерирующего оборудования ПГУ должны удовлетворять следующим требованиям:
5.2.10.1 При отклонении частоты, вызывающем необходимость реализации первичной мощности (на загрузку или разгрузку) величиной 10 % и менее номинальной мощности генерирующего оборудования, должно обеспечиваться гарантированное участие генерирующего оборудования в ОПРЧ в пределах регулировочного диапазона. При этом в случае скачкообразного отклонения частоты при величине требуемой первичной мощности 10 % и менее номинальной мощности генерирующего оборудования должна обеспечиваться:
— реализация первичной мощности в объеме 2,5 % номинальной мощности генерирующего оборудования за время не более 15 с;
— реализация первичной мощности в объеме 5 % номинальной мощности генерирующего оборудования за время не более 30 с;
— реализация первичной мощности в объеме 10% номинальной мощности генерирующего оборудования за время не более 2 мин.
11 Для турбин выпуска до 1950 года зона нечувствительности допускается до 0,25 Гц
Для турбин типа Р статизм первичного регулирования допускается в пределах от 4,5 % до 6,5 %