Чем должно обеспечиваться вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности

ГОСТ 34184-2017 Электроэнергетические системы. Оперативно-диспетчерское управление. Регулирование частоты и перетоков активной мощности в энергообъединении. Общие требования

Текст ГОСТ 34184-2017 Электроэнергетические системы. Оперативно-диспетчерское управление. Регулирование частоты и перетоков активной мощности в энергообъединении. Общие требования

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ

INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ

СТАНДАРТ

Электроэнергетические системы

ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ. РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ И ПЕРЕТОКОВ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИИ

Общие требования

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0—2015 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2—2015 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные. правила, рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы» (АО «СО ЕЭС»)

2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 30 июня 2017 г. Ne 100-П)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК секундном временном интервале значение параметра.

3.5 коррекция по частоте: Величина изменения регулируемого параметра (активной мощности генерирующего оборудования, внешнего перетока энергосистемы) относительно заданного значения, обусловленная отклонением частоты от заданного значения.

3.6 крутизна статической частотной характеристики (крутизна СЧХ): Коэффициент линеаризованной зависимости суммарной первичной мощности и изменения мощности потребления энергообъ* единения, энергосистемы от изменения частоты.

3.7 небаланс мощности энергосистемы: Отклонениеот планового баланса активной мощности энергосистемы по любой причине, вызывающее отклонение частоты от заданного значения в энергообъединении и отклонение внешнего перетока данной энергосистемы от заданного значения с учетом коррекции по частоте.

3.8 нормированное первичное регулирование частоты: НПРЧ: Первичное регулирование, осуществляемое выделенным генерирующим оборудованием в пределах заданных резервов первичного регулирования в соответствии с характеристиками (параметрами) нормированного первичного регулирования.

3.9 общее первичное регулирование частоты: Первичное регулирование, осуществляемое генерирующим оборудованием в пределах имеющихся в данный момент времени резервов первичного регулирования в соответствии с характеристиками (параметрами) общего первичного регулирования.

3.10 первичное регулирование частоты (первичное регулирование): Процесс автоматического изменения мощности генерирующего оборудования под действием первичных регуляторов, вызванный изменением частоты и направленный на уменьшение изменения частоты.

3.11 расчетный (нормативный) аварийный небаланс мощности: Максимальная величина небаланса мощности, возникновение которого возможно в энергообъединении, энергосистеме в результате расчетных (нормативных) возмущений, используемая для расчетов резервов первичного, вторичного и третичного регулирования.

3.12 резерв вторичного регулирования (вторичный резерв): Максимально возможное изменение мощности электростанций вторичного регулирования в данной энергосистеме под действием систем автоматического регулирования режима по частоте и мощности и/или по командам диспетчера на загрузку или на разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку).

3.13 резерв первичного регулирования (первичный резерв): Максимальное значение первичной регулирующей мощности, которое может выдать генерирующее оборудование электростанции, энергосистема при понижении (резерв на загрузку) либо повышении (резерв на разгрузку) частоты.

3.14 резерв третичного регулирования (третичный резерв): Максимально возможное изменение мощности электростанций третичного регулирования в данной энергосистеме на загрузку или разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку).

3.15 третичное регулирование мощности (третичное регулирование): Процесс изменения активной мощности генерирующего оборудования в целях восстановления резервов вторичного регулирования.

3.16 частота: Значение частоты электрического тока.

3.17 энергообъединение: Объединение национальных энергосистем государств — участников Содружества Независимых Государств, государств Балтии, а также других государств, работающих параллельно (синхронно).

3.18 национальная энергосистема (энергосистема): Национальная энергосистема государства — участника Содружества Независимых Государств, государства Балтии или национальная энергосистема другого государства, работающая параллельно (синхронно) с вышеуказанными национальными энергосистемами.

3.19 субъект оперативно-диспетчерского управления: Организация, уполномоченная на осуществление оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в национальной энергосистеме.

4 Требования к регулированию частоты и перетоков

4.1В энергообъединении и энергосистемах должно осуществляться непрерывное регулирование частоты и перетоков в целях поддержания значений частоты в пределах, определенных требованиями настоящего стандарта.

4.2 Регулирование частоты и перетоков должно осуществляться с использованием первичного (общего и нормированного), вторичного и третичного регулирования.

4.3 В энергообъединении должно быть обеспечено поддержание квазиустаковившихся значений частоты в пределах (50.00 ±0.05) Гц при допустимости нахождения значений частоты в пределах (50.0 ±0.2) Гцс восстановлением частоты до уровня (50.00 ±0,05)Гцза время не более 15 мин.

Примечание—Требования к допустимым отклонениям частоты в точках передачи электрической анергии пользователям электрических сетей систем электроснабжения общего назначения устанавливаются ГОСТ 32144

4.4 В энергообъединении общее вторичное регулирование частоты и коррекцию отклонений синхронного (электрического) времени от астрономического осуществляет системный оператор Единой энергетической системы России. Субъекты оперативно-диспетчерского управления иных энергосистем, входящих в энергообъединение, осуществляют поддержание заданных внешних перетоков своих национальных энергосистем с коррекцией по частоте.

4.5 В энергообъединении при возникновении небаланса мощности не более расчетного аварийного первичным регулированием, в процессе мобилизации первичных резервов, должно обеспечиваться удержаниекратковременногодинамическогоотклонения частоты в пределах не более (50,010,8) Гц.

4.6 В энергообъединении в нормальном режиме при регулировании частоты с использованием автоматического вторичного регулирования должно обеспечиваться поддержание средней величины частоты за любой час суток в пределах (50.00 ± 0.01) Гц.

4.7 При регулировании внешнего перетока энергосистемы должно обеспечиваться устранение внутренних небалансов мощности энергосистемы величиной не более расчетного аварийного для данной энергосистемы за время не более 15 мин.

4.8 Допустимый диапазон отклонения синхронного (электрического) времени от астрономического в энергообъединении должен составлять не более i30 с. Моментом времени начала отсчета отклонения синхронного (электрического) времени от астрономического является начало календарного года.

4.9 Для организации регулирования частоты и перетоков в энергообъединении:

4.9.1 Документом (решением) Электроэнергетического Совета Содружества Независимых Государств должны устанавливаться:

• общие требования к первичному (общему и нормированному), вторичному и третичному регулированию в энергообъединении:

• принципы распределения резервов НПРЧ между энергосистемами стран — участниц параллельной работы.

4.9.2 Документами (решениями) Комиссии по оперативно-технологической координации совместной работы энергосистем стран Содружества Независимых Государств и Балтии должны устанавливаться:

• величина расчетного аварийного небаланса мощности в энергообъединении и соответствующая величина резерва НПРЧ;

• значение коэффициента коррекции по частоте для осуществления общего вторичного регулирования. соответствующего крутизне СЧХ энергообъединения:

— значения коэффициентов коррекции по частоте для каждой из параллельно работающих национальных энергосистем для осуществления вторичного регулирования.

4.10 Для регулирования частоты и перетоков каждый субъект оперативно-диспетчерского управления должен обеспечивать:

• задание резервов НПРЧ. вторичного и третичного регулирования при планировании электроэнергетического режима национальной энергосистемы:

• управление текущим режимом национальной энергосистемы путем осуществления автоматического (оперативного) вторичного регулирования, а также принятие мер по поддержанию необходимой величины и размещения резервов НПРЧ и вторичного регулирования.

4.11 Субъекты оперативно-диспетчерского управления должны осуществлять планирование баланса мощности национальных энергосистем для номинального значения частоты (50 Гц).

УДК 621.311:006.354 МКС27.010

Ключевые слова: энергосистема, энергообъединение. регулирование частоты, общее первичное регулирование частоты, нормированное первичное регулирование частоты, вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности, третичное регулирование мощности

Редактор в М. Сайков Технический редактор И.Е. Черепкова Корректор МВ. буйная Компьютерная верстка И.А. Напейкиной

Сдано в набор 04 08 2017. Подписано е печать 10.08.2017. Формат 60

Источник

ПУЭ 7. Правила устройства электроустановок. Издание 7

Раздел 3. Защита и автоматика

Глава 3.3. Автоматика и телемеханика

Автоматическое регулирование частоты и активной мощности (АРЧМ)

3.3.63. Системы автоматического регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ) предназначены для:

3.3.64. Системы АРЧМ должны обеспечивать (при наличии необходимого регулировочного диапазона) на управляемых электростанциях поддержание среднего отклонения частоты от заданного значения в пределах ±0,1 Гц в десятиминутных интервалах и ограничение перетока мощности по контролируемым связям с подавлением не менее чем на 70% амплитуды колебаний перетока мощности с периодом 2 мин и более.

3.3.65. В систему АРЧМ должны входить:

3.3.66. Устройства АРЧМ на диспетчерских пунктах должны обеспечивать выявление отклонений фактического режима работы от заданного, формирование и передачу управляющих воздействий для диспетчерских пунктов нижнего уровня управления и для электростанций, привлекаемых к автоматическому управлению мощностью.

3.3.67. Устройства автоматического управления мощностью электростанций должны обеспечивать:

3.3.68. Управление мощностью электростанции должно осуществляться со статизмом по частоте, изменяемым в пределах от 3 до 6%.

3.3.69. На гидроэлектростанциях системы управления мощностью должны иметь автоматические устройства, обеспечивающие пуск и останов агрегатов, а при необходимости также перевод агрегатов в режимы синхронного компенсатора и генераторный в зависимости от условий и режима работы электростанций и энергосистемы с учетом имеющихся ограничений в работе агрегатов.

Гидроэлектростанции, мощность которых определяется режимом водотока, рекомендуется оборудовать автоматическими регуляторами мощности по водотоку.

3.3.70. Устройства АРЧМ должны допускать оперативное изменение параметров настройки при изменении режимов работы объекта управления, оснащаться элементами сигнализации, блокировками и защитами, предотвращающими неправильные их действия при нарушении нормальных режимов работы объектов управления, при неисправностях в самих устройствах, а также исключающими те действия, которые могут помешать функционированию устройств противоаварийной автоматики.

На тепловых электростанциях устройства АРЧМ должны быть оборудованы элементами, предотвращающими те изменения технологических параметров выше допустимых пределов, которые вызваны действием этих устройств на агрегаты (энергоблоки).

Суммарное значение сигналов в средствах телемеханики и устройствах АРЧМ не должно превышать 5 с.

Источник

6.3. ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И СЕТЕЙ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

6.3. Управление режимами работы

6.3. Управление режимами работы

6.3.1. Управление режимами работы объектов оперативно-диспетчерского управления должно осуществляться в соответствии с заданным диспетчерским графиком.

6.3.2. При изменении режимных условий (составляющих баланса мощности, схемы электрической сети и обеспеченности электростанций энергоресурсами) диспетчер должен скорректировать диспетчерский график нижестоящего уровня оперативно-диспетчерского управления.

Коррекция диспетчерского графика должна быть зафиксирована диспетчером в оперативно-диспетчерской документации с указанием причины коррекции.

О всех вынужденных (фактических и ожидаемых) отклонениях от заданного диспетчерского графика оперативно-диспетчерский персонал обязан немедленно доложить диспетчеру вышестоящего уровня диспетчерского управления для принятия решения о коррекции диспетчерского графика.

Электростанции обязаны по распоряжению диспетчера энергосистемы немедленно повышать нагрузку до полной рабочей мощности или снижать ее до технического минимума со скоростью, определяемой соответствующими инструкциями.

При необходимости диспетчер энергосистемы, объединенных и единой энергосистем должен дать распоряжение о включении агрегатов из резерва или выводе их в резерв.

Ограничение рабочей мощности электростанций или отклонение минимально допустимых нагрузок агрегатов от установленных норм должно быть оформлено оперативной заявкой.

Диспетчер энергосистемы имеет право изменить кратковременно (не более чем на 3 ч) график тепловой сети. Понижение температуры сетевой воды допускается не более чем на 10 град. С по сравнению с ее значением в утвержденном графике. При наличии среди потребителей промышленных предприятий с технологической нагрузкой или тепличных хозяйств значение понижения температуры должно быть согласовано с ними. Не допускается понижать температуру ниже минимальной, принятой для сетевой воды.

О вынужденных отклонениях от графика оперативно-диспетчерский персонал электростанции и теплоисточника должен немедленно сообщать дежурному диспетчеру энергосистемы и диспетчеру тепловой сети.

6.3.3. На электростанциях, в энергосистемах, объединенных и единой энергосистемах должно осуществляться непрерывное круглосуточное регулирование текущего режима работы по частоте и перетокам активной мощности, обеспечивающее:

исполнение заданных диспетчерских графиков активной мощности;

поддержание частоты в нормированных пределах;

поддержание перетоков активной мощности в допустимых диапазонах исходя из условий обеспечения надежности функционирования энергосистем, объединенных и единой энергосистем;

корректировку заданных диспетчерских графиков и режимов работы, объединенных и единой энергосистем при изменении режимных условий.

Регулирование частоты и перетоков активной мощности должно осуществляться совместным действием систем первичного (общего и нормированного), вторичного и третичного регулирования.

Нормированное первичное регулирование частоты должно обеспечиваться выделенными электростанциями. На них должен размещаться необходимый первичный резерв. Параметры и диапазон нормированного первичного регулирования должны задаваться соответствующими органами диспетчерского управления.

6.3.5. Вторичное регулирование (в целом по единой энергосистеме и в отдельных регионах) должно осуществляться с целью поддержания и восстановления плановых режимов по частоте и перетокам активной мощности.

В целях непротиводействия первичному регулированию вторичное регулирование должно осуществляться с коррекцией по частоте (частотной коррекцией).

6.3.6. Третичное регулирование в единой энергосистеме России должно осуществляться для восстановления израсходованных вторичных резервов и последующей оперативной коррекции диспетчерских графиков. Для третичного регулирования должны размещаться и поддерживаться соответствующие резервы мощности.

6.3.7. Параметры и диапазон регулирования, необходимые вторичные и третичные резервы, включая их размещение, должны задаваться соответствующими органами диспетчерского управления.

6.3.8. Использование системы автоматического управления и режимов работы, препятствующих изменению мощности при изменениях частоты (ограничители мощности и регуляторы давления «до себя» на турбинах, режим скользящего давления при полностью открытых клапанах турбин, регуляторы мощности без частотной коррекции, отключение регуляторов мощности или устройств автоматического регулирования производительности котельных установок и т.п.), допускается только временно при неисправности основного оборудования или систем автоматического регулирования с разрешения технического руководителя энергосистемы по заявке органам диспетчерского управления.

После изменения мощности, вызванного изменением частоты, персонал электростанций должен принять необходимые меры для выполнения требований участия в первичном регулировании частоты, поддерживая устойчивый режим оборудования вплоть до восстановления частоты.

Противодействие первичному регулированию частоты не допускается, за исключением следующих случаев:

с разрешения диспетчера;

при выходе мощности за допустимые при данном состоянии оборудования значения.

Восстановление заданной графиком мощности разрешается после восстановления нормального значения частоты.

6.3.9. При снижении частоты ниже установленных значений диспетчер единой энергосистемы России или изолированно работающей (аварийно отделившейся) объединенной энергосистемы (энергосистемы, энергорайона) должен ввести в действие имеющиеся резервы мощности.

В случае, если частота продолжает снижаться, а все имеющиеся резервы мощности использованы, диспетчер должен остановить снижение частоты и обеспечить ее восстановление путем ограничения или отключения потребителей согласно инструкции.

6.3.11. При аварийных отклонениях частоты персонал электростанций должен принимать участие в восстановлении частоты в соответствии с указаниями местной инструкции или по указанию вышестоящего диспетчера.

6.3.12. При регулировании напряжения в электрических сетях должны быть обеспечены:

соответствие показателей напряжения требованиям государственного стандарта;

соответствие уровня напряжения значениям, допустимым для оборудования электрических станций и сетей с учетом допустимых эксплутационных повышений напряжения промышленной частоты на электрооборудовании (в соответствии с данными заводов-изготовителей и циркуляров);

необходимый запас устойчивости энергосистем;

минимум потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем.

Настройка регуляторов напряжения и положения ответвлений ПБВ трансформаторов должны корректироваться в соответствии с изменениями схемы сети и нагрузки.

Параметры настройки автоматических регуляторов и положения ответвлений ПБВ трансформаторов должны быть утверждены техническим руководителем энергообъекта.

6.3.14. Регулирование напряжения в сети 110 кВ и выше должно осуществляться в контрольных пунктах в соответствии с утвержденными на каждый квартал графиками напряжения в функции времени или характеристиками зависимости напряжения от параметров режима с учетом состава включенного оборудования.

Характеристики регулирования и графики напряжения в контрольных пунктах должны быть определены диспетчерскими органами энергосистем, объединенных и единой энергосистем на предстоящий квартал и корректироваться, если необходимо, при краткосрочном планировании режима.

6.3.15. Перечень пунктов, напряжение которых контролируется диспетчером отдельных, объединенных и единой энергосистем, а также графики напряжения и характеристики регулирования в этих пунктах должны быть утверждены соответствующими органами диспетчерского управления.

6.3.16. Порядок использования источников реактивной мощности потребителей должен быть задан при заключении договоров между энергоснабжающей организацией и потребителем. При необходимости диспетчерские органы должны использовать источники реактивной мощности у потребителей для регулирования напряжения в контрольных точках.

6.3.17. Для контролируемых диспетчером энергосистемы узловых пунктов электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами должны быть установлены аварийные пределы снижения напряжения, определяемые условиями статической устойчивости энергосистемы и узлов нагрузки.

Если напряжение в этих пунктах снижается до указанного аварийного предела, оперативно-диспетчерский персонал электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами должен самостоятельно поддерживать напряжение путем использования перегрузочной способности генераторов и компенсаторов, а диспетчеры энергосистем, объединенных и единой энергосистем должны оказывать электростанциям и электрическим сетям помощь путем мобилизации резервов средств по регулированию напряжения в прилегающих районах. При этом не разрешается поднимать напряжение в отдельных контрольных пунктах выше значений, предельно допустимых для оборудования.

В тех узлах энергосистем, объединенных и единой энергосистемах, где возможно снижение напряжения ниже аварийно допустимого предела при изменении режима работы или схемы сети, должна быть установлена автоматика отключения нагрузки в объеме, необходимом для предотвращения нарушения устойчивости нагрузки в узле.

6.3.18. Регулирование параметров тепловых сетей должно обеспечивать поддержание заданного давления и температуры теплоносителя в контрольных пунктах.

Допускается отклонение температуры теплоносителя от заданных значений при кратковременном (не более 3 ч) изменении утвержденного графика, если иное не предусмотрено договорными отношениями между энергосистемой и потребителями тепла.

6.3.19. Регулирование в тепловых сетях должно осуществляться автоматически или вручную путем воздействия на:

работу источников и потребителей тепла;

гидравлический режим тепловых сетей, в том числе изменением перетоков и режимов работы насосных станций и теплоприемников;

режим подпитки путем поддержания постоянной готовности водоподготовительных установок теплоисточников к покрытию изменяющихся расходов подпиточной воды.

Источник

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

Этот ГОСТ находится в:

Организации:

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 %

Источник