Система управления и регулирования

технологической устойчивости оборудования при аварийных  отклонениях частоты

(других ограничений в тракте СПР не допускается).

СПР генерирующего  оборудования должна отслеживать текущие  отклонения

частоты с учетом возможного изменения не только величины, но и знака отклонения,

своими действиями способствуя нормализации частоты, т.е. работать в следящем за

отклонением частоты  режиме.

8

Технические требования к генерирующему  оборудованию участников оптовогорынка

Должен быть обеспечен апериодический характер процесса изменения выдачи

первичной мощности, без существенного перерегулирования.

Генерирующее  оборудование, участвующее в нормированном первичном

регулировании частоты (далее НПРЧ) с заданным резервом первичного

регулирования, в режимах энергосистемы, когда величина требуемой первичной

мощности превышает  заданный первичный резерв, должно обеспечивать выдачу

первичной мощности во всем диапазоне регулирования, ограниченном только

допустимостью режимов  работы оборудования.

Дополнительная (сверх заданного первичного резерва) первичная мощность

выдается в  рамках требований к ОПРЧ.

Все вынужденные  временные отступления от режима участия в ОПРЧ должны

быть оформлены  заявками на вывод генерирующего  оборудования из ОПРЧ в СО и в

соответствующих территориальных подразделениях СО с указанием причины и

сроков вывода-ввода. 

Требования  к участию ГЭС  в ОПРЧ

ОПРЧ на ГЭС  должно обеспечиваться действием регуляторов  частоты

вращения (далее РЧВ) как при групповом, так и при индивидуальном регулировании

гидроагрегатов, с максимальным быстродействием.

2 Ключи выбора режима работы оборудования должны находиться в положении «Ручное управление».

3 Исключения возможны при наличии обоснований по согласованию с филиалами СО соответствующей

операционной зоны.

13

Технические требования к генерирующему  оборудованию участников оптового рынка

ГРАМ не должен препятствовать действию РЧВ по отклонению частоты;

работа ГА на групповом  регулировании без частотного корректора (ЧК) не

допускается.

С целью сохранения эффективности ОПРЧ, при наличии на ГЭС ГРАМ,

должен быть предусмотрен быстродействующий автоматический перевод ГА на

индивидуальное  регулирование для случаев разделения ГЭС на части, выделения

одного или  нескольких ГА на изолированную нагрузку, при неисправностях ГРАМ.

Например, при фиксации резкого расхождения заданий ГА от РЧВ и от ГРАМ.

В ОПРЧ должны участвовать  ГА всех ГЭС, включая участвующие в НПРЧ.

Технические параметры  ГЭС участвующей в ОПРЧ:

· зона нечувствительности не более 0,15 Гц (при одновременном участии в

НПРЧ нечувствительность определяется системными требованиями по НПРЧ;

неучастие в НПРЧ осуществляется вводом в РЧВ всех ГА и в ЧК ГРАМ

«мертвой» зоны до ±0,075 Гц);

· статизм регулирования частоты по мощности в пределах 4,5 – 6%;

· точность измерения частоты не хуже 0,01 Гц;

· точность отработки заданий по мощности не хуже ±1% от Рном;

· при скачкообразном отклонении частоты на величину, превышающую более

чем в два раза зону нечувствительности, за первые 15 секунд должно быть

выдано не менее 70% первичной мощности с последующей выдачей всей

требуемой первичной  мощности за 1 минуту;

· время непрерывной выдачи требуемой первичной мощности как при

неизменном отклонении частоты, так и в следящем за частотой режиме не

должно ограничиваться.

При отклонениях  частоты, превышающих зону нечувствительности, ГЭС

должна выдаватьтребуемую  первичную мощность в пределах имеющегося на данный

момент времени  диапазона автоматического регулирования.

При участии ГЭС  в НПРЧ часть первичной мощности, превышающая заданный

резерв НПРЧ, должна выдаваться в соответствии с требованиями к ОПРЧ.

14

Технические требования к генерирующему  оборудованию участников оптового рынка

Участие в ОПРЧ предполагает приоритет РЧВ каждого  ГА перед заданием от

ГРАМ, что необходимо для эффективности ОПРЧ при любой возможной схеме

разделения ГЭС.

Проверка готовности генерирующего оборудования ГЭС  к участию в ОПРЧ

должна осуществляться в соответствии с Методическими рекомендациями по

проверке  готовности ГЭС к  первичному регулированию  частоты  

Требования  к участию ГЭС во вторичном регулировании частоты и

мощности

В соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии

(мощности) переходного периода [1] участники ОРЭ, имеющие в собственности

генерирующее  оборудование ГЭС, обязаны предоставить указанное оборудование для

участия во вторичном  регулировании частоты электрического тока и перетоков

активной электрической  мощности (далее вторичное регулирование), а ГЭС с

16

Технические требования к генерирующему  оборудованию участников оптового рынка

установленной мощностью 100 МВт и более, кроме того, должны иметь возможность

участия в автоматическом вторичном регулировании.

5.1. Требования к участию ГЭС в автоматическом вторичном регулировании

частоты и мощности

Требования к  участию в автоматическом вторичном  регулировании

распространяются  на ГЭС, оснащенные системами ГРАМ с частотным корректором,

привлекаемые  к автоматическому либо оперативному вторичному регулированию.

Под участием в  автоматическом вторичном регулировании  понимается

отработка задания  центрального регулятора системы АРЧМ на изменение активной

мощности с  заданными скоростью и точностью  в пределах диапазона вторичного

регулирования. Центральный регулятор при этом может работать:

· в режиме регулирования частоты или перетока как с включенными, так и

отключенными  автоматическими ограничителями перетоков (АОП);

· только с включенными АОП при отключенном режиме регулирования

частоты или перетока.

Контроль участия  в автоматическом вторичном регулировании  осуществляется

вне зависимости  от заданных параметров работы центрального регулятора системы

АРЧМ.

Участвующая во вторичном  регулировании ГЭС не освобождается  от участия в

ОПРЧ и должна удовлетворять условиям п. 3.2. настоящих Технических требований.

При одновременном  привлечении ГЭС к НПРЧ она  должна удовлетворять

требованиям СО по участию электростанций в НПРЧ, имеющим наиболее высокий

приоритет.

В соответствии с Регламентом актуализации расчетной модели [4] и

Регламентом оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим

режимом объектов управления ЕЭС России [7] заданная диспетчерским графиком

мощность ГЭС  должна допускать размещение заданного  вторичного резерва, а при

одновременном использовании  ГЭС для НПРЧ – совместное размещение заданных