Система управления и регулирования

вторичных и первичных  резервов.

При этом должна быть предусмотрена блокировка от превышения заданного

вторичного резерва  в процессе вторичного регулирования  по команде от систем

17

Технические требования к генерирующему  оборудованию участников оптового рынка

автоматического вторичного регулирования режима энергосистем по частоте и

перетокам мощности (далее АРЧМ), необходимая для сохранения возможности

использования заданных первичных резервов.

При неучастии  ГЭС в НПРЧ весь диапазон регулирования  может быть

использован для  размещения вторичного резерва. При этом величина заданных

вторичных резервов на загрузку и разгрузку не должна превышать диапазон

автоматического регулирования ГЭС, а сам диапазон вторичного регулирования

должен размещаться  относительно заданной графиком мощности таким образом,

чтобы обеспечивалась возможность реализации в полностью автоматическом режиме

каждого из вторичных  резервов.

При изменении  заданной диспетчерским графиком мощности или изменении

состава работающего  генерирующего оборудования ГЭС  должна сохраняться

возможность автоматической реализации заданных вторичных резервов.

Быстродействие  реализации команд вторичного регулирования  должно быть

максимально допустимым для данного энергетического  оборудования ГЭС либо

определено диспетчерской  командой.

Задержка в  начале отработки задания от систем АРЧМ не должна превышать

5 секунд (для ГЭС, временно имеющих ограничения по скорости открытия

направляющих  аппаратов допускается задержка в начале отработки задания до

10 секунд).

Динамическая  погрешность в отработке заданной вторичной мощности не

должна превышать 1% суммарной номинальной мощности подключенных к ГРАМ

гидроагрегатов.

Отработка задания  должна осуществляться в темпе, задаваемом системой

АРЧМ.

Время реализации всего автоматического вторичного резерва не должно

превышать 5 минут в нормальных режимах и 1,5 – 2 минут в аварийных режимах для

целей предотвращения перегрузки транзитных связей и сечений.

18

Технические требования к генерирующему  оборудованию участников оптового рынка

5.2. Требования к участию ГЭС в оперативном вторичном регулировании

частоты и мощности

Оперативное вторичное  регулирование осуществляется по командам

диспетчера соответствующего диспетчерского центра. Все команды диспетчера по

изменению активной мощности ГЭС по отношению к плановым графикам генерации,

в том числе планам балансирующего рынка (далее ПБР), рассматриваются как

участие во вторичном  регулировании частоты и перетоков  активной мощности.

Ко времени  и точности реализации команд оперативного вторичного

регулирования предъявляются  следующие требования:

· для команд оперативного вторичного регулирования, для которых не

задано время  окончания исполнения команды, время набора / сброса

нагрузки не должно превышать допустимое время, принятое СО на

основании данных, представленных участниками ОРЭ, в соответствии с

настоящими Техническими требованиями;

· для команд оперативного вторичного регулирования, для которых задано

время окончания  исполнения команды, время набора / сброса нагрузки

не должно превышать  заданное время окончания исполнения команды;

· точность набора / сброса заданной величины активной мощности на

момент окончания  выполнения команды должна быть в  пределах, не

превышающих одновременно и ± 3% и ± 9 МВт от текущего задания;

· точность поддержания заданной величины активной мощности на

каждом часовом интервале, за исключением времени набора / сброса

нагрузки, должна быть в пределах, не превышающих ± 3% от текущего

задания (среднечасового значения), и не должна иметь флуктуаций,

превышающих одновременно и ± 5% и ± 15 МВт от заданного значения

активной мощности.

Неисполнение  команды оперативного вторичного регулирования

регистрируется  при нарушении любого из требований.

Неисполнение  команд оперативного вторичного регулирования  не

регистрируется  в следующие периоды:

19

Технические требования к генерирующему оборудованию участников оптового рынка

· работы ГЭС по командам от систем автоматического вторичного

регулирования;

· работы ГЭС под воздействием систем общего первичного регулирования

частоты, при отклонениях частоты, превышающих зону

нечувствительности ГЭС;

· работы ГЭС под воздействием режимной и противоаварийной

автоматики;

· работы ГЭС под воздействием релейной защиты.

Невыполнение  диспетчерской команды не регистрируется в случае, если

отклонение нагрузки ГЭС от заданной величины произошло  вследствие того, что

данная диспетчерская  команда не могла быть исполнена, в том числе по условиям

эксплуатации  ГЭС (например: невозможность одновременного пуска

гидрогенераторов (отсутствие индивидуальных автосинхронизаторов),

неравномерность скорости загрузки гидрогенераторов по режиму работы гидроузла и

т.д.).

В период работы оборудования ГАЭС в насосном режиме регистрируется

исполнение команд на включение в сеть / отключения от сети гидроагрегатов. Для

данных команд время включения в сеть / отключения от сети гидроагрегатов не

должно превышать  заданное диспетчером время окончания  исполнения команды. 

МЕТОДИЧЕСКИЕ  РЕКОМЕНДАЦИИ

по  проверке готовности ГЭС к первичному регулированию частоты

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Каждая электростанция, в том числе и ГЭС, должна участвовать в первичном

регулировании частоты  в нормальных и тем более в  аварийных условиях работы

энергосистемы.

Требования к  гидроагрегатам ГЭС в части обеспечения  их участия в первичном

регулировании частоты  уточнены в ПТЭ. При этом мертвая зона по частоте,

задаваемая энергосистемой, должна быть не более 0,15 Гц.

Наличие на ГЭС  системы группового регулирования  активной мощности

(ГРАМ), в том числе с воздействием на нее устройств системного автоматического

регулирования частоты  и перетоков мощности (АРЧМ), не освобождает

гидроагрегаты от участия в первичном регулировании  частоты и не смягчает

требований, изложенных в ПТЭ.

Поскольку ГЭС  должна участвовать в первичном  регулировании частоты и при

групповом, и при индивидуальном регулировании гидроагрегатов, проверка

готовности к первичному регулированию производится на каждом гидроагрегате при

индивидуальном  и на ГЭС в целом при групповом  регулировании.

Первичное регулирование  частоты гидроагрегатами ГЭС  должно сохранять

эффективность при  разделении ГЭС на части, в том числе аварийном. В связи с этим

при наличии ГРАМ должен быть предусмотрен быстродействующий  автоматический

перевод гидроагрегатов на индивидуальное регулирование (с восстановлением

нормальной настройки  РЧВ турбин) при разделении схемы ГЭС на части или при

отделении одного или нескольких гидроагрегатов.