 |
Мониторинг регулирования частоты и перетоков активной мощности
|
|
|
|
10.1. Мониторинг участия генерирующего оборудования в первичном и автоматическом вторичном регулировании
10.1.1. На всех электростанциях должен быть обеспечен мониторинг участия генерирующего оборудования в ОПРЧ, а на электростанциях, участвующих в НПРЧ и автоматическом вторичном регулировании – мониторинг участия в указанных видах регулирования.
10.1.2. ОАО «СО ЕЭС» должно обеспечить мониторинг участия генерирующего оборудования в ОПРЧ, НПРЧ и автоматическом вторичном регулировании.
10.1.3. 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 (п. 6.1.14 настоящего Стандарта).
10.1.4. 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:
· датчики активной мощности должны рассчитывать полную (по трем фазам) действующую активную мощность с интервалом усреднения 1 с;
· измерительные цепи датчиков активной мощности должны иметь возможность перевода на резервные трансформаторы напряжения;
· измерения активной мощности с датчиков должны передаваться с дискретностью не более 0,1 % от полного диапазона измерения датчика.
10.1.5. 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 ОАО «СО ЕЭС».
|
|
|
10.1.6. Требования к устройствам системы мониторинга, объему регистрируемых параметров, необходимых для мониторинга участия генерирующего оборудования в НПРЧ, устанавливаются ОАО «СО ЕЭС».
10.1.7. ОАО «СО ЕЭС» осуществляет мониторинг участия генерирующего оборудования в ОПРЧ с использованием телеметрической информации, поступающей в диспетчерские центры, мониторинг участия генерирующего оборудования в НПРЧ – с использованием данных системы мониторинга, путем сопоставления реализованной первичной мощности со значением требуемой первичной мощности при текущем отклонении частоты.
10.1.8. Мониторинг участия генерирующего оборудования в ОПРЧ осуществляется ОАО «СО ЕЭС» для случаев отклонения частоты от номинальной на ±0,2 Гц и более.
10.1.9. ОАО «СО ЕЭС» 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.
10.1.10. Для мониторинга участия генерирующего оборудования в ОПРЧ, НПРЧ и автоматическом вторичном регулировании в диспетчерских центрах ОАО «СО ЕЭС» 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.
10.2. Контроль качества регулирования частоты в энергосистеме
10.2.1. ОАО «СО ЕЭС» должно:
- контролировать качество регулирования частоты в энергосистеме;
|
|
|
- определять фактическую крутизну СЧХ областей регулирования и синхронных зон.
10.2.2. Для контроля качества регулирования частоты в энергосистеме в диспетчерских центрах ОАО «СО ЕЭС» должны осуществляться регистрация и хранение с привязкой к астрономическому времени:
- измерений частоты в энергосистеме;
- измерений перетоков активной мощности по связям, определяющим границы областей регулирования.
10.2.3. На основе сохраненных измерений частоты ОАО «СО ЕЭС» 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, 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:
- (49,800–50,200) Гц;
- (50,201–50,400) и (49,979–49,600) Гц;
- свыше 50,4 и менее 49,6 Гц;
- для 1-й синхронной зоны ЕЭС России дополнительно должно определяться:
- время нахождения частоты в диапазоне (49,950–50,050) Гц;
- время возврата частоты в пределы (49,950–50,050) Гц для случаев ее выхода за указанный диапазон.
10.2.4. ОАО «СО ЕЭС» должно 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.
10.2.5. Крутизна СЧХ областей регулирования, кроме той, в пределах которой зафиксирован небаланс активной мощности, определяется по формуле:
, МВт/Гц,
где
s –расчетное значение крутизны СЧХ,
ΔРс = Рс - Рс0 – изменение внешнего перетока области регулирования,
(положительно при увеличении приема активной мощности),
где
Рс – квазиустановившееся значение внешнего перетока области регулирования (на интервале 10–30 с после возникновения небаланса активной мощности), МВт,
Рс0 – квазиустановившееся значение внешнего перетока области регулирования до возникновения небаланса активной мощности, МВт,
Df = f - f0 – изменение частоты, Гц,
где
|
|
|
f – квазиустановившееся значение частоты (на интервале 10–30 с
после возникновения небаланса активной мощности), Гц
f0 – квазиустановившееся значение частоты до возникновения небаланса активной мощности, Гц.
10.2.6. Крутизна СЧХ области регулирования, в пределах которой зафиксирован небаланс активной мощности, определяется по формуле:
, МВт/Гц,
где
ΔРнб – небаланс активной мощности области регулирования, МВт.
10.2.7. Крутизна СЧХ синхронной зоны определяется по формуле, указанной в п. 10.2.6, при этом ΔРс принимается равным нулю.
10.2.8. Для подтверждения рассчитанных значений фактической крутизны СЧХ областей регулирования, определения степени влияния на крутизну СЧХ участия генерирующего оборудования в ОПРЧ и НПРЧ, не реже одного раза в 5 лет ОАО «СО ЕЭС» должно организовываться проведение системных испытаний (экспериментов) в 1-й синхронной зоне ЕЭС России.
УДК__________________________ОКС_____________________
Ключевые слова: электроэнергетическая система,электроэнергетический режим,баланс активной мощности, регулирование частоты, общее первичное регулирование частоты, нормированное первичное регулирование частоты, автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности, зона нечувствительности.
| Руководитель организации-разработчика | |||||||||||||||
| ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» | |||||||||||||||
| наименование организации | |||||||||||||||
| Председатель Правления | Б.И. Аюев | ||||||||||||||
| должность | личная подпись | инициалы, фамилия | |||||||||||||
| Руководитель разработки | |||||||||||||||
| Первый заместитель Председателя Правления ___________________________ | Н.Г. Шульгинов | ||||||||||||||
| должность | личная подпись | инициалы, фамилия | |||||||||||||
| Исполнитель | |||||||||||||||
| Начальник Службы внедрения противоаварийной и режимной автоматики ___________________________ | Е.И. Сацук | ||||||||||||||
| должность | личная подпись | инициалы, фамилия | |||||||||||||
|
|
|
