Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 55890-2013
"ЕДИНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА И ИЗОЛИРОВАННО РАБОТАЮЩИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ. ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ. РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ И ПЕРЕТОКОВ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ. НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ"
(утв. приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 5 декабря 2013 г. N 2164-ст)
United power system and isolated power systems. Operative-dispatch management. Frequency control and control of active power. Norms and requirements
Дата введения - 1 сентября 2014 г.
Введен впервые
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает нормы и требования, которыми следует руководствоваться системному оператору и субъектам оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах (далее - субъекты оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике), собственникам и иным законным владельцам (далее - собственники) электростанций и объектов электросетевого хозяйства (далее при совместном упоминании - собственники объектов электроэнергетики), при организации и осуществлении процесса регулирования частоты электрического тока и перетоков активной мощности в Единой энергетической системе России (ЕЭС России) и технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах России.
1.2 Настоящий 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.
1.3 Требования настоящего 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 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины и определения:
2.1 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.
2.2 вторичная мощность: Величина изменения активной мощности генерирующего оборудования при вторичном регулировании.
2.3 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.
2.4 вынужденный режим энергосистемы: Режим энергосистемы, при котором загрузка некоторых контролируемых сечений выше максимально допустимой, но не превышает аварийно допустимой.
2.5 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.
2.6 квазиустановившееся значение параметра: Усредненное на 20-секундном временном интервале значение параметра.
2.7 контролируемое сечение: Совокупность линий электропередачи и других элементов сети, определяемых диспетчерским центром субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, перетоки активной мощности по которым контролируются и/или регулируются в целях обеспечения устойчивости энергосистемы и допустимых режимов работы линий электропередачи и оборудования.
2.8 коррекция по частоте: Величина изменения регулируемого параметра (активной мощности генерирующего оборудования, внешнего перетока области регулирования) относительно заданного значения, обусловленная отклонением частоты от заданного значения.
2.9 коэффициент коррекции по частоте: Задаваемый для области регулирования коэффициент линейной зависимости суммарной первичной мощности изменения мощности потребления области регулирования от отклонения частоты.
2.10 крутизна статической частотной характеристики (крутизна СЧХ): Коэффициент линеаризованной зависимости суммарной первичной мощности и изменения мощности потребления области регулирования от изменения частоты.
2.11 "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.
2.12 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.
2.13 независимые каналы связи: Каналы связи, организация которых исключает возможность их одновременного отказа (вывода из работы) по общей причине.
2.14 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.
2.15 номинальная частота: Значение частоты 50 Гц.
2.16 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.
2.17 нормированное первичное регулирование частоты: Первичное регулирование, осуществляемое выделенным генерирующим оборудованием в пределах заданных резервов первичного регулирования в соответствии с характеристиками (параметрами) нормированного первичного регулирования.
2.18 область регулирования: Синхронная зона, в которой осуществляется регулирование частоты, или часть синхронной зоны, в которой осуществляется регулирование внешнего перетока активной мощности.
2.19 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.
2.20 первичная мощность: Величина изменения активной мощности генерирующего оборудования при первичном регулировании.
2.21 первичное регулирование частоты (первичное регулирование): Процесс автоматического изменения мощности генерирующего оборудования под действием первичных регуляторов, вызванный изменением частоты и направленный на уменьшение этого изменения.
2.22 первичные регуляторы: Автоматические регуляторы частоты вращения турбин и регуляторы активной мощности, обеспечивающие первичное регулирование генерирующего оборудования.
2.23 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.
2.24 регулировочный диапазон: Интервал допустимых нагрузок генерирующего оборудования по активной мощности для нормальных условий его эксплуатации, при которых параметры генерирующего оборудования находятся в допустимых пределах.
2.25 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.
2.26 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.
2.27 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.
2.28 связь (в электрической сети): Последовательность элементов электрической сети [линий электропередачи, трансформаторов, систем (секций) шин, коммутационных аппаратов], соединяющих две части энергосистемы.
2.29 сечение (в электрической сети): Совокупность сетевых элементов одной или нескольких связей.
2.30 синхронная зона: Совокупность всего синхронно работающего генерирующего оборудования и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, имеющих общую частоту электрического тока.
2.31 первая синхронная зона ЕЭС России: Часть ЕЭС России, включающая в себя все объединенные энергосистемы, кроме объединенной энергосистемы Востока.
2.32 вторая синхронная зона ЕЭС России: Часть ЕЭС России, включающая в себя объединенную энергосистему Востока, которая работает изолированно от первой синхронной зоны.
2.33 статизм первичного регулирования: Коэффициент, определяющий зависимость изменения активной мощности генерирующего оборудования под воздействием регулятора частоты вращения турбины (регулятора мощности) от изменения частоты.
2.34 третичное регулирование мощности (третичное регулирование): Процесс изменения активной мощности генерирующего оборудования в целях восстановления резервов вторичного регулирования.
2.35 частота: Значение частоты электрического тока.
3 Сокращения
В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
|
АРЧМ
|
- автоматическое регулирование частоты и перетоков активной мощности;
|
|
АЭС
|
- атомная электростанция;
|
|
ГА
|
- гидроагрегат;
|
|
ГАЭС
|
- гидроаккумулирующая электростанция;
|
|
ГРАМ
|
- система группового регулирования активной мощности;
|
|
ГЭС
|
- гидроэлектростанция;
|
|
ЕЭС России
|
- Единая энергетическая система России;
|
|
НПРЧ
|
- нормированное первичное регулирование частоты;
|
|
ОПРЧ
|
- общее первичное регулирование частоты;
|
|
ОЭС
|
- объединенная энергосистема;
|
|
ПГУ
|
- парогазовая установка;
|
|
САУ
|
- система автоматического управления;
|
|
САУМ
|
- система автоматического управления активной мощностью энергоблока ТЭС, АЭС;
|
|
СЧХ
|
- статическая частотная характеристика;
|
|
ТЭС
|
- тепловая электростанция;
|
|
УВК
|
- управляющий вычислительный комплекс;
|
|
ЦКС АРЧМ
|
- центральная координирующая система АРЧМ;
|
|
ЦС АРЧМ
|
- централизованная система АРЧМ;
|
|
ЭС
|
- территориальная энергосистема.
|
4 Общие требования к регулированию частоты и перетоков активной мощности
4.1 В ЕЭС России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах должно осуществляться непрерывное регулирование электроэнергетического режима по частоте и перетокам активной мощности в целях поддержания частоты в пределах, определенных требованиями настоящего стандарта, и поддержания перетоков активной мощности в контролируемых сечениях в пределах максимально допустимых значений, определенных субъектом оперативно-диспетчерского управления.
4.2 Регулирование электроэнергетического режима по частоте и перетокам активной мощности должно осуществляться с использованием первичного (общего и нормированного), вторичного и третичного регулирования.
4.3 В первой синхронной зоне ЕЭС России должно быть обеспечено поддержание:
- квазиустановившихся значений частоты в пределах (50,00±0,05) Гц при допустимости нахождения значений частоты в пределах (50,0±0,2) Гц с восстановлением частоты до уровня (50,00±0,05) Гц за время не более 15 мин;
- перетоков активной мощности в контролируемых сечениях в пределах допустимых значений.
4.4 Во второй синхронной зоне ЕЭС России, технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах, а также в первой синхронной зоне ЕЭС России при ее работе в вынужденном режиме должно быть обеспечено поддержание:
- квазиустановившихся значений частоты в пределах (50,0±0,2) Гц не менее 95% времени суток без выхода за величину (50,0±0,4) Гц;
- перетоков активной мощности в контролируемых сечениях в пределах допустимых значений.
4.5 В нормальном режиме энергосистемы 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 в первой и второй синхронных зонах ЕЭС России;
- средней частоты за любой час суток в пределах (50,00±0,05) Гц в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах.
4.6 В энергорайонах (энергоузлах), временно выделенных на изолированную работу от первой синхронной зоны ЕЭС России, должно быть обеспечено регулирование частоты и перетоков активной мощности в соответствии с 4.4. При этом в энергорайонах (энергоузлах), аварийно выделившихся на изолированную работу, восстановление частоты до значений, указанных в 4.4, должно быть обеспечено за время, предусмотренное правилами предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем, утвержденными субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.
4.7 В случае если ограничение перетока активной мощности в контролируемом сечении осуществляется автоматически, превышение максимально допустимых значений перетоков должно ликвидироваться за время не более 5 мин.
В случае если ограничение перетока активной мощности в контролируемом сечении осуществляется оперативно, превышение максимально допустимых значений перетоков должно ликвидироваться в соответствии с требованиями правил предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем, утвержденными субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.
4.8 Для регулирования частоты и перетоков активной мощности субъект оперативно- диспетчерского управления в электроэнергетике должен обеспечивать:
- определение областей регулирования;
- задание резервов нормированного первичного, вторичного и третичного регулирования при планировании электроэнергетического режима;
- определение требований к генерирующему оборудованию различного типа для его участия в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании;
- определение контролируемых сечений, в которых требуется ограничение перетоков активной мощности (с определением для них значений максимально допустимых перетоков), и/или контролируемых сечений (сечений), в которых требуется регулирование перетоков активной мощности;
- определение на основе требований настоящего стандарта структуры и функций ЦС (ЦКС) АРЧМ в операционных зонах соответствующих диспетчерских центров;
- координацию действий субъектов электроэнергетики по созданию ЦС (ЦКС) АРЧМ в операционных зонах соответствующих диспетчерских центров и координацию эксплуатации ЦС (ЦКС) АРЧМ на объектах электроэнергетики в части оперативного обслуживания;
- координацию действий субъектов электроэнергетики по созданию в операционных зонах соответствующих диспетчерских центров систем мониторинга участия генерирующего оборудования в первичном, вторичном и третичном регулировании;
- эксплуатацию управляющих вычислительных комплексов ЦС (ЦКС) АРЧМ и систем мониторинга участия генерирующего оборудования в первичном, вторичном и третичном регулировании, установленных в диспетчерских центрах.
4.9 Субъекты оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике должны осуществлять планирование баланса активной мощности для номинального значения частоты электрического тока.
4.10 Для регулирования частоты и перетоков активной мощности собственники электростанций должны обеспечивать:
- создание и эксплуатацию на электростанциях систем автоматического управления активной мощностью генерирующего оборудования;
- поддержание на генерирующем оборудовании резервов первичного, вторичного и третичного регулирования, заданных субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике;
- готовность генерирующего оборудования к реализации резервов в автоматическом режиме или по диспетчерским командам субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике;
- внедрение и эксплуатацию на электростанциях устройств системы мониторинга участия генерирующего оборудования в первичном, вторичном и третичном регулировании;
- организацию и эксплуатацию каналов связи с диспетчерскими центрами субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике для обеспечения функционирования ЦС (ЦКС) АРЧМ и системы мониторинга участия генерирующего оборудования в первичном, вторичном и третичном регулировании.
4.11 Использование генерирующего оборудования для регулирования электроэнергетического режима по частоте и перетокам активной мощности должно осуществляться в пределах имеющихся регулировочных возможностей генерирующего оборудования, ограниченных только его допустимыми режимами работы по условиям безопасной эксплуатации.
4.12 Допускается одновременное участие генерирующего оборудования во всех видах регулирования при условии выполнения требований к каждому из его видов.
5 Первичное регулирование
— Все документы — ГОСТы — ГОСТ Р 55890-2013 ЕДИНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА И ИЗОЛИРОВАННО РАБОТАЮЩИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ. ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ. РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ И ПЕРЕТОКОВ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ. НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ
Городом с самыми дешевыми квартирами в новостройках оказался Воронеж
Аналитик Гутман: период с мая по июль является лучшим периодом для продажи дачи
«МК»: в России не отменят льготную ипотеку
Аренда квартир в Москве подешевела на 10 %
Вице-премьер Хуснуллин: ставка по ипотеке должна быть пять процентов