Регулирование частоты в энергосистеме

Причины отклонения частоты в электрических системах

⇐ Предыдущая123

Как известно из курса ТОЭ, в нормальном установившемся режиме суммарная мощность вырабатываемая всеми генераторами электрической системой должна быть точно ровна суммарной мощности всех электроприемников подключенной к системе в данный момент. В этом случае, скорость вращения генераторов системы (а все они вращаются синхронно), а следовательно, и частота в электросистеме, должна оставаться постоянной и равной номинальной −50 Гц (в США, Японии и ряде других стран 60 Гц).

Всякое нарушение баланса между вырабатываемой и потребляемой мощностями вызывает изменение скорости вращения генераторов т. е. частоты в системе.

При аварийном отключении одного (нескольких) генераторов или подключении мощных нагрузок в системе возникает дефицит активной мощности. Электрическая нагрузка (их отдаваемый ток) на оставшиеся в работе генераторы возрастает. При этом турбины этих генераторов начинают тормозиться, что приводит к понижению частоты в системе.

Автоматические регуляторы частоты (АРЧ) увеличивают подачу пара в турбины (или воды в гидротурбины) и их обороты (мощность) увеличиваются, соответственно увеличивается до номинальной и частота напряжения вырабатываемая исправными генераторами.

Такое поддержание частоты возможно только при наличии резерва активной мощности в генераторах, то есть, если генераторы до рассматриваемого момента были частично не догружены. Если же все резервы по мощности будут исчерпаны, системе не удается восстановить частоту.

При отключении мощных нагрузок, с системе появляется избыточна генерируемая мощность, т. к. мощность вырабатываемая турбинами генераторов в первый момент остается неизменной, что приводит к повышению их оборотов и, соответственно, частоты в системе. При этом вступают в действие регуляторы скорости паровых турбин, которые несколько уменьшают подачу пара (в гидравлических турбинах – подачу воды) снижая тем самым вырабатываемую генератором мощность до достижения нового баланса мощности в системе.

Регуляторы скорости вращения паровых турбин работают достаточно быстро, поэтому сброс нагрузки проводит к незначительному возрастанию частоты и быстрому ее восстановлению до номинального значения. В гидравлических турбинах регуляторы действуют медленнее и у них скорость вращения (частота) может повыситься до 120 – 140 %.

19) Влияние отклонения частоты на работу электроприемников, требования нормативных документов к отклонениям частоты.

Влияние отклонения частоты на работу электроприемников и электросистемы

Незначительныеснижения частоты (на несколько десятых герца) не представляет серьезной проблемы для электросистемы, но такое понижение частоты не благоприятно отражается на работе потребителей. С понижением частоты снижается скорость вращения электродвигателей (особенно асинхронных) и, соответственно, производительность приводимых ими в движение механизмов.

На отдельных предприятиях отклонение частоты от номинальной может привести к нарушению технологии производства, снижение частоты на 3 – 5% нарушает работу радиооборудования и ряда автоматических устройств управления. При снижении частоты резко возрастает реактивная мощность трансформаторов и вращающихся машин, что снижает экономичность работы электрических сетей.

Крайне отрицательно влияет снижение частоты на работу тепловых электростанций. Так, например снижение частоты на 3 – 5 Гц влечет уменьшение на 20 – 40 % подачу воды в конденсатор циркуляционными насосами. Это ведет к уменьшению располагаемой мощности (мощности которую может генерировать) станции, что в свою очередь ведет к дальнейшему падению частоты в системе. Это опасное явление получило название «лавина частоты».

Требования нормативных документов к устройствам АЧР

Согласно ПУЭ устройство автоматического ограничения снижения частоты должно исключить работу электросистемы при частотах ниже 45 Гц, время работы с частотой ниже 47 Гц не должно превышать 20 с, а с частотой ниже 48,5 Гц – 60 с.

ГОСТ по качеству электроэнергии нормирует следующие отклонения частоты:

— нормально допустимые отклонения (в нормальном режимах работы)

± 0,2 Гц;

— максимально допустимые отклонения (в послеаварийном режимах)

± 0,4 Гц.

Принцип действия АЧР, категории и очереди АЧР

Принцип действия АЧР

Аварийное снижение частоты, вызванное внезапным значительным дефицитом активной мощности имеет быстротечный характер – несколько секунд. Поэтому парировать это снижение может только автоматика. Первоначально, автоматика задействует все резервы активной мощности в системе. Исправные генераторы системы берут на себя максимум нагрузки (с учетом допустимых кратковременных перегрузок).

Если после этих действий автоматики частота продолжает снижаться (что свидетельствует о не устраненном дефиците активной мощности) остается единственный способ уравнять величины генерируемой и потребляемой мощностей – отключить часть наименее ответственных электроприемников.

Такие отключения осуществляются специальными устройствами электроавтоматики – автоматами частотной разгрузки – АЧР.

Устройства АЧР, как правило, устанавливаются на подстанциях электросистемы, допускается их установка непосредственно у потребителей, но под контролем электросистемы .

ПУЭ подразделяет устройства АЧР на две категории: АЧРI и АЧРII.

Первая категория – АЧРI предназначена для не допущения глубокого снижения частоты в первоначальный момент развития аварии. Эти устройства выполняются быстродействующими (с выдержками времени tАЧР ≤ 0,5 с) и уставками срабатывания по частоте от 47 – 48 Гц до 46 – 46,5 Гц. Для реализации АЧРI потребители отключаются небольшими группами, согласно очередности. Электроприемники первой очереди отключаются, например, при снижении частоты ниже 48 Гц. Если снижение частоты будет продолжаться отключаются электроприемники второй очереди с уставкой 47,5 Гц, далее – третьей, с уставкой 47 Гц. Минимальное отличие в уставках частоты ближайших очередей принимают равным 0,1 Гц. АЧРI оборудуется примерно 75 – 80% всей электрической нагрузки оснащаемой АЧР.

Вторая категория – АЧРII предназначена для восстановления частоты в случае если она длительно остается пониженной, образно говоря «зависает» на уровне около 48 Гц. Уставки по частоте АЧРII принимают одинаковыми и на 0,5 Гц выше верхней уставки АЧРI. В отличии от АЧРI в работу АЧРII вводятся значительные выдержки времени в диапазоне 15 – 90 с отличающиеся друг от друга на 5 с. Такие относительно большие выдержки необходимы для подключения резервов мощности, в частности, запуска гидрогенераторов. Устройствами АЧРII оснащается примерно 20 – 25 % всей электрической нагрузки оснащаемой АЧР.

21) Эл.схема устройства АЧР на электромеханических реле, работа схемы.

На рис. 7.1 приведена схема устройства АЧР на постоянном оперативном токе с использованием электромеханических или электронных реле.

Основным элементом схемы является реле частоты KF (электромеханическое типа ИВЧ-3 индукционного принципа действия или электронное типа УРЧ-3М). Реле KF контролирует частоту первичной сети через измерительный трансформатор напряжения TV. При снижении частоты ниже уставки, реле KF замыкаетсвой контакт в цепи реле времени KT. Напряжение постоянного оперативного тока, вырабатываемое блоком питания UGV (например типа БПЗ-401), подается на обмотку реле времени KT (типа ЭВ-100 или ВЛ-68). Последнее, через заданную выдержку времени замкнет свой контакт KT в цепи обмоток указательного реле KH (типа РУ-21) и промежуточного реле KL (типа РП-23). Подробное описание названных реле приведено в лабораторной работе 1 и 2.

Промежуточное реле замыкает свои контакты KL1 и KL2, посылая команды отключения на приводы выключателей Q1 и Q2. Выключатели срабатывают, отключая присоединенные через них электроприемники. Замкнувшиеся контакты KL3 формируют команду на запрет АПВ. Срабатывание указательного реле KH сигнализирует обслуживающему персоналу о фактесрабатывания устройства АЧР.

Требования к нормированному первичному регулированию частоты

Стр 1 из 5

Электрические сети и системы

Общая характеристика ЕЭС. ОЭС Сибири.

Планирование работы.

Режим работы энергосистемы планируется на сутки вперед с разбивкой на каждый час суток, заданием плановых значение нагрузки для каждой электростанции ЕЭС России, перетоков мощности по всем контролируемым сечениям, заданием величины напряжения в контрольных точках. ППБР – предварительный план балансирующего рынка. С наступлением расчетных суток, каждые 2 часа режим работы энергосистемы уточняется. ПБР – план балансирующего рынка. ТГ – торговый график.

Управление режимами работы. Система диспетчерских команд.

Регулирование частоты.

Данный текст представляет собой выдержки из стандарта СО ЕЭС по регулированию частоты и активной мощности, адаптированный для чтения лекций студентам заочной формы обучения.

Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины и определения:

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.

Вторичная мощность: величина изменения активной мощности генерирующего оборудования при вторичном регулировании.

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.

Вынужденный режим энергосистемы: режим энергосистемы, при котором загрузка некоторых контролируемых сечений выше максимально допустимой, но не превышает аварийно допустимой.

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.


Квазиустановившееся значение параметра: усредненное на 20- секундном временном интервале значение параметра.

Контролируемое сечение: совокупность линий электропередачи и других элементов сети, определяемых диспетчерским центром ОАО «СО ЕЭС», перетоки активной мощности по которым контролируются и/или регулируются в целях обеспечения устойчивости энергосистемы и допустимых режимов работы линий электропередачи и оборудования.

Крутизна статической частотной характеристики (крутизна СЧХ):

коэффициент линеаризованной зависимости суммарной первичной мощности и изменения мощности потребления области регулирования от изменения частоты.

«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.

Независимые каналы связи: каналы связи, организация которых исключает возможность их одновременного отказа (вывода из работы) по общей причине.

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.

Номинальная частота: значение частоты 50 Гц.

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.

Общее первичное регулирование частоты: первичное регулирование, осуществляемое генерирующим оборудованием (за исключением генерирующего оборудования, указанного в настоящем Стандарте), в пределах, имеющихся в данный момент времени резервов первичного регулирования, в соответствии с характеристиками (параметрами) общего первичного регулирования.

Первичная мощность: величина изменения активной мощности генерирующего оборудования при первичном регулировании.

Первичное регулирование частоты (первичное регулирование):

процесс автоматического изменения мощности генерирующего оборудования под действием первичных регуляторов, вызванный изменением частоты и направленный на уменьшение этого изменения.

Первичные регуляторы: автоматические регуляторы частоты вращения турбин и регуляторы активной мощности, обеспечивающие первичное регулирование генерирующего оборудования.

Регулировочный диапазон: интервал допустимых нагрузок генерирующего оборудования по активной мощности для нормальных условий его эксплуатации, при которых параметры генерирующего оборудования находятся в допустимых пределах.

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.

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.

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.

Связь (в электрической сети): последовательность элементов электрической сети (линий электропередач, трансформаторов, систем (секций) шин, коммутационных аппаратов), соединяющих две части энергосистемы.

Сечение (в электрической сети): совокупность сетевых элементов одной или нескольких связей.

Синхронная зона: совокупность всего синхронно работающего генерирующего оборудования и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, имеющих общую частоту электрического тока.

Статизм первичного регулирования: коэффициент, определяющий зависимость изменения активной мощности генерирующего оборудования под воздействием регулятора частоты вращения турбины (регулятора мощности) от изменения частоты.

Третичное регулирование мощности (третичное регулирование):

процесс изменения активной мощности генерирующего оборудования в целях восстановления резервов вторичного регулирования.

Частота: значение частоты электрического тока.

1- я синхронная зона ЕЭС России: часть ЕЭС России, нормально работающая параллельно с энергосистемами стран СНГ и Балтии, включающая в себя все объединенные энергосистемы, кроме объединенной энергосистемы Востока.

2-я синхронная зона ЕЭС России: часть ЕЭС России, включающая в себя объединенную энергосистему Востока, нормально работающая изолированно от 1-й синхронной зоны ЕЭС России.

4. Обозначения и 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;

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.

5. Общие требования к регулированию частоты и перетоков

активной мощности

5.1. В ЕЭС России должно осуществляться непрерывное регулирование электроэнергетического режима по частоте и перетокам активной мощности с целью поддержания частоты в пределах, определенных требованиями настоящего Стандарта, и поддержания перетоков активной мощности в контролируемых сечениях в пределах максимально допустимых значений, определенных ОАО «СО ЕЭС».

5.2. Регулирование электроэнергетического режима по частоте и перетокам активной мощности должно осуществляться посредством первичного (общего и нормированного), вторичного и третичного регулирования.

5.3. В 1-ой синхронной зоне ЕЭС России должно быть обеспечено поддержание:

— 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 минут;

— перетоков активной мощности в контролируемых сечениях в пределах допустимых значений.

5.4. Во 2-й синхронной зоне ЕЭС России, а также в 1-й синхронной зоне ЕЭС России при ее работе в вынужденном режиме, должно быть обеспечено поддержание:

— 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.

5.5. В нормальном режиме энергосистемы при регулировании частоты посредством автоматического вторичного регулирования должно обеспечиваться поддержание средней величины частоты за любой час суток в пределах (50,00+0,01) Гц в 1-ой и 2-ой синхронных зонах ЕЭС России.

5.6. 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.

5.7. ОАО «СО ЕЭС» должно осуществлять планирование баланса активной мощности для номинального значения частоты электрического тока.

5.8. 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 ОАО «СО ЕЭС»;

— готовность генерирующего оборудования к реализации резервов в автоматическом режиме или по диспетчерским командам ОАО «СО ЕЭС»;

— 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 ОАО «СО ЕЭС» для обеспечения функционирования ЦС (ЦКС) АРЧМ и системы мониторинга участия генерирующего оборудования в первичном, вторичном и третичном регулировании.

5.9. 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.

5.10. Допускается одновременное участие генерирующего оборудования во всех видах регулирования при условии выполнения требований к каждому из видов регулирования.

6. Первичное регулирование

6.1. Общие требования

6.1.1. Первичное регулирование должно осуществляться с целью ограничения отклонений частоты от номинального значения для безопасной эксплуатации электростанций и минимизации риска отключения энергопринимающих установок потребителей электрической энергии действием противоаварийной автоматики.

6.1.2. В синхронной зоне, в состав которой входит 1-я синхронная зона ЕЭС России, при возникновении небаланса активной мощности не более расчетного, первичным регулированием должно обеспечиваться удержание кратковременного динамического отклонения частоты в пределах не более 50,0±0,8 Гц.

6.1.3. Все генерирующее оборудование должно участвовать в ОПРЧ, за исключением энергоблоков АЭС с реакторами типа РБМК и БН.

6.1.4. В устройствах, обеспечивающих участие генерирующего оборудования в первичном регулировании частоты, должны использоваться только измерения частоты вращения турбины.

6.1.5. При скачкообразном изменении частоты изменение активной мощности генерирующего оборудования в процессе первичного регулирования должно носить апериодический характер. При этом в становившемся режиме отклонение фактической мощности генерирующего оборудования от требуемой величины задания активной мощности должно быть не более ±1% от номинальной мощности генерирующего оборудования.

6.2. Требования к общему первичному регулированию частоты

6.2.1. Для участия в ОПРЧ генерирующее оборудование любого типа должно соответствовать следующим требованиям:

— зона нечувствительности не должна превышать 0,05 Гц – 0,15 Гц;

— «мертвая полоса» первичного регулирования не должна превышать (50,000+0,075) Гц;

— статизм первичного регулирования должен находиться в пределах 4,0-5,0 % для энергоблоков ТЭС и в пределах 4,5-6,0 % для ГЭС.

6.2.2. Величины статизма и «мертвой полосы» первичного регулирования для участия в ОПРЧ определяются собственниками генерирующего оборудования.

6.2.3. 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 минут для пылеугольных энергоблоков, не более 7 мин для ТЭС с общим паропроводом.

6.2.6.2. 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.

6.2.3. Для участия в ОПРЧ маневренные характеристики генерирующего оборудования ГЭС (ГАЭС) должны удовлетворять следующим требованиям:

6.2.7.1. 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.

Требования к нормированному первичному регулированию частоты

6.3.1. 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, по активной мощности не более 0,3 % номинальной мощности;

— 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, до возврата частоты в пределы «мертвой полосы»;

— при скачкообразном отклонении частоты за пределы «мертвой полосы» первичного регулирования половина требуемой первичной мощности в пределах заданного резерва первичного регулирования должна быть реализована не более чем за 15 с и полностью не более чем за 30 с;

— 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.

6.3.2. Для генерирующего оборудования, привлекаемого к участию в НПРЧ, ОАО «СО ЕЭС» должны задаваться следующие параметры:

— величина резерва первичного регулирования на загрузку и разгрузку;

— величина «мертвой полосы» первичного регулирования;

— величина статизма первичного регулирования.

6.3.3. На генерирующем оборудовании, находящемся в работе, ввод и вывод режима участия в НПРЧ должен осуществляться оперативным изменением уставки «мертвой полосы» первичного регулирования.

7. Вторичное регулирование

7.1. Общие требования

7.1.1. Вторичное регулирование должно выполнять функции поддержания заданного значения частоты в синхронной зоне, регулирования внешних перетоков областей регулирования, ограничения перетоков активной мощности в контролируемых сечениях.

7.1.2. Ограничение перетоков активной мощности в контролируемых сечениях должно являться приоритетным по отношению к поддержанию заданного значения частоты или внешнего перетока области регулирования.

7.1.3. Вторичное регулирование должно осуществляться генерирующим оборудованием, имеющим необходимые маневренные и регулировочные возможности.

7.1.4. На всех ГЭС должна быть обеспечена возможность их участия во вторичном регулировании, а на ГЭС с установленной мощностью более 100 МВт — возможность участия в автоматическом вторичном регулировании.

7.1.5. При участии генерирующего оборудования во вторичном регулировании (в том числе автоматическом) должна сохраняться функция его участия в первичном регулировании.

7.1.6. Для возможности осуществления ОАО «СО ЕЭС» функции регулирования и ограничения перетоков активной мощности должно быть обеспечено:

— передача с объектов электроэнергетики в диспетчерские центры телеизмерений перетоков активной мощности по контролируемым связям и телеизмерений частоты;

— формирование в диспетчерских центрах текущих величин перегрузки контролируемых сечений путём сопоставления текущего суммарного перетока активной мощности по контролируемым сечениям с максимально допустимыми перетоками активной мощности в соответствующих контролируемых сечениях.

7.1.7. Для возможности осуществления ОАО «СО ЕЭС» функции вторичного регулирования частоты должно быть обеспечено:

— передача с объектов электроэнергетики в диспетчерские центры телеизмерений частоты.

7.1.8. Осуществление ОАО «СО ЕЭС» функций вторичного регулирования производится путём выдачи диспетчерских команд на изменение активной мощности генерирующего оборудования и/или выдачи заданий вторичной мощности с использованием ЦС (ЦКС) АРЧМ.

7.1.9. При планировании величин и мест размещения резервов вторичного регулирования в областях регулирования должна учитываться пропускная способность контролируемых сечений.

8. Третичное регулирование

8.1. Третичное регулирование должно осуществляться для поддержания заданных величин резервов вторичного регулирования, их восстановления в процессе регулирования частоты и перетоков активной мощности.

8.2. Для третичного регулирования должны использоваться:

— пуск-останов гидрогенераторов;

— пуск-останов, перевод в генераторный или насосный режим гидроагрегатов ГАЭС;

— загрузка (разгрузка) энергоблоков ТЭС;

— загрузка (разгрузка) агрегатов парогазовых установок;

— загрузка (разгрузка) энергоблоков АЭС.

8.3. Объёмы резервов третичного регулирования, размещаемые ОАО «СО ЕЭС» в электроэнергетике, должны быть достаточными для восстановления резервов вторичного регулирования.

8.4. При планировании величин и мест размещения резервов третичного регулирования должна учитываться пропускная способность контролируемых сечений.

10. 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. 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.

10.1.4. 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».

10.1.5. Требования к устройствам системы мониторинга, объёму регистрируемых параметров, необходимых для мониторинга участия генерирующего оборудования в НПРЧ, устанавливаются ОАО «СО ЕЭС».

АРЧМ. АЧР, ЧАПВ.

Регулирование напряжения

Системы регулирования напряженияэлектроснабжения и электроприемники выполняют такими, чтобы наилучшее функционирование достигалось при питании их от однофазной или симметричной трёхфазной системы напряжением заданной амплитуды и синусоидальной формы частотой 50 Гц. Однако в реальных электрических сетях по известным причинам возникают отклонения от идеальных параметров, что приводит к ухудшению работы установок потребителей электроэнергии, проявляющемуся в технико-экономическом ущербе.
Невнимание к качеству электроэнергии в процессе эксплуатации ЭС приводит к прогрессирующему расстройству электроснабжения и нарушениям работы электроприемников. Отклонение показателей качества электроэнергии является и результатом воздействия на ЭС электроустановок потребителей.

Отклонения показателей качества электроэнергии от идеальных подразделяют на нормально- и максимально допустимые. В течение 95% времени суток (22,8 ч) показатели качества электроэнергии не должны выходить за пределы нормально допустимых значений и в течение всего времени, включая послеаварийные режимы, они должны находиться в пределах максимально допустимых значений.
Требования нормативно технических документов к качеству напряжения в электрической сети.

Согласно требований ПТЭ при регулировании напряжения в электрических сетях должны быть обеспечены:

1. Соответствие показателей напряжения требованиям государственного стандарта (ГОСТ 13109-97.

2. Соответствие уровня напряжения значениям, допустимым для оборудования электрических станций и сетей с учётом допустимых эксплуатационных повышений напряжения промышленной частоты на электрооборудовании (в соответствии с данными заводов-изготовителей и циркуляров);

3. Необходимый запас устойчивости энергосистем;

4. Минимум потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем.

Под нормированным первичным регулированием частоты (НПРЧ) понимается часть первичного регулирования, осуществляемое в целях обеспечения гарантированного качества первичного регулирования и повышения надёжности энергообъединения выделенными электростанциями (энергоблоками) нормированного первичного регулирования, на которых запланированы и постоянно поддерживаются резервы первичного регулирования, обеспечено их эффективное использование в соответствии с заданными для НПРЧ характеристиками (параметрами) первичного регулирования. Гарантированное качество первичного регулирования в синхронной зоне должно обеспечить удержание текущих значений частоты в безопасных для энергоблоков АЭС и ГРЭС, а также потребителей (предотвращение срабатывания АЧР) пределах (50±0,8 Гц в динамике и 50±0,2 Гц в квазистатике) при возникновении расчётного аварийного небаланса мощности.

Вторичное регулирование частоты.

Под вторичным регулированием понимается процесс изменения активной мощности специально выделенных для этой цели электростанций для компенсации возникшего небаланса мощности, ликвидации перегрузки транзитных связей, для восстановления частоты и заданных внешних перетоков, и, как следствие, восстановления резервов первичной регулирующей мощности, потраченных при действии первичного регулирования.

Под региональным вторичным регулированием понимается вторичное регулирование для энергосистемы.

Под зональным вторичным регулированием понимается совместное вторичное регулирование, осуществляемое в зоне двух и более смежных энергосистем, на основе особого соглашения о взаимодействии при региональном и зональном регулировании, заключенного между энергосистемами.

Под общим вторичным регулированием в энергообъединении понимается регулирование одним регулятором, расположенным в одной из энергосистем или в зоне регулирования, параметра, общего для энергообъединения (частоты, суммарного внешнего перетока по интерфейсу Восток-Запад).

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *