Нормы участия энергоблоков ТЭС в нормированном первичном и автоматическомвторичном регулировании частоты

г.Москва 2005 г.

Предисловие

Цели и принципыстандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27декабря 2002 г. №184-ФЗ«О техническом регулировании» и ГОСТ Р1.0-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения».

Порядокразработки и применения стандартов организации установлены ГОСТР 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандартыорганизаций. Общие положения».

Сведения о стандарте

1.Разработан ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», ООО «Эмерсон», ФГУП «ВНИИстандарт».

2.Внесен ФГУП «ВНИИстандарт».

3. Утвержденприказом Председателя Правления ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» от 06.06.2005 № 91.

4.Введен в действие с 01.07.2005.

5. Внастоящем стандарте реализованы нормы Федерального закона от 27.12.2002 №184-ФЗ «О техническомрегулировании».

При разработкенастоящего стандарта были также использованы материалы, изложенные в приказахОАО РАО «ЕЭС России» от 18.09.2002 №524 «О повышении качества первичного ивторичного регулирования частоты электрического тока в ЕЭС России» и от11.03.2005 №139 «О порядке подтверждения готовности энергоблоков ТЭС к участиюв регулировании частоты».

6. Разрабатывается впервые.

Содержание

Дата введения - 2005.07.01

1 Область применения

Настоящийстандарт распространяется на энергоблоки тепловых электростанций,предназначенные для участия в нормированном первичном и автоматическомвторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков мощности.

Онустанавливает системные технические требования к энергоблокам тепловыхэлектростанций и методику испытаний для проверки этих требований.

Стандартпредназначен для организаций, осуществляющих деятельность по разработке, внедрению,эксплуатации и проверке систем автоматического управления мощностьюэнергоблоков тепловых электростанций.

Требованиястандарта направлены на обеспечение необходимого объема модернизации системавтоматического управления мощностью энергоблоков тепловых электростанций дляобеспечения возможности их участия в нормированном первичном и автоматическомвторичном регулировании частоты и перетоков мощности.

2 Нормативныессылки

В настоящемстандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р1.0-2004«Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общиеположения»;

ГОСТР 1.4-2004«Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общиеположения»;

ГОСТР 1.5-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты национальныеРоссийской Федерации. Правила построения, изложения и обозначения».

3 Термины иопределения

В настоящемстандарте применяются следующие термины с соответствующими определениями:

 - первичные регуляторы - автоматические регуляторычастоты вращения турбины и производительности котла, изменяющие мощностьэнергоблока при изменении частоты;

 - система первичного регулирования энергоблока - совокупность устройствавтоматического управления мощностью турбины и производительности котла,обеспечивающих требуемое изменение мощности энергоблока при изменении частотыэлектрического тока. Включает в себя первичные регуляторы и систему локальногоизмерения частоты;

 - первичное регулирование - процесс изменения активноймощности энергоблоков под воздействием систем первичного регулированияэнергоблоков, вызванного изменением частоты;

 - первичная мощность - значение изменения активной мощности энергоблока в процессепервичного регулирования;

 - резерв первичного регулирования (первичный резерв)максимальное значение первичной мощности, которое может выдать энергоблок припонижении (резерв на загрузку) либо повышении (резерв на разгрузку) частоты.Резерв первичного регулирования расходуется при отклонении частоты и вновьвосстанавливается при ее возврате к номинальному значению;

 - общее первичное регулирование - первичное регулирование,осуществляемое всеми энергоблоками в пределах имеющихся в данный моментвремени резервов первичного регулирования с характеристиками систем первичногорегулирования энергоблоков, заданными действующими нормативами, и имеющее цельюсохранение энергоснабжения потребителей и функционирования электростанций приаварийных отклонениях частоты;

 - нормированное первичное регулирование - первичное регулирование,осуществляемое выделенными энергоблоками нормированного первичногорегулирования, на которых запланированы и постоянно поддерживаются резервыпервичного регулирования и обеспечено их эффективное использование всоответствии с заданными характеристиками (параметрами) первичногорегулирования;

 - диапазон первичного регулирования - арифметическая сумматекущих величин резервов первичного регулирования энергоблока на загрузку иразгрузку;

 - вторичное регулирование - процесс изменения активноймощности энергоблоков под воздействием централизованной системы автоматическогорегулирования частоты и мощности (центрального регулятора) для компенсации возникающихв энергосистеме небалансов мощности, ликвидации перегрузки транзитных связей,восстановления номинальной частоты и потраченных при действии первичногорегулирования резервов первичного регулирования;

 - резерв вторичного регулирования (вторичный резерв) -значение максимально возможного изменения мощности энергоблока по команде отцентрального регулятора на загрузку или разгрузку (соответственно резерв назагрузку и резерв на разгрузку);

 - диапазон вторичного регулирования - арифметическая сумматекущих величин резервов вторичного регулирования энергоблока на загрузку иразгрузку;

 - третичное регулирование - оперативное илиавтоматическое изменение плановой (базовой) мощности энергоблоков третичногорегулирования в целях восстановления вторичных резервов по мере их исчерпания,а также для осуществления оперативной коррекции режима в иных целях;

 - резерв третичного регулирования (третичный резерв) - значение максимальновозможного изменения мощности энергоблока при третичном регулировании по оперативнымкомандам или командам центрального регулятора на загрузку или разгрузку(соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку) в пределахрегулировочного диапазона;

 - диапазон третичного регулирования - арифметическая сумматекущих величин резервов третичного регулирования энергоблока на загрузку иразгрузку;

 - плановая (базовая) нагрузка энергоблока - величина активноймощности, которую должен выдавать энергоблок в соответствии с диспетчерскимграфиком или командой диспетчера энергосистемы. Плановая (базовая) мощностьэнергоблока является исходной для первичного и вторичного регулирования;

 - регулировочный диапазон энергоблока - интервал допустимыхнагрузок энергоблока в соответствии с действующими техническими условиямиэксплуатации;

 - диапазон автоматического регулирования энергоблока - интервал нагрузок, впределах которого энергоблок может изменять свою мощность при отработке заданийпервичного, вторичного и третичного регулирования в полностью автоматическомрежиме, при условии поддержания технологических параметров работы энергоблока взаданных пределах, без выхода на аварийные ограничения.

4 Требования к энергоблокам тепловых электростанций, выделяемым дляучастия в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулированиичастоты

4.1 Общие требования

Энергоблокдолжен участвовать в первичном и вторичном регулировании автоматически.

В стандартездесь и далее:

 - под словом «мощность» понимается активнаямощность;

 - под первичным регулированием понимаетсянормированное первичное регулирование, под вторичным регулированием -автоматическое вторичное регулирование, если специально не оговорено другое;

 - под динамической погрешностью понимаетсяразница между величиной суммарного задания мощности и текущим значениеммощности энергоблока в каждый момент времени.

4.1.1 Требования к точности измеренияактивной мощности

Измерениеактивной мощности энергоблока должно осуществляться с точностью не хуже 1%.

4.1.2 Требования ккачеству регулирования активной мощности

В статическомсостоянии текущая активная мощность энергоблока должна поддерживаться сточностью не хуже 1% от номинальной.

Переходныйпроцесс изменения активной мощности энергоблока должен носить апериодическийхарактер без перерегулирования. Допускается отклонение от апериодическогопроцесса изменения активной мощности без перерегулирования не более чем на 1%от номинальной мощности энергоблока.

4.1.3Применение требований

Все требованиядля систем регулирования и управления энергоблоками тепловых станций,предназначенных для участия в первичном и вторичном регулировании, должнывыполняться каждым энергоблоком не зависимо от наличия или отсутствия системыгруппового регулирования активной мощности (ГРАМ).

4.1.4Параметры первичного и вторичного регулирования

Исходной дляпервичного и вторичного регулирования является плановая (базовая) мощностьэнергоблока.

Параметрыпервичного регулирования:

 - диапазон первичного регулирования (резервпервичного регулирования на загрузку и разгрузку);

 - зона нечувствительности первичныхрегуляторов;

 - мертвая полоса первичного регулирования;

 - статизм;

 - динамика изменения мощности энергоблока.

Параметрывторичного регулирования:

 - диапазон вторичного регулирования (резерввторичного регулирования на загрузку и разгрузку);

 - максимальная скорость изменения мощности;

состояниевключено/выключено.

Параметрыпервичного и вторичного регулирования должны меняться только уполномоченнымперсоналом электростанции по заданию ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС».

4.1.5 Требованияк архивной регистрации

Для текущей иаварийной проверки состояния и качества выполнения требований к системерегулирования должна проводиться непрерывная архивная регистрация как минимумследующих параметров энергоблока с дискретизацией по времени не более 1секунды:

- заданий мощности по первичному,вторичному и третичному регулированию и суммарного задания мощности;

-мощности генератора энергоблока;

-частоты электрического тока в сети (скорости вращения турбины);

-текущих значений параметров первичного и вторичного регулирования;

-состояния генераторного (или/и линейного) выключателя;

-расхода топлива, давления и температуры пара перед ЦВД и ЦСД;

-дискретных сигналов наличия (отсутствия) ограничений на изменение мощностиэнергоблока при первичном и вторичном регулировании.

Времярегистрации должно быть привязано к астрономическому времени с точностью нехуже 1 секунды.

Дополнительнодолжны фиксироваться и архивироваться средние за каждый час значения частоты и мощностигенератора энергоблока.

Запись архивовдолжна осуществляться с разрешающей способностью не хуже чем 14 бит.

Архивные данныедолжны сохраняться в системе архивной регистрации в течение не менее 6-тимесяцев.

4.1.6Требования к автоматизации процесса регулирования

Процессрегулирования энергоблока при выполнении требований по первичному, вторичному итретичному регулированию должен проходить в автоматическом режиме без участияоператора в пределах заданных диапазонов первичного, вторичного и автоматическоготретичного регулирования.

4.1.7Требования к котельной автоматике

В процессерегулирования котельная автоматика должна обеспечивать требуемое изменениемощности при заданной динамике и поддерживать параметры котла в заданныхпределах без колебательного процесса и тенденции к выходу параметров котла нааварийные ограничения.

4.2Требования к первичному регулированию частоты электрического тока

4.2.1 Порядокосуществления первичного регулирования

Первичноерегулирование должно осуществляться путём изменения мощности энергоблока взависимости от отклонения частоты по статической характеристике, показанной нарисунке 4.1, где

ΔР_макс ^_ максимальная первичнаямощность, ограниченная безопасностью энергоблока;

±Δf₀ - мертвая полоса первичногорегулирования (см. п.4.2.5);

Δf_р - расчётное отклонение частоты;

Δf = 0 при 50,00 Гц;

ΔР_П = 0 при Р_исх (см. п.4.2.9).

4.2.2. Циклработы системы первичного регулирования

Цикл работысистемы первичного регулирования не должен превышать 1 секунды.

Цикл обновленияизмерений частоты электрического тока для нужд первичного регулирования долженсоответствовать циклу работы системы первичного регулирования и не долженпревышать 1 секунды.

4.2.3Измерения частоты электрического тока

Локальнымизмерением частоты электрического тока называется измерение частоты наэнергоблоке для целей первичного регулирования.

Точностьлокальных измерений частоты электрического тока системой автоматическогорегулирования частоты и мощности энергоблока должна быть не хуже чем 10 мГц(желательно 5 мГц).

Необходимоиспользовать измерения частоты вращения турбины в качестве локального измерениячастоты электрического тока.

4.2.4Нечувствительность первичных регуляторов

Нечувствительностьпервичных регуляторов - наименьшая величина отклонения измеренной частотыэлектрического тока от номинального значения, вызывающая перемещениерегуляторами органов управления турбины и котла при минимальном значениимертвой полосы первичного регулирования (см. п.4.2.5).

Зонанечувствительности первичных регуляторов (±f_нч) - это диапазон отклоненийизмеренной частоты от номинального значения, в пределах которого необеспечивается перемещение регуляторами органов управления турбины и котла.

Зонанечувствительности первичных регуляторов не должна превышать ±10 мГц, включаязоны нечувствительности электронной и механической частей.

4.2.5 Мертвая полосапервичного регулирования

Мертвая полосапервичного регулирования (±Δf₀) - это диапазон фактическихотклонений частоты электрического тока от номинального значения, в которомэнергоблок может не изменять свою мощность.

За пределами мертвойполосы энергоблок должен выдавать первичную мощность в соответствии с заданнымстатизмом.

Минимальноезначение мертвой полосы первичного регулирования (±Δf_0мин), являясь суммой точности локального измерения частоты и зонынечувствительности первичных регуляторов, не должно превышать ±20мГц.

Величинамертвой полосы первичного регулирования должна задаваться в диапазоне ±(±Δf_0мин ÷ 500) мГц, с дискретностью не хуже 10 мГц.

Величинамертвой полосы первичного регулирования задается ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» в оперативномпорядке.

4.2.6Диапазон первичного регулирования

Системаавтоматического регулирования частоты и мощности энергоблока должнаобеспечивать выполнение требований нормированного первичного регулирования вдиапазоне первичного регулирования не менее ΔP_n(Δf) = ±5% Р_ном длянормальных режимов работы энергосистемы (нормальный резерв первичногорегулирования) и не менее ΔP_n(Δf) = ±12,5% Р_ном.Для возможных аварийных режимов работы энергосистемы (аварийный резервпервичного регулирования), где Р_ном - номинальная мощностьэнергоблока.

Диапазон первичного регулирования должен обеспечиваться при любойисходной мощности энергоблока (в пределах диапазонов третичного и вторичногорегулирования) и может быть ограничен лишь в целях предотвращения аварийногоостанова энергоблока.

4.2.7 Статизм

Величинастатизма определяет наклон статической характеристики первичного регулирования.За пределами мертвой полосы величина статизма S[%] определяется по формуле:

где Δf_р - расчетное отклонение частоты от номинальной, [Гц] (см. п.4.2.9);

f_ном - номинальная частота 50,00 Гц;

ΔР_П - выдаваемая энергоблокомпервичная мощность, [МВт] (см. п.4.2.9);

Р_ном - номинальная мощностьэнергоблока, [МВт].

Статизм принят положительным, что учтено знаком «-» в формуле.

Системауправления частоты и мощности энергоблока должна обладать возможностью заданиявеличины статизма в диапазоне 4-6% с дискретностью не хуже 1%.

Величинастатизма задается ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» в оперативном порядке в пределах указанногодиапазона.

4.2.8 Примерыстатической характеристики

Примерыстатической характеристики для разных величин мертвой полосы и статизма показанына рисунках 4.2. и 4.3.

4.2.9Мощность, вырабатываемая энергоблоком в процессе первичного регулирования

Мощность,вырабатываемая энергоблоком в результате первичного регулирования, должнапостоянно изменяться вслед за изменениями частоты электрического тока.

Системаавтоматического регулирования частоты и мощности энергоблока должна отслеживатьтекущие отклонения частоты с учетом возможного изменения не только величины, нои знака отклонения, своими действиями способствуя нормализации частоты, т.е.работать в следящем за отклонением частоты режиме.

Фактическаяпервичная мощность энергоблока:

ΔР_п = Р-Р_исх,[МВт],

где Р -текущая мощность энергоблока;

Р_исх - исходная мощностьэнергоблока до момента отклонения частоты, обусловленная вторичным и третичнымрегулированием.

Первичнаямощность положительна при загрузке энергоблока.

Расчетноеотклонение частоты Δf_р=0 при нахождении частоты впределах мертвой полосы первичного регулирования (50,00± Δf₀), и соответствует отклонению частоты от ближайшего края мертвой полосыв остальных случаях:

Δf_р = f - (50,00 + Δf₀)при повышенной частоте;

Δf_р = f - (50,00 - Δf₀)при пониженной частоте,

где f -текущее значение частоты.

Расчетноеотклонение частоты положительно при повышении частоты.

Расчетнаяпервичная мощность:

4.2.10 Требования кдинамике изменения мощности энергоблока

В случаескачкообразного изменения частоты соответствующее изменение мощностиэнергоблока (п.4.2.9)под действием системы первичного регулирования должно происходить такимобразом, чтобы полная требуемая величина изменения мощности в пределахзаданного нормального резерва первичного регулирования была достигнута за 30секунд. При этом достижение 50% требуемой величины изменения мощности должноосуществляться в течение не более 10 секунд.

Требования кдинамике изменения мощности энергоблока показаны на рисунке 4.4.

При аварийном скачкообразном изменении частоты соответствующееизменение мощности энергоблока (п.4.2.9) подвоздействием системы первичного регулирования должно происходить таким образом,чтобы полная требуемая величина изменения мощности в пределах заданногоаварийного резерва первичного регулирования была достигнута за 2 минуты. Приэтом достижение 50% требуемой величины изменения мощности должно осуществлятьсяв течение не более 10 секунд.

Требования кдинамике изменения мощности энергоблока показаны на рисунке 4.5.

Призначительных отклонениях частоты, когда величина требуемой первичной мощностиэнергоблока превышает заданный резерв первичного регулирования, выдача мощностидолжна осуществляться в пределах имеющегося диапазона автоматическогорегулирования с динамикой, определяемой системой регулирования, при условиисохранения технологической устойчивости энергоблока (общее первичноерегулирование частоты).

4.2.11Требования к поддержанию первичной мощности энергоблока

Мощностьэнергоблока, вырабатываемая в рамках первичного регулирования, должнаизменяться при изменении частоты в соответствии с требованиями пп. 4.1.2,4.2.9, 4.2.10и поддерживаться на должном уровне при неизменной частоте.

Первичнаямощность энергоблока должна выдаваться до тех пор, пока отклонение частоты отноминального значения не будет устранено системой вторичного регулирования (довхода отклонения частоты в заданную мертвую полосу первичного регулирования).Учитывая требования по вторичному регулированию, за минимальное времяподдержания мощности, вырабатываемой энергоблоком в рамках первичногорегулирования, принимается 15 минут.

4.2.12Порядок исключения энергоблока из нормированного первичного регулирования

Исключениеэнергоблока из нормированного первичного регулирования частоты выполняется пораспоряжению ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» путем расширения мертвой полосы первичногорегулирования до уровня, определенного ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», но не более норматива,установленного для общего первичного регулирования.

Структурасистемы регулирования частоты и мощности энергоблока должна обеспечиватьвозможность изменения мертвой полосы первичного регулирования без потериэнергоблоком функции первичного регулирования.

Исключениеэнергоблока из общего первичного регулирования частоты не производится.

4.3Требования к вторичному регулированию

4.3.1 Порядокосуществления вторичного регулирования

Вторичноерегулирование должно осуществляться путём изменения мощности энергоблока подвоздействием сигнала от центрального регулятора с заданной им скоростью.

4.3.2Диапазон вторичного регулирования

Системаавтоматического регулирования частоты и мощности энергоблока должнаобеспечивать выполнение требований автоматического вторичного регулирования впределах диапазона вторичного регулирования (резерв мощности на загрузку иразгрузку энергоблока) не менее ±5% Р_ном

При участииэнергоблока одновременно в нормированном первичном регулировании диапазонвторичного регулирования должен создаваться дополнительно к диапазонупервичного регулирования.

В системеавтоматического регулирования частоты и мощности энергоблока должны бытьпредусмотрены регулируемые ограничители диапазона вторичного регулирования дляисключения возможности уменьшения заданного диапазона первичного регулирования в процессеучастия энергоблока во вторичном регулировании.

4.3.3Скорость изменения мощности энергоблока

Скоростьизменения мощности энергоблока в рамках участия энергоблока во вторичномрегулировании частоты должна отвечать задачам, возложенным на вторичноерегулирование, и задается центральным регулятором (не выше максимальнодопустимой).

Системаавтоматического регулирования частоты и мощности энергоблока должна обеспечитьвозможность изменения мощности энергоблока на величину всего диапазонавторичного регулирования за время не более 10 минут. Принимая за минимальныйдиапазон вторичного регулирования ±5% Р_ном изменение мощностипри вторичном регулировании должно выполняться со скоростью не менее 1% Р_ном/мин.,но не более максимально допустимой скорости 4% Р_ном/мин.

4.3.4Требования к динамике изменения мощности энергоблока

Величинамощности, вырабатываемая в рамках участия энергоблока во вторичномрегулировании, должна постоянно изменяться вслед за изменением сигнала заданияцентрального регулятора. Динамическая и статическая погрешность отработкизадания не должна превышать 1% Р_ном при любой скоростиизменения задания, вплоть до максимальной.

4.4Требования к третичному регулированию

Третичнымрегулированием задается плановая (базовая) мощность энергоблока, относительнокоторой размещаются диапазоны первичного и вторичного регулирования.

Плановаямощность задается оперативно органами третичного регулирования энергоблока илиможет автоматически корректироваться командами центрального регулятора соскоростью, определяемой органами третичного регулирования энергоблока.

Плановая(базовая) мощность энергоблока должна задаваться в пределах диапазонатретичного регулирования таким образом, чтобы обеспечивалась возможностьодновременного использования заданных диапазонов первичного и вторичногорегулирования.

При третичномрегулировании скорость изменения мощности энергоблока определяется еготехнологическими возможностями при одновременном участии в первичном ивторичном регулировании.

Погрешностьотработки задания при третичном регулировании мощности энергоблока не должнапревышать 1% от Р_ном

4.5 Совместнаяработа первичного, вторичного и третичного регулирования

4.5.1Требования к порядку выполнения совместных заданий по регулированию

В каждыймомент времени задания первичного, вторичного регулирования, а также задание наизменения плановой (базовой) мощности энергоблока (задание третичногорегулирования) должны выполняться одновременно в пределах доступных ресурсовэнергоблока и его систем регулирования. Ответственность за выполнение этоготребования несёт персонал электростанции.

Мощность,вырабатываемая энергоблоком, как сумма плановой (базовой) мощности и мощностивырабатываемой в результате первичного и вторичного регулирования, не должнавыходить за пределы регулировочного диапазона энергоблока, определенногодействующими техническими инструкциями и руководящими документами.

4.5.2Диапазон автоматического регулирования

Плановая(базовая) мощность энергоблока должна поддерживаться такой, чтобы диапазонавтоматического регулирования (резерв мощности на загрузку и разгрузкуэнергоблока без выхода за пределы технологических и режимных ограничений) былдостаточен для размещения в его пределах диапазонов первичного и вторичногорегулирования.

4.5.3Требования к взаимному расположению диапазонов регулирования

Все диапазоныпервичного, вторичного и третичного регулирования должны располагаться внутридиапазона автоматического регулирования энергоблока.

Диапазонвторичного регулирования должен размещаться относительно заданной графикомплановой (базовой) мощности (мощности третичного регулирования).

Диапазонпервичного регулирования должен размещаться относительно суммарных диапазоновмощности вторичного и третичного регулирования.

Диапазонвторичного регулирования может занимать лишь свободную от диапазона первичногорегулирования часть диапазона автоматического регулирования энергоблока.

Диапазонтретичного регулирования может занимать лишь свободную от диапазонов первичногои вторичного регулирования часть диапазона автоматического регулированияэнергоблока.

При отключениифункции вторичного регулирования командой диспетчера ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» имеющийсядиапазон автоматического третичного регулирования энергоблока может бытьрасширен за счет диапазонов вторичного регулирования. Перед повторнымвключением функции вторичного регулирования диспетчер ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» долженвосстановить диапазон вторичного регулирования путем изменения плановойнагрузки энергоблока.

На рис. 4.6.схематически показаны примеры размещения диапазонов регулирования при наличиивозможности размещения третичного резерва внутри диапазона автоматическогорегулирования.

На рис. 4.7.схематически показаны примеры размещения диапазонов регулирования приотсутствии возможности размещения третичного резерва в пределах диапазонаавтоматического регулирования.

При этом сохраняется возможность оперативного изменения плановойнагрузки энергоблока в пределах регулировочного диапазона с соответствующейперестройкой системы автоматического регулирования для поддержания заданныхдиапазонов первичного и вторичного регулирования.

4.5.4Динамика совместного регулирования

Динамика совместногорегулирования должна удовлетворять требованиям к отдельным видам регулированияи не должна превышать допустимых значений, определённых действующимитехническими инструкциями и руководящими документами (табл. 4.1).

В табл. 4.1 даны предельно допустимые значенияначального скачка нагрузки (dN) и скорости последующегоизменения нагрузки (dN/dt)в том же направлении для турбин мощностью 160-800 МВт при плановом и неплановомизменениях нагрузки (по норме HP 34-70-113-86).

Первичное ивторичное регулирование являются неплановыми изменениями, а третичноерегулирование - плановым изменением.

В нормальныхусловиях работы энергосистемы требования по резервам первичного и вторичногорегулирования (суммарно ±10% Р_ном) укладываются в допустимуювеличину скачка при неплановых изменениях мощности (порядка ±7% Р_номдля турбин любого типа), поскольку:

 - использование первичного резерва будет лишьчастичным (до ±2% Р_ном) вследствие высокого качестварегулирования частоты;

 - вторичный резерв будет использованполностью (±5% Р_ном);

 - суммарное использование обоих резервов невыйдет за разрешенные для непрерывного регулирования ±7% Р_ном.

Редкиеслучаи полного одновременного использования первичного и вторичного резерва(±10% Р_ном) возможны только при аварийном режиме работыэнергосистемы и подпадают под условия п.3 табл. 4.1.

Табл. 4.1.Скорости изменения мощности по норме HP 34-70-113-86.

5 Требования к структуре регуляторов турбины и котла

Структурарегуляторов турбины и котла должна обеспечивать выполнение настоящих требованийи не должна ограничивать выполнения других системных требований, в том числесвязанных с общим первичным регулированием и противоаварийной автоматикой, атакже других предусмотренных проектом функций системы автоматическогорегулирования частоты и мощности энергоблока.

6 Требования ксистеме мониторинга

На электростанциидолжен быть организован текущий непрерывный мониторинг участия каждогоэнергоблока в первичном и вторичном регулировании.

Мониторингдолжен быть автоматизирован, а информация мониторинга должна сохраняться вархиве не менее 6 месяцев и представлятьсяв графическом виде, позволяющем оценивать эффективность регулирования.

Должна бытьпредусмотрена возможность копирования заданной части архива за заданныйпромежуток времени на внешний носитель для хранения.

6.1 Требованияк порядку осуществления мониторинга первичного регулирования на электростанции

Мониторингпервичного регулирования должен осуществляться путем графического представленияна одном кадре продолжительностью за последние 40 минут с разрешающей способностьюне хуже 2 секунд (с постоянным обновлением) текущих частоты электрического токав сети (частоты вращения турбины), мощности и заданной с частотной коррекциеймощности энергоблока, а так же путем вызова из архива подобных кадров запредшествующие периоды времени.

Разрешающаяспособность графического представления изменения мощности должна быть не хуже0,1% Р_ном и изменения частоты - не хуже 2 мГц.

6.2 Требования к порядку осуществлениямониторинга вторичного регулирования на электростанции

Мониторингвторичного регулирования должен осуществляться путем графического представленияна одном кадре (аналогично п.6.1) текущего задания вторичного регулирования,текущей и заданной с частотной коррекцией мощности энергоблока, а так же путемвызова из архива подобных кадров за предшествующий период времени.

7 Требования кпроцессу подтверждения готовности энергоблока к участию в первичном и вторичномрегулировании частоты

Энергоблоки,участвующие в нормированном первичном и вторичном регулировании частоты, должныпроходить сертификационные испытания, подтверждающие соответствие характеристиксистемным требованиям.

7.1 Требования кпорядку проведения сертификационных испытаний

Сертификационныеиспытания для подтверждения готовности энергоблока к нормированному первичномуи вторичному регулированию проводятся в следующих случаях:

- Запуска новыхили модернизации существующих систем регулирования турбин и производительностикотлов.

- Изменений структуры или алгоритмоврегулирования турбин и производительности котлов, влияющих на динамику турбин икотлов в части регулирования первичной и вторичной мощности.

-Модернизации конструктивной единицы энергоблока, которая может повлиять накачество регулирования, особенно после среднего и капитального ремонтаэнергоблока.

-Изменения диапазонов или других значений параметров регулирования.

Периодическиесертификационные испытания для подтверждения готовности энергоблока кпервичному и вторичному регулированию должны проводиться не реже чем один раз вчетыре года.

7.2 Стороны,участвующие в испытаниях

В испытанияхучаствуют:

- представителипроизводителя (электростанции), сдающего энергоблок;

-аккредитованная (уполномоченная) ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» организация, проводящаяиспытания;

- представительОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (по согласованию). Во время испытаний могут присутствовать вкачестве экспертов со стороны электростанции представители организаций,участвующих в модернизации энергоблока.

7.3 Порядок иправила проведения испытаний

Испытанияпроводит аккредитованная (уполномоченная) ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» организация (органпо сертификации) на основании договора с электростанцией об оказании услуг попроведению оценки соответствия настоящему стандарту по согласованной сэлектростанцией рабочей программе, разработанной в соответствии с «Методикойпроверки требований, предъявляемых к энергоблокам тепловых электростанций,выделяемых для участия в нормированном первичном и автоматическом вторичномрегулировании частоты и мощности» (раздел8).

Испытанияпроводятся по заявке в ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», оформленной в установленном порядке.

Передпроведением испытаний орган по сертификации проводит предварительный анализинформации о системе автоматического управления и оборудовании энергоблока, атакже анализ результатов мониторинга фактического участия энергоблока в регулированиичастоты.

Проведениепредварительного анализа осуществляется на основе представляемыхэлектростанцией документов и информации о системе автоматического управления иоборудовании энергоблока, при наличии протокола приемо-сдаточных испытаний и актасдачи в промышленную эксплуатациюмодернизированной системы автоматического управления мощностью.

Проведениепредварительного анализа осуществляется в течение не более 10 рабочих днейпосле представления электростанцией органу по сертификации необходимыхдокументов и информации.

По результатампредварительного анализа орган по сертификации вправе отказать в проведениииспытаний по причине явного несоответствия систем управления и оборудованияэнергоблока настоящим требованиям, с предъявлением электростанциисоответствующего обоснования.

В случае еслипри проведении предварительного анализа не выявлены факты, свидетельствующие оявном несоответствии систем управления и оборудования энергоблока настоящимтребованиям, органом по сертификации производится оценка соответствия путемпроведения испытаний.

Испытанияпроводятся с соблюдением следующих правил:

- испытания проводятся непрерывно(разрешается разбивка на два следующих друг за другом дня, плюс один деньопробования);

- вовремя испытаний не должны выполняться другие работы на энергоблоке, которыемогут повлиять на результаты испытаний или нарушать их проведение;

- вовремя испытаний не разрешается проводить никаких изменений структуры либо любыхдругих параметров системы регулирования;

-параметры пара должны сохраняться в пределах, определённых в действующихтехнических инструкциях и руководящих документах;

-все необходимые системы автоматического регулирования блока должны бытьвключены;

-все защиты блока должны быть введены. Не должна быть активизирована системазащит, изменяющая состояние блока.

Производительдолжен подготовить программно-технические средства, предназначенные длятестирования первичного и вторичного регулирования, дающие возможностьимитировать скачкообразные отклонения частоты в диапазоне 0...500 мГц иимитировать величину внешнего сигнала задания вторичного регулирования.

7.4 Порядоквыдачи сертификата соответствия

По результатамиспытаний органом по сертификации в течение не более 15 рабочих дней с моментапроведения испытаний составляется отчет и заключение о степени соответствияэнергоблока требованиям настоящего стандарта.

Заключениедолжно быть обосновано отчётом о проведении испытаний, содержащим всенеобходимые материалы, в том числе документацию проведённых испытаний:

-Программу испытаний;

-Описание метода измерения частоты (точность измерения);

-Описание метода измерения мощности (точность измерения);

-Оформленный протокол испытаний;

-Зарегистрированные кривые переходных процессов.

Отчет об испытанияхдолжен быть подписан главным инженером и иными техническими специалистамиэлектростанции, уполномоченными представителями органа по сертификации,проводившего испытания, а также уполномоченными представителями ОАО «СО-ЦДУЕЭС», если они принимали участие в испытаниях.

Отчет обиспытаниях утверждается уполномоченным органом управления собственникаэлектростанции и руководителем органа по сертификации, проводившего испытания.

На основаниизаключения и отчета об испытаниях, орган по сертификации выдаёт сертификатсоответствия энергоблока требованиям настоящего стандарта.

7.5 Затраты насертификационные испытания

Затраты насертификационные испытания несёт производитель электроэнергии.

7.6 Мониторингучастия энергоблока в регулировании

Постоянный мониторингучастия энергоблока в регулировании проводится персоналом электростанции дляконтроля качества участия в первичном и вторичном регулировании, своевременноговыявления и устранения недостатков.

Для проверкикачества выполнения услуг, связанных с первичным и вторичным регулированием,ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» может вести внешнюю оценку участия энергоблока в регулированиис помощью телеметрических измерений или запросить доступ к данным на устройствеархивной регистрации.

Присистематическом возникновении обстоятельств, свидетельствующих о несоответствии энергоблока требованиям настоящегостандарта (по результатам мониторинга фактического участия энергоблока внормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты) ОАО«СО-ЦДУ ЕЭС» может потребовать от электростанции провести дополнительныепроверочные испытания, проходящие по специальной программе, подготовленной наоснове программы последних сертификационных испытаний.

В случаенеуспешных проверочных испытаний энергоблок исключается из участия внормированном первичном и/или автоматическом вторичном регулировании доустранения причин несоответствия требованиям настоящего стандарта.

Затраты надополнительные проверочные испытания несёт производитель электроэнергии.

8 Методика проверки требований,предъявляемых к энергоблокам тепловых электростанций, выделяемых для участия внормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты имощности

8.1 Общие положения

Методикапроверки требований настоящего стандарта представлена в виде типовой программыиспытаний для энергоблока номинальной мощностью Р_ном ⁼300 МВт с диапазоном первичного регулирования ΔP_n(Δf) = ± 5% Р_номи диапазоном вторичного регулирования ΔР_В = ± 5% Р_ном,а также с диапазоном аварийного первичного регулирования ΔP_n(Δf) = ± 12,5% Р_ном.

Программыиспытаний энергоблоков другой номинальной мощности должны носить аналогичныйхарактер при соответствующей корректировке абсолютных значений мощностипервичного, вторичного и третичного регулирования, задаваемых в процессе испытаний.

Объем испытанийустановлен исходя из условий, что энергоблок предварительно прошел необходимыеприемо-сдаточные испытания и подготовлен к проверке требований по участию внормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты электрическоготока.

Выполнениеописанных ниже испытаний должно происходить в порядке, изложенном в п. 8.1.1. Допускаетсяпроведение испытаний в течение двух рабочих дней (например, испытания 1-13 впервый день, 14-19 - во второй день), плюс третий день - опробование реальногоучастия энергоблока в нормированном первичном регулировании частоты.

Во времяиспытаний энергоблок должен участвовать в общем первичном регулировании частоты(с увеличенной до ±0,07 Гц мертвой полосой от датчика частоты вращения) и впротивоаварийном управлении.

Измерениемертвой полосы первичного регулирования осуществляется во время опробованияреального участия энергоблока в нормированном первичном регулировании частоты взаключительной стадии испытаний.

В случаевозникновения условий для участия энергоблока в общем первичном регулированиичастоты и противоаварийном управлении, испытания должны быть приостановлены.Возобновление испытаний допускается только с разрешения диспетчера ОАО «СО-ЦДУЕЭС».

Имитациячастоты электрического тока для испытаний первичного регулирования, имитацияуровня заданной мощности вторичного регулирования, а также имитация изменений заданноймощности третичного регулирования для всех испытаний подготавливаютсяпроизводителем с учетом требований настоящей методики.

Имитация должнабыть максимально приближена к штатным условиям регулирования путем вводасигнала на предусмотренные для этого входы системы регулирования.

Ввод сигналов,имитирующих отклонение частоты, должен производиться параллельно с действующимтрактом общего первичного регулирования частоты, например, путём суммированияимитируемых и фактически фиксируемых системой регулирования энергоблокаотклонений частоты, отстроенных от текущих колебаний частоты в сети введениемупомянутой мёртвой полосы.

Ввод сигналов,имитирующих отклонение частоты, должен производиться с учетом наличия упервичных регуляторов зоны нечувствительности (±10мГц).

Длядокументирования результатов испытаний должны быть использованы штатныесредства мониторинга с целью проверки их пригодности для достоверной оценкикачества регулирования.

8.1.1 Типовой порядок испытаний

8.1.2 Проверка точности измерения мощности энергоблока и частотыэлектрического тока

Производительдолжен представить документы подтверждающие, что измерение мощности осуществляетсяс точностью не хуже 1%.

Производительдолжен представить описание метода измерения и другие документы,подтверждающие, что измерение частоты вращения турбины или частотыэлектрического тока в сети, которое используется в первичном регулированиичастоты, осуществляется с точностью не хуже чем 10 мГц.

8.1.3 Проверка систем архивной регистрации и мониторинга

Производительдолжен представить комиссии систему архивной регистрации и документацию на неедля проверки выполнения требований к составу параметров, хранящихся в архиве, ксохранению заданных параметров технологического процесса с дискретизацией повремени не более 1 секунды и привязкой к астрономическому времени с точностьюне хуже 1 секунды. Запись архивов должна осуществляться с разрешающейспособностью не хуже чем 14 бит.

Производительдолжен представить комиссии систему мониторинга, позволяющую достовернооценивать эффективность регулирования.

Мониторингдолжен осуществляться путем графического представления на одном кадре заданныхтекущих (с постоянным обновлением) или архивных параметров с разрешающейспособностью не хуже 2 секунд.

Разрешающаяспособность графического представления изменения мощности должна быть не хуже0,1% Р_ном и изменения частоты не хуже 2 мГц.

Должна быть предусмотрена возможность копирования заданной части архиваза заданный промежуток времени на внешний носитель, для последующегоиспользования при обработке результатов испытаний и участия энергоблока врегулировании.

8.2 Проверка первичного регулирования

8.2.1 Проверка нечувствительности первичных регуляторов

Испытаниепроводится при базовой нагрузке блока, заданной в середине регулировочногодиапазона (Р_{р_мин}+ (Р_{р_макс}- Р_{р_мин})/2), заданной величине статизма 6%.

Во времяиспытания имитируются скачкообразные изменения частоты Δf =±10 мГц. согласно рисунку 8.1.

Критерииоценки нечувствительности регуляторов:

-при имитации скачкообразного изменения частоты электрического тока на величину Δf = ±10мГц должно происходить заметное изменение мощности энергоблока, изменениеположения клапанов турбины и регулирующих органов котла;

-знак величины изменения мощности и положения должен быть противоположен знакувеличины изменения частоты.

8.2.2 Проверка правильности работы системы первичного регулированиячастоты при разных значениях величины статизма

Проверкаправильности работы системы первичного регулирования частоты при разныхзначениях величины статизма производится при трех уровнях заданной базовойнагрузки энергоблока:

внизу регулировочного диапазона

Р_зад⁼ Р_{р_мин}⁺ 5% Р_ном

в середине регулировочного диапазона

Р_зад⁼ Р_{р_мин}⁺ (Р_{р_макс}^— Р_{р_мин})/2;

вверху регулировочного диапазона

Р_зад⁼ Р_{р_мин}^- 5% Р_ном

Испытаниядолжны повторяться для 2-х разных значений величины статизма (4% и 6%).

Испытанияпроизводятся путем имитации скачкообразного изменения частоты электрическоготока согласно таблицам 8.1. и 8.2.

Во времяиспытаний скачок частоты должен состоять как минимум из трех ступеней.

Образцыпереходных процессов изменения мощности энергоблока под воздействием системыпервичного регулирования частоты при статизме 6% показаны на рисунках 8.2. и 8.3.

Табл. 8.1. Программа проверки статической характеристики системы первичногорегулирования частоты при имитации снижения частоты.

Табл. 8.2. Программа проверки статическойхарактеристики системы первичного регулирования частоты при имитации повышениячастоты.

Критерииоценки:

При имитациискачкообразного изменения частоты электрического тока сети измеряемое изменениепроизводимой энергоблоком мощности ΔР_изм не должно отличаться отнормированного расчетного изменения ΔР_расч более чем на 1% Р_ном.

8.2.3 Проверкадинамики отработки задания мощности при воздействии системы первичногорегулирования частоты

Испытаниядолжны проводиться как минимум при 3-х уровнях заданной базовой нагрузкиэнергоблока:

внизу регулировочного диапазона

Р_зад= Р_{р_мин}+ 5% Р_ном - нормально, (Р_зад= Р_{р_мин} + 12,5% Р_ном - для проверки аварийногопервичного регулирования);

в середине регулировочного диапазона

Р_зад⁼ Р_{р_мин}+(Р_{Р_макс} - Р_{р_мин})/2;

вверху регулировочного диапазона

Р_зад= Р_{р_мин}- 5% Р_ном - нормально, (Р_зад= Р_{р_мин} - 12,5% Р_ном -для проверки аварийногопервичного регулирования), с заданным статизмом 6%.

Во времяиспытаний для каждого из 3-х уровней нагрузки имитируются:

- скачкообразныеизменения частоты тока сети Δf =± 160 мГц каждые 5 минут при заданном резерве ± 5% Р_ном;

- скачкообразныеизменения частоты тока сети Δf = ±380 мГц каждые 5 минут при заданном резерве ± 12,5% Р_ном.

Программаимитации изменения частоты электрического тока в сети на ±160 мГц и примеризменения мощности энергоблока во время испытаний показан на рисунке 8.4.

Программа имитации изменения частотыэлектрического тока в сети на ±380 мГц и пример изменения мощности энергоблокаво время испытаний показан на рисунке 8.5.

Критерииоценки:

-при скачкообразном изменении частоты тока в сети Δf =±160мГц должно произойти апериодическое изменение мощности энергоблока минимум на±2,5% его номинальной мощности за время t< 10 сек. и до ±5 %номинальной мощности за время t < 30 сек. от началаданного скачка;

-при скачкообразном изменении частоты тока в сети не должно происходитьперерегулирования по мощности более чем на 1% номинальной мощности энергоблока,переходный процесс не должен содержать незатухающих колебаний мощности;

-мощность энергоблока после окончания переходного процесса должна удерживаться сабсолютной погрешностью не выше ± 1 % Р_ном;

- в процессерегулирования котельная автоматика должна поддерживать параметры котла взаданных пределах без колебательного процесса и тенденции к выходу параметровкотла на аварийные ограничения.

Критерииоценки:

-при скачкообразном изменении частоты тока в сети Δf =±380мГц должно произойти апериодическое изменение мощности энергоблока минимум на±6% его номинальной мощности за время t<10ceK. идо ±12,5 % номинальной мощности за время t < 2 мин. от началаданного скачка;

- вовремя ответа на скачкообразное изменение частоты тока сети не должнопроисходить перерегулирования по мощности более чем на 1% номинальной мощностиэнергоблока, переходный процесс не должен содержать незатухающих колебаниймощности;

-мощность энергоблока после окончания переходного процесса должна удерживаться сабсолютной погрешностью не выше ± 1 % Р_ном;

- впроцессе регулирования котельная автоматика должна поддерживать параметры котлав заданных пределах без колебательного процесса и тенденции к выходу параметровкотла на аварийные ограничения.

8.3 Проверка вторичногорегулирования

8.3.1 Проверкадинамики отработки задания мощности при воздействии центрального регулятора

Испытания должны проводиться как минимум при 3-х уровнях заданнойбазовой нагрузки энергоблока:

внизу регулировочного диапазона

Р_зад= Р_{р_мин}+ 10% Р_ном

в середине регулировочного диапазона

Р_зад⁼ Р_{р_мин}+(Р_{Р_макс} - Р_{р_мин})/2;

вверху регулировочного диапазона

Р_зад= Р_{р_мин}- 10% Р_ном

Во времяиспытаний для каждого из 3-х уровней нагрузки имитируется периодическое изменениевоздействия центрального регулятора на задание мощности.

Для диапазонавторичного регулирования = ±5% Р_ном мощность должнаизменяться со скоростью 1% Р_ном/мин следующим образом:

ΔР_вт = 0% Р_ном/ +5%Р_ном \ -5% Р_ном / +5% Р_ном \ 0% Р_номМВт

Программаимитации изменения задания от центрального регулятора и пример отработки заданиямощности во время испытаний показаны на рисунке 8.6.

Критерииоценки:

автоматическийрегулятор мощности энергоблока должен отрабатывать периодические изменения заданиямощности от центрального регулятора с динамической погрешностью не превышающей±1% Р_ном.

8.4Проверка правильности совместного действия первичного, вторичного и третичногорегулирования

Для проверкиправильного взаимодействия первичного, вторичного и третичного регулирования вовсём диапазоне проводятся испытания, описанные ниже.

Для достовернойоценки взаимодействия, имитация заданий по первичному, вторичному и третичномурегулированию производится раздельно, с подачей имитирующего сигнала на соответствующийвход системы регулирования.

Ниже длясправки приведены эквивалентные задания.

8.4.1 Проведениеиспытаний внизу диапазона регулирования

Испытанияпроводятся внизу регулировочного диапазона, начиная с нагрузки энергоблока (Р_рмин + 10% Р_ном) с заданной величиной статизма 6%.

Во времяиспытаний имитируется линейное изменение воздействия вторичного регуляторачастоты на задание мощности и скачкообразное изменение частоты электрическоготока в сети:

ΔР= 0% Р_ном \ -5% Р_номù - 10% Р_номé - 5% Р_ном / 0% Р_номМВт\

Программа имитации изменениязадания от центрального регулятора и изменения частоты электрического тока во время испытаний показаны на рисунке

8.7.

Критерииоценки:

-мощность энергоблока должна изменяться для каждого фрагмента испытаний согласнотребованиям, представленным в разделах 8.2 и 8.3.

-автоматический регулятор энергоблока должен отрабатывать линейные изменениязадания мощности от центрального регулятора с динамической погрешностью, непревышающей ±1% Р_ном.

- отработка изменения задания мощности энергоблока под воздействиемсистемы первичного регулирования частоты при скачкообразном изменении частотыэлектрического тока сети должна удовлетворять требованиям к динамике первичногорегулирования.

8.4.2 Проведениеиспытаний в середине диапазона

Послепроведения испытаний, описанных в пункте8.1, в процессе подготовки испытаний по п. 8.3 энергоблок долженотработать изменение базового задания в режиме и со скоростью, определеннымидля третичного регулирования (в настоящие время 0,5% Р_ном/мин)с уровня мощности (Р_{р_мин} + 10% Р_ном) на уровень (Р_{р_макс}- 10% Р_ном).

Во время переходного процесса проводится проверка правильностивзаимодействия первичного, вторичного и третичного регулирования по программе,показанной на рисунке 8.8.

Испытанияпроводятся в середине регулировочного диапазона.

Запускпрограммы (t=0) за 20 минут до достижения заданием третичногорегулирования среднего уровня Р_{Р_Ср} = (Р_{р мин} + (Р_{р_макс} - Р_{р_мин})/2))с заданной величиной статизма 6%.

Критерииоценки:

-автоматический регулятор энергоблока должен отрабатывать суммарное заданиемощности, поступающее по каналам вторичного и третичного регулирования, сдинамической погрешностью не превышающей ±1%Р_ном.

- отработкаизменения задания мощности энергоблока под воздействием системы первичногорегулирования частоты при скачкообразном изменении частоты должна удовлетворятьтребованиям к динамике первичного регулирования.

8.4.3 Проведение испытаний вверху диапазона

Испытанияпроводятся вверху регулировочного диапазона, начиная с нагрузки энергоблока (Р_{р_макс}- 10% Р_ном) с заданным статизмом 6%.

Во времяиспытаний имитируются линейные изменения заданной мощности вторичногорегулирования и скачкообразное изменение частоты электрического тока в сети:

ΔР= 0% Р_ном \ + 5% Р_номù + 10% Р_номé + 5% Р_ном / 0% Р_номМВт\

Программаимитации изменения задания от центрального регулятора и изменений частоты токав сети во время испытаний показаны на рисунке 8.9.

Критерии оценки:

-мощность энергоблока должна изменяться для каждого фрагмента испытаний согласносоответствующим требованиям, представленным в разделах 8.2 и 8.3;

-автоматический регулятор энергоблока должен отрабатывать линейные изменениязадания мощности от центрального регулятора вторичного регулирования частоты сдинамической погрешностью, не превышающей ±1% Р_ном;

- отработкаизменения задания мощности энергоблока под воздействием системы первичногорегулирования частоты при скачкообразном изменении частоты электрического токасети должна удовлетворять требованиям к динамике первичного регулирования.

8.5Демонстрация оперативного изменения значений мертвой полосы и статизма

Производительдолжен продемонстрировать комиссии возможность оперативного изменения значениймертвой полосы первичного регулирования в пределах от ±Δf_0мин до ±70мГц (теоретически до ±500мГц) с минимальной дискретностью 10мГци статизма в пределах 4-6% с минимальной дискретностью 1%.

Критерииоценки:

Оперативноеизменение значения величины мертвой полосы (диапазон ±Δf_0мин÷±5()()мГц с минимальной дискретностью 10мГц) и статизма(диапазон 4-6% с минимальной дискретностью 1%) возможно уполномоченнымперсоналом электростанции.

8.6 Проверкавозможности оперативного включения и отключения вторичного регулирования

Производительдолжен продемонстрировать комиссии возможность оперативного включения иотключения функции вторичного регулирования.

Критерииоценки:

Оперативноевключение и отключение функции вторичного регулирования возможно уполномоченнымперсоналом электростанции.

8.7 Проверкавозможности оперативного включения и отключения нормированного первичногорегулирования

Производительдолжен продемонстрировать комиссии возможность оперативного включения иотключения функции нормированного первичного регулирования. Эта операция должнапроисходить путём автоматического установления мертвой полосы ±70 мГц(отключение) или восстановления минимального значения мертвой полосы(включение).

Проверкаправильности оперативного включения и отключения функции нормированногопервичного регулирования производится при опробовании энергоблока (п.8.8)

8.8 Опробованиереального участия энергоблока внормированном первичном регулировании частоты

Послезавершения испытаний и проверок по п.п. 1-19 типового порядка испытаний (п.8.1.1),проводится опробование реального участия энергоблока в нормированном первичномрегулировании частоты.

При опробованииэнергоблок должен работать с минимальной мертвой полосой первичногорегулирования (не более ±20 мГц), определяемой нечувствительностью первичныхрегуляторов энергоблока и точностью локальных измерений частоты, если неоговорено другое.

Опробованиепроводится в процессе отработки энергоблоком реального суточного графика,включающего 3 уровня заданной базовой нагрузки: внизу регулировочногодиапазона, в середине регулировочного диапазона и вверху регулировочногодиапазона, с заданным статизмом 4%.

Переход отодного уровня нагрузки на другой должен производиться со скоростью 0,5% Р_ном/мин.

Во время опробованиярезерв первичного регулирования (запас диапазона автоматического регулирования)должен составлять не менее ±5% Р_ном как при неизменномзадании базовой нагрузки энергоблока, так и при переходе от одного уровнянагрузки на другой.

Минимальное времяработы на неизменном уровне нагрузки - 1 час.

На одном изпостоянных уровней нагрузки производится оперативное отключение и включениефункции нормированного первичного регулирования путем автоматическогоустановления мертвой полосы ±70 мГц (отключение) и последующего восстановленияминимальной мертвой полосы (включение).

Продолжительностьотключения функции нормированного первичного регулирования должна быть порядка30-40 минут. При этом фиксируется время отключения и включения функциинормированного первичного регулирования.

Оценка проводится на основании данных текущего мониторинга (вприсутствии участников испытаний) и на основе архива мониторинга в остальноевремя.

Критерииоценки:

- приколебаниях частоты в пределах 50±0,02 Гц и постоянной базовой нагрузке мощностьэнергоблока должна оставаться практически неизменной (в пределах ±0,5% Р_номотносительно заданной базовой нагрузки);

- приотклонении частоты тока в сети на величину более ±20 мГц должно происходитьзаметное изменение мощности энергоблока и изменение положения клапанов турбины;

- знак величиныизменения мощности и положения клапанов должен быть противоположен знакувеличины изменения частоты;

- приотклонениях частоты тока в сети на величину 30 мГц или более продолжительностьюболее 1 минуты должно четко фиксироваться соответствующее изменение первичноймощности блока на величину 0,5% Р_ном или более,пропорционально отклонению частоты;

- при возвратечастоты в диапазон 50±0,01 Гц продолжительностью более 1 минуты долженфиксироваться четкий возврат мощности энергоблока к исходной нагрузке;

- в случаескачкообразного изменения частоты на величину ±30 мГц и более должно четкофиксироваться соответствующее изменение мощности блока с требуемой динамикойпервичного регулирования и последующее пропорциональное отклонению частотыизменения мощности до возврата частоты в диапазон 50±0,01 Гц;

- в периодымонотонного изменения базовой мощности энергоблока должна отчетливонакладываться выдача первичной мощности при отклонении частоты тока в сети запределы ±30 мГц;

-должно бытьобеспечено устойчивое удержание средней за час нагрузки энергоблока на уровне±0,5% Р_ном заданной базовой мощности при средней за часчастоте тока в сети в пределах 50±0,01 Гц;

- в периодотключения функции нормированного первичного регулирования и при отклоненияхтекущей частоты тока в сети до ±70 мГц не должно происходить заметногоизменения первичной мощности энергоблока;

- качество мониторинга должно обеспечивать чёткую фиксацию выполненияуказанных критериев по величине и по времени.

Ключевые слова: тепловая электростанция,энергоблок, частота электрического тока, первичное регулирование частотыэлектрического тока, общее первичное регулирование частоты, нормированноепервичное регулирование частоты, мертвая полоса первичного регулирования,вторичное регулирование частоты и мощности, третичное регулирование мощности,диапазоны регулирования, резервы регулирования.