Чда в электроэнергетике: Автоматическая частотная разгрузка — Википедия – Технические правила организации в ЕЭС России автоматического ограничения снижения частотыпри аварийном дефиците активной мощности(автоматическая частотная разгрузка)

Чда в электроэнергетике: Автоматическая частотная разгрузка — Википедия – Технические правила организации в ЕЭС России автоматического ограничения снижения частотыпри аварийном дефиците активной мощности(автоматическая частотная разгрузка)

Posted on

Содержание

ГОСТ Р 58335-2018 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Автоматическое ограничение снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности. Нормы и требования

Текст ГОСТ Р 58335-2018 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Автоматическое ограничение снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности. Нормы и требования

>

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ


НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы

ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ

Автоматическое ограничение снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности. Нормы и требования

Издание официальное

Москва Стандартинформ 2019

ГОСТ Р 58335—2018

Предисловие

  • 1 РАЗРАБОТАН Акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы» (АО «СО ЕЭС»)

  • 2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 016 «Электроэнергетика»

  • 3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому ре* гулированию и метрологии от 28 декабря 2018 г. № 1181-ст

  • 4 ВВЕДЕН 8ПЕРВЫЕ

Пробила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N9 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регупироеанию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

© Стандартинформ. оформление. 2019

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и рас* пространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническо* му регулированию и метрологии

Содержание

  • 1 Область применения

  • 2 Нормативные ссылки

  • 3 Термины и сокращения

  • 4 Общие положения

  • 5 Автоматический частотный ввод резерва

  • 6 Автоматическая частотная разгрузка

  • 7 Частотное автоматическое повторное включение

  • 8 Дополнительная автоматическая разгрузка

  • 9 Частотная делительная автоматика

  • 10 Подготовка, выдача и контроль выполнения заданий по автоматическому ограничению

снижения частоты

ГОСТ Р 58335—2018

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ Автоматическое ограничение снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности. Нормы и требования

United power system and isolated power systems. Operative-dispatch management. Automatic limitation of the frequency reduction in case of emergency shortage of active power. Norms and requirements

Дата введения — 2019—03—01

1 Область применения

* логике действия и настройке устройств, реализующих функции автоматического ограничения снижения частоты, определению видов, объемов и мест реализации управляющих воздействий указанных устройств:

  • — подготовке, выдаче и контролю выполнения заданий на настройку устройств, реализующих функции автоматического ограничения снижения частоты.

  • 1.2 Требования настоящего стандарта распространяются на сетевые организации и иных собственников и законных владельцев объектов электросетевого хозяйства, собственников и иных законных владельцев объектов по производству электрической энергии, субъектов оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (далее — субъект оперативно-диспетчерского управления), гарантирующих поставщиков, а также на энергосбытовые, энергоснабжающие организации, потребителей электрической энергии, осуществляющих деятельность в пределах территории Единой энергетической системы России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем.

Требования настоящего стандарта также должны учитываться проектными и другими организациями. осуществляющими разработку проектной документации на строительство, реконструкцию, модернизацию объектов электроэнергетики, энергопринимающих установок потребителей электрической энергии (далее —• потребители) и их технологическое присоединение к электрическим сетям, создание (модернизацию) устройств и комплексов противоаварийнои автоматики.

2 Нормативные ссылки

8 настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие документы:

ГОСТ Р 55105 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Нормы и требования

ГОСТ Р 55438 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Релейная защита и автоматика. Взаимодействие субъектов элек-

Издание официальное

троэнергетики и потребителей электрической энергии при создании (модернизации) и эксплуатации. Общие требования

ГОСТ Р 57114 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Электроэнергетические системы. Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике и оперативно-технологическое управление. Термины и определения

СП 131.13330.2012 «СНиП 23-01-99* Строительная климатология»

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов (сводов правил) в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный документ, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого документа с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная осыпка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку. Сведения о действии сводов правил целесообразно проверить в Федеральном информационном фонде стандартов.

3 Термины и сокращения

  • 3.1 В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 57114. а также следующий термин с соответствующим определением:

    • 3.1.1 очередь автоматической частотной разгрузки [частотного автоматического повторного включения]: Совокупность управляющих воздействий, которые реализуются устройствами автоматической частотной разгрузки (частотного автоматического повторного включения) при одних и тех же уставках срабатывания по частоте и по времени в границах энергосистемы (части энергосистемы), выделившейся на изолированную работу.

  • 3.2 В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:

АОСЧ — автоматическое ограничение снижения частоты;

АЧВР — автоматический частотный ввод резерва:

АЧР — автоматическая частотная разгрузка;

АЧР-1. АЧР-2 совмещенная. АЧР-2 несовмещенная — подсистемы АЧР;

АЭС — атомная электростанция;

ГАЭС — гидроаккумулирующая электростанция:

ГЭС — гидроэлектростанция;

ДАР — дополнительная автоматическая разгрузка;

ЕЭС России — Единая энергетическая система России;

слецочередь АЧР. основной объем АЧР-1 — подсистемы АЧР-1;

ТЭС — тепловая электростанция;

УВ — управляющее воздействие;

ЧАПВ — частотное автоматическое повторное включение;

ЧДА — частотная делительная автоматика.

4 Общие положения

  • 4.1 АОСЧ предназначено для обеспечения живучести ЕЭС России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем при возникновении аварийного дефицита активной мощности по причине:

  • — разделения энергосистемы (энергорайона, энергоуэла) на изолированно работающие части;

  • — отключения генерирующего оборудования или аварийного снижения мощности электростанций;

  • — отключения вставок постоянного тока (передач постоянного тока), работающих в режиме передачи активной мощности в энергосистему (энергорайон, энергоуэел). приводящего к снижению частоты в энергосистеме (энергоуале. энергорайоне), создающему угрозу повреждения оборудования электростанций, безопасности работы АЭС. нарушения работы энерголринимающих установок потребителей, а также возникновения лавины частоты и напряжения с полным прекращением электроснабжения нагрузки потребителей.

  • — АЧР;

  • — ДАР;

  • — ЧДА;

  • — ЧАПВ.

  • 4.4 Устройства, реализующие функции АОСЧ. должны быть постоянно введены в работу с заданной настройкой, кроме случаев вывода из работы для проведения технического обслуживания.

По решению субъекта оперативно-диспетчерского управления допускается временный вывод из работы ЧДА при ее неэффективности в фактических схемно-режимных условиях.

  • 4.5 Организация эксплуатации устройств АОСЧ. изменение настройки и логики действия АОСЧ. объема УВ. а также создание новых и модернизация существующих устройств АОСЧ должны быть выполнены в соответствии с требованиями ГОСТ Р 55105 и ГОСТ Р 55438.

  • 4.6 Контроль достаточности мощности нагрузки потребителей, подключенной под действие АЧР и ДАР. при недостаточном объеме необходимой телеметрической информации должен производиться посредством измерений подключенной под действие АЧР и ДАР мощности нагрузки потребителей не реже чем два раза в год в дни контрольных замеров, а также в дни внеочередных замеров.

5 Автоматический частотный ввод резерва

  • — уменьшение дефицита активной мощности:

  • — уменьшение величины и скорости снижения частоты;

  • — увеличение частоты.

  • — увеличения загрузки по активной мощности гидроагрегатов ГЭС (ГАЭС), газотурбинных и парогазовых установок;

  • — пуска находящихся в резерве гидроагрегатов ГЭС. газотурбинных электростанций и газотурбинных установок;

  • — перевода в генераторный режим гидроагрегатов ГЭС (ГАЭС), работающих в режиме синхронного компенсатора:

  • — отключения или разгрузки гидроагрегатов ГАЭС, работающих в двигательном режиме.

  • 5.3 Уставки по частоте устройств АЧВР должны находиться в диапазоне от 49.4 до 49,7 Гц.

  • 5.4 Все ГЭС и ГАЭС суммарной установленной мощностью 50 МВт и выше, кроме ГЭС. не имеющих регулирующего водохранилища, должны быть оснащены устройствами АЧВР.

Необходимость установки устройств АЧВР на ГЭС меньшей мощности определяют на этапе проектирования.

6 Автоматическая частотная разгрузка

  • — уменьшение скорости снижения частоты;

  • — ограничение величины снижения частоты;

  • — сокращение времени работы энергосистемы с недопустимо низким уровнем частоты;

а) АЧР-1. обеспечивающую прекращение снижения частоты, в том числе:

  • 1) слецочередь АЧР. предназначенную для предотвращения срабатывания основного объема АЧР и автоматической или оперативной разгрузки энергоблоков АЭС при снижении частоты ниже 49.0 Гц.

  • 2) основной объем АЧР-1. предназначенный для уменьшения скорости и ограничения величины снижения частоты;

б) АЧР-2 несовмещенную, предназначенную для ограничения времени работы с пониженным уровнем частоты и для увеличения частоты после действия АЧР-1. а также ограничения снижения частоты при ее плавном снижении;

в) АЧР-2 совмещенную, предназначенную для увеличения частоты после действия АЧР-1. а также ограничения снижения частоты при ее плавном снижении.

  • 6.3 После реализации УВ на отключение нагрузки потребителей действием устройств АЧР не должно осуществляться восстановление электроснабжения отключенной действием устройств АЧР нагрузки потребителей действием устройств автоматического включения резерва и/или автоматического повторного включения.

  • 6.4 Переключение нагрузки потребителей, отключенной действием устройств АЧР, на оставшиеся в работе электрически связанные источники питания запрещается. Электроснабжение нагрузки потребителей. не допускающей длительного перерыва электроснабжения, должно осуществляться от автономных источников.

  • 6.5 При наличии в энергосистеме крупных потребителей пара от турбин типа Р и ПР следует по возможности не подключать под действие АЧР нагрузку указанных потребителей во избежание снижения мощности теплоэлектроцентрали.

  • 6.6 Места размещения (энергорайоны, энергоузлы, при необходимости конкретные объекты электроэнергетики) и настройка устройств АЧР должны определяться субъектом оперативно-диспетчерского управления на основании анализа возможных схем аварийного отделения на изолированную работу дефицитных энергосистем (частей энергосистем) и максимально возможных дефицитов активной мощности в них.

  • 6.7 Определение мощности нагрузки потребителей, подключаемой под действие АЧР, должно осуществляться на основании величины расчетного дефицита активной мощности, принимаемого равным:

а) для изолированно работающих энергосистем — мощности наиболее мощной электростанции;

б) для ЕЭС России, энергосистемы (территориальной, объединенной), работающей в составе ЕЭС России, или ее части — дефициту активной мощности вследствие:

  • 1) аварийного разделения с дефицитом мощности в одной или нескольких из отделившихся частей вследствие отключения линий электропередачи и/или электросетевого оборудования.

  • 2) отключения генерирующей мощности (генератора, энергоблока, укрупненного энергоблока, наиболее мощной электростанции, в том числе разгрузки и отключения энергоблоков АЭС в соответствии с технологическими регламентами при снижении частоты ниже 49,0 Гц).

Мощность нагрузки, подключенной под действие АЧР в отдельных частях энергосистемы, должна обеспечивать ликвидацию как местных, так и системных дефицитов активной мощности.

  • 6.6 Подключаемая под действие АЧР мощность нагрузки должна быть распределена по очередям (без учета спецочереди АЧР) равномерно. При технической невозможности равномерного распределения мощности нагрузки по очередям АЧР допускается увеличение доли нагрузки на очередях с более высокими уставками АЧР по частоте.

    • 6.9 Прогнозное потребление активной мощности энергосистемы (части энергосистемы) (далее — прогнозное потребление энергосистемы) для определения объема нагрузки потребителей, подключаемой под действие АЧР. должно включать потребление для удовлетворения собственных и/или хозяйственных нужд электростанций, подстанций и потребление для компенсации потерь электрической энергии в электрических сетях, а также соответствовать условиям прохождения максимума нагрузок при среднесуточных температурах наружного воздуха, соответствующих температуре наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0.92, определенной в соответствии с требованиями СП 131.13330.

    • 6.10 Требования к объему нагрузки потребителей, подключаемой под действие АЧР для прогнозного потребления энергосистемы.

      • 6.10.1 В каждой энергосистеме (территориальной, объединенной) под действие спецочереди АЧР должен быть подключен объем нагрузки потребителей, составляющий от 3 % до 4 % от прогнозного потребления энергосистемы.

      • 6.10.2 В каждой энергосистеме (территориальной, объединенной) под действие АЧР-1 (включая слецочередь АЧР) должен быть подключен объем нагрузки потребителей не менее величины расчет* кого дефицита активной мощности с учетом нормативного запаса, составляющего 5 % от прогнозного потребления энергосистемы, но не менее 50 % от прогнозного потребления энергосистемы.

      • 6.10.3 В каждой энергосистеме (территориальной, объединенной) под действие АЧР«2 несовмещенной должен быть подключен объем нагрузки потребителей, составляющий не менее 10 % от прогнозного потребления энергосистемы.

      • 6.10.4 В каждой энергосистеме (территориальной, объединенной) под действие АЧР должен быть подключен объем нагрузки потребителей, составляющий не менее 60 % от прогнозного потребления энергосистемы.

      • 6.10.5 Уставка по частоте устройств спецочереди АЧР должна составлять 49.2 Гц. Выдержка времени на срабатывание устройств спецочереди АЧР должна составлять от 0.15 до 0.3 с.

      • 6.10.6 Уставки по частоте устройств основного объема АЧР-1 должны находиться в диапазоне от 48.8 до 46.5 Гц включительно с интервалом по частоте от 0.1 до 0.2 Гц. Выдержка времени на срабатывание устройств основного объема АЧР-1 должна составлять от 0.15 до 0,3 с.

      • 6.10.7 Уставка по частоте устройств АЧР-2 несовмещенной должна составлять 49.1 Гц. Выдержка времени на срабатывание устройств АЧР-2 несовмещенной должна находиться в диапазоне от 5 до 40 с включительно с интервалом по времени не более 5 с.

      • 6.10.8 Уставки по частоте и выдержки времени на срабатывание устройств АЧР-2 совмещенной должны соответствовать значениям, приведенным в таблице 1.

Таблица 1 — Уставки по частоте и выдержки времени на срабатывание устройств АЧР-2 совмещенной

Номер ступени АЧР-2 соомешенной

Уставка по частоте. Гц

Возврат. Гц

Выдержка времени на срабатывание, с

Начальная

Конечная

I

49.0

♦0.1

5

20

II

48,9

+ 0.1 (0.2‘)

20

35

III

48,8

+ 0.1 (0.3*)

35

50

IV

48.7

+ 0.1 (0.4‘)

50

70“

* При наличии технической возможности.

’* Возможность увеличения выдержки времени IV ступени АЧР-2 совмещенной до 90 с определяется субъектом оперативно-диспетчерского управления с учетом возможности мобилизации мощности ГЭС.

  • 6.10.9 Очереди АЧР-1 с более низкими уставками по частоте должны быть совмещены с очередями АЧР-2 совмещенной с большими выдержками времени на срабатывание.

  • 6.10.10 В каждой энергосистеме (территориальной, объединенной) суммарная мощность нагрузки потребителей, подключенной под действие АЧР-2 совмещенной, должна составлять не менее 70 % мощности нагрузки потребителей, подключенной под действие основного объема АЧР-1. с последующим наращиванием совмещения до 100 %.

При неполном совмещении АЧР-1 и АЧР-2 совмещенной весь объем нагрузки потребителей, подключенный под действие АЧР-1 с уставками ниже 47.5 Гц. должен быть подключен под действие АЧР-2 совмещенной.

Объем нагрузки потребителей, подключенной под действие ступеней АЧР-2 совмещенной, должен составлять:

  • • I ступень— 10 %;

  • • II ступень — 30 %;

  • • III ступень — 30 %;

  • • IV ступень —30%.

от объема нагрузки потребителей, подключенной под действие АЧР-2 совмещенной.

  • 6.10.11 В избыточных энергосистемах (избыток мощности не менее 90 % времени в году составляет не менее 5 % от максимального потребления энергосистемы) допускается отсутствие спецочереди АЧР. а также снижение начальной уставки по частоте АЧР-1 и уставок по частоте АЧР-2 совмещенной и АЧР-2 несовмещенной на 0,1 Гц.

  • 6.10.12 Устройства АЧР не должны срабатывать при снижении скорости вращения электродвигателей, возникающем при аварийном прекращении их электроснабжения и вызывающем изменение частоты электрического тока в обесточенных узлах двигательной нагрузки.

7 Частотное автоматическое повторное включение

  • 7.1 ЧАПВ должно обеспечивать восстановление электроснабжения отключенной действием АЧР нагрузки потребителей при увеличении частоты.

  • 7.2 Выбор мест установки устройств ЧАПВ рекомендуется производить с учетом времени. не-обходимого для восстановления электроснабжения нагрузки потребителей действиями оперативного персонала последействия АЧР.

  • 7.3 Суммарная мощность нагрузки потребителей, подключаемой под действие ЧАПВ, не регламентируется и определяется местными условиями работы энергосистемы.

  • 7.4 Уставки срабатывания по частоте устройств, реализующих функцию ЧАПВ. должны находиться в диапазоне от 49.4 до 49.8 Гц.

  • 7.5 Уставки срабатывания и мощность нагрузки потребителей, подключаемой под действие ЧАПВ. должны исключать повторное срабатывание устройств АЧР после действия ЧАПВ.

Выдержка времени на срабатывание устройств ЧАПВ должна быть не менее 10 с. Интервал между выдержками времени на срабатывание очередей ЧАПВ должен быть не менее 5 с.

Настройка ЧАПВ должна исключать одновременное включение нагрузки потребителей в объеме более 2.5 % от суммарного объема нагрузки потребителей, подключенной под действие АЧР в энергосистеме (территориальной, объединенной).

При подключении под действие одной очереди ЧАПВ нескольких присоединений на одном объекте электроэнергетики их выключатели должны включаться поочередно с выдержкой времени не менее 1 с, если это необходимо по условиям работы источников оперативного тока.

Под действие устройств ЧАПВ с минимальным временем срабатывания должна подключаться нагрузка потребителей, подключенная под действие очередей АЧР с минимальной уставкой по частоте.

8 Дополнительная автоматическая разгрузка

  • 8.1 ДАР должна применяться при расчетных дефицитах активной мощности более 45 % от прогнозного потребления энергосистемы и/или расчетной скорости снижения частоты при аварийном небалансе активной мощности более 1.8—2.0 Гц/с.

  • 8.2 ДАР должна срабатывать по факту отключения линий электропередачи, генерирующего и электросетевого оборудования без фиксации снижения частоты и действовать на отключение нагрузки потребителей до начала срабатывания устройств АЧР-1 или в процессе срабатывания первых очередей АЧР-1.

  • 8.3 Для выявления дефицита активной мощности могут использоваться устройства, контролирующие скорость снижения частоты.

  • 8.4 Мощность подключаемой под действие ДАР нагрузки потребителей должна обеспечивать снижение дефицита активной мощности до уровня не более 45 % от потребления энергосистемы.

  • 8.5 Допускается подключение одной и той же нагрузки потребителей под действие АЧР и ДАР. При этом суммарная мощность отключаемой действием АЧР и ДАР нагрузки потребителей должна быть достаточной для увеличения частоты выше 49,0 Гц после срабатывания ДАР и АЧР при расчетном дефиците активной мощности.

9 Частотная делительная автоматика

  • 9.1 ЧДА должна обеспечивать сохранение в работе собственных нужд и предотвращение полного останова ТЭС при отказе или недостаточной эффективности АЧР.

  • 9.2 ЧДА должна осуществлять выделение ТЭС. их частей или отдельных энергоблоков (генераторов) на собственные нужды или на район нагрузки.

  • 9.3 При выделении энергоблока ТЭС на собственные нужды энергоблока действием ЧДА должна обеспечиваться его устойчивая работа в течение не менее 30 мин.

  • 9.4 Действие устройств ЧДА на выделение ТЭС (энергоблоков, генераторов) на изолированный район должно обеспечивать баланс активной мощности в указанном районе.

Допустимая величина небаланса активной мощности определяется условиями обеспечения устойчивой работы генерирующего оборудования ТЭС с учетом действия АЧР.

Таблица 2 — Уставки по частоте и выдержки времени на срабатывание ступеней частотной делительной автоматики

Ступень ЧДА

Устмка по частоте. Гц

Выдержка времени иа срабатывание, с

I

46.0—47.0

0.3—0.5

II

47.0—47.5

30—40

Настройка ЧДА должна обеспечивать действие ЧДА после срабатывания АЧР-1.

  • 9.6 Для предварительной подготовки энергорайона, выделяемого действием ЧДА. может осуществляться автоматическое изменение конфигурации электрической сети путем отключения соответствующих коммутационных аппаратов.

  • 9.7 Нагрузка потребителей в энергорайоне, выделяемом действием ЧДА. не должна подключаться под действие ЧАПВ. если действие ЧАПВ приводит к повторному срабатыванию устройств АЧР.

  • 9.8 Недопустима установка измерительных органов ЧДА на объектах электросетевого хозяйства.

  • 9.9 Невозможность (нецелесообразность) установки (применения) ЧДА должна быть оформлена постоянным или временным решением о технической невозможности выполнения ЧДА. которое утверждается собственником или иным законным владельцем ТЭС после согласования с субъектом оперативно-диспетчерского управления.

Постоянное решение о технической невозможности выполнения ЧДА должно оформляться при невозможности выполнения ЧДА:

  • — по схеме выделения на изолированный район или на собственные нужды всей станции, подтвержденной анализом возможных схем выделения:

  • — по схеме выделения энергоблокоа/газовых турбин на свои собственные нужды, подтвержденной заключением завода — изготовителя генерирующего оборудования или результатами натурных испытаний.

Временное решение о технической невозможности выполнения ЧДА должно оформляться при:

  • — отсутствии или неработоспособности ЧДА. вызванной выводом из эксплуатации генерирующего оборудования или снижением нагрузки потребления крупных потребителей, входящих в схему выделения ЧДА;

  • — невозможности обеспечения длительной устойчивой работы генерирующего оборудования при выделении действием ЧДА. подтвержденной результатами испытаний:

  • — наличии иных причин, не исключающих возможности выполнения ЧДА.

  • 9.10 Контроль соответствия мощности генерации и нагрузки в энергорайоне, выделяемом действием ЧДА. при недостаточном объеме необходимой телеметрической информации должен производиться посредством измерений мощности нагрузки генераторов и потребителей в указанном районе не реже чем два раза в год в дни контрольных замеров, а также в дни внеочередных замеров.

  • 9.11 На всех электростанциях, на которых установлена или планируется к установке ЧДА. следует проводить проверку выполнения условий устойчивой работы генерирующего оборудования ТЭС при его выделении действием ЧДА на изолированную нагрузку.

Проверка должна выполняться собственником или иным законным владельцем электростанции с периодичностью не реже одного раза в семь лет. а также при модернизации:

• ЧДА;

  • — систем автоматического регулирования генерирующего оборудования, выделяемого действием ЧДА:

  • — автоматической системы аварийной разгрузки блока (для ЧДА. выполненной по схеме «Выделение генератора на свои собственные нужды»).

Проверку следует выполнять путем проведения испытаний.

  • 9.12 В каждой энергосистеме субъектом оперативно-диспетчерского управления должны быть разработаны и утверждены схемы подачи напряжения на шины ТЭС от внешнего источника напряжения для пуска электродвигателей собственных нужд и разворота энергоблоков или турбогенераторов после наиболее тяжелых нарушений нормального режима с частичным или полным погашением энергосистемы (части энергосистемы) (далее — схемы подачи напряжения).

Перечень электростанций, для которых разрабатывают и утверждают схемы подачи напряжения, определяется субъектом оперативно-диспетчерского управления.

Схемы подачи напряжения обязательны для исполнения всеми субъектами энергетики, объекты электроэнергетики которых могут участвовать в реализации схемы подачи напряжения.

10 Подготовка, выдача и контроль выполнения заданий

по автоматическому ограничению снижения частоты

  • 10.1 Определение логики действия, настройки, видов, объемов и мест реализации (энергоузлы, энергорайоны) УВ АОСЧ и. при необходимости, мест установки устройств АОСЧ (далее — задание по АОСЧ) осуществляется субъектом оперативно-диспетчерского управления.

  • 10.2 Периодичность и необходимость выдачи заданий по АОСЧ. а также сетевые организации, иные собственники и законные владельцы объектов электросетевого хозяйства, собственники или иные законные владельцы объектов по производству электрической энергии и/или крупные потребители электрической энергии, которым выдаются обязательные для выполнения задания по АОСЧ. определяются субъектом оперативно-диспетчерского управления.

  • 10.3 В случаях, предусмотренных заданием по АОСЧ. такое задание может быть в том числе реализовано за счет подключения под действие устройств АОСЧ нагрузки потребителей, эиергоприни-мающие установки которых присоединены к объектам электроэнергетики иных лиц (смежных сетевых организаций, иных собственников и законных владельцев объектов электросетевого хозяйства, собственников и иных законных владельцев объектов по производству электрической энергии), присоединенным к электрическим сетям субъекта электроэнергетики, получившего от субъекта оперативно-диспетчерского управления соответствующее задание по АОСЧ.

В целях выполнения полученных заданий по АОСЧ сетевые организации, иные собственники и законные владельцы объектов электросетевого хозяйства, собственники или иные законные владельцы объектов по производству электрической энергии должны самостоятельно урегулировать отношения и осуществлять взаимодействие с другими субъектами электроэнергетики и потребителями электрической энергии.

Порядок взаимодействия сетевой организации, получившей задание по АОСЧ. с другими субъектами электроэнергетики и потребителями электрической энергии при выполнении указанного задания (в том числе распределение обязанностей по установке устройств АЧР между сетевой организацией и потребителями) должен определяться договором об оказании услуг по передаче электрической энергии. Если оказание потребителю услуг по передаче электрической энергии осуществляется на основании договора энергоснабжения, порядок выполнения заданий по АОСЧ включается гарантирующим поставщиком, энергосбытовой, энергоснабжающей организацией в указанный договор.

При заключении договора об оказании услуг по передаче электрической энергии между смежными сетевыми организациями порядок выполнения заданий по АОСЧ (а том числе в части оснащения принадлежащих указанным сетевым организациям объектов электросетевого хозяйства устройствами АЧР и взаимодействия при их настройке и использовании) должен определяться указанным договором.

В случае отсутствия между соответствующими лицами договора об оказании услуг по передаче электрической энергии (договора энергоснабжения) порядок их взаимодействия при выполнении заданий по АОСЧ. полученных от субъекта оперативно-диспетчерского управления, должен быть урегулирован иным документом (соглашением, положением о технологическом взаимодействии или др.), заключаемым (подписываемым) между ними.

— уставки срабатывания по частоте (по скорости снижения частоты при использовании соответствующего пускового фактора) и выдержки времени на срабатывание устройств, реализующих функции АЧР-1. АЧР-2. ЧАПВ. АЧВР. ДАР:

■ минимальную суммарную мощность нагрузки потребителей, подключаемой под действие АЧР и ее распределение в структуре АЧР;

  • • максимальную мощность нагрузки потребителей, подключаемой под действие каждой очереди ЧАПВ:

  • • объемы нагрузки потребителей, подключаемой под действие ДАР.

  • 10.5 Задания на настройку АЧР. ЧАПВ. ДАР выдаются собственникам и иным законным владельцам электрических станций в части нагрузки энергопринимающих устройств потребителей, непосред-ственно присоединенных к шинам распределительных устройств электростанций, в случае отсутствия у таких потребителей договоров об оказании услуг по передаче электрической энергии с сетевыми организациями.

  • 10.6 Субъекты электроэнергетики, потребители на основании полученных ими заданий субъекта оперативно-диспетчерского управления, а также указаний (требований) сетевых организаций, выданных во исполнение соответствующих заданий субъекта оперативно-диспетчерского управления, осу* ществляют:

  • • выбор энергопринимающих установок потребителей, подключаемых под действие устройств АЧР. ЧАПВ и ДАР;

  • • формирование графиков АЧР. ЧАПВ с указанием мест установки устройств, реализующих функции АЧР и ЧАПВ. уставок их срабатывания, наименований энергопринимающих установок потребителей. подключенных под действие АЧР и ЧАПВ и величин их расчетной мощности потребления;

  • • реализацию графиков АЧР:

  • • представление субъекту оперативно-диспетчерского управления (при получении задания по АОСЧ непосредственно от указанного субъекта) или сетевой организации (при получении задания по АОСЧ через сетевую организацию) информации о фактических значениях нагрузки потребителей, подключенной под действие АЧР. ЧАПВ и ДАР.

  • 10.7 Задания по АОСЧ. полученные от субъекта оперативно-диспетчерского управления, за исключением заданий на настройку АЧР ЧАПВ. должны быть реализованы:

  • • в установленные такими заданиями сроки, если изменение параметров настройки (уставок срабатывания) и/или алгоритмов функционирования может быть реализовано с использованием существующих аппаратных средств.

  • • в сроки, согласованные субъектами электроэнергетики или потребителями, получившими такое задание, с субъектом оперативно-диспетчерского управления, когда изменение параметров настройки (уставок срабатывания) и/или алгоритмов функционирования не может быть реализовано с использованием существующих аппаратных средств.

  • • в установленные такими заданиями сроки, если изменение параметров настройки может быть реализовано с использованием существующих аппаратных средств:

  • — в срок не более 5 мес с даты получения задания, если задание на настройку устройств АЧР или ЧАПВ (в том числе на увеличение объемов УВ таких устройств) не может быть реализовано с использованием существующих аппаратных средств.

  • 10.9 Контроль выполнения заданий по АОСЧ в части АЧР. ЧАПВ. ДАР должен осуществляться субъектом оперативно-диспетчерского управления на основании результатов контрольных (внеочередных) замеров, а также выборочных проверок эксплуатационного состояния устройств АЧР. установленных на объектах электроэнергетики и у потребителей, проводимых диспетчерскими центрами субъекта оперативно-диспетчерского управления совместно с сетевыми организациями.

Сетевые организации обязаны:

  • — обеспечивать представителям субъекта оперативно-диспетчерского управления доступ на свои объекты электросетевого хозяйства для совместного проведения выборочных проверок эксплуатационного состояния устройств АЧР установленных на таких объектах, и объемов нагрузки потребления (присоединений и фидеров), подключенных под действие устройств АЧР;

  • — осуществлять взаимодействие с потребителями электрической энергии, энергопринимающие установки которых присоединены к электрическим сетям данных сетевых организаций, в целях обеспечения проведения соответствующих проверок на объектах таких потребителей электрической энергии;

  • • выполнять мероприятия по устранению выявленных недостатков в работе устройств АЧР. определенные по результатам указанных проверок, в согласованные с субъектом оперативно-диспетчерского управления сроки.

УДК 621.311:006.354

Ключевые слова: электроэнергетическая система, противоаварийная автоматика, снижение частоты

БЗ 1—2019/17

Редактор Л.С. Зиыилова Технический редактор И.Е. Черепкова Корректор И.А Королева Компьютерная верстка Е.А. Кондрашовой

Сдам а набор 28 12.2016 Подписано • почать 09.01.2019. Формат 6084%. Гарнитура Ариал Усл печ. л. 1.86. Уч.-иад. л. 1.44

Подготовлено на основе электронной версии, предоставленной разработчиком стандарта

Создано в единичном исполнении . 117418 Москва. Нахимовский пр-т, д, 31. к. 2. www.90elarfo.ru *[email protected]

СТО 59012820.29.240.001-2010 Технические правила организации в ЕЭС России автоматического ограничения снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности (автоматическая частотная разгрузка), СТО, Стандарт организации от 31 декабря 2009 года №59012820.29.240.001-2010


Приложение
к приказу ОАО «СО ЕЭС»
от 31.12.2009 N 509

СТО 59012820.29.240.001-2010



Сведения о стандарте

1. РАЗРАБОТАН: Открытым акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы».

2. ВНЕСЕН: Открытым акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы».

3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ: приказом ОАО «СО ЕЭС» от 31.12.2009 N 509 взамен утратившего силу в связи с окончанием срока действия стандарта ОАО «СО ЕЭС» «Технические правила организации в ЕЭС России автоматического ограничения снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности (автоматическая частотная разгрузка)», утвержденного приказом ОАО «СО ЕЭС» от 01.04.2008 N 104/1 «Об утверждении и вводе в действие стандарта ОАО «СО ЕЭС».


Введение


Настоящий Стандарт устанавливает технические правила организации в ЕЭС России автоматического ограничения снижения частоты электрического тока (далее — частота) при аварийном дефиците активной мощности (автоматическая частотная разгрузка).

Стандарт разработан на основании:

1. Федерального закона от 26.03.2003 N 35-Ф3 «Об электроэнергетике».

2. Федерального закона от 27.12.2002 N 184-ФЗ «О техническом регулировании».

3. Правил разработки и применения графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии и использования противоаварийной автоматики, утвержденного приказом Минпромэнерго России от 18.03.2008 N 124.

4. Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 31.08.2006 N 530 (пункты 182, 196).

5. Приказа ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» от 16.06.2003 N 158 «Об исполнении приказа ОАО РАО «ЕЭС России» от 30.04.2003 N 249″*.
________________
* Документ не приводится. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. — Примечание изготовителя базы данных.


Настоящий Стандарт учитывает:

— требования ГОСТ 24278-89 «Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС. Общие технические требования»; ГОСТ 24277-91 «Установки паротурбинные стационарные для атомных электростанций. Общие технические условия»;

— условия работы оборудования и собственных нужд электростанций при аварийном снижении частоты ниже 49,0 Гц и связанным с этим глубоким снижением напряжения;

— условия работы отдельных категорий потребителей электрической энергии (далее — потребители), не допускающих глубокого снижения частоты и напряжения;

— обязанности и ответственность субъектов электроэнергетики, определенные требованиями действующих нормативных документов, за обеспечение эффективного автоматического ограничения снижения частоты;

— опыт использования предыдущей редакции аналогичного стандарта.

1. Область применения


Настоящий Стандарт распространяется на всех работников ОАО «СО ЕЭС».

2. Обозначения и сокращения


АОСЧ — автоматическое ограничение снижения частоты;

АЧВР — автоматический частотный ввод резерва;

АЧР — автоматическая частотная разгрузка;

АЧР1 — подсистема АЧР, предназначенная для прекращения процесса снижения частоты;

АЧР2 — подсистема АЧР, предназначенная для подъема частоты после действия устройств АЧР1;

ДАР — дополнительная автоматическая разгрузка;

ЧДА — частотная делительная автоматика;

АВСН — автоматика выделения на собственные нужды;

ЧАПВ — частотное автоматическое повторное включение;

ТЭС — тепловая электростанция;

ГЭС — гидроэлектростанция;

АЭС — атомная электростанция;

СН — собственные нужды;

СК — синхронный компенсатор;

АВР — автоматическое включение резерва.

3. Общие положения

3.1. Автоматическое ограничение снижения частоты (АОСЧ) предназначено для обеспечения живучести ЕЭС России при возникновении значительного дефицита активной мощности в отдельных ее частях (регионах) с их аварийным отделением и глубоким (ниже 49,0 Гц) снижением частоты (и напряжения, как следствие снижения частоты), создающих угрозу повреждения оборудования электростанций, безопасности работы АЭС, нарушения нормальной работы энергопринимающих установок потребителей, а также возникновения лавины частоты и напряжения с полным прекращением электроснабжения.

3.2. АОСЧ должно обеспечивать прекращение процесса аварийного снижения частоты и подъем ее до уровня, при котором энергосистема по условиям работы оборудования и собственных нужд электростанций может работать длительное время (выше 49,0 Гц), а также частичное или полное восстановление электроснабжения отключенной нагрузки потребителей при нормализации частоты.

Для выполнения этих функций АОСЧ осуществляет:

а) автоматический частотный ввод резерва (АЧВР) при снижении частоты ниже минимально допустимых значений, до верхних уставок АЧР;

б) автоматическую частотную разгрузку (АЧР) при снижении частоты ниже 49,0 Гц;

в) дополнительную автоматическую разгрузку (ДАР) при местных дефицитах активной мощности с большой скоростью снижения частоты;

г) выделение электростанций (энергоблоков) на питание собственных нужд или на сбалансированную нагрузку (частотная делительная автоматика — ЧДА) в случае неэффективности действия АЧР;

д) частотное автоматическое повторное включение (ЧАПВ) отключенных потребителей при нормализации частоты.

3.3. Настройка устройств, входящих в АОСЧ, должна быть такой, чтобы глубина и длительность цикла снижения и подъема частоты не приводили к нарушению технологического режима работы ТЭС и требований действующих ГОСТ по эксплуатации турбин.

Исходя из этих требований АОСЧ должна выполняться на основании следующих расчетных условий работы энергосистемы:

— с частотой ниже 49,0 Гц — не более 40 с;

— с частотой ниже 47,0 Гц — не более 10 с;

— с частотой ниже 46,0 Гц — не допускается.

3.4. АОСЧ обеспечивает выполнение требований п.3.3. настоящего Стандарта за счет использования резервов генерирующей мощности и отключения нагрузки потребителей. При этом мощность отключаемой нагрузки не должна превышать возникший аварийный дефицит мощности.

3.5. Для выполнения своих функций устройства, входящие в АОСЧ, контролируют:

— величину, продолжительность и/или скорость снижения частоты;

— факторы, характеризующие возникновение местного дефицита активной мощности без контроля изменения частоты: отключение генерирующего оборудования, питающей линии электропередачи или трансформаторного оборудования (с контролем величины и направления мощности в предшествующем режиме) и т.д.

3.6. Устройства, входящие в АОСЧ, должны быть установлены в каждой энергосистеме (энергорайоне, энергоузле), которая может аварийно отделиться от ЕЭС России с дефицитом мощности, приводящим к недопустимому снижению частоты.

3.7. Устройства, входящие в АОСЧ, должны быть постоянно введены в работу с заданной настройкой.

3.8. Профилактическое обслуживание и контроль настройки устройств, входящих в АОСЧ, должны выполняться с периодичностью, установленной соответствующими инструкциями по эксплуатации этих устройств.

3.9. Контроль достаточности мощности энергопринимающих установок потребителей, подключенных к устройствам АЧР и ДАР (при отсутствии системы автоматического контроля нагрузок), должен производиться путем систематических измерений подключенной к устройствам АЧР и ДАР мощности нагрузки энергопринимающих установок потребителей не реже двух раз в год: в дни контрольных измерений потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения в электрических сетях (дни контрольных замеров).

4. Иерархическая система подготовки, выдачи и контроля выполнения заданий по объему и настройке АОСЧ

4.1. ОАО «СО ЕЭС» в соответствии со ст.14 Федерального закона от 26.03.2003 N 35-Ф3 «Об электроэнергетике» обеспечивает функционирование системы автоматического регулирования частоты электрического тока и мощности, системной и противоаварийной автоматики, соблюдение установленных параметров надежности функционирования ЕЭС России.

В связи с этим ОАО «СО ЕЭС» сформирована следующая иерархическая система подготовки, выдачи и контроля выполнения заданий по объему и настройке АОСЧ (далее — задания).

4.2. Исполнительный аппарат ОАО «СО ЕЭС» задает филиалам ОАО «СО ЕЭС» ОДУ для соответствующих операционных зон граничные уставки по частоте АЧР1, АЧР2, ЧАПВ и интервалы между очередями, уставки по времени, минимальную суммарную мощность (в процентах от суммарного прогнозного потребления) АЧР и ее распределение в структуре АЧР, исходя из требований скоординированного действия автоматической разгрузки при различных возможных схемах аварийного разделения ЕЭС и выполнения требований действующих ГОСТ по эксплуатации турбин.

4.3. Филиалы ОАО «СО ЕЭС» ОДУ для операционной зоны каждого филиала ОАО «СО ЕЭС» РДУ в зоне диспетчерской ответственности (исходя из условий аварийного отделения с дефицитом мощности части энергосистемы и с учетом указаний исполнительного аппарата ОАО «СО ЕЭС»):

— задают уставки АЧВР;

— задают граничные уставки по частоте АЧР1, АЧР2, ЧАПВ и интервалы между очередями, уставки по времени, минимальную суммарную мощность (в МВт или в процентах от потребления) АЧР и ее распределение в структуре АЧР и максимальные мощности нагрузки, подключаемой к очередям ЧАПВ;

— задают уставки и объемы ДАР для энергосистем (частей энергосистем) (см. разделы 8 и 11 настоящего Стандарта) или, в случае задания уставок и объемов ДАР филиалами ОАО «СО ЕЭС» РДУ, согласовывают указанные задания;

— совместно с субъектами электроэнергетики оформляют решения по выделению электростанций (энергоблоков) на собственные нужды или на сбалансированную нагрузку (с учетом указаний раздела 12 настоящего Стандарта).

При задании граничных уставок по частоте следует учитывать структуру генерации (долю ГЭС) и баланс мощности (избыточный или дефицитный) энергосистем (частей энергосистем).

4.4. Филиалы ОАО «СО ЕЭС» РДУ в своей операционной зоне:

— определяют возможные схемы аварийного отделения дефицитных энергосистем (частей энергосистем) и максимально возможные дефициты мощности в них и с учетом заданий филиалов ОАО «СО ЕЭС» ОДУ задают субъектам электроэнергетики уставки АЧВР, объем, структуру и настройку АЧР, ЧАПВ, уставки и объемы ДАР (см. разделы 8 и 11 настоящего Стандарта), а также распределение по очередям мощности подключаемых энергопринимающих установок потребителей и при необходимости места установки устройств;

— контролируют выполнение заданий субъектами электроэнергетики;

— на основании данных субъектов электроэнергетики составляют сводные графики АЧР по операционной зоне соответствующих филиалов ОАО «СО ЕЭС» РДУ;

— совместно с субъектами электроэнергетики оформляют решения по выделению электростанций (энергоблоков) на собственные нужды или на сбалансированную нагрузку (с учетом указаний раздела 12 настоящего Стандарта).

4.5. По согласованию с вышестоящим диспетчерским центром ОАО «СО ЕЭС» возможна выдача заданий по объему и настройке АОСЧ непосредственно потребителям электроэнергии.

4.6. Субъекты электроэнергетики на основании заданий филиалов ОАО «СО ЕЭС» РДУ (а также указаний сетевых организаций, выданных во исполнение соответствующих заданий филиалов ОАО «СО ЕЭС»):

— осуществляют выбор энергопринимающих установок потребителей, подключаемых к устройствам АЧР, ЧАПВ и ДАР;

— составляют графики АЧР с указанием мест установки, настройки комплектов АЧР, отключаемых ими энергопринимающих установок потребителей и их расчетной мощности потребления и контролируют их реализацию;

— согласовывают с филиалами ОАО «СО ЕЭС» РДУ (при получении соответствующих указаний, выданных во исполнение заданий филиалов ОАО «СО ЕЭС», от сетевых организаций — с данными сетевыми организациями) размещение устанавливаемых комплектов АЧР, ЧАПВ, ДАР.

4.7. Исполнительный аппарат ОАО «СО ЕЭС» отвечает за правильность и своевременность выдачи заданий филиалам ОАО «СО ЕЭС» ОДУ и контролирует по отчетным данным филиалов ОАО «СО ЕЭС» ОДУ выполнение заданий.

4.8. Филиалы ОАО «СО ЕЭС» ОДУ:

— отвечают за правильность и своевременность выдачи заданий филиалам ОАО «СО ЕЭС» РДУ и контролируют по отчетным данным филиалов ОАО «СО ЕЭС» РДУ, а также по результатам выборочных внеплановых проверок, проводимых не реже 1 раза в год, их выполнение;

— отвечают за своевременное и правильное формирование сводных отчетных данных по настройке АЧР, ЧАПВ, ДАР, АЧВР и ЧДА в операционной зоне.

4.9. Филиалы ОАО «СО ЕЭС» РДУ:

— отвечают за правильность и своевременность выдачи заданий для субъектов электроэнергетики в пределах зоны диспетчерской ответственности и контролируют по отчетным данным субъектов электроэнергетики, а также по результатам выборочных внеплановых проверок, проводимых не реже 1 раза в год, их выполнение;

— отвечают за своевременное и правильное формирование сводных отчетных данных по настройке АЧР, ЧАПВ, ДАР, АЧВР и ЧДА в операционной зоне.

4.10. Субъекты электроэнергетики отвечают за:

— правильность и своевременность выполнения заданий филиалов ОАО «СО ЕЭС» РДУ по организации и настройке устройств АОСЧ;

— полноту и достоверность отчетных данных о прогнозной и фактической мощности энергопринимающих установок потребителей, подключенной к АЧР, ЧАПВ и ДАР;

— соответствие настройки АЧР, ЧАПВ, ДАР, АЧВР и ЧДА и подключенной к устройствам АЧР, ЧАПВ и ДАР мощности энергопринимающих установок потребителей заданию;

— состояние эксплуатации устройств АОСЧ.

Примечание к разделу 4:

Под субъектами электроэнергетики в настоящем разделе Стандарта и далее понимаются:

— сетевые организации;

— собственники и иные законные владельцы электрических станций;

— энергосбытовые и энергоснабжающие организации в отношении потребителей электрической энергии, с которыми указанными организациями заключены договоры энергоснабжения.

ГОСТ Р 58335-2018 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Автоматическое ограничение снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности. Нормы и требования, ГОСТ Р от 28 декабря 2018 года №58335-2018

ГОСТ Р 58335-2018

ОКС 27.010

Дата введения 2019-03-01

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы» (АО «СО ЕЭС»)

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 016 «Электроэнергетика»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 28 декабря 2018 г. N 1181-ст

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает требования к:

— составу и структуре системы автоматического ограничения снижения частоты;

— логике действия и настройке устройств, реализующих функции автоматического ограничения снижения частоты, определению видов, объемов и мест реализации управляющих воздействий указанных устройств;

— подготовке, выдаче и контролю выполнения заданий на настройку устройств, реализующих функции автоматического ограничения снижения частоты.

1.2 Требования настоящего стандарта распространяются на сетевые организации и иных собственников и законных владельцев объектов электросетевого хозяйства, собственников и иных законных владельцев объектов по производству электрической энергии, субъектов оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (далее — субъект оперативно-диспетчерского управления), гарантирующих поставщиков, а также на энергосбытовые, энергоснабжающие организации, потребителей электрической энергии, осуществляющих деятельность в пределах территории Единой энергетической системы России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем.

Требования настоящего стандарта также должны учитываться проектными и другими организациями, осуществляющими разработку проектной документации на строительство, реконструкцию, модернизацию объектов электроэнергетики, энергопринимающих установок потребителей электрической энергии (далее — потребители) и их технологическое присоединение к электрическим сетям, создание (модернизацию) устройств и комплексов противоаварийной автоматики.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие документы:

ГОСТ Р 55105 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Нормы и требования

ГОСТ Р 55438 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Релейная защита и автоматика. Взаимодействие субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии при создании (модернизации) и эксплуатации. Общие требования

ГОСТ Р 57114 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Электроэнергетические системы. Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике и оперативно-технологическое управление. Термины и определения

СП 131.13330.2012 «СНиП 23-01-99* Строительная климатология»

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов (сводов правил) в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный документ, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого документа с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку. Сведения о действии сводов правил целесообразно проверить в Федеральном информационном фонде стандартов.

3 Термины и сокращения

3.1 В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 57114, а также следующий термин с соответствующим определением:

3.1.1 очередь автоматической частотной разгрузки [частотного автоматического повторного включения]: Совокупность управляющих воздействий, которые реализуются устройствами автоматической частотной разгрузки (частотного автоматического повторного включения) при одних и тех же уставках срабатывания по частоте и по времени в границах энергосистемы (части энергосистемы), выделившейся на изолированную работу.

3.2 В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:

АОСЧ — автоматическое ограничение снижения частоты;

АЧВР — автоматический частотный ввод резерва;

АЧР — автоматическая частотная разгрузка;

АЧР-1, АЧР-2 совмещенная, АЧР-2 несовмещенная — подсистемы АЧР;

АЭС — атомная электростанция;

ГАЭС — гидроаккумулирующая электростанция;

ГЭС — гидроэлектростанция;

ДАР — дополнительная автоматическая разгрузка;

ЕЭС России — Единая энергетическая система России;

спецочередь АЧР, основной объем АЧР-1 — подсистемы АЧР-1;

ТЭС — тепловая электростанция;

УВ — управляющее воздействие;

ЧАПВ — частотное автоматическое повторное включение;

ЧДА — частотная делительная автоматика.

4 Общие положения

4.1 АОСЧ предназначено для обеспечения живучести ЕЭС России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем при возникновении аварийного дефицита активной мощности по причине:

— разделения энергосистемы (энергорайона, энергоузла) на изолированно работающие части;

— отключения генерирующего оборудования или аварийного снижения мощности электростанций;

— отключения вставок постоянного тока (передач постоянного тока), работающих в режиме передачи активной мощности в энергосистему (энергорайон, энергоузел), приводящего к снижению частоты в энергосистеме (энергоузле, энергорайоне), создающему угрозу повреждения оборудования электростанций, безопасности работы АЭС, нарушения работы энергопринимающих установок потребителей, а также возникновения лавины частоты и напряжения с полным прекращением электроснабжения нагрузки потребителей.

4.2 АОСЧ должно обеспечивать:

— прекращение аварийного снижения частоты;

— увеличение частоты;

— восстановление (полное или частичное) электроснабжения отключенной нагрузки потребителей.

4.3 Функции АОСЧ реализуются устройствами:

— АЧВР;

— АЧР;

— ДАР;

— ЧДА;

— ЧАПВ.

4.4 Устройства, реализующие функции АОСЧ, должны быть постоянно введены в работу с заданной настройкой, кроме случаев вывода из работы для проведения технического обслуживания.

По решению субъекта оперативно-диспетчерского управления допускается временный вывод из работы ЧДА при ее неэффективности в фактических схемно-режимных условиях.

4.5 Организация эксплуатации устройств АОСЧ, изменение настройки и логики действия АОСЧ, объема УВ, а также создание новых и модернизация существующих устройств АОСЧ должны быть выполнены в соответствии с требованиями ГОСТ Р 55105 и ГОСТ Р 55438.

4.6 Контроль достаточности мощности нагрузки потребителей, подключенной под действие АЧР и ДАР, при недостаточном объеме необходимой телеметрической информации должен производиться посредством измерений подключенной под действие АЧР и ДАР мощности нагрузки потребителей не реже чем два раза в год в дни контрольных замеров, а также в дни внеочередных замеров.

5 Автоматический частотный ввод резерва

5.1 АЧВР должен обеспечивать:

— уменьшение дефицита активной мощности;

— уменьшение величины и скорости снижения частоты;

— увеличение частоты.

5.2 АЧВР должен реализовываться посредством:

— увеличения загрузки по активной мощности гидроагрегатов ГЭС (ГАЭС), газотурбинных и парогазовых установок;

— пуска находящихся в резерве гидроагрегатов ГЭС, газотурбинных электростанций и газотурбинных установок;

— перевода в генераторный режим гидроагрегатов ГЭС (ГАЭС), работающих в режиме синхронного компенсатора;

— отключения или разгрузки гидроагрегатов ГАЭС, работающих в двигательном режиме.

5.3 Уставки по частоте устройств АЧВР должны находиться в диапазоне от 49,4 до 49,7 Гц.

ГОСТ Р 55105-2012 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Нормы и требования

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО
ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

НАЦИОНАЛЬНЫЙ
СТАНДАРТ
РОССИЙСКОЙ
ФЕДЕРАЦИИ

ГОСТ Р
55105-
2012

Единая энергетическая система
и изолированно работающие энергосистемы

ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ.
АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПРОТИВОАВАРИЙНОЕ
УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ ЭНЕРГОСИСТЕМ.
ПРОТИВОАВАРИЙНАЯ АВТОМАТИКА
ЭНЕРГОСИСТЕМ

Нормы и требования

Москва
Стандартнформ
2013

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании»

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы», ОАО «Энергетический институт им. Г.М. Кржижановского», ФГУП «ВНИИНМАШ»

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 007 «Системная надежность в электроэнергетике»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию от 15 ноября 2012 г. № 807-ст

4 В настоящем стандарте реализованы нормы Федерального закона от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0-2012 (раздел 8). Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет (gost.ru)

Содержание

Делительная автоматика по частоте | АЧР энергосистем

Страница 18 из 37

В ряде районов, энергосистем, где возможно возникновение больших местных дефицитов мощности, выполнение дополнительной разгрузки может быть связано с большими трудностями. Такое положение может возникать, если, во- первых, нагрузки рассредоточены по энергосистеме и нет достаточно крупной питающей линии, отключение которой решало бы задачи дополнительной разгрузки, и, во-вторых, если из-за наличия высокоответственных потребителей нельзя отключить целиком крупную подстанцию или питающую линию Иногда не удается простыми техническими средствами выявить помимо частоты фактор действия дополнительной разгрузки или обеспечить необходимое быстродействие автоматики.
В подобных случаях задачи ликвидации больших дефицитов мощности целиком возлагаются на АЧР, однако в этих условиях действие АЧР может оказаться неэффективным из-за недостаточного быстродействия устройств разгрузки или их возможного отказа при глубоком снижении напряжения, как правило, имеющем место одновременно с глубоким снижением частоты. Кроме того, даже при небольших дефицитах мощности никогда не исключено такое протекание аварийных процессов, когда действие АЧР по каким-либо причинам оказалось неэффективным (например, из-за отказов ряда устройств, неправильного их размещения, недостаточного объема разгрузки) и частота снижается до опасных уровней на длительное время.
Для обеспечения живучести энергосистем и сохранения в работе электрических станций при глубоком или длительном снижении частоты согласно директивным материалам [30, 54] на тепловых электростанциях должна выполняться делительная автоматика по частоте, осуществляющая отделение от энергосистемы всей электростанции или ее части с примерно сбалансированной нагрузкой или же отдельных агрегатов на нагрузку собственных нужд. Делительная автоматика по частоте заменяет дополнительную разгрузку, когда последняя не может быть выполнена или по каким-либо причинам отсутствует, и резервирует действие АЧР и дополнительной разгрузки, когда последняя введена в работу. Делительная автоматика по частоте является важнейшим звеном и «последним рубежом» в комплексе средств противоаварийной автоматики, предназначенных для ликвидации аварийных дефицитов мощности. Она позволяет сохранить в работе электрические станции и после ликвидации аварийной ситуации быстро восстановить питание потребителей. Отсутствие или неэффективное действие делительной автоматики по частоте приводит к полному погашению электростанций, существенному увеличению времени ликвидации аварий и народнохозяйственного ущерба.
Делительная автоматика по частоте согласно [30, 54] должна устанавливаться на всех ТЭС, на которых она может быть выполнена исходя из условий их работы (схемы электростанции, ее положения в сети, теплофикационного режима и т. д.). Делительную автоматику следует выполнять с двумя пусковыми органами — одним с частотой срабатывания 45—46 Гц, т. е. примерно на I Гц меньше нижней уставки по частоте АЧР1, и временем 0,5 с (для предотвращения погашения электростанций при глубоком снижении частоты) и другим — с частотой срабатывания около 47 Гц и временем 30-40 с (для предотвращения погашения электростанций при длительном зависании частоты на низком уровне).
Делительную автоматику по частоте следует выполнять таким образом, чтобы отделение электростанции с частью нагрузки происходило или с небольшим избытком генерирующей мощности, ликвидируемым впоследствии действием АРЧВ турбин (что является более предпочтительным), или с небольшим «остаточным» дефицитом мощности, при необходимости ликвидируемым действием еще не сработавших устройств АЧР в выделившемся районе.
В тех случаях, когда не удается выполнить делительную автоматику по частоте, отделяющую всю электростанцию или ее часть с примерно сбалансированной нагрузкой, должно осуществляться действие делительной автоматики на выделение одного или нескольких агрегатов на нагрузку собственных нужд всей электростанции или хотя бы этих агрегатов. При этом должна быть обеспечена и экспериментально проверена надежная работа энергоблока с нагрузкой собственных нужд в течение не менее 15 мин при возможных режимах и технологических схемах электростанции [54].
Особо следует обратить внимание на необходимость выполнения делительной автоматики по частоте в районах, где по каким-либо причинам временно имеет место недостаточный объем разгрузки. Уставка по частоте такой автоматики выбирается по местным условиям и может быть принята более высокой—46,5—47,5 Гц, а выдержка времени не более 1 с. Это означает, что в таких условиях допускается в ряде случаев неселективное по отношению к АЧР действие делительной автоматики, т. е. ее срабатывание до того момента, как полностью сработали все очереди АЧР1.

Действие делительной автоматики становится особо эффективным, если наряду с сохранением в работе электростанции в результате ее действия обеспечивается питание потребителей, имеющих наиболее высокую степень ответственности, а нагрузка, отключаемая действием АЧР до или после отделения электростанции, менее ответственна.
Учитывая, что срабатывание делительной автоматики по частоте происходит, как правило, в условиях одновременного снижения частоты и напряжения, а также ответственность этой автоматики, ее целесообразно выполнять на полупроводниковом реле частоты РЧ-1, работоспособном при глубоких снижениях напряжения, а при ее выполнении на индукционном реле ИВЧ следует в обязательном порядке осуществить мероприятия по стабилизации напряжения на реле частоты.
С целью повышения надежности работы делительной автоматики следует стремиться, чтобы по возможности ее воздействие осуществлялось на минимальное число выключателей и были сведены до минимума сложные переключения и телеотключения. Для обеспечения селективности действия автоматики целесообразно применять дополнительные пусковые или блокирующие сигналы, например по направлению мощности по линиям связи электростанции с системой или по трансформаторам, Повышение эффективности и селективности автоматики может быть достигнуто введением в нее сигналов по уровню воды в барабанах котлов, интегралу отклонения частоты [58, 61 ], снижению активной мощности собственных нужд за заданный интервал времени [18, 19]. Если одновременно с дефицитами активной мощности могут возникать значительные дефициты реактивной мощности и глубокие снижения напряжения на шинах электростанций, приводящие к нарушению устойчивости или отключению электродвигателей собственных нужд, целесообразно дополнить делительную автоматику пусковыми органами по снижению напряжения. Эффективность факторов пуска и уставки делительной автоматики в каждом конкретном случае должна проверяться расчетами или натурными экспериментами.
Наиболее просто задачу отделения электростанции с примерно сбалансированной нагрузкой удается решить на ГРЭС среднего или низкого давления, имеющих, как правило, значительную местную нагрузку. Наибольшие трудности при выполнении делительной автоматики возникают на блочных ГРЭС высокого и сверхвысокого давления, имеющих незначительную местную нагрузку и выдающих основную мощность в энергосистему, а также на ТЭЦ, имеющих значительную тепловую нагрузку [6].
Для осуществления выделения целиком крупной блочной ГРЭС вместе с районом нагрузки, как правило, требуется сложный комплекс автоматики с устройствами телеотключения и воздействием на большое число выключателей. С другой стороны, выделение только одного агрегата ГРЭС со своими собственными нуждами приводит к потере значительной части генерирующей мощности. В ряде случаев наиболее целесообразным является выделение части электростанции (например, агрегатов, работающих на шины среднего напряжения) с нагрузкой собственных нужд и прилегающего района (например, отключением транзитных связей на самой электростанции и примыкающих подстанциях, а также связей между шинами различных напряжений на электростанции). Для формирования отделяемого района делительная автоматика может выполняться несколькими (двумя-тремя) ступенями [69]. Первая ступень, действующая при более высоких значениях частоты (например, 48—48,5 Гц), осуществляет предварительную подготовку схемы выделения отключением соответствующих транзитных связей, разделением шин ряда подстанций и т. д. Последняя ступень, имеющая регламентированные директивными материалами уставки, производит отключение соответствующих последних связей отделяемого района и электростанции с энергосистемой.
Если выделение части ГРЭС или ТЭЦ с районом нагрузки осуществить не удается или оно связано со значительным усложнением автоматики, необходимостью отключения большого числа выключателей, что существенно снижает надежность работы автоматики, то, как указывалось выше, следует производить выделение одного-двух агрегатов электростанции на нагрузку собственных нужд. Следует по возможности стремиться к сохранению собственных нужд большего числа агрегатов. При этом, с одной стороны, нагрузка собственных нужд не должна превосходить Мощность выделяемых генераторов и, с другой стороны, необходимо обеспечить перевод на выделяемые генераторы только такого числа двигателей собственных нужд, самозапуск которых обеспечивается. Для обеспечения последовательного самозапуска этих двигателей на большом числе секций может потребоваться большое время (до 10—15 с), поэтому в ряде случаев целесообразно либо сократить число агрегатов, собственные нужды которых переводятся на выделяемый генератор, либо автоматическую подготовку схемы собственных нужд начинать до срабатывания делительной автоматики, например при более высоких частотах (47,5 —48,5 Гц), что существенно облегчает условия самозапуска, уменьшает отклонения режимных параметров, увеличивает объем нагрузки, для которой обеспечивается успешный самозапуск.
Трудности в выполнении делительной автоматики по частоте на ТЭЦ связаны с необходимостью обеспечения после отделения электростанции или отдельных агрегатов баланса не только по электрической мощности, но и по тепловой нагрузке агрегатов, существенные сбросы или набросы которой могут привести к их остановке. С другой стороны, на ТЭЦ, имеющих поперечные связи и котлы· барабанного типа, практически всегда есть резервы по питательной воде и пару, а значительные объемы пара в коллекторах и паропроводах снижают в переходных процессах при снижении частоты эффект падения уровня в барабанах котлов.
Наиболее сложно, как правило, выполнить делительную автоматику на ТЭЦ, агрегаты которых постоянно или определенные периоды времени работают в чисто теплофикационном режиме, существенно ухудшающем их регулировочные возможности. Например, в Мосэнерго ТЭЦ составляют большую часть электростанций, причем значительное их число в осенне-зимний период работает с противодавлением или на встроенных пучках. В связи с этим на ТЭЦ Мосэнерго принято, что при выполнении делительной автоматики с действием на выделение нескольких агрегатов хотя бы один из них в исходном нормальном режиме должен работать с подачей циркуляционной воды в конденсатор, а при действии автоматики на выделение одного агрегата он не должен в нормальном режиме работать с противодавлением. Повышая надежность действия делительной автоматики, это, однако, приводит к некоторому снижению экономичности работы ТЭЦ. Для обеспечения более надежного питания собственных нужд ТЭЦ при выделении одного или нескольких агрегатов целесообразно, если позволяет схема станции, заблаговременно или автоматически при более высоких, чем уставки автоматики деления, уровнях частоты создавать блочные схемы, управляющие запорной арматурой по пару и питательной воде. При этом необходимо предусматривать питание соответствующей арматуры от выделяемых на автономную работу секций собственных нужд.
Вопрос о том, должна ли делительная автоматика по частоте на ГРЭС и ТЭЦ действовать на выделение всей станции, ее части или отдельных агрегатов, должен решаться исходя из конкретных схемных и режимных условий работы электростанции. При анализе эффективности автоматики и выборе схемы деления должны быть тщательно проанализированы все возможные режимы и схемы работы электростанций в различные периоды суток и года, их состав оборудования, а также состав и значения электрических и тепловых нагрузок потребителей. При оценке возможных небалансов электрической и тепловой нагрузки необходимо учитывать действие АЧР, отключающей часть местной нагрузки на шинах электростанции или в отделяющихся с ней районах, а также возможный сброс тепловой нагрузки потребителей при работе АЧР. Возможно выполнение делительной автоматики в две ступени, первая из которых, имеющая более высокую уставку по частоте, действует на выделение всей станции или ее части с примерно сбалансированной нагрузкой, а вторая—на выделение одного- двух генераторов с нагрузкой собственных нужд, если действие первой ступени автоматики оказалось неэффективным и частота продолжает снижаться или зависает на низком уровне.
Опыт эксплуатации показывает, что задача выполнения делительной автоматики на ТЭС, и в первую очередь на ГРЭС с крупными блочными агрегатами высокого давления, решается медленно. Это обусловлено как рядом объективных технических трудностей, так и в ряде случаев неудовлетворительным состоянием оборудования и систем регулирования агрегатов и механизмов. Учитывая особую важность этой автоматики с точки зрения обеспечения живучести электростанций и энергосистемы в целом, необходимо форсировать работы по осуществлению комплекса необходимых мероприятий, позволяющих ввести эту автоматику в работу
Как показывает анализ ряда тяжелых аварий, отсутствие или неправильный выбор уставок (как правило, большие выдержки времени) делительных автоматик по частоте на ряде электростанций явились причиной их полного погашения при возникновении больших дефицитов мощности в некоторых районах и энергосистемах.

Рис 3 6 Принципиальная схема (а), схема замещения района (б) и зависимость при возникновении дефицита мощности (в)
1— авария, 2— расчет

В качестве примера такой аварии можно привести следующий случай. В одном из районов крупного энергообъединения (рис. 3.6) работали три тепловые электростанции среднего давления, мощность которых составляла 0,455 мощности нагрузки данного района. Недостающая мощность в этот район поступала из энергообъединения по двум линиям 220 и одной линии 110 кВ. Объем АЧР и этом районе составлял 0,34 мощности нагрузки, т. е. был недостаточным, дополнительная разгрузка отсутствовала. На двух электростанциях не была выполнена делительная автоматика по частоте, на третьей электростанции она имела уставки 46 Гц, 11с.
При операциях на подстанции 220 кВ по вводу в работу после ремонта одной из двух систем шин произошла поломка шинного разъединителя, возникло короткое замыкание и действием дифференциальной защиты шин район оказался отделенным от сети 220 кВ На оставшуюся в работе линию 110 кВ, связывающую район с энергообъединением, произошел большой наброс мощности, нарушилась устойчивость электростанций района относительно энергообъединения, и частота в районе стала резко снижаться. Кривая изменения частоты во время этой аварии приведена на рис. 3.6, в. Сработала АЧР, но из-за недостаточного объема разгрузки и увеличения дефицита вследствие больших активных потерь а линии 110 кВ продолжалось быстрое и глубокое (ниже 40 Гц) снижение частоты, в результате этого три станции района остановились полностью, в том числе и та, где имелась делительная автоматика с временем 11 с, поскольку отделение станции произошло уже при частоте 41 Гц и не могло ее спасти.
Вопрос выполнения делительной автоматики является очень актуальным и для АЭС. Обеспечение живучести этих станций при аварийном снижении частоты — важнейшая задача. Она должна решаться в комплексе с другой важнейшей задачей — обеспечения радиационной безопасности АЭС при значительных аварийных возмущениях, связанных с глубоким или длительным снижением частоты. Проблема выполнения делительной автоматики на АЭС в настоящее время еще детально не исследована. В то же время необходимость такой автоматики диктуется опытом эксплуатации. Наиболее универсальным и надежным представляется выделение в аварийных условиях агрегатов АЭС на нагрузку своих собственных нужд. В тех случаях, когда это позволяют схема и режим работы станции и прилегающего района нагрузки, целесообразно выделять на этот район один или несколько агрегатов АЭС. Необходимо провести комплекс работ и исследований, на основании которых могут быть разработаны принципы выполнения такой автоматики и обоснованы ее уставки, и в частности работы по обеспечению надежного функционирования агрегатов АЭС при сбросах их нагрузки до значений, близких к нагрузке холостого хода, исследования по оценке работоспособности оборудования АЭС, включая механизмы собственных нужд и системы управления и защиты агрегатов, при аварийных отклонениях частоты.

Делительная автоматика в малой энергетике. (Страница 4) — Релейная защита и автоматика в «малой энергетике» — Советы бывалого релейщика

evdbor пишет:

Чтобы предотвратить ложную работу АЧР необходимо отделить станцию при снижении частоты до порога несколько выше уставки АЧР.

evdbor пишет:

Такое решение может привести к ложной работе АЧР при отключении ВЛ 110 кВ или трансформаторов на ПС из за разброса частоты срабатывания ЧДА на станции и реле частоты на ПС.

Коллеги, спасибо за ответы, но у нас есть непонимание в вопросе. Прицепляю схемку (условную — из СВМ). Отходящие от ТП3602 в разные стороны линии — нагрузка предприятия. На РУ-10 кВ ПС 110/10 тоже есть нагрузки.

1. Давайте определимся с терминологией в рамках вопроса. ЧДА — автоматика конкретно регламентированная стандартами СО ЕЭС и она к нашему случаю отношения НЕ ИМЕЕТ. (собственно вопрос разных определений и стал в итоге самым тормозящим фактором при рассмотрении и согласовании). В моем вопросе речь идет о ДЕЛИТЕЛЬНОЙ ЗАЩИТЕ на принципе скорости снижения частоты. У Шабада целая книга по таким делилкам есть, именно о такой и идет речь. Ну или иначе она по ANSI идет как 87R или она же ROCOF.

Windtalker315 пишет:

Кстати почему ТЭЦ — отборы пара есть ? Наверное ТЭС ?

В ТУ сети написали «мини-ТЭЦ». По сути газопоршневые машины небольшой мощности (4,3 МВт). Никакого пара нет.

2. Касаемо режимов работы. Я кажется про это не упомянул. В грубых цифрах вся нагрузка предприятия 6 с чем-то МВт + около 400 кВт на СН самой станции. Это в максимальном режиме. Машины по 4,3 МВТ, то есть есть 8,6 МВт. Брать из системы данное предприятие может не более 3,2 МВт. Нормальный режим работы — параллель с сетью, выдача излишка мощности в сеть. Потребление свыше 3,2 МВт запрещено. Исключается контролем перетока на вводах ТП3602 с действием на отключение потребителей. По сути эти 3,2 МВт нужны только для сохранения в работе котельной (самый ответственный потребитель) и СН для разворота машин. Экономически такие расклады вполне себе выгодны (по расчетам экономистов по крайней мере).

3. Касаемо сложности в реализации АЧР на ТП3602. Почему это надо и зачем? Т.к. не было предусмотрено ЧАПВ, включение только силами выездной бригады. На фидерах со стороны ПС нет ничего для включения с контролем синхронизма. Чтобы не реконструировать РУ-10 кВ ПС (а там бы пришлось менять ячейки из-за невозможности доустановки ТН со стороны линии) и снижения действий оперативников (хотя по словам самих опретивников больше для иселючения взаимодействия сетевиков с персоналом собственника) было предложено перенести действие АЧР на фидера вводов от ПС на ТП3602 с возможностью их последующего включения после восстановления частоты.

4. По сути вопроса. Имеем станцию связанную с системой. Имеем реализацию АЧР на ТП собственника. Есть частотные защиты у самого генератора, есть что-то подобное на двигателе. При снижении частоты в системе достаточном для работы АЧР будет произведено отключение вводов — станция будет работать на свою нагрузку.  Как писал выше, суммарная нагрузка ниже генерации.

Почему возник вопрос? Мы рассматриваем случай потери питания РУ-10 кВ ПС со стороны системы. Например отключение трансформатора. В этом случае до работы АВР произойдет наброс нагрузки на генераторы, когда вся нагрузка секции 10 кВ ПС ляжет на машину. Причем там нагрузка больше ощутимо. Генератор отвалится либо действием АЧР-1 (0,3 сек) либо своей частотной защитой (0,5 сек). После чего будет АВР  в СН и можно будет снова раскрутить генератор и, отключив ввод от системы, начать снова работать на свою нагрузку. Вроде все нормально. Тут выполнение делительной защиты позволит отключить станцию раньше АЧР-1 и не гасить и снова раскручивать генератор.
Другой случай. В ТУ прописана выдача всей мощности только в нормальной схеме станции, то есть 2 машины + отключенный СВ. Включение СВ требует чтобы в работе был только 1 генератор. Такой случай может быть например летом когда вся нагрузка составляет порядка 2 МВт. Но в этом случае связь с системой может быть только по одному вводу — тому, на чьей секции работает генератор. В этом случае снижение частоты и отключение если приведут к остановке машины, произойдет обесточивание предприятия. Чтобы этого избежать и предлагается та же делилка, которая отключит ввод от системы.

Что такое АЧД, АЧР, ЧАПВ

АЧД – автоматика частотного деления.

АЧД на электростанциях предназначена:

1. Для отделения электростанций со сбалансированной нагруз­кой,которые являются резервными источниками для разворота мощных блочных тепловых электростанций при их “посадке на нуль” в усло­виях тяжелых аварий со снижением частоты.

2. Для отделения электростанций полностью или частично с целью сохранения их собственных нужд при авариях со значительным дефицитом мощности в энергосистеме или отдельных узлах.

Делительная автоматика выполняется таким образом, чтобы от­деление электростанции с частью нагрузки происходило или с не­большим “остаточным” дефицитом (ликвидируемым действием АЧР в выделившемся районе или, в лучшем случае, без срабатывания АЧР), или с небольшим избытком генерируемой мощности (ликвидируемым действием автоматических регуляторов турбин).

АЧД обычно является многоступенчатой и действует по фактору снижения частоты в функции времени, а также по факторам одновре­менного снижения частоты и напряжения. Во многих случаях ( в за­висимости от схемы питания собственных нужд) предварительным действием АЧД является автоматический перевод питания собствен­ных нужд на отделяемую часть электростанции.

Параметры срабатывания АЧД задаются с учетом режимов работы электростанции, привязки ее к сети, условий балансирования наг­рузки.

Автоматика частотного деления является в аварийной ситуации последним звеном ПА,которое, резервируя или заменяя действие других устройств ПА, позволяет сохранить в работе электрические станции и после ликвидации аварийной ситуации быстро восстано­вить питание потребителей.

11.5. АЧР с ЧАПВ – автоматическая частотная разгрузка с автоматическим повторным включением по частоте.

АЧР является основной ПА для предотвращения и ликвидации аварий из-за внезапного возникновения дефицита мощности и недо­пущения развития аварии до лавины частоты.

Для осуществления гибкой, так называемой “самонастраиваю­щейся” системы, АЧР разбита на две категории, каждая из которых имеет несколько очередей.

АЧР-I – предназначена для прекращения быстрого снижения частоты; имеет ступени срабатывания 0,2 Гц от 48,8 Гц до 46,6 Гц с выдержкой времени 0,5 сек.

АЧР-II – предназначена для подъема частоты после действия АЧР-I и предотвращения зависания частоты на недопустимо низком уровне. Время действия от 10 до 60 сек. АЧР-II имеет несовмещен­ные и совмещенные с АЧР-I очереди.

При восстановлении частоты после работы устройств АЧР и мо­билизации резерва мощности в системе, происходит автоматическое включение отключенных потребителей (ЧАПВ) несколькими очередями с разными уставками по времени и по частоте.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *