РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ "ЕЭС РОССИИ"
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
"СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР – ЦЕНТРАЛЬНОЕ ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ"
СТАНДАРТ ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС"
ТЕХНИЧЕСКИЕ ПРАВИЛА ОРГАНИЗАЦИИ В ЕЭС РОССИИ АВТОМАТИЧЕСКОГО ОГРАНИЧЕНИЯ СНИЖЕНИЯ ЧАСТОТЫ ПРИ АВАРИЙНОМ ДЕФИЦИТЕ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ (АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЧАСТОТНАЯ РАЗГРУЗКА)
Дата введения с 01.01.2005.
Срок действия до 01.01.2007.
Утвержден приказом ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" от 04.11.2004 № 291
РАЗРАБОТАН: ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС"
Настоящий стандарт устанавливает технические правила организации в ЕЭС России автоматического ограничения снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности (автоматическая частотная разгрузка) и является обязательным для Системного оператора, включая филиалы.
Стандарт разработан на основании:
1. Федерального закона "Об электроэнергетике" от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ.
2. "Федерального закона о техническом регулировании Российской Федерации" от 27.12.2002 № 184-ФЗ.
3. Приказа ОАО РАО "ЕЭС России" от 30.04.2003 № 249 "Об обеспечении эффективности АЧР в условиях реструктуризации энергетики".
4. Приказа ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" от 16.06.2003 № 158 "Об исполнении приказа ОАО РАО "ЕЭС России" от 30.04.2003 № 249.
Настоящий стандарт введен взамен утратившего силу пункта 3.3 "О мерах по предотвращению опасного снижения частоты в энергосистемах при внезапном дефиците активной мощности", Сборника распорядительных материалов по эксплуатации энергосистем 2002, часть 1, раздел 3.
Термины и сокращения
АОСЧ – автоматическое ограничение снижения частоты;
АЧВР – автоматический частотный ввод резерва;
АЧР – автоматическая частотная разгрузка;
ДАР – дополнительная автоматическая разгрузка;
ЧДА – частотная делительная автоматика;
ЧАПВ – частотное автоматическое повторное включение;
ТЭС – тепловая электростанция;
ГЭС – гидроэлектростанция;
АЭС – атомная электростанция;
СН – собственные нужды;
СК – синхронный компенсатор;
АВР – автоматическое включение резерва;
1. Введение
Настоящий стандарт учитывает:
- требования действующих ГОСТ 24278-89 "Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС, 1989"; ГОСТ 24277-91 "Установки паротурбинные стационарные для атомных электростанций, 1991";
- условия работы оборудования и собственных нужд электростанций при аварийном снижении частоты ниже 49,0 Гц и связанном с этим глубоком снижении напряжения;
- условия работы отдельных категорий потребителей электрической энергии, не допускающих глубокого снижения частоты и напряжения;
- необходимость уточнения в связи с реформированием электроэнергетики обязанностей и ответственности всех субъектов электроэнергетики и участников рынка электроэнергии за эффективность автоматического ограничения снижения частоты;
- опыт использования аналогичного документа предыдущих изданий директивных и руководящих материалов.
2. Общие положения
2.1. 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 электроприемников потребителей, а также возникновения лавины частоты и напряжения с полным прекращением электроснабжения.
2.2. 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 питания отключенной нагрузки потребителей при нормализации частоты.
Для выполнения этих функций АОСЧ осуществляет:
а) автоматический частотный ввод резерва (АЧВР) при снижении частоты 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 энергоблоков электростанций на сбалансированную нагрузку района или питание собственных нужд электростанций (частотная делительная автоматика - ЧДА) в случае неэффективности действия АЧР;
д) частотное автоматическое повторное включение (ЧАПВ) отключенных потребителей при нормализации частоты.
2.3. 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 ГОСТов 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;
· ниже 47,0 Гц – не более 10 с;
· ниже 46,0 Гц – не допускается.
2.4. АОСЧ обеспечивает выполнение требований п. 2.3 за счет мобилизации резерва генерации и отключения нагрузки потребителей. При этом мощность отключаемой нагрузки не должна превышать возникший аварийный дефицит мощности.
2.5. Для выполнения своих функций устройства, входящие в АОСЧ контролируют:
· снижение частоты и скорость ее снижения;
· факторы, характеризующие возникновение местного дефицита активной мощности без контроля изменения частоты: отключение генерирующего источника, питающей линии или трансформатора (с контролем величины и направления мощности в предшествующем режиме) и т.д.
2.6. Устройства, входящие в АОСЧ, должны быть установлены в каждом энергорайоне, который может аварийно отделяться от ЕЭС России с дефицитом мощности, приводящим к снижению частоты по п. 2.3., а также охватывать ЕЭС России в целом.
2.7. Устройства, входящие в АОСЧ, должны быть постоянно введены в работу с заданной настройкой.
2.8. Профилактическое обслуживание и контроль настройки устройств, входящих в АОСЧ, должны выполняться с периодичностью, установленной соответствующими инструкциями по эксплуатации этих устройств.
2.9. Контроль достаточности мощности автоматической разгрузки (при отсутствии системы автоматического контроля нагрузок) должен производиться путем систематических измерений подключенной к устройствам AЧР и ДАР мощности нагрузки потребителей не реже двух раз в год: в период зимнего максимума и летнего минимума нагрузок.
3. Иерархическая система подготовки и выдачи заданий по настройке АОСЧ и контроля ее эффективности
3.1. Федеральным законом "Об электроэнергетике" (статья 14) обязанность за обеспечение функционирования автоматического регулирования частоты электрического тока и мощности, системной и противоаварийной автоматики возложена на Системного оператора, отвечающего за надежность работы ЕЭС России.
В соответствии с этим формируется иерархическая система подготовки и выдачи заданий по настройке АОСЧ и контроля ее эффективности.
3.2. ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" задает филиалам – ОДУ в зоне их диспетчерской ответственности граничные уставки по частоте АЧР1, АЧР2, ЧАПВ и интервалы между очередями, уставки по времени, минимальную суммарную мощность АЧР (в % от потребления), исходя из требований скоординированного действия автоматической разгрузки при различных возможных схемах аварийного разделения ЕЭС и требований действующих ГОСТов по эксплуатации турбин.
3.3. ОДУ задают для всех субъектов электроэнергетики через РДУ (АО-энерго) в зоне их диспетчерской ответственности (исходя из условий аварийного отделения с дефицитом мощности энергорайона или нескольких смежных энергорайонов и с учетом указаний ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС"):
· уставки АЧВР;
· граничные уставки по частоте АЧР1, АЧР2, ЧАПВ и интервалы между очередями, уставки по времени, минимальную суммарную мощность (в % от потребления) АЧР и ее распределение в структуре АЧР и максимальные мощности очередей ЧАПВ;
· уставки и объемы ДАР для отдельного энергорайона или нескольких смежных энергорайонов (см. разд. 7 и 10 ).
При задании граничных уставок по частоте следует учитывать структуру генерации (долю ГЭС) и баланс мощности (избыточный или дефицитный) отдельных районов или групп смежных районов.
3.4. РДУ (АО-энерго) в зоне диспетчерской ответственности:
- определяют возможные схемы аварийного отделения дефицитных энергорайонов и максимально возможные дефициты мощности в них (раздел 7) и с учетом указаний ОДУ задают субъектам электроэнергетики уставки АЧВР, структуру АЧР-ЧАПВ, уставки ДАР (см. разд. 7 и 10), а также распределение по очередям мощности подключаемых нагрузок потребителей;
- составляют графики АЧР с указанием мест установки, настройки комплектов АЧР, отключаемых ими токоприемников и их расчетной мощности потребления и контролируют их реализацию;
- совместно с субъектами электроэнергетики оформляют решения по выделению энергоблоков электростанций на сбалансированный район нагрузки или собственные нужды (с учетом указаний раздела 11).
3.5. ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" отвечает за правильность и своевременность соответствующих указаний для ОДУ и контролирует по отчетным данным ОДУ выполнение автоматики по п. 3.2.
3.6. ОДУ отвечают за правильность и своевременность соответствующих указаний для РДУ (АО-энерго), контролируют по их отчетным данным, а также путем выборочной проверки, выполнение автоматики по п.3.3.
3.7. РДУ отвечают за:
- правильность и своевременность соответствующих указаний для субъектов электроэнергетики в пределах зоны диспетчерской ответственности и контролируют фактическое выполнение ими автоматики по п. 3.4 в соответствии с заданием;
- достоверность плановых и отчетных данных по подключенной к АЧР и ДАР мощности нагрузки потребителей, соответствие настройки АЧР и мощности подключенной нагрузки графику АЧР.
3.8. АО-энерго (субъекты электроэнергетики) отвечают за:
· правильность и своевременность выполнения указаний филиалов ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" по организации и настройке устройств АОСЧ;
· достоверность фактических данных по подключенной к АЧР и ДАР мощности нагрузки потребителей;
· состояние эксплуатации устройств АОСЧ.
4. Автоматический частотный ввод резерва
АЧВР при снижении частоты уменьшает величину дефицита мощности, чем предотвращает отключение потребителей, способствует подъему частоты и сокращению времени перерыва электроснабжения потребителей, отключенных действием АЧР.
ГЭС (ГАЭС) должны быть оснащены автоматикой, действующей при понижении частоты в энергосистеме на:
· частотный пуск резервных гидрогенераторов;
· перевод в генераторный режим агрегатов, работавших в режиме синхронных компенсаторов;
· ускоренный набор нагрузки на гидрогенераторах, имеющих резервную мощность;
· отключение гидроагрегатов ГАЭС, работавших в насосном режиме.
Уставки по частоте устройств АЧВР должны быть на 0,2 – 0,5 Гц выше первых очередей уставок АЧР.
5. Автоматическая частотная разгрузка
5.1. АЧР действует при возникновении дефицита активной мощности в условиях быстротечности процесса аварийного снижения частоты. АЧР выполняет отключение нагрузки потребителей небольшими порциями - очередями по мере снижения частоты для прекращения ее снижения или по мере увеличения продолжительности существования пониженной частоты для подъема частоты.
5.2. АЧР включает в себя:
а) АЧР1 – быстродействующую, для прекращения процесса снижения частоты, в том числе:
· спецочередь - для предотвращения автоматической или оперативной разгрузки энергоблоков АЭС при снижении частоты ниже 49,0 Гц;
· основной массив - (48,8 Гц и ниже);
б) АЧР2 несовмещенную (имеющую свою мощность разгрузки) – разгрузку с выдержками времени для подъема частоты после действия устройств АЧР1, а также при медленном снижении частоты;
в) АЧР2 совмещенную (не имеющую своей мощности разгрузки и действующую вторым пуском на отключение нагрузок, подключенных к АЧР1) - разгрузку с выдержками времени для предотвращения зависания частоты на недопустимо низком уровне.
6. Подключение потребителей к автоматической разгрузке
6.1. В случае возникновения аварийного дефицита активной мощности ограничение режима потребления, включая использование противоаварийной автоматики, определено Федеральным законом "Об электроэнергетике" (статья 38, пункт 8).
При этом участие нагрузки потребителей в автоматической разгрузке при аварийном дефиците активной мощности должно отражаться в договорах на технологическое присоединение к электрическим сетям и электроснабжение.
6.2. Потребителей, включенных в графики ограничений и аварийных отключений, по возможности следует подключать к первым очередям АЧР.
6.3. Места размещения устройств АЧР и ДАР определяются по местным условиям с учетом обеспечения нормальной эксплуатации этих устройств и контроля их настройки и состояния.
Устройства АЧР устанавливаются:
· на новых объектах - в соответствии с условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям и актом ввода объекта;
· на существующих объектах – в соответствии с договорами на электроснабжение.
6.4. Устройства АЧР, установленные у потребителей, рекомендуется резервировать на питающих энергообъектах устройствами с меньшими уставками по частоте или большими уставками по времени срабатывания. При этом в суммарных отчетных данных одна и та же нагрузка, подключенная к основному и резервному устройствам АЧР, должна учитываться только один раз.
6.5. Действие устройств АВР должно быть увязано с действием АЧР таким образом, чтобы действием АВР не восстанавливалось питание отключенной от АЧР нагрузки от тех же или других электрически связанных источников питания.
6.6. Запрещается переключать нагрузки, отключенные устройствами АЧР, на оставшиеся в работе электрически связанные источники питания. Нагрузка потребителей, не допускающих длительного перерыва в электроснабжении, должна быть переключена на автономные (независимые) источники питания.
6.7. При наличии в энергосистеме крупных потребителей тепловой энергии от турбин электростанций следует, по возможности, не подключать к АЧР потребителей пара от электростанций из-за опасности уменьшения генерируемой мощности вследствие полного или частичного прекращения потребления пара.
Длительность отключения потребителей действием автоматической разгрузки определяется временем ликвидации аварийной ситуации и должна быть минимально возможной.
7. Расчет мощности нагрузки, подключаемой к АЧР
7.1. Мощность нагрузки, подключаемой к АЧР, должна выбираться из условий ликвидации расчетных дефицитов активной мощности и приниматься с некоторым запасом, необходимость которого обусловлена:
· возможностью возникновения аварийного дефицита активной мощности, превышающего расчетный;
· возможностью снижения мощности нагрузки в режимах выходных и праздничных дней, ночных и дневных часов и т.д.
7.2. Расчет аварийной разгрузки и определение расчетных дефицитов активной мощности осуществляется на основе последовательного анализа схем и режимов, начиная с аварийного отделения энергорайона, двух смежных энергорайонов и т.д., вплоть до разделения ЕЭС на части. При этом должны быть рассмотрены реально возможные аварийные режимы в нормальной и ремонтных схемах.
При выборе расчетных условий, как правило, следует исходить:
а) для изолированно работающих энергосистем – из возможности отключения наиболее мощной электростанции;
б) для небольшого энергорайона – из возможности его аварийного отделения с дефицитом мощности вследствие отключения питающих связей и/или наиболее мощного генератора (энергоблока);
в) для более крупного энергорайона или нескольких смежных энергорайонов - из возможности аварийного отделения с дефицитом мощности вследствие отключения питающих связей и/или наиболее мощной электростанции;
г) для ЕЭС в целом – из возможности аварийного ее разделения на части с дефицитом мощности в отделившейся части вследствие отключения питающих межсистемных связей и генерируемой мощности (в том числе разгрузки и отключения энергоблоков АЭС в соответствии с технологическим регламентом при снижении частоты ниже 49,0 Гц).
7.3. Мощность, подключаемых к АЧР1 потребителей в любом энергорайоне с учетом запаса определяется по выражению:
Р (АЧР1) ³ DРг + 0,05;
где DРг и 0,05 – соответственно расчетный дефицит активной мощности и необходимый запас (в относительных единицах от суммарного потребления в исходном режиме).
В качестве расчетного принимается максимально возможный для энергорайона (п.7.2) аварийный дефицит мощности.
В случае, если расчетный аварийный дефицит активной мощности превышает 0,45 суммарного потребления, необходимо применение ДАР (раздел 10).
7.4. Подключаемая к АЧР мощность нагрузки должна распределяться равномерно по очередям.
Допускается незначительная неравномерность распределения по очередям мощности нагрузки при условии увеличения ее доли на очередях более высоких уставок по частоте АЧР.
7.5. Мощность нагрузки, подключаемой к несовмещенной АЧР2, рассчитывается по условию достаточности для подъема частоты от нижней границы уставок АЧР1 до заданной частоты возврата несовмещенной АЧР2 (выше 49,0 Гц).
С учетом запаса к очередям несовмещенной АЧР2 должна подключаться мощность потребителей:
Р (АЧР2) ³ 0,1.
7.6. Суммарная мощность, подключаемой к АЧР нагрузки (АЧР1 и несовмещенной АЧР2), с учетом запасов составляет:
Р (АЧР) = Р(АЧР1) + Р (АЧР2) ³ (DРг + 0,05) + 0,1 = DРг + 0,15
7.7. Суммарная мощность нагрузки потребителей, подключаемой к АЧР в отдельных энергорайонах, принимается по наиболее жесткому из требований ликвидации местного и системного дефицита мощности.
8. Частотное автоматическое повторное включение
8.1. ЧАПВ восстанавливает питание отключенных от АЧР потребителей при подъеме частоты в результате мобилизации резервов генерирующей мощности и восстановления отключившихся связей.
8.2. Суммарная мощность подключаемой к ЧАПВ нагрузки не регламентируется и определяется по местным условиям работы энергорайона.
Устройства ЧАПВ устанавливаются, в первую очередь, в случаях невозможности быстрого восстановления питания потребителей оперативным путем после действия устройств АЧР (на удаленных подстанциях без постоянного дежурного персонала).
Очередность включения потребителей устройствами ЧАПВ должна быть обратной очередности отключения их устройствами АЧР.
8.4. При подключении к одной очереди ЧАПВ нескольких присоединений, их выключатели должны включаться поочередно с интервалами времени не менее 1 сек (если это требуется по режиму работы источников оперативного тока).
9. Типовая структура настройки АЧР - ЧАПВ
9.1. Уставки АЧР и ЧАПВ:
А Ч Р 1
уставки по частоте (с возвратом + 0,1 Гц):
· спецочередь (САЧР) - 49,2 Гц/0,3 сек.;
Мощность подключенной к САЧР нагрузки должна составлять 3-4% от потребления.
· основной массив - 48,8-46,5 Гц /0,3 сек., с интервалами - 0,1-0,2 Гц.
Общая мощность подключенной к АЧР1 нагрузки должна составлять не менее 50% от потребления.
А Ч Р 2
а) несовмещенная:
· уставка по частоте – 49,1 Гц (возврат +0,1 Гц);
· уставки по времени в диапазоне - 5-40 сек., с интервалами не более 5 сек.;
· мощность подключенной нагрузки должна составлять не менее 10% от потребления.
б) совмещенная:
· уставки по частоте:
49,0 Гц, возврат + 0,1 Гц, t = 5-20 сек, совмещение с АЧР1-25%;
48,9 Гц, возврат + 0,1 Гц (0,2 Гц)*, t = 25-35 сек, совмещение с АЧР1-50%;
48,8 Гц, возврат + 0,1 Гц (0,3 Гц)*, t = 40-50 сек, совмещение с АЧР1-75%;
48,7 Гц, возврат + 0,1 Гц (0,4 Гц)*, t = 55-70 сек, совмещение с АЧР1-100%.
· интервалы по времени очередей - не более 5 секунд;
· общая мощность совмещения с АЧР1 – не менее 60% суммарной мощности нагрузки подключенной к АЧР1.
Суммарная мощность подключенных к АЧР нагрузок должна быть не менее 60% от потребления.
В избыточных энергосистемах допускается неприменение спецочереди АЧР, а также снижение начальной уставки по частоте АЧР1 и уставок по частоте несовмещенной и совмещенной АЧР2 на 0,1 Гц.
Мощность нагрузки, подключенной к совмещенной АЧР2, не учитывается в суммарной мощности АЧР, поскольку ее действие осуществляется вторым (резервным) пуском на отключение нагрузки, подключенной к АЧР1.
*Примечание.
Регулируемые уставки по частоте возврата указаны для микропроцессорных и микроэлектронных реле.
Ч А П В
а) уставки по частоте 49,4 – 49,9 Гц (возврат - минус 0,1 Гц);
б) на уставках ЧАПВ 49,4 – 49,6 Гц выполняется включение нагрузки нижних по частоте очередей АЧР1 (47,0-46,5 Гц). Остальная нагрузка АЧР1 и несовмещенной АЧР2 равномерно распределяется на частотах ЧАПВ не ниже 49,7 Гц.
в) уставки по времени ЧАПВ от 10 сек., с интервалами – 5 секунд (по условию недопущения срабатывания последующей очереди ЧАПВ при снижении частоты ниже уставки возврата реле).
ЧАПВ с минимальным временем выполняет включение нагрузки нижних очередей АЧР и с максимальным временем - нагрузки верхних очередей АЧР.
в) к одной очереди ЧАПВ допускается подключение не более 2-2,5% от всего объема нагрузок очередей АЧР.
Примечания к разделу 9:
- данная структура устанавливает верхнюю и нижнюю границы уставок, в пределах которых осуществляется настройка АЧР исходя из условий ликвидации как местных, так и общесистемных дефицитов мощности;
- для предотвращения ложной работы устройств АЧР1 в случаях синхронных качаний и т.п. достаточна выдержка времени 0,3 сек.
10. Дополнительная автоматическая разгрузка
10.1. ДАР применяется при ликвидации больших местных относительных дефицитов активной мощности (более 45% от потребления) со скоростью снижения частоты более 1,8-2,0 Гц/сек, при которой действие АЧР может оказаться неэффективным. Поэтому ДАР должна быть быстродействующей и срабатывать в начале процесса снижения частоты – до начала работы АЧР1 или в процессе срабатывания ее первых очередей.
ДАР обеспечивает ускоренное отключение заданной мощности нагрузки потребителей и способствует уменьшению глубины и скорости снижения частоты, чем улучшает условия действия АЧР.
10.2. ДАР осуществляет автоматическое отключение крупной нагрузки потребителей по факторам, характеризующим возникновение местного дефицита активной мощности, без фиксации снижения частоты. Запуск автоматики осуществляется по факту отключения генерирующих источников, питающих линий, силовых трансформаторов и т.д. с контролем направления и величины предшествующей мощности.
Рекомендуется также применение устройств фиксации скорости снижения частоты для выявления фактора возникновения большого местного дефицита мощности, при котором скорость снижения частоты существенно больше, чем при системном дефиците. Устройства фиксации скорости снижения частоты устанавливаются в узлах крупной нагрузки, что позволяет осуществить ускоренное отключение заданного обьема нагрузки потребителей по месту установки устройств без использования каналов телеотключения.
10.3. Мощность, подключаемой к ДАР нагрузки потребителей, выбирается такой величины, чтобы после действия ДАР остаточный дефицит активной мощности не превышал допустимый, при котором обеспечивается эффективность работы АЧР.
10.4. Величина дефицита активной мощности, который может быть ликвидирован суммарным действием ДАР и АЧР в энергорайоне, зависит от постоянной времени механической инерции района, времени отключения потребителей устройствами АЧР и ДАР и определяется расчетами.
10.5. Допускается подключение одних и тех же потребителей к АЧР и ДАР. При этом суммарная мощность разгрузки должна быть достаточной для подъема частоты выше 49,0 Гц после срабатывания ДАР и АЧР при расчетном дефиците активной мощности.
10.6. Для измерения скорости снижения частоты применяются два основных метода:
- непосредственный - с помощью микропроцессорного реле частоты, имеющего специальную программу определения скорости снижения частоты от заданной уставки запуска программы;
- косвенный - путем фиксации снижения частоты между двумя заданными уставками по частоте за заданный интервал времени с помощью высокоточного и быстродействующего микропроцессорного реле частоты, имеющего две и более уставок по частоте на одном реле.
С учетом сравнительной простоты выбора и настройки уставок рекомендуется на начальном этапе применение ДАР с косвенным методом измерения скорости снижения частоты.
Уставка по частоте запуска схемы косвенного метода измерения скорости снижения частоты в зависимости от дефицита активной мощности может быть ниже, равной или выше уставки частоты верхних очередей АЧР1.
Уставки по скорости косвенного метода измерения скорости снижения частоты должны быть отстроены от дефицитов активной мощности при системных авариях (максимальные значения которых не превышают 15-20% от потребления) и составлять с запасом 1,2-1,7 Гц/сек. При снижении этих дефицитов мощности менее 15-20 % от потребления, соответственно должны уменьшаться уставки скорости снижения частоты. Ориентировочно, каждые 10% дефицита активной мощности создают скорость снижения частоты примерно 0,45-0,5 Гц/сек.
Выдержка времени ДАР косвенного метода измерения скорости снижения частоты по условию отстройки от качаний и коротких замыканий, должна составлять– 0,3-0,4 сек, с допустимым уменьшением до 0,2 сек при скорости снижения частоты более 3 Гц/сек.
11. Частотная делительная автоматика
11.1. ЧДА применяется для:
- сохранения в работе собственных нужд и предотвращения полного останова электростанций при отказе или недостаточной эффективности устройств, выполняющих функции по п.2.2 (а,б, в);
- обеспечения питания отдельных групп потребителей, не допускающих перерывов в электроснабжении.
Сохранение в работе части генераторов при действии ЧДА позволяет ускорить восстановление электроснабжения в послеаварийном режиме.
11.2. ЧДА осуществляет выделение электростанций, их частей с примерно сбалансированным районом нагрузки или отдельных агрегатов на питание собственных нужд.
При отделении электростанции на примерно сбалансированную нагрузку предпочтительным является образование небольшого избытка генерирующей мощности и повышение частоты.
11.3. ЧДА должна устанавливаться на всех ТЭС, на которых она может быть выполнена исходя из условий их работы (схема электростанции, ее положение в сети, ограничения по теплофикационному режиму и т.п.).
11.4. Уставки срабатывания ЧДА выбираются с учетом обеспечения устойчивой работы выделяемых электростанций (энергоблоков) и действия ЧДА после предварительного срабатывания АЧР1. При этом, как правило, применяются две ступени с уставками по частоте и времени в следующих диапазонах:
46,0-47,0 Гц/0,3-0,5 сек – выделение ТЭС.
47,0-47,5 Гц/30-40 сек – выделение ТЭС (резервное действие)
Для формирования отделяемого района, ЧДА может действовать несколькими ступенями. Первые ступени осуществляют предварительную подготовку схемы выделения отключением трансформаторов и присоединений, разделением шин подстанций и т.д. Последняя ступень, имеющая заданные уставки частоты, производит отключение последних связей отделяемого района и электростанции с энергосистемой.
11.5. При выделении энергосистемы или её части с преобладанием ГЭС, если генерация ГЭС более чем на 20% превышает нагрузку выделенного района, применяются автоматические устройства ступенчатого отключения (по факту повышения частоты в пределах 50,5-53,5 Гц или отключения отходящих от ГЭС линий с контролем предшествующего режима) части агрегатов, суммарной мощностью примерно равной или несколько меньшей избытка мощности.
11.6. Для электростанций, где выполнение ЧДА признано невозможным или нецелесообразным, следует подготовить и утвердить соответствующие решения с необходимой мотивировкой.
Для электростанций с ЧДА следует оформлять решения, подтверждающие соответствие назначения и удовлетворительное состояние эксплуатации имеющейся частотной делительной автоматики и систем регулирования электростанций.
11.7. Соответствие мощности генерации и нагрузки в выделяемом районе должно проверяться ежегодно в периоды максимальных и минимальных нагрузок.
СОДЕРЖАНИЕ
1. Введение
2. Общие положения
3. Иерархическая система подготовки и выдачи заданий по настройке АОСЧ и контроля ее эффективности
4. Автоматический частотный ввод резерва
5. Автоматическая частотная разгрузка
6. Подключение потребителей к автоматической разгрузке
7. Расчет мощности нагрузки, подключаемой к АЧР
8. Частотное автоматическое повторное включение
9. Типовая структура настройки АЧР – ЧАПВ
10. Дополнительная автоматическая разгрузка
11. Частотная делительная автоматика