Нормы участия энергоблоков ТЭС в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты

г. Москва 2005 г.

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. №184-ФЗ «О техническом регулировании» и ГОСТ Р 1.0-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения».

Порядок разработки и применения стандартов организации установлены ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения».

Сведения о стандарте

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

2. Внесен ФГУП «ВНИИстандарт».

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

4. Введен в действие с 01.07.2005.

5. В настоящем стандарте реализованы нормы Федерального закона от 27.12.2002 №184-ФЗ «О техническом регулировании».

При разработке настоящего стандарта были также использованы материалы, изложенные в приказах ОАО РАО «ЕЭС России» от 18.09.2002 №524 «О повышении качества первичного и вторичного регулирования частоты электрического тока в ЕЭС России» и от 11.03.2005 №139 «О порядке подтверждения готовности энергоблоков ТЭС к участию в регулировании частоты».

6. Разрабатывается впервые.

Содержание

Дата введения - 2005.07.01

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на энергоблоки тепловых электростанций, предназначенные для участия в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков мощности.

Он устанавливает системные технические требования к энергоблокам тепловых электростанций и методику испытаний для проверки этих требований.

Стандарт предназначен для организаций, осуществляющих деятельность по разработке, внедрению, эксплуатации и проверке систем автоматического управления мощностью энергоблоков тепловых электростанций.

Требования стандарта направлены на обеспечение необходимого объема модернизации систем автоматического управления мощностью энергоблоков тепловых электростанций для обеспечения возможности их участия в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков мощности.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 1.0-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения»;

ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения»;

ГОСТ Р 1.5-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты национальные Российской Федерации. Правила построения, изложения и обозначения».

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применяются следующие термины с соответствующими определениями:

 - первичные регуляторы - автоматические регуляторы частоты вращения турбины и производительности котла, изменяющие мощность энергоблока при изменении частоты;

 - система первичного регулирования энергоблока - совокупность устройств автоматического управления мощностью турбины и производительности котла, обеспечивающих требуемое изменение мощности энергоблока при изменении частоты электрического тока. Включает в себя первичные регуляторы и систему локального измерения частоты;

 - первичное регулирование - процесс изменения активной мощности энергоблоков под воздействием систем первичного регулирования энергоблоков, вызванного изменением частоты;

 - первичная мощность - значение изменения активной мощности энергоблока в процессе первичного регулирования;

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

 - общее первичное регулирование - первичное регулирование, осуществляемое всеми энергоблоками в пределах имеющихся в данный момент времени резервов первичного регулирования с характеристиками систем первичного регулирования энергоблоков, заданными действующими нормативами, и имеющее целью сохранение энергоснабжения потребителей и функционирования электростанций при аварийных отклонениях частоты;

 - нормированное первичное регулирование - первичное регулирование, осуществляемое выделенными энергоблоками нормированного первичного регулирования, на которых запланированы и постоянно поддерживаются резервы первичного регулирования и обеспечено их эффективное использование в соответствии с заданными характеристиками (параметрами) первичного регулирования;

 - диапазон первичного регулирования - арифметическая сумма текущих величин резервов первичного регулирования энергоблока на загрузку и разгрузку;

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

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

 - диапазон вторичного регулирования - арифметическая сумма текущих величин резервов вторичного регулирования энергоблока на загрузку и разгрузку;

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

 - резерв третичного регулирования (третичный резерв) - значение максимально возможного изменения мощности энергоблока при третичном регулировании по оперативным командам или командам центрального регулятора на загрузку или разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку) в пределах регулировочного диапазона;

 - диапазон третичного регулирования - арифметическая сумма текущих величин резервов третичного регулирования энергоблока на загрузку и разгрузку;

 - плановая (базовая) нагрузка энергоблока - величина активной мощности, которую должен выдавать энергоблок в соответствии с диспетчерским графиком или командой диспетчера энергосистемы. Плановая (базовая) мощность энергоблока является исходной для первичного и вторичного регулирования;

 - регулировочный диапазон энергоблока - интервал допустимых нагрузок энергоблока в соответствии с действующими техническими условиями эксплуатации;

 - диапазон автоматического регулирования энергоблока - интервал нагрузок, в пределах которого энергоблок может изменять свою мощность при отработке заданий первичного, вторичного и третичного регулирования в полностью автоматическом режиме, при условии поддержания технологических параметров работы энергоблока в заданных пределах, без выхода на аварийные ограничения.

4 Требования к энергоблокам тепловых электростанций, выделяемым для участия в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты

4.1 Общие требования

Энергоблок должен участвовать в первичном и вторичном регулировании автоматически.

В стандарте здесь и далее:

 - под словом «мощность» понимается активная мощность;

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

 - под динамической погрешностью понимается разница между величиной суммарного задания мощности и текущим значением мощности энергоблока в каждый момент времени.

4.1.1 Требования к точности измерения активной мощности

Измерение активной мощности энергоблока должно осуществляться с точностью не хуже 1%.

4.1.2 Требования к качеству регулирования активной мощности

В статическом состоянии текущая активная мощность энергоблока должна поддерживаться с точностью не хуже 1% от номинальной.

Переходный процесс изменения активной мощности энергоблока должен носить апериодический характер без перерегулирования. Допускается отклонение от апериодического процесса изменения активной мощности без перерегулирования не более чем на 1% от номинальной мощности энергоблока.

4.1.3 Применение требований

Все требования для систем регулирования и управления энергоблоками тепловых станций, предназначенных для участия в первичном и вторичном регулировании, должны выполняться каждым энергоблоком не зависимо от наличия или отсутствия системы группового регулирования активной мощности (ГРАМ).

4.1.4 Параметры первичного и вторичного регулирования

Исходной для первичного и вторичного регулирования является плановая (базовая) мощность энергоблока.

Параметры первичного регулирования:

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

 - зона нечувствительности первичных регуляторов;

 - мертвая полоса первичного регулирования;

 - статизм;

 - динамика изменения мощности энергоблока.

Параметры вторичного регулирования:

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

 - максимальная скорость изменения мощности;

состояние включено/выключено.

Параметры первичного и вторичного регулирования должны меняться только уполномоченным персоналом электростанции по заданию ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС».

4.1.5 Требования к архивной регистрации

Для текущей и аварийной проверки состояния и качества выполнения требований к системе регулирования должна проводиться непрерывная архивная регистрация как минимум следующих параметров энергоблока с дискретизацией по времени не более 1 секунды:

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

- мощности генератора энергоблока;

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

- текущих значений параметров первичного и вторичного регулирования;

- состояния генераторного (или/и линейного) выключателя;

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

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

Время регистрации должно быть привязано к астрономическому времени с точностью не хуже 1 секунды.

Дополнительно должны фиксироваться и архивироваться средние за каждый час значения частоты и мощности генератора энергоблока.

Запись архивов должна осуществляться с разрешающей способностью не хуже чем 14 бит.

Архивные данные должны сохраняться в системе архивной регистрации в течение не менее 6-ти месяцев.

4.1.6 Требования к автоматизации процесса регулирования

Процесс регулирования энергоблока при выполнении требований по первичному, вторичному и третичному регулированию должен проходить в автоматическом режиме без участия оператора в пределах заданных диапазонов первичного, вторичного и автоматического третичного регулирования.

4.1.7 Требования к котельной автоматике

В процессе регулирования котельная автоматика должна обеспечивать требуемое изменение мощности при заданной динамике и поддерживать параметры котла в заданных пределах без колебательного процесса и тенденции к выходу параметров котла на аварийные ограничения.

4.2 Требования к первичному регулированию частоты электрического тока

4.2.1 Порядок осуществления первичного регулирования

Первичное регулирование должно осуществляться путём изменения мощности энергоблока в зависимости от отклонения частоты по статической характеристике, показанной на рисунке 4.1, где

ΔР_макс ^_ максимальная первичная мощность, ограниченная безопасностью энергоблока;

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

Δf_р - расчётное отклонение частоты;

Δf = 0 при 50,00 Гц;

ΔР_П = 0 при Р_исх (см. п.4.2.9).

4.2.2. Цикл работы системы первичного регулирования

Цикл работы системы первичного регулирования не должен превышать 1 секунды.

Цикл обновления измерений частоты электрического тока для нужд первичного регулирования должен соответствовать циклу работы системы первичного регулирования и не должен превышать 1 секунды.

4.2.3 Измерения частоты электрического тока

Локальным измерением частоты электрического тока называется измерение частоты на энергоблоке для целей первичного регулирования.

Точность локальных измерений частоты электрического тока системой автоматического регулирования частоты и мощности энергоблока должна быть не хуже чем 10 мГц (желательно 5 мГц).

Необходимо использовать измерения частоты вращения турбины в качестве локального измерения частоты электрического тока.

4.2.4 Нечувствительность первичных регуляторов

Нечувствительность первичных регуляторов - наименьшая величина отклонения измеренной частоты электрического тока от номинального значения, вызывающая перемещение регуляторами органов управления турбины и котла при минимальном значении мертвой полосы первичного регулирования (см. п.4.2.5).

Зона нечувствительности первичных регуляторов (±f_нч) - это диапазон отклонений измеренной частоты от номинального значения, в пределах которого не обеспечивается перемещение регуляторами органов управления турбины и котла.

Зона нечувствительности первичных регуляторов не должна превышать ±10 мГц, включая зоны нечувствительности электронной и механической частей.

4.2.5 Мертвая полоса первичного регулирования

Мертвая полоса первичного регулирования (±Δf₀) - это диапазон фактических отклонений частоты электрического тока от номинального значения, в котором энергоблок может не изменять свою мощность.

За пределами мертвой полосы энергоблок должен выдавать первичную мощность в соответствии с заданным статизмом.

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

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

Величина мертвой полосы первичного регулирования задается ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» в оперативном порядке.

4.2.6 Диапазон первичного регулирования

Система автоматического регулирования частоты и мощности энергоблока должна обеспечивать выполнение требований нормированного первичного регулирования в диапазоне первичного регулирования не менее ΔP_n(Δf) = ±5% Р_ном для нормальных режимов работы энергосистемы (нормальный резерв первичного регулирования) и не менее ΔP_n(Δf) = ±12,5% Р_ном. Для возможных аварийных режимов работы энергосистемы (аварийный резерв первичного регулирования), где Р_ном - номинальная мощность энергоблока.

Диапазон первичного регулирования должен обеспечиваться при любой исходной мощности энергоблока (в пределах диапазонов третичного и вторичного регулирования) и может быть ограничен лишь в целях предотвращения аварийного останова энергоблока.

4.2.7 Статизм

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

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

f_ном - номинальная частота 50,00 Гц;

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

Р_ном - номинальная мощность энергоблока, [МВт].

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

Система управления частоты и мощности энергоблока должна обладать возможностью задания величины статизма в диапазоне 4-6% с дискретностью не хуже 1%.

Величина статизма задается ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» в оперативном порядке в пределах указанного диапазона.

4.2.8 Примеры статической характеристики

Примеры статической характеристики для разных величин мертвой полосы и статизма показаны на рисунках 4.2. и 4.3.

4.2.9 Мощность, вырабатываемая энергоблоком в процессе первичного регулирования

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

Система автоматического регулирования частоты и мощности энергоблока должна отслеживать текущие отклонения частоты с учетом возможного изменения не только величины, но и знака отклонения, своими действиями способствуя нормализации частоты, т.е. работать в следящем за отклонением частоты режиме.

Фактическая первичная мощность энергоблока:

ΔР_п = Р-Р_исх, [МВт],

где Р - текущая мощность энергоблока;

Р_исх - исходная мощность энергоблока до момента отклонения частоты, обусловленная вторичным и третичным регулированием.

Первичная мощность положительна при загрузке энергоблока.

Расчетное отклонение частоты Δf_р=0 при нахождении частоты в пределах мертвой полосы первичного регулирования (50,00± Δf₀), и соответствует отклонению частоты от ближайшего края мертвой полосы в остальных случаях:

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

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

где f - текущее значение частоты.

Расчетное отклонение частоты положительно при повышении частоты.

Расчетная первичная мощность:

4.2.10 Требования к динамике изменения мощности энергоблока

В случае скачкообразного изменения частоты соответствующее изменение мощности энергоблока (п.4.2.9) под действием системы первичного регулирования должно происходить таким образом, чтобы полная требуемая величина изменения мощности в пределах заданного нормального резерва первичного регулирования была достигнута за 30 секунд. При этом достижение 50% требуемой величины изменения мощности должно осуществляться в течение не более 10 секунд.

Требования к динамике изменения мощности энергоблока показаны на рисунке 4.4.

При аварийном скачкообразном изменении частоты соответствующее изменение мощности энергоблока (п.4.2.9) под воздействием системы первичного регулирования должно происходить таким образом, чтобы полная требуемая величина изменения мощности в пределах заданного аварийного резерва первичного регулирования была достигнута за 2 минуты. При этом достижение 50% требуемой величины изменения мощности должно осуществляться в течение не более 10 секунд.

Требования к динамике изменения мощности энергоблока показаны на рисунке 4.5.

При значительных отклонениях частоты, когда величина требуемой первичной мощности энергоблока превышает заданный резерв первичного регулирования, выдача мощности должна осуществляться в пределах имеющегося диапазона автоматического регулирования с динамикой, определяемой системой регулирования, при условии сохранения технологической устойчивости энергоблока (общее первичное регулирование частоты).

4.2.11 Требования к поддержанию первичной мощности энергоблока</