чем должно осуществляться регулирование частоты и перетоков активной мощности
ПУЭ 7. Правила устройства электроустановок. Издание 7
Раздел 3. Защита и автоматика
Глава 3.3. Автоматика и телемеханика
Автоматическое регулирование частоты и активной мощности (АРЧМ)
3.3.63. Системы автоматического регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ) предназначены для:
3.3.64. Системы АРЧМ должны обеспечивать (при наличии необходимого регулировочного диапазона) на управляемых электростанциях поддержание среднего отклонения частоты от заданного значения в пределах ±0,1 Гц в десятиминутных интервалах и ограничение перетока мощности по контролируемым связям с подавлением не менее чем на 70% амплитуды колебаний перетока мощности с периодом 2 мин и более.
3.3.65. В систему АРЧМ должны входить:
3.3.66. Устройства АРЧМ на диспетчерских пунктах должны обеспечивать выявление отклонений фактического режима работы от заданного, формирование и передачу управляющих воздействий для диспетчерских пунктов нижнего уровня управления и для электростанций, привлекаемых к автоматическому управлению мощностью.
3.3.67. Устройства автоматического управления мощностью электростанций должны обеспечивать:
3.3.68. Управление мощностью электростанции должно осуществляться со статизмом по частоте, изменяемым в пределах от 3 до 6%.
3.3.69. На гидроэлектростанциях системы управления мощностью должны иметь автоматические устройства, обеспечивающие пуск и останов агрегатов, а при необходимости также перевод агрегатов в режимы синхронного компенсатора и генераторный в зависимости от условий и режима работы электростанций и энергосистемы с учетом имеющихся ограничений в работе агрегатов.
Гидроэлектростанции, мощность которых определяется режимом водотока, рекомендуется оборудовать автоматическими регуляторами мощности по водотоку.
3.3.70. Устройства АРЧМ должны допускать оперативное изменение параметров настройки при изменении режимов работы объекта управления, оснащаться элементами сигнализации, блокировками и защитами, предотвращающими неправильные их действия при нарушении нормальных режимов работы объектов управления, при неисправностях в самих устройствах, а также исключающими те действия, которые могут помешать функционированию устройств противоаварийной автоматики.
На тепловых электростанциях устройства АРЧМ должны быть оборудованы элементами, предотвращающими те изменения технологических параметров выше допустимых пределов, которые вызваны действием этих устройств на агрегаты (энергоблоки).
Суммарное значение сигналов в средствах телемеханики и устройствах АРЧМ не должно превышать 5 с.
Чем должно осуществляться регулирование частоты и перетоков активной мощности
ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ. РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ И ПЕРЕТОКОВ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИИ
Electric power systems. Operational dispatching control. Frequency control and control of active power in interconnected power system. General requirements
Дата введения 2018-03-01
Предисловие
Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0-2015 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2-2015 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила, рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»
Сведения о стандарте
1 РАЗРАБОТАН Акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы» (АО «СО ЕЭС»)
2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 30 июня 2017 г. N 100-П)
За принятие проголосовали:
Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97
Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Минэкономики Республики Армения
Госстандарт Республики Беларусь
Госстандарт Республики Казахстан
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 3 августа 2017 г. N 801-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 34184-2017 введен в действие в качестве национального стандарта с 1 марта 2018 г.
1 Область применения
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использована нормативная ссылка на следующий межгосударственный стандарт:
ГОСТ 32144-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения
3 Термины, определения и сокращения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 баланс мощности энергосистемы: Равенство генерируемой активной мощности и суммы потребляемой активной мощности энергосистемы с внешним перетоком энергосистемы при номинальной частоте, при условии, что фактическое значение внешнего перетока энергосистемы равно его плановому значению.
3.2 внешний переток энергосистемы: Алгебраическая сумма перетоков активной мощности по всем связям (сальдо переток) или части связей, соединяющих энергосистему со смежными энергосистемами.
3.3 вторичное регулирование частоты и перетоков (вторичное регулирование): Процесс автоматического или оперативного изменения активной мощности генерирующего оборудования электростанций для восстановления заданного значения частоты или заданного значения внешнего перетока энергосистемы.
3.4 квазиустановившееся значение параметра: Усредненное на 20-секундном временном интервале значение параметра.
3.5 коррекция по частоте: Величина изменения регулируемого параметра (активной мощности генерирующего оборудования, внешнего перетока энергосистемы) относительно заданного значения, обусловленная отклонением частоты от заданного значения.
3.6 крутизна статической частотной характеристики (крутизна СЧХ): Коэффициент линеаризованной зависимости суммарной первичной мощности и изменения мощности потребления энергообъединения, энергосистемы от изменения частоты.
3.7 небаланс мощности энергосистемы: Отклонение от планового баланса активной мощности энергосистемы по любой причине, вызывающее отклонение частоты от заданного значения в энергообъединении и отклонение внешнего перетока данной энергосистемы от заданного значения с учетом коррекции по частоте.
3.8 нормированное первичное регулирование частоты; НПРЧ: Первичное регулирование, осуществляемое выделенным генерирующим оборудованием в пределах заданных резервов первичного регулирования в соответствии с характеристиками (параметрами) нормированного первичного регулирования.
3.9 общее первичное регулирование частоты: Первичное регулирование, осуществляемое генерирующим оборудованием в пределах имеющихся в данный момент времени резервов первичного регулирования в соответствии с характеристиками (параметрами) общего первичного регулирования.
3.10 первичное регулирование частоты (первичное регулирование): Процесс автоматического изменения мощности генерирующего оборудования под действием первичных регуляторов, вызванный изменением частоты и направленный на уменьшение изменения частоты.
3.11 расчетный (нормативный) аварийный небаланс мощности: Максимальная величина небаланса мощности, возникновение которого возможно в энергообъединении, энергосистеме в результате расчетных (нормативных) возмущений, используемая для расчетов резервов первичного, вторичного и третичного регулирования.
3.12 резерв вторичного регулирования (вторичный резерв): Максимально возможное изменение мощности электростанций вторичного регулирования в данной энергосистеме под действием систем автоматического регулирования режима по частоте и мощности и/или по командам диспетчера на загрузку или на разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку).
3.13 резерв первичного регулирования (первичный резерв): Максимальное значение первичной регулирующей мощности, которое может выдать генерирующее оборудование электростанции, энергосистема при понижении (резерв на загрузку) либо повышении (резерв на разгрузку) частоты.
3.14 резерв третичного регулирования (третичный резерв): Максимально возможное изменение мощности электростанций третичного регулирования в данной энергосистеме на загрузку или разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку).
3.15 третичное регулирование мощности (третичное регулирование): Процесс изменения активной мощности генерирующего оборудования в целях восстановления резервов вторичного регулирования.
3.16 частота: Значение частоты электрического тока.
3.19 субъект оперативно-диспетчерского управления: Организация, уполномоченная на осуществление оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в национальной энергосистеме.
4 Требования к регулированию частоты и перетоков
4.1 В энергообъединении и энергосистемах должно осуществляться непрерывное регулирование частоты и перетоков в целях поддержания значений частоты в пределах, определенных требованиями настоящего стандарта.
4.2 Регулирование частоты и перетоков должно осуществляться с использованием первичного (общего и нормированного), вторичного и третичного регулирования.
4.3 В энергообъединении должно быть обеспечено поддержание квазиустановившихся значений частоты в пределах (50,00±0,05) Гц при допустимости нахождения значений частоты в пределах (50,0±0,2) Гц с восстановлением частоты до уровня (50,00±0,05) Гц за время не более 15 мин.
4.4 В энергообъединении общее вторичное регулирование частоты и коррекцию отклонений синхронного (электрического) времени от астрономического осуществляет системный оператор Единой энергетической системы России. Субъекты оперативно-диспетчерского управления иных энергосистем, входящих в энергообъединение, осуществляют поддержание заданных внешних перетоков своих национальных энергосистем с коррекцией по частоте.
4.5 В энергообъединении при возникновении небаланса мощности не более расчетного аварийного первичным регулированием, в процессе мобилизации первичных резервов, должно обеспечиваться удержание кратковременного динамического отклонения частоты в пределах не более (50,0±0,8) Гц.
4.6 В энергообъединении в нормальном режиме при регулировании частоты с использованием автоматического вторичного регулирования должно обеспечиваться поддержание средней величины частоты за любой час суток в пределах (50,00±0,01) Гц.
4.7 При регулировании внешнего перетока энергосистемы должно обеспечиваться устранение внутренних небалансов мощности энергосистемы величиной не более расчетного аварийного для данной энергосистемы за время не более 15 мин.
4.8 Допустимый диапазон отклонения синхронного (электрического) времени от астрономического в энергообъединении должен составлять не более ±30 с. Моментом времени начала отсчета отклонения синхронного (электрического) времени от астрономического является начало календарного года.
4.9 Для организации регулирования частоты и перетоков в энергообъединении:
4.9.1 Документом (решением) Электроэнергетического Совета Содружества Независимых Государств должны устанавливаться:
— общие требования к первичному (общему и нормированному), вторичному и третичному регулированию в энергообъединении;
4.9.2 Документами (решениями) Комиссии по оперативно-технологической координации совместной работы энергосистем стран Содружества Независимых Государств и Балтии должны устанавливаться:
— величина расчетного аварийного небаланса мощности в энергообъединении и соответствующая величина резерва НПРЧ;
— значение коэффициента коррекции по частоте для осуществления общего вторичного регулирования, соответствующего крутизне СЧХ энергообъединения;
— значения коэффициентов коррекции по частоте для каждой из параллельно работающих национальных энергосистем для осуществления вторичного регулирования.
4.10 Для регулирования частоты и перетоков каждый субъект оперативно-диспетчерского управления должен обеспечивать:
— задание резервов НПРЧ, вторичного и третичного регулирования при планировании электроэнергетического режима национальной энергосистемы;
— управление текущим режимом национальной энергосистемы путем осуществления автоматического (оперативного) вторичного регулирования, а также принятие мер по поддержанию необходимой величины и размещения резервов НПРЧ и вторичного регулирования.
4.11 Субъекты оперативно-диспетчерского управления должны осуществлять планирование баланса мощности национальных энергосистем для номинального значения частоты (50 Гц).
Ключевые слова: энергосистема, энергообъединение, регулирование частоты, общее первичное регулирование частоты, нормированное первичное регулирование частоты, вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности, третичное регулирование мощности
Чем должно осуществляться регулирование частоты и перетоков активной мощности
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы
РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ И ПЕРЕТОКОВ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Нормы и требования
United power system and isolated power systems. Operative-dispatch management. Frequency control and control of active power. Norms and requirements
Дата введения 2014-09-01
1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы», Открытым акционерным обществом «Энергетический институт им.Г.М.Кржижановского», Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт стандартизации и сертификации в машиностроении»
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 007 «Системная надежность в электроэнергетике»
ВНЕСЕНО Изменение N 1, утвержденное и введенное в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 25.12.2019 N 1476-ст c 01.03.2020
Изменение N 1 внесено изготовителем базы данных по тексту ИУС N 3, 2020
1 Область применения
1.2 Настоящий стандарт определяет для ЕЭС России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем России требования:
— к регулированию частоты электрического тока и перетоков активной мощности;
— к субъектам оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и собственникам объектов электроэнергетики при организации и осуществлении регулирования частоты электрического тока и перетоков активной мощности;
— к генерирующему оборудованию, участвующему в регулировании частоты электрического тока и перетоков активной мощности.
1.3 Требования настоящего стандарта должны учитываться проектными, научно-исследовательскими и другими организациями Российской Федерации, осуществляющими проектирование строительства, реконструкции, модернизации объектов электроэнергетики, разработку систем регулирования частоты и перетоков активной мощности.
2 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины и определения:
2.1 внешний переток области регулирования: Алгебраическая сумма перетоков активной мощности по всем связям (сальдо переток) или части связей, соединяющих область регулирования со смежными частями синхронной зоны.
2.2 вторичная мощность: Величина изменения активной мощности генерирующего оборудования при вторичном регулировании.
2.3 вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности (вторичное регулирование): Процесс автоматического или оперативного изменения активной мощности генерирующего оборудования для восстановления заданного значения частоты или заданного значения внешнего перетока области регулирования.
2.4 вынужденный режим энергосистемы: Электроэнергетический режим энергосистемы, характеризующийся снижением запасов устойчивости в нормальном режиме и возможностью нарушения устойчивости в послеаварийном режиме.
2.5 зона нечувствительности первичного регулирования: Максимальная величина изменения частоты вращения турбин от любого ее исходного значения в любом направлении ее изменения, при которой не гарантируется участие генерирующего оборудования в первичном регулировании. Зона нечувствительности первичного регулирования складывается из максимальной погрешности измерения частоты вращения турбин и нечувствительности первичных регуляторов.
2.6 квазиустановившееся значение параметра: Усредненное на 20-секундном временном интервале значение параметра.
2.7 контролируемое сечение: Совокупность линий электропередачи и других элементов сети, определяемых диспетчерским центром субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, перетоки активной мощности по которым контролируются и/или регулируются в целях обеспечения устойчивости энергосистемы и допустимых режимов работы линий электропередачи и оборудования.
2.8 коррекция по частоте: Величина изменения регулируемого параметра (активной мощности генерирующего оборудования, внешнего перетока области регулирования) относительно заданного значения, обусловленная отклонением частоты от заданного значения.
2.9 коэффициент коррекции по частоте: Задаваемый для области регулирования коэффициент линейной зависимости суммарной первичной мощности изменения мощности потребления области регулирования от отклонения частоты.
2.10 крутизна статической частотной характеристики (крутизна СЧХ): Коэффициент линеаризованной зависимости суммарной первичной мощности и изменения мощности потребления области регулирования от изменения частоты.
2.11 «мертвая полоса» первичного регулирования: Задаваемая величина отклонения частоты от номинального значения, при котором не требуется первичное регулирование. При заданном значении частоты минимальное значение «мертвой полосы» первичного регулирования равно зоне нечувствительности первичного регулирования.
2.12 небаланс мощности области регулирования: Отклонение от планового баланса активной мощности области регулирования по любой причине, вызывающее отклонение частоты от заданного значения в синхронной зоне и отклонение внешнего перетока данной области регулирования от заданного значения с учетом коррекции по частоте.
2.13 независимые каналы связи: Каналы связи, организация которых исключает возможность их одновременного отказа (вывода из работы) по общей причине.
2.14 нерегулярные отклонения мощности: Отклонения фактического баланса активной мощности области регулирования от планового в нормальном режиме работы энергосистемы, вызываемые непрогнозируемыми изменениями потребления активной мощности и отклонениями активной мощности генерирующего оборудования от плановых значений при действии автоматических регуляторов.
2.15 номинальная частота: Значение частоты 50 Гц.
2.16 нормальный режим энергосистемы: Электроэнергетический режим энергосистемы, при котором значения технических параметров режима энергосистемы находятся в пределах длительно допустимых значений, имеются нормативные оперативные резервы мощности и запасы топлива на электростанциях, обеспечивается электроснабжение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии.
2.17 нормированное первичное регулирование частоты: Первичное регулирование, осуществляемое выделенным генерирующим оборудованием в пределах заданных резервов первичного регулирования с характеристиками (параметрами), заданными для нормированного первичного регулирования частоты.
2.18 область регулирования: Синхронная зона, в которой осуществляется регулирование частоты, или часть синхронной зоны, в которой осуществляется регулирование внешнего перетока активной мощности.
2.19 общее первичное регулирование частоты: Первичное регулирование, осуществляемое генерирующим оборудованием в пределах имеющихся в данный момент времени резервов первичного регулирования с характеристиками (параметрами), заданными для общего первичного регулирования частоты.
2.20 первичная мощность: Величина изменения активной мощности генерирующего оборудования при первичном регулировании.
2.21 первичное регулирование частоты (первичное регулирование): Процесс автоматического изменения мощности генерирующего оборудования под действием первичных регуляторов, вызванный изменением частоты и направленный на уменьшение этого изменения.
2.22 первичные регуляторы: Автоматические регуляторы частоты вращения турбин и регуляторы активной мощности, обеспечивающие первичное регулирование генерирующего оборудования.
2.23 расчетный небаланс мощности: Максимальная величина небаланса активной мощности, возникновение которого возможно в области регулирования в результате нормативных возмущений, используемая для расчетов резервов первичного, вторичного и третичного регулирования.
2.24 регулировочный диапазон: Интервал допустимых нагрузок генерирующего оборудования по активной мощности для нормальных условий его эксплуатации, при которых параметры генерирующего оборудования находятся в допустимых пределах.
2.25 резерв вторичного регулирования: Часть регулировочного диапазона генерирующего оборудования на загрузку или на разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку), используемая для вторичного регулирования.
2.26 резерв первичного регулирования: Максимальная величина гарантированного изменения активной мощности генерирующего оборудования на загрузку или на разгрузку соответственно при понижении или повышении частоты относительно заданного значения.
2.27 резерв третичного регулирования: Часть регулировочного диапазона генерирующего оборудования на загрузку или на разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку), используемая для третичного регулирования.
2.28 связь (в электрической сети): Последовательность элементов электрической сети [линий электропередачи, трансформаторов, систем (секций) шин, коммутационных аппаратов], соединяющих две части энергосистемы.
2.29 сечение (в электрической сети): Совокупность сетевых элементов одной или нескольких связей.
2.30 синхронная зона: Совокупность всего синхронно работающего генерирующего оборудования и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, имеющих общую частоту электрического тока.
2.31 первая синхронная зона ЕЭС России: Часть ЕЭС России, включающая в себя все объединенные энергосистемы, кроме объединенной энергосистемы Востока.
2.32 вторая синхронная зона ЕЭС России: Часть ЕЭС России, включающая в себя объединенную энергосистему Востока, которая работает изолированно от первой синхронной зоны.
2.33 статизм первичного регулирования: Коэффициент, определяющий зависимость изменения активной мощности генерирующего оборудования под воздействием регулятора частоты вращения турбины (регулятора мощности) от изменения частоты.
2.34 третичное регулирование мощности (третичное регулирование): Процесс изменения активной мощности генерирующего оборудования в целях восстановления резервов вторичного регулирования.
2.35 частота: Значение частоты электрического тока.
2.36 автоматическое астатическое регулирование частоты: Вид вторичного регулирования, при котором поддержание заданного значения частоты осуществляется исключительно системами автоматического управления активной мощностью генерирующего оборудования электростанции (САУМ энергоблоков ТЭС, ГРАМ ГЭС).
3 Сокращения
В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
— автоматическое регулирование частоты и перетоков активной мощности;
ГОСТ 34184-2017 Электроэнергетические системы. Оперативно-диспетчерское управление. Регулирование частоты и перетоков активной мощности в энергообъединении. Общие требования
Текст ГОСТ 34184-2017 Электроэнергетические системы. Оперативно-диспетчерское управление. Регулирование частоты и перетоков активной мощности в энергообъединении. Общие требования
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ
INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ
СТАНДАРТ
Электроэнергетические системы
ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ. РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ И ПЕРЕТОКОВ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИИ
Общие требования
Предисловие
Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0—2015 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2—2015 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные. правила, рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»
Сведения о стандарте
1 РАЗРАБОТАН Акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы» (АО «СО ЕЭС»)
2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 30 июня 2017 г. Ne 100-П)
За принятие проголосовали:
Краткое наименование страны по МК секундном временном интервале значение параметра.
3.5 коррекция по частоте: Величина изменения регулируемого параметра (активной мощности генерирующего оборудования, внешнего перетока энергосистемы) относительно заданного значения, обусловленная отклонением частоты от заданного значения.
3.6 крутизна статической частотной характеристики (крутизна СЧХ): Коэффициент линеаризованной зависимости суммарной первичной мощности и изменения мощности потребления энергообъ* единения, энергосистемы от изменения частоты.
3.7 небаланс мощности энергосистемы: Отклонениеот планового баланса активной мощности энергосистемы по любой причине, вызывающее отклонение частоты от заданного значения в энергообъединении и отклонение внешнего перетока данной энергосистемы от заданного значения с учетом коррекции по частоте.
3.8 нормированное первичное регулирование частоты: НПРЧ: Первичное регулирование, осуществляемое выделенным генерирующим оборудованием в пределах заданных резервов первичного регулирования в соответствии с характеристиками (параметрами) нормированного первичного регулирования.
3.9 общее первичное регулирование частоты: Первичное регулирование, осуществляемое генерирующим оборудованием в пределах имеющихся в данный момент времени резервов первичного регулирования в соответствии с характеристиками (параметрами) общего первичного регулирования.
3.10 первичное регулирование частоты (первичное регулирование): Процесс автоматического изменения мощности генерирующего оборудования под действием первичных регуляторов, вызванный изменением частоты и направленный на уменьшение изменения частоты.
3.11 расчетный (нормативный) аварийный небаланс мощности: Максимальная величина небаланса мощности, возникновение которого возможно в энергообъединении, энергосистеме в результате расчетных (нормативных) возмущений, используемая для расчетов резервов первичного, вторичного и третичного регулирования.
3.12 резерв вторичного регулирования (вторичный резерв): Максимально возможное изменение мощности электростанций вторичного регулирования в данной энергосистеме под действием систем автоматического регулирования режима по частоте и мощности и/или по командам диспетчера на загрузку или на разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку).
3.13 резерв первичного регулирования (первичный резерв): Максимальное значение первичной регулирующей мощности, которое может выдать генерирующее оборудование электростанции, энергосистема при понижении (резерв на загрузку) либо повышении (резерв на разгрузку) частоты.
3.14 резерв третичного регулирования (третичный резерв): Максимально возможное изменение мощности электростанций третичного регулирования в данной энергосистеме на загрузку или разгрузку (соответственно резерв на загрузку и резерв на разгрузку).
3.15 третичное регулирование мощности (третичное регулирование): Процесс изменения активной мощности генерирующего оборудования в целях восстановления резервов вторичного регулирования.
3.16 частота: Значение частоты электрического тока.
3.17 энергообъединение: Объединение национальных энергосистем государств — участников Содружества Независимых Государств, государств Балтии, а также других государств, работающих параллельно (синхронно).
3.18 национальная энергосистема (энергосистема): Национальная энергосистема государства — участника Содружества Независимых Государств, государства Балтии или национальная энергосистема другого государства, работающая параллельно (синхронно) с вышеуказанными национальными энергосистемами.
3.19 субъект оперативно-диспетчерского управления: Организация, уполномоченная на осуществление оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в национальной энергосистеме.
4 Требования к регулированию частоты и перетоков
4.1В энергообъединении и энергосистемах должно осуществляться непрерывное регулирование частоты и перетоков в целях поддержания значений частоты в пределах, определенных требованиями настоящего стандарта.
4.2 Регулирование частоты и перетоков должно осуществляться с использованием первичного (общего и нормированного), вторичного и третичного регулирования.
4.3 В энергообъединении должно быть обеспечено поддержание квазиустаковившихся значений частоты в пределах (50.00 ±0.05) Гц при допустимости нахождения значений частоты в пределах (50.0 ±0.2) Гцс восстановлением частоты до уровня (50.00 ±0,05)Гцза время не более 15 мин.
Примечание—Требования к допустимым отклонениям частоты в точках передачи электрической анергии пользователям электрических сетей систем электроснабжения общего назначения устанавливаются ГОСТ 32144
4.4 В энергообъединении общее вторичное регулирование частоты и коррекцию отклонений синхронного (электрического) времени от астрономического осуществляет системный оператор Единой энергетической системы России. Субъекты оперативно-диспетчерского управления иных энергосистем, входящих в энергообъединение, осуществляют поддержание заданных внешних перетоков своих национальных энергосистем с коррекцией по частоте.
4.5 В энергообъединении при возникновении небаланса мощности не более расчетного аварийного первичным регулированием, в процессе мобилизации первичных резервов, должно обеспечиваться удержаниекратковременногодинамическогоотклонения частоты в пределах не более (50,010,8) Гц.
4.6 В энергообъединении в нормальном режиме при регулировании частоты с использованием автоматического вторичного регулирования должно обеспечиваться поддержание средней величины частоты за любой час суток в пределах (50.00 ± 0.01) Гц.
4.7 При регулировании внешнего перетока энергосистемы должно обеспечиваться устранение внутренних небалансов мощности энергосистемы величиной не более расчетного аварийного для данной энергосистемы за время не более 15 мин.
4.8 Допустимый диапазон отклонения синхронного (электрического) времени от астрономического в энергообъединении должен составлять не более i30 с. Моментом времени начала отсчета отклонения синхронного (электрического) времени от астрономического является начало календарного года.
4.9 Для организации регулирования частоты и перетоков в энергообъединении:
4.9.1 Документом (решением) Электроэнергетического Совета Содружества Независимых Государств должны устанавливаться:
• общие требования к первичному (общему и нормированному), вторичному и третичному регулированию в энергообъединении:
• принципы распределения резервов НПРЧ между энергосистемами стран — участниц параллельной работы.
4.9.2 Документами (решениями) Комиссии по оперативно-технологической координации совместной работы энергосистем стран Содружества Независимых Государств и Балтии должны устанавливаться:
• величина расчетного аварийного небаланса мощности в энергообъединении и соответствующая величина резерва НПРЧ;
• значение коэффициента коррекции по частоте для осуществления общего вторичного регулирования. соответствующего крутизне СЧХ энергообъединения:
— значения коэффициентов коррекции по частоте для каждой из параллельно работающих национальных энергосистем для осуществления вторичного регулирования.
4.10 Для регулирования частоты и перетоков каждый субъект оперативно-диспетчерского управления должен обеспечивать:
• задание резервов НПРЧ. вторичного и третичного регулирования при планировании электроэнергетического режима национальной энергосистемы:
• управление текущим режимом национальной энергосистемы путем осуществления автоматического (оперативного) вторичного регулирования, а также принятие мер по поддержанию необходимой величины и размещения резервов НПРЧ и вторичного регулирования.
4.11 Субъекты оперативно-диспетчерского управления должны осуществлять планирование баланса мощности национальных энергосистем для номинального значения частоты (50 Гц).
УДК 621.311:006.354 МКС27.010
Ключевые слова: энергосистема, энергообъединение. регулирование частоты, общее первичное регулирование частоты, нормированное первичное регулирование частоты, вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности, третичное регулирование мощности
Редактор в М. Сайков Технический редактор И.Е. Черепкова Корректор МВ. буйная Компьютерная верстка И.А. Напейкиной
Сдано в набор 04 08 2017. Подписано е печать 10.08.2017. Формат 60