Регулирование частоты в энергосистемах
Из Википедии — свободной энциклопедии
Регулирование частоты в энергосистеме — процесс поддержания частоты переменного тока в энергосистеме в допустимых пределах. Частота является одним из важнейших показателей качества электрической энергии и важнейшим параметром режима энергосистемы. Частота в энергосистеме определяется балансом вырабатываемой и потребляемой активной мощности. При нарушении баланса мощности частота изменяется. Если частота в энергосистеме снижается, то необходимо увеличить вырабатываемую на электростанциях активную мощность для восстановления нормального значения частоты. В соответствии с ГОСТ 32144-2013 частота должна находиться в пределах 50,0±0,2 Гц не менее 95 % времени суток, не выходя за предельно допустимые 50,0±0,4 Гц.
Утвержденные Электроэнергетическим советом СНГ в 2007г. «Правила и рекомендации по регулированию частоты и перетоков» устанавливают более жесткие нормы и более высокие требования к качеству регулирования частоты и перетоков активной мощности энергосистемами. В частности, должно обеспечиваться удержание текущей частоты в пределах 50±0,05 Гц (нормальный уровень) и в пределах 50±0,2 Гц (допустимый уровень) с восстановлением нормального уровня частоты и заданных суммарных внешних перетоков мощности областей регулирования за время не более 15 минут для согласования отклонений частоты с планируемыми запасами пропускной способности транзитных сетей единой энергосистемы (ЕЭС) в нормальных условиях. Таким образом, требования к регулированию частоты в первой синхронной зоне в настоящее время соответствуют [1] стандартам UCTE.
Выделяют три взаимосвязанных вида регулирования частоты:
Мощность различных электроприёмников по-разному зависит от частоты. Если мощность, потребляемая активной нагрузкой (лампы накаливания и т. д.), от частоты практически не зависит, то мощность реактивной нагрузки существенно зависит от частоты. В целом мощность комплексной нагрузки в энергосистеме уменьшается при снижении частоты, что облегчает задачу регулирования.
Нормированное первичное регулирование частоты и автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков мощности являются разновидностями услуг по обеспечению системной надежности на рынке системных услуг в электроэнергетике.
Нпрч и аврчм что это
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;
Нпрч и аврчм что это
Приложение 8 к приказу
ОАО «СО ЕЭС» от 05.12.2012 N 475
СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ ОАО «СО ЕЭС»
НОРМЫ УЧАСТИЯ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК В НОРМИРОВАННОМ ПЕРВИЧНОМ РЕГУЛИРОВАНИИ ЧАСТОТЫ И АВТОМАТИЧЕСКОМ ВТОРИЧНОМ РЕГУЛИРОВАНИИ ЧАСТОТЫ И ПЕРЕТОКОВ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
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 открытого акционерного общества «Системный оператор Единой энергетической системы» от 05.12.2012 N 475.
1. Область применения
1.1. Стандарт устанавливает:
— технические требования, предъявляемые к парогазовым установкам для участия в нормированном первичном регулировании частоты;
— технические требования, предъявляемые к парогазовым установкам для участия в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности;
— требования к организации мониторинга участия парогазовых установок в нормированном первичном регулировании частоты и автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности;
— порядок и методику проверки соответствия парогазовых установок требованиям, предъявляемым к ним для участия в нормированном первичном регулировании частоты и автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности.
1.3. Стандарт не распространяется на:
— парогазовые установки надстроечного типа, которые могут работать в режиме паросилового энергоблока без газовой турбины;
— парогазовые установки с паровыми турбинами типа Р;
— газотурбинные установки с паровыми или водогрейными котлами без паровых турбин;
— автономно работающие газотурбинные установки;
— парогазовые установки, имеющие в своем составе две и более паротурбинные установки.
1.4. Стандарт предназначен для ОАО «СО ЕЭС», организаций, являющихся собственниками или иными законными владельцами парогазовых установок, организаций, осуществляющих деятельность по проектированию, разработке, изготовлению, монтажу, наладке, эксплуатации и проверке систем автоматического управления мощностью на парогазовых установках.
1.5. Настоящий Стандарт не определяет технические требования к задатчику вторичной мощности системы автоматического управления мощностью парогазовой установки и его алгоритмам функционирования, терминалу автоматического регулирования частоты и перетоков мощности, каналам связи. Данные технические требования устанавливаются ОАО «СО ЕЭС». Проверка их выполнения осуществляется непосредственно при подключении парогазовой установки к управляющему вычислительному комплексу централизованной системы автоматического регулирования частоты и мощности.
2. Нормативные ссылки
В настоящем Стандарте использованы нормативные ссылки на следующий стандарт:
СТО 59012820.27.100.003-2012 «Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС России. Нормы и требования», утвержден приказом ОАО «СО ЕЭС» от__________N_____*.
3. Термины и определения
В настоящем Стандарте применены термины по СТО 59012820.27.100.003-2012, а также следующие термины с соответствующими определениями:
Газотурбинная установка: энергетическая установка, в состав которой входят газовая турбина, генератор и вспомогательное оборудование.
Мощность: текущее значение трехфазной активной мощности.
Парогазовая установка: энергетическая установка (энергоблок) комбинированного цикла, включающая в себя одну или несколько газотурбинных установок с котлами-утилизаторами и паровую турбину конденсационного или теплофикационного типа.
Паротурбинная установка: энергетическая установка, в состав которой входят паровая турбина, генератор и вспомогательное оборудование.
Плановая мощность: величина задания активной мощности, в соответствии с которой системой автоматического управления мощностью должна поддерживаться или изменяться фактическая мощность парогазовой установки.
Система автоматического управления мощностью: автоматическая система координированного управления мощностью парогазовой установки, обеспечивающая ее участие в первичном и вторичном регулировании.
4. Обозначения и сокращения
В настоящем Стандарте применены следующие обозначения и сокращения:
— Единая энергетическая система России;
— нормированное первичное регулирование частоты;
— общее первичное регулирование частоты;
— автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности;
— воздушный направляющий аппарат;
— автоматизированная система управления технологическим процессом;
— система автоматического управления мощностью;
— регулятор частоты вращения;
— задатчик вторичной мощности;
— автоматическое регулирование частоты и перетоков мощности;
— управляющий вычислительный комплекс;
— центральная координирующая система;
5. Общие требования, предъявляемые к ПГУ для участия в НПРЧ и (или) АВРЧМ
5.1. Участие ПГУ в НПРЧ и (или) АВРЧМ должно осуществляться в пределах имеющихся регулировочных возможностей газотурбинных и парогазовой установок, ограниченных только допустимыми режимами работы по условиям безопасной эксплуатации.
5.2. Допускается одновременное участие ПГУ в НПРЧ и АВРЧМ при условии выполнения требований к каждому из видов регулирования.
5.3. Для участия в НПРЧ и (или) АВРЧМ ПГУ дополнительно к указанным в настоящем Стандарте требованиям должна соответствовать требованиям, предъявляемым СТО 59012820.27.100.003-2012 в части участия генерирующего оборудования в ОПРЧ.
5.4. Участие ПГУ в НПРЧ и (или) АВРЧМ должно осуществляться действием САУМ, обеспечивающей регулирование суммарной мощности ПГУ в пределах регулировочного диапазона в полностью автоматическом режиме с динамическими и статическими характеристиками, установленными настоящим Стандартом.
5.5. При участии в НПРЧ и (или) АВРЧМ текущая мощность ПГУ должна поддерживаться САУМ равной суммарному заданию с точностью не хуже 1% установленной мощности ПГУ.
5.6. Каждая турбина в составе ПГУ должна иметь постоянно функционирующий РЧВ, обеспечивающий регулирование частоты вращения турбины во всех режимах работы. При этом технологической автоматикой ГТУ и ПТУ в пределах регулировочного диапазона должно быть обеспечено поддержание требуемого РЧВ значения первичной мощности.
5.7. При отклонениях частоты, когда требуемое РЧВ значение первичной мощности выходит за пределы регулировочного диапазона ГТУ или ПТУ, во избежание действия технологических защит на отключение основного и вспомогательного оборудования, допускается блокировка действия РЧВ со стороны технологической автоматики только в целях сохранения параметров основного и вспомогательного оборудования в пределах допустимых значений.
5.8. Регулирование суммарной мощности ПГУ и мощности входящих в ее состав ГТУ и ПТУ должно осуществляться с коррекцией заданной мощности по частоте вращения турбин, обеспечивающей корректное взаимодействие с РЧВ во всем диапазоне нормальных и аварийных режимов ГТУ, ПТУ, ПГУ и энергосистемы.
5.9. В РЧВ и в ЧК регуляторов мощности ГТУ и ПТУ, входящих в состав ПГУ, в качестве сигналов по частоте должны использоваться измерения частоты вращения соответствующих турбин.
В ЧК блочного регулятора мощности ПГУ в качестве сигналов по частоте должны использоваться измерения частоты вращения одной или нескольких турбин.
В РЧВ и в ЧК регуляторов мощности не допускается использование измерений частоты электрического тока взамен измерений частоты вращения турбин.
5.10. Не допускается блокировка действия РЧВ и регуляторов мощности ГТУ, ПТУ (при их наличии) со стороны блочного регулятора мощности ПГУ.
5.11. Требования по участию ПГУ в НПРЧ и (или) АВРЧМ должны выполняться во всем регулировочном диапазоне ПГУ, определяемом составом включенного оборудования и влияющими параметрами окружающей среды (температуры окружающего воздуха, атмосферного давления, влажности). При этом в САУМ ПГУ должна быть обеспечена автоматическая коррекция границ регулировочного диапазона ПГУ при изменениях состава включенного оборудования и параметров окружающей среды.
5.12. Для участия ПГУ в НПРЧ и (или) АВРЧМ при задании плановой мощности должно учитываться размещение заданных резервов первичного и (или) вторичного регулирования с учетом границ регулировочного диапазона.
5.13. Структура САУМ ПГУ должна обеспечивать выполнение требований настоящего Стандарта и не должна препятствовать действию устройств и комплексов противоаварийной автоматики.
6. Требования, предъявляемые к ПГУ для участия в НПРЧ
6.1. Требуемая первичная мощность ПГУ при участии в НПРЧ рассчитывается по формуле:
, [МВт] или
,
0 при нахождении частоты в пределах «мертвой полосы» первичного регулирования (50,00± );
— при повышенной частоте ( положительно);
Системный оператор заключил договоры оказания услуг по НПРЧ и РРСК
Пресс-релиз
По итогам проведенных в декабре 2020 года отборов, АО «СО ЕЭС» определило исполнителей услуг по обеспечению системной надежности в ЕЭС России – по нормированному первичному регулированию частоты (НПРЧ) в первом полугодии 2021 года и регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии (РРСК) в 2021 году.
По итогам конкурентного отбора услуги по НПРЧ в первой половине 2021 года будут оказывать 15 субъектов электроэнергетики: АО «Интер РАО – Электрогенерация», АО «Нижневартовская ГРЭС», ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ», АО «Татэнерго», ПАО «Фортум», ПАО «Юнипро», ООО «Башкирская генерирующая компания», ПАО «Мосэнерго», ПАО «ОГК-2», ПАО «Энел Россия», ООО «ВО «Технопромэкспорт» АО «ЕвроСибЭнерго», ООО «ЕвроСибЭнерго-Гидрогенерация», ПАО «РусГидро» и ПАО «ТГК-1». Для оказания услуг по НПРЧ отобрано 79 энергоблоков на 35 тепловых электростанциях и 11 гидрогенераторов на 4 гидроэлектростанциях с величиной совокупного объема резервов первичного регулирования ±1687,240 МВт.
Отбор субъектов электроэнергетики для оказания услуг по РРСК осуществлен путем запроса предложений у субъектов электроэнергетики о готовности оказывать услуги в 2021 году. По итогам отбора в оказании услуг по РРСК будут участвовать 22 гидрогенератора на пяти электростанциях трех генерирующих компаний: ПАО «РусГидро», ПАО «ТГК-1», АО «ЕвроСибЭнерго».
По итогам проведенных отборов со всеми компаниями заключены договоры оказания услуг по обеспечению системной надежности. Большинство договоров заключены в электронной форме с применением электронной подписи.
Отбор тепловых электростанций для оказания услуг по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков активной мощности (АВРЧМ) в 2021 году будет проведен перед началом паводкового периода.
Решения комиссии по проведению отборов и информация о Перечне субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности в ЕЭС в 2021 году, опубликованы на официальном сайте АО «СО ЕЭС».
О рынке системных услуг
Рынок услуг по обеспечению системной надежности (Рынок системных услуг, РСУ) – один из важнейших механизмов поддержания необходимого уровня надежности и качества работы Единой энергетической системы России в условиях функционирования рынков электроэнергии и мощности. Виды услуг и порядок их оказания определенны Постановлением Правительства РФ от 3 марта 2010 г. №117. Системный оператор осуществляет отбор поставщиков услуг на конкурентной основе, т.е. направленный на минимизацию стоимости оказываемых услуг в рамках установленного предельного объема средств, а также заключает с отобранными субъектами договоры, контролирует качество и объем услуг, производит их оплату, координирует действия участников РСУ.
Нормированное первичное регулирование частоты – один из видов услуг по обеспечению системной надежности, направленный на обеспечение гарантированного качества первичного регулирования частоты для удержания ее отклонений в допустимых пределах при возникновении небаланса мощности в любой части энергосистемы. Осуществляется системами автоматического регулирования частоты и активной мощности электростанций.
НПРЧ ограничивает отклонения частоты, но не восстанавливает ее нормальный уровень после появления небаланса мощности в энергосистеме. Эту задачу решает автоматическое вторичное регулирование частоты и мощности, которое также входит в перечень системных услуг.
Регулирование реактивной мощности без производства электроэнергии обеспечивает поддержание требуемых уровней напряжения в узлах электрической сети. Вне РСУ регулирование активной мощности традиционно осуществляется генераторами электростанций в режиме производства электрической энергии и источниками реактивной мощности, установленными в электрических сетях и на электроустановках потребителей. Однако в некоторых схемно-режимных ситуациях необходимо привлекать к этому виду регулирования генерирующее оборудование, работающее в режиме синхронного компенсатора, что осуществляется через услугу РРСК.
