Критерии оценки участия электростанций в ОПРЧ

21

Статическая частотная характеристика энергоблока, электростанции при симметричном расположении зоны нечувствительности относительно уставки

Порядок оценки участия электростанций в ОПРЧ

22

Для генерирующего оборудования, имеющего тип готовое к участию в ОПРЧ, показатель участия ГО в ОПРЧ устанавливается по следующему правилу:

«1», если в течение месяца:

а) не возникало условий участия генерирующего оборудования в ОПРЧ либо ГО было отключено;

б) не было зафиксировано неучастие (неудовлетворительное участие) ГО в ОПРЧ при возникновении условий участия;

в) невозможностью участия ГО в ОПРЧ из-за проведения ремонтных работ по заявке;

«0» в остальных случаях.

Технические условия обеспечения мониторинга участия в ОПРЧ

23

Для целей оперативного контроля на каждой электростанции должен быть организован текущий непрерывный мониторинг участия каждого энергоблока в ОПРЧ .

Измеряется и фиксируется в базе данных ОИК:

Измерение текущей активной мощности каждой единицы генерирующего оборудования (Р, МВт) с использованием датчиков активной мощности с классом точности 0,5S, подключаемыми к измерительным цепям трансформаторов тока с классом точности 0,5 при соблюдении следующих условий:

−датчики активной мощности должны рассчитывать полную (по трем фазам) действующую активную мощность с интервалом усреднения 1 сек.;

−измерительные цепи датчиков активной мощности должны иметь возможность перевода на резервные трансформаторы напряжения;

−измерения активной мощности с датчиков должны передаваться с дискретностью не более 0,1 % от полного диапазона измерения датчика.

Измерение текущей частоты вращения турбин f, Гц с точностью не хуже 0,05 Гц.

Технические условия обеспечения мониторинга участия в ОПРЧ

24

Для целей оперативного контроля на каждой электростанции должен быть организован текущий непрерывный мониторинг участия каждого энергоблока в ОПРЧ .

Определение:

Текущего отклонения частоты Δf, Гц от номинального значения Δf = f – fном, Гц;

Отклонения текущей мощности Р от исходного (планового) значения Ро (то есть текущей первичной мощности Рп)

Рп= Р – Ро, МВт.

Текущая первичная мощность сравнивается с шаблоном. Величина первичной мощности должна иметь требуемый знак и величину не менее необходимой по шаблону.

Глубина архива данных мониторинга в ОИК должна составлять не менее одного месяца.

Данные мониторинга для случаев отклонения частоты 0,20 Гц и более должны храниться в виде архивов не менее 1 года.

Требования к генерирующему оборудованию участников оптового рынка в части предоставления

диапазона регулирования реактивной мощности

25

Диапазон регулирования реактивной мощности группы точек поставки генерации (далее ГТПГ) определяется суммой диапазонов регулирования реактивной мощности находящегося в работе генерирующего оборудования, входящего в ГТПГ.

Генерирующее оборудование участника ОРЭ должно находиться в постоянной готовности предоставления полного диапазона регулирования реактивной мощности в соответствии с представленными данными.

Порядок контроля и критерии оценки участия электростанций в предоставлении диапазона регулирования реактивной мощности

26

Для каждой ГТПГ участников ОРЭ в отчетном месяце m СО определяет:

общее количество отданных в отчетном месяце команд на изменение режима работы по реактивной мощности;

количество полностью/частично неисполненных в отчетном месяце команд на изменение режима работы по реактивной мощности.

Неисполнение команды на изменение режима работы генерирующего оборудования по реактивной мощности может быть зарегистрировано, если по истечении времени, заданного диспетчером при регистрации команды:

отклонение напряжения от заданного значения превышает ±2 кВ в условиях использования менее 90% имеющегося резерва по реактивной мощности;

фактическое изменение реактивной мощности составило менее 90% от заданного значения.

Требования к участию ГЭС во вторичном регулировании частоты и мощности

27

Участники ОРЭ, имеющие в собственности генерирующее оборудование ГЭС и ГАЭС, обязаны предоставить указанное оборудование для участия во вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности (далее вторичное регулирование), а ГЭС с установленной мощностью 100 МВт и более, кроме того, должны иметь возможность участия в автоматическом вторичном регулировании (АВРЧМ).

Требования к участию ГЭС во вторичном регулировании частоты и мощности

28

Требование участия в АВРЧМ не распространяется на контррегулирующие ГЭС, к которым относятся низконапорные ГЭС установленной мощностью более 200 МВт, имеющие водохранилище с полезным объемом краткосрочного регулирования, необходимым для перераспределения переменных расходов воды вышележащей ГЭС в равномерный расход воды в свой нижний бьеф в целях обеспечения участия вышележащей регулирующей высоконапорной ГЭС установленной мощностью более 1000 МВт в покрытии суточной и/или недельной неравномерности графика нагрузки, с учетом выполнения требований неэнергетических водопользователей и условий неподтопления населенных пунктов.

Требования к участию ГЭС в АВРЧМ

29

Требования к участию в автоматическом вторичном регулировании распространяются на ГЭС, оснащенные системами ГРАМ с частотным корректором, привлекаемые к автоматическому либо оперативному вторичному регулированию.

Участвующая во вторичном регулировании ГЭС не освобождается от участия в ОПРЧ.

Требования к участию ГЭС в АВРЧМ

30

Быстродействие реализации команд вторичного регулирования должно быть максимально допустимым для данного энергетического оборудования ГЭС либо определено диспетчерской командой.

Задержка в начале отработки задания от систем АРЧМ не должна превышать 5 секунд (для ГЭС, временно имеющих ограничения по скорости открытия направляющих аппаратов допускается задержка в начале отработки задания до 10 секунд).

Динамическая погрешность в отработке заданной вторичной мощности не должна превышать 1% суммарной номинальной мощности подключенных к ГРАМ гидроагрегатов.

Отработка задания должна осуществляться в темпе, задаваемом системой АРЧМ.