Табл. 4.1. Скорости изменения мощности по норме HP 34-70-113-86. 5 Требования к структуре регуляторов турбины и котлаСтруктура регуляторов турбины и котла должна обеспечивать выполнение настоящих требований и не должна ограничивать выполнения других системных требований, в том числе связанных с общим первичным регулированием и противоаварийной автоматикой, а также других предусмотренных проектом функций системы автоматического регулирования частоты и мощности энергоблока. 6 Требования к системе мониторингаНа электростанции должен быть организован текущий непрерывный мониторинг участия каждого энергоблока в первичном и вторичном регулировании. Мониторинг должен быть автоматизирован, а информация мониторинга должна сохраняться в архиве не менее 6 месяцев и представляться в графическом виде, позволяющем оценивать эффективность регулирования. Должна быть предусмотрена возможность копирования заданной части архива за заданный промежуток времени на внешний носитель для хранения. 6.1 Требования к порядку осуществления мониторинга первичного регулирования на электростанцииМониторинг первичного регулирования должен осуществляться путем графического представления на одном кадре продолжительностью за последние 40 минут с разрешающей способностью не хуже 2 секунд (с постоянным обновлением) текущих частоты электрического тока в сети (частоты вращения турбины), мощности и заданной с частотной коррекцией мощности энергоблока, а так же путем вызова из архива подобных кадров за предшествующие периоды времени. Разрешающая способность графического представления изменения мощности должна быть не хуже 0,1% Рном и изменения частоты - не хуже 2 мГц. 6.2 Требования к порядку осуществления мониторинга вторичного регулирования на электростанцииМониторинг вторичного регулирования должен осуществляться путем графического представления на одном кадре (аналогично п.6.1) текущего задания вторичного регулирования, текущей и заданной с частотной коррекцией мощности энергоблока, а так же путем вызова из архива подобных кадров за предшествующий период времени. 7 Требования к процессу подтверждения готовности энергоблока к участию в первичном и вторичном регулировании частотыЭнергоблоки, участвующие в нормированном первичном и вторичном регулировании частоты, должны проходить сертификационные испытания, подтверждающие соответствие характеристик системным требованиям. 7.1 Требования к порядку проведения сертификационных испытанийСертификационные испытания для подтверждения готовности энергоблока к нормированному первичному и вторичному регулированию проводятся в следующих случаях: - Запуска новых или модернизации существующих систем регулирования турбин и производительности котлов. - Изменений структуры или алгоритмов регулирования турбин и производительности котлов, влияющих на динамику турбин и котлов в части регулирования первичной и вторичной мощности. - Модернизации конструктивной единицы энергоблока, которая может повлиять на качество регулирования, особенно после среднего и капитального ремонта энергоблока. - Изменения диапазонов или других значений параметров регулирования. Периодические сертификационные испытания для подтверждения готовности энергоблока к первичному и вторичному регулированию должны проводиться не реже чем один раз в четыре года. 7.2 Стороны, участвующие в испытанияхВ испытаниях участвуют: - представители производителя (электростанции), сдающего энергоблок; - аккредитованная (уполномоченная) ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» организация, проводящая испытания; - представитель ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (по согласованию). Во время испытаний могут присутствовать в качестве экспертов со стороны электростанции представители организаций, участвующих в модернизации энергоблока. 7.3 Порядок и правила проведения испытанийИспытания проводит аккредитованная (уполномоченная) ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» организация (орган по сертификации) на основании договора с электростанцией об оказании услуг по проведению оценки соответствия настоящему стандарту по согласованной с электростанцией рабочей программе, разработанной в соответствии с «Методикой проверки требований, предъявляемых к энергоблокам тепловых электростанций, выделяемых для участия в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты и мощности» (раздел 8). Испытания проводятся по заявке в ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», оформленной в установленном порядке. Перед проведением испытаний орган по сертификации проводит предварительный анализ информации о системе автоматического управления и оборудовании энергоблока, а также анализ результатов мониторинга фактического участия энергоблока в регулировании частоты. Проведение предварительного анализа осуществляется на основе представляемых электростанцией документов и информации о системе автоматического управления и оборудовании энергоблока, при наличии протокола приемо-сдаточных испытаний и акта сдачи в промышленную эксплуатацию модернизированной системы автоматического управления мощностью. Проведение предварительного анализа осуществляется в течение не более 10 рабочих дней после представления электростанцией органу по сертификации необходимых документов и информации. По результатам предварительного анализа орган по сертификации вправе отказать в проведении испытаний по причине явного несоответствия систем управления и оборудования энергоблока настоящим требованиям, с предъявлением электростанции соответствующего обоснования. В случае если при проведении предварительного анализа не выявлены факты, свидетельствующие о явном несоответствии систем управления и оборудования энергоблока настоящим требованиям, органом по сертификации производится оценка соответствия путем проведения испытаний. Испытания проводятся с соблюдением следующих правил: - испытания проводятся непрерывно (разрешается разбивка на два следующих друг за другом дня, плюс один день опробования); - во время испытаний не должны выполняться другие работы на энергоблоке, которые могут повлиять на результаты испытаний или нарушать их проведение; - во время испытаний не разрешается проводить никаких изменений структуры либо любых других параметров системы регулирования; - параметры пара должны сохраняться в пределах, определённых в действующих технических инструкциях и руководящих документах; - все необходимые системы автоматического регулирования блока должны быть включены; - все защиты блока должны быть введены. Не должна быть активизирована система защит, изменяющая состояние блока. Производитель должен подготовить программно-технические средства, предназначенные для тестирования первичного и вторичного регулирования, дающие возможность имитировать скачкообразные отклонения частоты в диапазоне 0...500 мГц и имитировать величину внешнего сигнала задания вторичного регулирования. 7.4 Порядок выдачи сертификата соответствияПо результатам испытаний органом по сертификации в течение не более 15 рабочих дней с момента проведения испытаний составляется отчет и заключение о степени соответствия энергоблока требованиям настоящего стандарта. Заключение должно быть обосновано отчётом о проведении испытаний, содержащим все необходимые материалы, в том числе документацию проведённых испытаний: - Программу испытаний; - Описание метода измерения частоты (точность измерения); - Описание метода измерения мощности (точность измерения); - Оформленный протокол испытаний; - Зарегистрированные кривые переходных процессов. Отчет об испытаниях должен быть подписан главным инженером и иными техническими специалистами электростанции, уполномоченными представителями органа по сертификации, проводившего испытания, а также уполномоченными представителями ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», если они принимали участие в испытаниях. Отчет об испытаниях утверждается уполномоченным органом управления собственника электростанции и руководителем органа по сертификации, проводившего испытания. На основании заключения и отчета об испытаниях, орган по сертификации выдаёт сертификат соответствия энергоблока требованиям настоящего стандарта. 7.5 Затраты на сертификационные испытанияЗатраты на сертификационные испытания несёт производитель электроэнергии. 7.6 Мониторинг участия энергоблока в регулированииПостоянный мониторинг участия энергоблока в регулировании проводится персоналом электростанции для контроля качества участия в первичном и вторичном регулировании, своевременного выявления и устранения недостатков. Для проверки качества выполнения услуг, связанных с первичным и вторичным регулированием, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» может вести внешнюю оценку участия энергоблока в регулировании с помощью телеметрических измерений или запросить доступ к данным на устройстве архивной регистрации. При систематическом возникновении обстоятельств, свидетельствующих о несоответствии энергоблока требованиям настоящего стандарта (по результатам мониторинга фактического участия энергоблока в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты) ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» может потребовать от электростанции провести дополнительные проверочные испытания, проходящие по специальной программе, подготовленной на основе программы последних сертификационных испытаний. В случае неуспешных проверочных испытаний энергоблок исключается из участия в нормированном первичном и/или автоматическом вторичном регулировании до устранения причин несоответствия требованиям настоящего стандарта. Затраты на дополнительные проверочные испытания несёт производитель электроэнергии. 8 Методика проверки требований, предъявляемых к энергоблокам тепловых электростанций, выделяемых для участия в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты и мощности8.1 Общие положенияМетодика проверки требований настоящего стандарта представлена в виде типовой программы испытаний для энергоблока номинальной мощностью Рном = 300 МВт с диапазоном первичного регулирования ΔPn(Δf) = ± 5% Рном и диапазоном вторичного регулирования ΔРВ = ± 5% Рном, а также с диапазоном аварийного первичного регулирования ΔPn(Δf) = ± 12,5% Рном. Программы испытаний энергоблоков другой номинальной мощности должны носить аналогичный характер при соответствующей корректировке абсолютных значений мощности первичного, вторичного и третичного регулирования, задаваемых в процессе испытаний. Объем испытаний установлен исходя из условий, что энергоблок предварительно прошел необходимые приемо-сдаточные испытания и подготовлен к проверке требований по участию в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты электрического тока. Выполнение описанных ниже испытаний должно происходить в порядке, изложенном в п. 8.1.1. Допускается проведение испытаний в течение двух рабочих дней (например, испытания 1-13 в первый день, 14-19 - во второй день), плюс третий день - опробование реального участия энергоблока в нормированном первичном регулировании частоты. Во время испытаний энергоблок должен участвовать в общем первичном регулировании частоты (с увеличенной до ±0,07 Гц мертвой полосой от датчика частоты вращения) и в противоаварийном управлении. Измерение мертвой полосы первичного регулирования осуществляется во время опробования реального участия энергоблока в нормированном первичном регулировании частоты в заключительной стадии испытаний. В случае возникновения условий для участия энергоблока в общем первичном регулировании частоты и противоаварийном управлении, испытания должны быть приостановлены. Возобновление испытаний допускается только с разрешения диспетчера ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС». Имитация частоты электрического тока для испытаний первичного регулирования, имитация уровня заданной мощности вторичного регулирования, а также имитация изменений заданной мощности третичного регулирования для всех испытаний подготавливаются производителем с учетом требований настоящей методики. Имитация должна быть максимально приближена к штатным условиям регулирования путем ввода сигнала на предусмотренные для этого входы системы регулирования. Ввод сигналов, имитирующих отклонение частоты, должен производиться параллельно с действующим трактом общего первичного регулирования частоты, например, путём суммирования имитируемых и фактически фиксируемых системой регулирования энергоблока отклонений частоты, отстроенных от текущих колебаний частоты в сети введением упомянутой мёртвой полосы. Ввод сигналов, имитирующих отклонение частоты, должен производиться с учетом наличия у первичных регуляторов зоны нечувствительности (±10мГц). Для документирования результатов испытаний должны быть использованы штатные средства мониторинга с целью проверки их пригодности для достоверной оценки качества регулирования. 8.1.1 Типовой порядок испытаний
8.1.2 Проверка точности измерения мощности энергоблока и частоты электрического токаПроизводитель должен представить документы подтверждающие, что измерение мощности осуществляется с точностью не хуже 1%. Производитель должен представить описание метода измерения и другие документы, подтверждающие, что измерение частоты вращения турбины или частоты электрического тока в сети, которое используется в первичном регулировании частоты, осуществляется с точностью не хуже чем 10 мГц. 8.1.3 Проверка систем архивной регистрации и мониторингаПроизводитель должен представить комиссии систему архивной регистрации и документацию на нее для проверки выполнения требований к составу параметров, хранящихся в архиве, к сохранению заданных параметров технологического процесса с дискретизацией по времени не более 1 секунды и привязкой к астрономическому времени с точностью не хуже 1 секунды. Запись архивов должна осуществляться с разрешающей способностью не хуже чем 14 бит. Производитель должен представить комиссии систему мониторинга, позволяющую достоверно оценивать эффективность регулирования. Мониторинг должен осуществляться путем графического представления на одном кадре заданных текущих (с постоянным обновлением) или архивных параметров с разрешающей способностью не хуже 2 секунд. Разрешающая способность графического представления изменения мощности должна быть не хуже 0,1% Рном и изменения частоты не хуже 2 мГц. Должна быть предусмотрена возможность копирования заданной части архива за заданный промежуток времени на внешний носитель, для последующего использования при обработке результатов испытаний и участия энергоблока в регулировании. 8.2 Проверка первичного регулирования
|
Диапазон регулирования |
±5,0% |
(±15 МВт) |
|
|
|
Δf |
f |
S |
Рисх |
ΔРрасч |
ΔРизм |
мГц |
Гц |
% |
МВт |
МВт |
МВт |
0 |
50 |
6,0% |
|
0 |
|
-60 |
50 |
6,0% |
|
5,0 |
|
-110 |
50 |
6,0% |
|
10,0 |
|
-160 |
50 |
6,0% |
|
15,0 |
|
0 |
50 |
4,0% |
|
0 |
|
-40 |
50 |
4,0% |
|
4,5 |
|
-70 |
50 |
4,0% |
|
9,0 |
|
-110 |
50 |
4,0% |
|
15,0 |
|
0 |
50 |
4,0% |
|
0 |
|
Табл. 8.1. Программа проверки статической характеристики системы первичного регулирования частоты при имитации снижения частоты.
Диапазон регулирования |
±5,0% |
(±15 МВт) |
|
|
|
Δf |
f |
S |
Рисх |
ΔРрасч |
ΔРизм |
мГц |
Гц |
% |
МВт |
МВт |
МВт |
0 |
50 |
6,0% |
|
0 |
|
60 |
50 |
6,0% |
|
-5,0 |
|
110 |
50 |
6,0% |
|
-10,0 |
|
160 |
50 |
6,0% |
|
-15,0 |
|
0 |
50 |
4,0% |
|
0 |
|
40 |
50 |
4,0% |
|
-4,5 |
|
70 |
50 |
4,0% |
|
-9,0 |
|
110 |
50 |
4,0% |
|
-15,0 |
|
0 |
50 |
4,0% |
|
0 |
|
Табл. 8.2. Программа проверки статической характеристики системы первичного регулирования частоты при имитации повышения частоты.
Критерии оценки:
При имитации скачкообразного изменения частоты электрического тока сети измеряемое изменение производимой энергоблоком мощности ΔРизм не должно отличаться от нормированного расчетного изменения ΔРрасч более чем на 1% Рном.
8.2.3 Проверка динамики отработки задания мощности при воздействии системы первичного регулирования частоты
Испытания должны проводиться как минимум при 3-х уровнях заданной базовой нагрузки энергоблока:
внизу регулировочного диапазона
Рзад = Рр_мин + 5% Рном - нормально, (Рзад = Рр_мин + 12,5% Рном - для проверки аварийного первичного регулирования);
в середине регулировочного диапазона
Рзад = Рр_мин + (РР_макс - Рр_мин)/2;
вверху регулировочного диапазона
Рзад = Рр_мин - 5% Рном - нормально, (Рзад = Рр_мин - 12,5% Рном -для проверки аварийного первичного регулирования), с заданным статизмом 6%.
Во время испытаний для каждого из 3-х уровней нагрузки имитируются:
- скачкообразные изменения частоты тока сети Δf = ± 160 мГц каждые 5 минут при заданном резерве ± 5% Рном;
- скачкообразные изменения частоты тока сети Δf = ± 380 мГц каждые 5 минут при заданном резерве ± 12,5% Рном.
Программа имитации изменения частоты электрического тока в сети на ±160 мГц и пример изменения мощности энергоблока во время испытаний показан на рисунке 8.4.
Программа имитации изменения частоты электрического тока в сети на ±380 мГц и пример изменения мощности энергоблока во время испытаний показан на рисунке 8.5.
Критерии оценки:
- при скачкообразном изменении частоты тока в сети Δf =±160 мГц должно произойти апериодическое изменение мощности энергоблока минимум на ±2,5% его номинальной мощности за время t< 10 сек. и до ±5 % номинальной мощности за время t < 30 сек. от начала данного скачка;
- при скачкообразном изменении частоты тока в сети не должно происходить перерегулирования по мощности более чем на 1% номинальной мощности энергоблока, переходный процесс не должен содержать незатухающих колебаний мощности;
- мощность энергоблока после окончания переходного процесса должна удерживаться с абсолютной погрешностью не выше ± 1 % Рном;
- в процессе регулирования котельная автоматика должна поддерживать параметры котла в заданных пределах без колебательного процесса и тенденции к выходу параметров котла на аварийные ограничения.
Критерии оценки:
- при скачкообразном изменении частоты тока в сети Δf =±380 мГц должно произойти апериодическое изменение мощности энергоблока минимум на ±6% его номинальной мощности за время t<10ceK. и до ±12,5 % номинальной мощности за время t < 2 мин. от начала данного скачка;
- во время ответа на скачкообразное изменение частоты тока сети не должно происходить перерегулирования по мощности более чем на 1% номинальной мощности энергоблока, переходный процесс не должен содержать незатухающих колебаний мощности;
- мощность энергоблока после окончания переходного процесса должна удерживаться с абсолютной погрешностью не выше ± 1 % Рном;
- в процессе регулирования котельная автоматика должна поддерживать параметры котла в заданных пределах без колебательного процесса и тенденции к выходу параметров котла на аварийные ограничения.
8.3 Проверка вторичного
регулирования
8.3.1 Проверка
динамики отработки задания мощности при воздействии центрального регулятора
Испытания должны проводиться как минимум при 3-х уровнях заданной базовой нагрузки энергоблока:
внизу регулировочного диапазона
Рзад = Рр_мин + 10% Рном
в середине регулировочного диапазона
Рзад = Рр_мин + (РР_макс - Рр_мин)/2;
вверху регулировочного диапазона
Рзад = Рр_мин - 10% Рном
Во время испытаний для каждого из 3-х уровней нагрузки имитируется периодическое изменение воздействия центрального регулятора на задание мощности.
Для диапазона вторичного регулирования = ±5% Рном мощность должна изменяться со скоростью 1% Рном/мин следующим образом:
ΔРвт = 0% Рном / +5%Рном \ -5% Рном / +5% Рном \ 0% Рном МВт
Программа имитации изменения задания от центрального регулятора и пример отработки задания мощности во время испытаний показаны на рисунке 8.6.
Критерии оценки:
автоматический регулятор мощности энергоблока должен отрабатывать периодические изменения задания мощности от центрального регулятора с динамической погрешностью не превышающей ±1% Рном.
8.4 Проверка правильности совместного действия первичного, вторичного и третичного регулирования
Для проверки правильного взаимодействия первичного, вторичного и третичного регулирования во всём диапазоне проводятся испытания, описанные ниже.
Для достоверной оценки взаимодействия, имитация заданий по первичному, вторичному и третичному регулированию производится раздельно, с подачей имитирующего сигнала на соответствующий вход системы регулирования.
Ниже для справки приведены эквивалентные задания.
8.4.1 Проведение испытаний внизу диапазона регулирования
Испытания проводятся внизу регулировочного диапазона, начиная с нагрузки энергоблока (Рр мин + 10% Рном) с заданной величиной статизма 6%.
Во время испытаний имитируется линейное изменение воздействия вторичного регулятора частоты на задание мощности и скачкообразное изменение частоты электрического тока в сети:
ΔР = 0% Рном \ -5% Рном ù - 10% Рном é - 5% Рном / 0% Рном МВт\
Программа имитации изменения задания от центрального регулятора и изменения частоты электрического тока во время испытаний показаны на рисунке
8.7.
Критерии оценки:
- мощность энергоблока должна изменяться для каждого фрагмента испытаний согласно требованиям, представленным в разделах 8.2 и 8.3.
- автоматический регулятор энергоблока должен отрабатывать линейные изменения задания мощности от центрального регулятора с динамической погрешностью, не превышающей ±1% Рном.
- отработка изменения задания мощности энергоблока под воздействием системы первичного регулирования частоты при скачкообразном изменении частоты электрического тока сети должна удовлетворять требованиям к динамике первичного регулирования.
8.4.2 Проведение испытаний в середине диапазона
После проведения испытаний, описанных в пункте 8.1, в процессе подготовки испытаний по п. 8.3 энергоблок должен отработать изменение базового задания в режиме и со скоростью, определенными для третичного регулирования (в настоящие время 0,5% Рном/мин) с уровня мощности (Рр_мин + 10% Рном) на уровень (Рр_макс - 10% Рном).
Во время переходного процесса проводится проверка правильности взаимодействия первичного, вторичного и третичного регулирования по программе, показанной на рисунке 8.8.
Испытания проводятся в середине регулировочного диапазона.
Запуск программы (t=0) за 20 минут до достижения заданием третичного регулирования среднего уровня РР_Ср = (Рр мин + (Рр_макс - Рр_мин)/2)) с заданной величиной статизма 6%.
Критерии оценки:
- автоматический регулятор энергоблока должен отрабатывать суммарное задание мощности, поступающее по каналам вторичного и третичного регулирования, с динамической погрешностью не превышающей ±1%Рном.
- отработка изменения задания мощности энергоблока под воздействием системы первичного регулирования частоты при скачкообразном изменении частоты должна удовлетворять требованиям к динамике первичного регулирования.
8.4.3 Проведение испытаний вверху диапазона
Испытания проводятся вверху регулировочного диапазона, начиная с нагрузки энергоблока (Рр_макс - 10% Рном) с заданным статизмом 6%.
Во время испытаний имитируются линейные изменения заданной мощности вторичного регулирования и скачкообразное изменение частоты электрического тока в сети:
ΔР = 0% Рном \ + 5% Рном ù + 10% Рном é + 5% Рном / 0% Рном МВт\
Программа имитации изменения задания от центрального регулятора и изменений частоты тока в сети во время испытаний показаны на рисунке 8.9.
Критерии оценки:
- мощность энергоблока должна изменяться для каждого фрагмента испытаний согласно соответствующим требованиям, представленным в разделах 8.2 и 8.3;
- автоматический регулятор энергоблока должен отрабатывать линейные изменения задания мощности от центрального регулятора вторичного регулирования частоты с динамической погрешностью, не превышающей ±1% Рном;
- отработка изменения задания мощности энергоблока под воздействием системы первичного регулирования частоты при скачкообразном изменении частоты электрического тока сети должна удовлетворять требованиям к динамике первичного регулирования.
8.5 Демонстрация оперативного изменения значений мертвой полосы и статизма
Производитель должен продемонстрировать комиссии возможность оперативного изменения значений мертвой полосы первичного регулирования в пределах от ±Δf0мин до ±70мГц (теоретически до ±500мГц) с минимальной дискретностью 10мГц и статизма в пределах 4-6% с минимальной дискретностью 1%.
Критерии оценки:
Оперативное изменение значения величины мертвой полосы (диапазон ±Δf0мин÷±5()()мГц с минимальной дискретностью 10мГц) и статизма (диапазон 4-6% с минимальной дискретностью 1%) возможно уполномоченным персоналом электростанции.
8.6 Проверка возможности оперативного включения и отключения вторичного регулирования
Производитель должен продемонстрировать комиссии возможность оперативного включения и отключения функции вторичного регулирования.
Критерии оценки:
Оперативное включение и отключение функции вторичного регулирования возможно уполномоченным персоналом электростанции.
8.7 Проверка возможности оперативного включения и отключения нормированного первичного регулирования
Производитель должен продемонстрировать комиссии возможность оперативного включения и отключения функции нормированного первичного регулирования. Эта операция должна происходить путём автоматического установления мертвой полосы ±70 мГц (отключение) или восстановления минимального значения мертвой полосы (включение).
Проверка правильности оперативного включения и отключения функции нормированного первичного регулирования производится при опробовании энергоблока (п.8.8)
8.8 Опробование реального участия энергоблока внормированном первичном регулировании частоты
После завершения испытаний и проверок по п.п. 1-19 типового порядка испытаний (п.8.1.1), проводится опробование реального участия энергоблока в нормированном первичном регулировании частоты.
При опробовании энергоблок должен работать с минимальной мертвой полосой первичного регулирования (не более ±20 мГц), определяемой нечувствительностью первичных регуляторов энергоблока и точностью локальных измерений частоты, если не оговорено другое.
Опробование проводится в процессе отработки энергоблоком реального суточного графика, включающего 3 уровня заданной базовой нагрузки: внизу регулировочного диапазона, в середине регулировочного диапазона и вверху регулировочного диапазона, с заданным статизмом 4%.
Переход от одного уровня нагрузки на другой должен производиться со скоростью 0,5% Рном/мин.
Во время опробования резерв первичного регулирования (запас диапазона автоматического регулирования) должен составлять не менее ±5% Рном как при неизменном задании базовой нагрузки энергоблока, так и при переходе от одного уровня нагрузки на другой.
Минимальное время работы на неизменном уровне нагрузки - 1 час.
На одном из постоянных уровней нагрузки производится оперативное отключение и включение функции нормированного первичного регулирования путем автоматического установления мертвой полосы ±70 мГц (отключение) и последующего восстановления минимальной мертвой полосы (включение).
Продолжительность отключения функции нормированного первичного регулирования должна быть порядка 30-40 минут. При этом фиксируется время отключения и включения функции нормированного первичного регулирования.
Оценка проводится на основании данных текущего мониторинга (в присутствии участников испытаний) и на основе архива мониторинга в остальное время.
Критерии оценки:
- при колебаниях частоты в пределах 50±0,02 Гц и постоянной базовой нагрузке мощность энергоблока должна оставаться практически неизменной (в пределах ±0,5% Рном относительно заданной базовой нагрузки);
- при отклонении частоты тока в сети на величину более ±20 мГц должно происходить заметное изменение мощности энергоблока и изменение положения клапанов турбины;
- знак величины изменения мощности и положения клапанов должен быть противоположен знаку величины изменения частоты;
- при отклонениях частоты тока в сети на величину 30 мГц или более продолжительностью более 1 минуты должно четко фиксироваться соответствующее изменение первичной мощности блока на величину 0,5% Рном или более, пропорционально отклонению частоты;
- при возврате частоты в диапазон 50±0,01 Гц продолжительностью более 1 минуты должен фиксироваться четкий возврат мощности энергоблока к исходной нагрузке;
- в случае скачкообразного изменения частоты на величину ±30 мГц и более должно четко фиксироваться соответствующее изменение мощности блока с требуемой динамикой первичного регулирования и последующее пропорциональное отклонению частоты изменения мощности до возврата частоты в диапазон 50±0,01 Гц;
- в периоды монотонного изменения базовой мощности энергоблока должна отчетливо накладываться выдача первичной мощности при отклонении частоты тока в сети за пределы ±30 мГц;
-должно быть обеспечено устойчивое удержание средней за час нагрузки энергоблока на уровне ±0,5% Рном заданной базовой мощности при средней за час частоте тока в сети в пределах 50±0,01 Гц;
- в период отключения функции нормированного первичного регулирования и при отклонениях текущей частоты тока в сети до ±70 мГц не должно происходить заметного изменения первичной мощности энергоблока;
- качество мониторинга должно обеспечивать чёткую фиксацию выполнения указанных критериев по величине и по времени.
Ключевые слова: тепловая электростанция, энергоблок, частота электрического тока, первичное регулирование частоты электрического тока, общее первичное регулирование частоты, нормированное первичное регулирование частоты, мертвая полоса первичного регулирования, вторичное регулирование частоты и мощности, третичное регулирование мощности, диапазоны регулирования, резервы регулирования.
СТО СО-ЦДУ ЕЭС 001-2005 расположен в сборниках: |
Нравится
Твитнуть |