что такое опрч в энергетике

Объявления

Если вы интересуетесь релейной защитой и реле, то подписывайтесь на мой канал

ТЭЦ и ОПРЧ

Чтобы отправить ответ, вы должны войти или зарегистрироваться

Сообщений 6

1 Тема от RIN 2020-01-24 06:22:34

Тема: ТЭЦ и ОПРЧ

Здравствуйте,
Хотел попросить объяснить простыми словами, что такое ОПРЧ для ТЭЦ.
Документов в Интернете много, но понять никак не могу. У нас на заводе есть своя маленькая заводская ТЭЦ, турбины типа «Р».
Такие турбины участвовать в ОПРЧ вроде не могут.
Так вот РДУ прислало письмо о выдаче информации об участии в ОПРЧ.

2 Ответ от Medvedb 2020-01-24 10:48:48

Re: ТЭЦ и ОПРЧ

Данный приказ читали?

ПМЭ по ОПРЧ-090119.pdf 160.57 Кб, 19 скачиваний с 2020-01-24

You don’t have the permssions to download the attachments of this post.

3 Ответ от RIN 2020-01-24 11:41:28

Re: ТЭЦ и ОПРЧ

Читал, но просил объяснить ОПРЧ простыми словами.
Ну например так как сейчас понимаю:
на каждой ТЭЦ должны быть устройства, которые следят за определенными параметрами сети, при отклонении параметров сети от нормальных, то эти устройства воздействуя на режим работы генераторов пытаются нормализовать ситуацию. И так для каждой ТЭЦ, для которых расписано что и как делать при каких то ситуациях.
Правильно понимаю?

4 Ответ от doro 2020-01-24 14:24:06

Re: ТЭЦ и ОПРЧ

Так вот РДУ прислало письмо о выдаче информации об участии в ОПРЧ.

5 Ответ от Medvedb 2020-01-24 15:06:37

Re: ТЭЦ и ОПРЧ

Каждый агрегат регулирует генерирующую мощность в зависимости от частоты вращения и с учетом формулы из вышеуказанного приказа.

6 Ответ от ПАУтина 2020-01-25 09:48:43 (2020-01-25 09:51:31 отредактировано ПАУтина)

Re: ТЭЦ и ОПРЧ

Источник

Что такое опрч в энергетике

В соответствии с пунктом 2 статьи 28 Федерального закона от 26.03.2003 N 35-ФЗ «Об электроэнергетике» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1177; 2004, N 35, ст. 3607; 2005, N 1, ст. 37; 2006, N 52, ст. 5498; 2007, N 45, ст. 5427; 2008, N 29, ст. 3418; N 52, ст. 6236; 2009, N 48, ст. 5711; 2010, N 11, ст. 1175; N 31, ст. 4156, 4157, 4158, 4160; 2011, N 1, ст. 13; N 7, ст. 905; N 11, ст. 1502; N 23, ст. 3263; N 30, ст. 4590, 4596; N 50, ст. 7336, 7343; 2012, N 26, ст. 3446; N 27, ст. 3587; N 53 (часть I), ст. 7616; 2013, N 14, ст. 1643; N 45, ст. 5797; N 48, ст. 6165; 2014, N 16, ст. 1840 ; N 30 (часть I), ст. 4218; N 42, ст. 5615; 2015, N 1 (часть I), ст. 19; N 27, ст. 3951; N 29 (часть I), ст. 4350, 4359; N 45, ст. 6208; 2016, N 1 (часть I), ст. 70; N 14, ст. 1904; N 18, ст. 2508; N 26 (часть I), ст. 3865; N 27 (часть I), ст. 4201; 2017, N 1 (часть I), ст. 49) и постановлением Правительства Российской Федерации от 02.03.2017 N 244 «О совершенствовании требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики и внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2017, N 11, ст. 1562), приказываю:

1. Утвердить прилагаемые:

Требования к участию генерирующего оборудования электростанций в общем первичном регулировании частоты;

изменения, которые вносятся в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 19 июня 2003 г. N 229 (зарегистрирован Минюстом России 20 июня 2003 г., регистрационный N 4799).

УТВЕРЖДЕНЫ
приказом Минэнерго России
от «__» ____ 2017 г. N ___

Требования
к участию генерирующего оборудования электростанций в общем первичном регулировании частоты

I. Общие положения

2. Настоящие Требования распространяются на все типы генерирующего оборудование электростанций, работающего в режиме выработки электрической энергии.

4. В настоящих Требованиях использованы понятия в соответствии с нормативными правовыми актами Российской Федерации в области электроэнергетики, а также понятия, указанные в приложении к настоящим Требованиям.

5. В настоящих Требованиях применены следующие сокращения:

II. Общие требования к участию генерирующего оборудования в ОПРЧ

6. Все генерирующее оборудование должно быть готово к участию в ОПРЧ, за исключением энергоблоков АЭС с реакторными установками на быстрых нейтронах, а также с реакторами большой мощности канальными.

7. Для участия в ОПРЧ генерирующее оборудование электростанций, за исключением СЭС и ВЭС, должно соответствовать следующим требованиям:

а) зона нечувствительности первичного регулирования не должна превышать 0,05 Гц для генерирующего оборудования с турбинами, оснащенными электрогидравлическими регуляторами, и не должна превышать 0,15 Гц для генерирующего оборудования с турбинами, оснащенными гидравлическими регуляторами. Для турбин выпуска до 1950 г. зона нечувствительности первичного регулирования допускается до 0,25 Гц;

в) регуляторы активной мощности, установленные на генерирующем оборудовании ТЭС, АЭС, ГЭС и ГАЭС должны быть оснащены частотными корректорами;

г) «мертвая полоса» первичного регулирования в регуляторах активной мощности не должна превышать (50,000 0,075) Гц.

8. Для участия в ОПРЧ генерирующее оборудование СЭС и ВЭС должно соответствовать следующим требованиям:

а) «мертвая полоса» первичного регулирования не должна превышать (50,0 0,1) Гц;

б) статизм первичного регулирования должен находиться в пределах 4,0-5,0%.

9. При участии в ОПРЧ генерирующее оборудование должно обеспечивать изменение выдаваемой активной мощности при изменении частоты на величину требуемой первичной мощности, определяемой по следующей формуле:

?fр=0 при отклонениях частоты не превышающих зону нечувствительности (fнч, Гц) / «мертвую полосу» (fмп, Гц) первичного регулирования;

?fр?0 при отклонениях частоты превышающих зону нечувствительности/ «мертвую полосу» первичного регулирования;

III. Требования к участию в ОПРЧ генерирующего оборудования тепловых, атомных, гидравлических и гидроаккумулирующих электростанций

11. Для участия в ОПРЧ генерирующее оборудование должно быть оснащено регуляторами активной мощности с частотной коррекцией, которые не должны препятствовать действию регулятора частоты вращения турбины.

12. При участии генерирующего оборудования в ОПРЧ не допускается блокировка действия регулятора частоты вращения турбины со стороны регулятора активной мощности. Для недопущения препятствия действию регулятора частоты вращения турбины со стороны регулятора активной мощности генерирующего оборудования настройки его частотного корректора должны соответствовать характеристикам регулятора частоты вращения турбины.

13. При первичном регулировании технологической автоматикой генерирующего оборудования в пределах регулировочного диапазона должно быть обеспечено поддержание требуемого регулятором частоты вращения турбины значения первичной мощности.

14. При отклонениях частоты, когда требуемое регулятором частоты вращения турбины значение первичной мощности выходит за пределы регулировочного диапазона, во избежание действия технологических защит на отключение основного и вспомогательного оборудования технологической автоматикой должно обеспечиваться сохранение параметров основного и вспомогательного оборудования в пределах допустимых значений.

15. Групповые регуляторы активной мощности (для групп генерирующего оборудования в составе ГЭС, ГАЭС, ГТУ, ПГУ, ТЭС) не должны допускать блокировки действия регуляторов частоты вращения турбин и регуляторов активной мощности с частотными корректорами.

16. В устройствах, обеспечивающих участие генерирующего оборудования в первичном регулировании частоты, должны использоваться только измерения частоты вращения турбины.

17. При скачкообразном изменении частоты изменение активной мощности генерирующего оборудования в процессе первичного регулирования должно носить устойчивый апериодический характер. При этом в квазиустановившемся режиме отклонение фактической мощности генерирующего оборудования от требуемой величины задания активной мощности должно быть не более _1% от номинальной мощности генерирующего оборудования.

18. Генерирующее оборудование, участвующее в НПРЧ с заданным резервом первичного регулирования, в режимах работы энергосистемы, когда величина требуемой первичной мощности превышает заданный резерв первичного регулирования, должно участвовать в первичном регулировании частоты с характеристиками, удовлетворяющими требованиям ОПРЧ.

19. Для участия в ОПРЧ маневренные характеристики генерирующего оборудования ТЭС (кроме ПГУ и ГТУ) должны удовлетворять следующим требованиям:

а) при отклонении частоты, вызывающем необходимость реализации первичной мощности (на загрузку или разгрузку) величиной 10 % и менее номинальной мощности генерирующего оборудования, должно обеспечиваться гарантированное участие генерирующего оборудования в ОПРЧ в пределах регулировочного диапазона. При этом в случае скачкообразного отклонения частоты при величине требуемой первичной мощности 10 % и менее номинальной мощности генерирующего оборудования должна обеспечиваться:

реализация не менее половины требуемой первичной мощности за время не более 15 секунд;

реализация всей требуемой первичной мощности за время не более 5 минут для газо-мазутных энергоблоков, не более 6 минут для пылеугольных энергоблоков, не более 7 минут для ТЭС с общим паропроводом;

б) в случае резкого (скачкообразного) отклонения частоты при величине требуемой первичной мощности более 10 % номинальной мощности генерирующего оборудования в пределах регулировочного диапазона должна гарантированно обеспечиваться реализация первичной мощности величиной 10 % номинальной мощности генерирующего оборудования с динамикой, не хуже указанной выше;

в) реализация первичной мощности величиной более 10 % номинальной мощности генерирующего оборудования в пределах регулировочного диапазона, а также реализация первичной мощности за пределами регулировочного диапазона, должна быть обеспечена с максимальными величинами и скоростью, определяемыми техническими возможностями генерирующего оборудования, режимами его работы и технологической автоматикой.

20. Для участия в ОПРЧ маневренные характеристики генерирующего оборудования ГЭС и ГАЭС должны удовлетворять следующим требованиям:

а) при отклонении частоты, вызывающем необходимость реализации первичной мощности (на загрузку или разгрузку), должно обеспечиваться гарантированное участие генерирующего оборудования в ОПРЧ во всем регулировочном диапазоне. При этом в случае резкого (скачкообразного) отклонения частоты должна обеспечиваться реализация всей требуемой первичной мощности за время не более 1 минуты;

б) величина и скорость реализации требуемой первичной мощности при участии в ОПРЧ гидроагрегатов ГЭС и ГАЭС должны обеспечиваться как при работе под управлением ГРАМ, так и при индивидуальном управлении. Не допускается потеря функции участия гидроагрегатов в ОПРЧ при переходе с группового управления на индивидуальное и обратно.

21. Для участия в ОПРЧ маневренные характеристики генерирующего оборудования АЭС с водо-водяными энергетическими реакторами типа ВВЭР-440, ВВЭР-1000 и ВВЭР-1200 должны удовлетворять следующим требованиям:

а) при отклонениях частоты должно обеспечиваться гарантированное участие генерирующего оборудования в ОПРЧ путем реализации требуемой первичной мощности в пределах регулировочного диапазона:

на загрузку величиной до 2 % или на разгрузку величиной до 8 % номинальной электрической мощности энергоблока при текущей мощности реакторной установки не более 98 % номинальной тепловой мощности;

на разгрузку величиной до 8 % номинальной электрической мощности энергоблока при текущей мощности реакторной установки более 98 % номинальной тепловой мощности;

на разгрузку величиной до 8 % номинальной электрической мощности энергоблока при работе реактора на «мощностном эффекте» с последующим ограничением на установившемся после разгрузки уровне мощности;

б) при резком (скачкообразном) отклонении частоты, вызывающем необходимость реализации первичной мощности в указанных диапазонах, должна обеспечиваться:

реализация не менее половины требуемой первичной мощности за время не более 10 секунд;

реализация всей требуемой первичной мощности за время не более 2 минут;

в) реализация требуемой первичной мощности за пределами указанных диапазонов, должна выполняться с характеристиками и ограничениями, обусловленными настройкой технологической автоматики, параметрами основного и вспомогательного оборудования энергоблока АЭС, допустимыми режимами работы реакторной установки.

22. Для участия в ОПРЧ маневренные характеристики генерирующего оборудования АЭС с реакторами типа ВВЭР ТОИ должны удовлетворять следующим требованиям:

а) при отклонении частоты, вызывающем необходимость реализации первичной мощности (на загрузку или разгрузку) величиной 10 % и менее номинальной мощности генерирующего оборудования, должно обеспечиваться гарантированное участие генерирующего оборудования в ОПРЧ в пределах регулировочного диапазона. При этом в случае резкого (скачкообразного) отклонения частоты при величине требуемой первичной мощности 10 % и менее номинальной мощности генерирующего оборудования должна обеспечиваться:

реализация не менее половины требуемой первичной мощности за время не более 10 секунд;

реализация всей требуемой первичной мощности за время не более 2 минут;

б) реализация требуемой первичной мощности за пределами указанных диапазонов, должна выполняться с характеристиками и ограничениями, обусловленными настройкой технологической автоматики, параметрами основного и вспомогательного оборудования энергоблока АЭС, допустимыми режимами работы реакторной установки.

23. Для участия в ОПРЧ маневренные характеристики ПГУ (ГТУ) должны удовлетворять следующим требованиям:

а) при отклонении частоты, вызывающем необходимость реализации первичной мощности (на загрузку или разгрузку) величиной 10 % и менее номинальной мощности ПГУ (ГТУ), должно обеспечиваться гарантированное участие ПГУ (ГТУ) в ОПРЧ в пределах регулировочного диапазона. При этом в случае резкого (скачкообразного) отклонения частоты при величине требуемой первичной мощности 10 % и менее номинальной мощности ПГУ (ГТУ) должна обеспечиваться:

реализация первичной мощности в объеме 2,5 % номинальной мощности ПГУ (ГТУ) за время не более 15 секунд;

реализация первичной мощности в объеме 5 % номинальной мощности ПГУ (ГТУ) за время не более 30 секунд;

реализация первичной мощности в объеме 10 % номинальной мощности ПГУ (ГТУ) за время не более 2 минут;

б) в случае скачкообразного отклонения частоты при величине требуемой первичной мощности более 10 % номинальной мощности ПТГ (ГТУ) в пределах регулировочного диапазона должна гарантированно обеспечиваться реализация первичной мощности величиной 10 % номинальной ПГУ (ГТУ) мощности с динамикой, не хуже указанной в предыдущем пункте;

в) реализация первичной мощности величиной более 10 % номинальной мощности ПГУ (ГТУ) в пределах регулировочного диапазона, а также реализация первичной мощности за пределами регулировочного диапазона, должна быть обеспечена с максимальными величинами и скоростью, определяемыми техническими возможностями ПГУ (ГТУ), режимами ее работы и технологической автоматикой.

IV. Требования к участию в ОПРЧ генерирующего оборудования ветряных и солнечных электростанций

25. При увеличении частоты за верхнюю границу «мертвой полосы» первичного регулирования через 10 секунд должно обеспечиваться снижение активной мощности электростанции на величину требуемой первичной мощности. Величина требуемой первичной мощности определяется исходя из величины отклонения частоты от верхней границы «мертвой полосы» первичного регулирования на момент начала снижения активной мощности электростанции. При этом снижение активной мощности электростанции в процессе первичного регулирования должно происходить не более 5 секунд и носить устойчивый апериодический характер.

26. На все время, пока квазиустановившееся значение частоты превышает верхнюю границу «мертвой полосы» первичного регулирования должно устанавливаться ограничение максимальной нагрузки электростанции равное разности исходной мощности электростанции и значения требуемой первичной мощности. При наличии технической возможности система регулирования электростанции может обеспечивать следящий за частотой режим первичного регулирования, т.е. при нахождении частоты за пределами «мертвой полосы» первичного регулирования изменять первичную мощность пропорционально текущему отклонению частоты;

27. После снижения квазиустановившегося значения частоты менее верхней границы «мертвой полосы» первичного регулирования должно автоматически сниматься ограничение максимальной нагрузки электростанции.

V. Порядок подтверждения готовности, мониторинга и оценки участия генерирующего оборудования в ОПРЧ

28. На всех электростанциях, присоединяемых к электроэнергетической системе или функционирующих в составе электроэнергетической системы, должны быть обеспечены проверка и подтверждение готовности генерирующего оборудования к участию в ОПРЧ, а также организованы и осуществляться мониторинг и контроль участия генерирующего оборудования в ОПРЧ.

29. Проверка и подтверждение готовности генерирующего оборудования к участию в ОПРЧ осуществляются в отношении:

а) генерирующего оборудования электростанций, с использованием которого осуществляется участие в торговле электрической энергией и мощностью на оптовом рынке;

б) вновь вводимого (реконструированного, модернизированного) генерирующего оборудования,

в) введенного в эксплуатацию генерирующего оборудования электростанций, в отношении которого по результатам мониторинга участия в ОПРЧ, осуществляемого в соответствии с пунктом 32 настоящих Требований, выявлено неудовлетворительное участие в ОПРЧ.

30. В отношении генерирующего оборудования электростанций. с использованием которого осуществляется участие в торговле электрической энергией и мощностью на оптовом рынке, подтверждение его готовности к участию в ОПРЧ осуществляется в рамках проведения аттестации генерирующего оборудования и оценки его готовности к выработке электрической энергии в порядке, установленном Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 года N 1172 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, N 14, ст. 1916; N 42, ст. 5919; 2012, N 4, ст. 504, ст. 505; N 20, ст. 2539; N 23, ст. 3008; N 28, ст. 3906; N 44, ст. 6022; 2013, N 1, ст. 68; N 6, ст. 565; N 8, ст. 825; N 22, ст. 2817; N 23, ст. 2909; N 31, ст. 4234; N 35, ст. 4528; 2014, N 9, ст. 908; N 19, ст. 2414; N 23, ст. 2994; N 34, ст. 4677; N 35, ст. 4769; 2015, N 2, ст. 477; N 5, ст. 827; N 9, ст. 1324; N 10, ст. 1540; N 20, ст. 2924; 36, ст. 5034; N 37, ст. 5153; N 43, ст. 5975; N 44, ст. 6132;N 45, ст. 6256; N 46, ст. 6394; 2016, N 2 (Часть I), ст. 329, 395; N 10, ст. 1422; N 19, ст. 2701; N 22, ст. 3212; N 26 (Часть II), ст. 4067; N 31, ст. 5017; N 38, ст. 5541; N 49, ст. 6928; 2017, N 1 (Часть I), ст. 178; N 11, ст. 1558; N 16, ст. 2426; N 22, ст. 3151; N 23, ст. 3321; N 25, ст. 3684).

31. Проверка и подтверждение готовности генерирующего оборудования к участию в ОПРЧ в случаях, указанных в подпунктах «б» и «в» пункта 29 настоящих Требований осуществляются независимо от его использования для осуществления деятельности по производству и купле-продаже электрической энергии и мощности на оптовом или розничном рынках.

Проверка и подтверждение готовности генерирующего оборудования к участию в ОПРЧ осуществляются путем проведения испытаний генерирующего оборудования по программам, разработанным и утвержденным собственником или иным законным владельцем электростанции. В отношении генерирующего оборудования электростанций установленной генерирующей мощностью более 5 МВт программа испытаний должна быть согласована с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

По результатам испытаний собственником или иным законным владельцем электростанции должен быть сформирован и утвержден отчет. Для электростанций установленной генерирующей мощностью более 5 МВт указанный отчет направляется субъекту оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике не позднее 10 дней со дня его утверждения.

32. На каждой электростанции ее собственником или иным законным владельцем должен быть организован и осуществляться текущий непрерывный мониторинг участия каждой единицы генерирующего оборудования в ОПРЧ.

Субъект оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике осуществляет мониторинг и анализ участия в ОПРЧ генерирующего оборудования электростанций, функционирующих в составе энергосистемы, для случаев отклонения частоты в энергосистеме от номинальной на 0,2 Гц и более, а также при резких (скачкообразных) отклонениях частоты в энергосистеме на величину в пределах 0,10?0,20 Гц от номинальной частоты.

33. Для целей мониторинга участия генерирующего оборудования в ОПРЧ на электростанции ее собственником или иным законным владельцем должны быть обеспечены:

а) измерение текущей частоты вращения турбин f, Гц с точностью не хуже 0,05 Гц;

б) измерение текущей частоты на шинах основного напряжения электростанции с точностью не хуже 0,01 Гц;

в) 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 не более 1 секунда;

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;

г) измерение иных технологических параметров, применяемых для оперативного контроля и управления при участии генерирующего оборудования в ОПРЧ, с точностью, обеспечиваемой методами и средствами измерений, предусмотренными проектом генерирующего оборудования;

д) определение следующих параметров:

текущего отклонения частоты от номинального значения;

требуемой первичной мощности генерирующего оборудования (электростанции);

текущей первичной мощности, рассчитываемого как отклонение текущей мощности единицы генерирующего оборудования или электростанции от исходного (планового) значения;

е) контроль соответствия величины текущей первичной мощности единиц генерирующего оборудования или электростанции требуемому значению первичной мощности при текущем отклонении частоты.

34. При наличии на электростанции АСУТП мониторинг участия генерирующего оборудования в ОПРЧ должен быть автоматизирован, а информация мониторинга должна сохраняться в течение не менее 3 календарных месяцев и представляться в табличном и графическом виде, позволяющем оценивать качество первичного регулирования при отклонениях частоты. Данные мониторинга для случаев отклонения частоты 0,20 Гц и более должны храниться в виде архивов не менее 12 календарных месяцев.

35. Собственник или иной законный владелец электростанции обязан предоставить данные проводимого им мониторинга, в том числе данные, указанные в пункте 33 настоящих Требований, и результаты анализа участия генерирующего оборудования и (или) электростанции в ОПРЧ, а также данные, необходимые субъекту оперативно-диспетчерского управления для осуществления им мониторинга, указанного в абзаце втором пункта 32 настоящих Требований, в соответствующий диспетчерский центр субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике по его запросу в установленный таким запросом срок.

36. В случаях, указанных в абзаце втором пункта 32 настоящих Требований, субъект оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике осуществляет мониторинг и анализ участия генерирующего оборудования в ОПРЧ, с использованием телеметрической информации, поступающей в диспетчерские центры, а также данных, полученных от собственников и иных законных владельцев электростанций.

Приложение
к Требованиям к участию
генерирующего оборудования электростанций в общем
первичном регулировании частоты

Понятия, используемые в Требованиях к участию генерирующего оборудования электростанций в общем первичном регулировании частоты

УТВЕРЖДЕНЫ
приказом Минэнерго России
от «__» ____ 2017 г. N ___

Изменения,
которые вносятся в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 19 июня 2003 г. N 229

абзац первый изложить в следующей редакции:

«Все генерирующее оборудование электростанций (за исключением энергоблоков атомных электростанций с реакторными установками на быстрых нейтронах и реакторами большой мощности канальными) должно быть готово к участию в общем первичном регулировании частоты и участвовать в указанном регулировании в соответствии с требованиями к участию генерирующего оборудования электростанций в общем первичном регулировании частоты, установленными Министерством энергетики Российской Федерации.»;

дополнить после абзаца первого новым абзацем следующего содержания:

«При этом совокупность основного и вспомогательного оборудования электростанции, его технологическая автоматика и режимы работы должны обеспечивать гарантированное участие генерирующего оборудования в общем первичном регулировании частоты с параметрами и характеристиками, предусмотренными требованиями к участию генерирующего оборудования электростанций в общем первичном регулировании частоты, установленными Министерством энергетики Российской Федерации.».

Обзор документа

Предложены требования к участию генерирующего оборудования электростанций в общем первичном регулировании частоты (ОПРЧ).

Все генерирующее оборудование должно быть готово к участию в ОПРЧ, за исключением энергоблоков АЭС с реакторными установками на быстрых нейтронах, а также с реакторами большой мощности канальными.

Регулируются вопросы подтверждения готовности, мониторинга и оценки участия генерирующего оборудования в ОПРЧ.

Вносятся сопутствующие изменения в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей.

Источник