Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 70605-2022 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Релейная защита и автоматика. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Импульсная и длительная разгрузка турбин. Общие требования и методика испытаний" (утв. и введен в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27 декабря 2022 г. N 1631-ст)

Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 70605-2022
"Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Релейная защита и автоматика. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Импульсная и длительная разгрузка турбин. Общие требования и методика испытаний"
(утв. и введен в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27 декабря 2022 г. N 1631-ст)

United power system and isolated power systems. Relay protection and automation. Automatic emergency control of modes of power systems. Pulse and long-term unloading of turbines. General requirements and test procedure

УДК 621.311:006.354
ОКС 27.010

Дата введения - 1 февраля 2023 г.
Введен впервые

Предисловие

1 Разработан Акционерным обществом "Системный оператор Единой энергетической системы" (АО "СО ЕЭС")

2 Внесен Техническим комитетом по стандартизации ТК 016 "Электроэнергетика"

3 Утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27 декабря 2022 г. N 1631-ст

4 Введен впервые

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает:

- основные требования к кратковременной (импульсной) и длительной разгрузке турбин (КРТ, ДРТ) тепловых и атомных электростанций (ТЭС, АЭС);

- порядок и методику проведения испытаний генерирующего оборудования ТЭС и АЭС с целью определения фактических характеристик КРТ и ДРТ.

1.2 Назначение и область применения КРТ, ДРТ определены в ГОСТ Р 55105.

1.3 Настоящий стандарт распространяется на субъекты оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, на собственников и иных законных владельцев тепловых и атомных электростанций, на турбинах которых выполнена (предусматривается выполнение) КРТ, ДРТ, а также на организации, осуществляющие деятельность по монтажу, наладке и испытаниям паровых и газовых турбин и систем их автоматического управления, проектные и научно-исследовательские организации.

1.4 Настоящий стандарт предназначен для применения при подготовке, согласовании и проверке выполнения технических условий на технологическое присоединение ТЭС и АЭС к электрическим сетям, при строительстве, реконструкции, модернизации и техническом перевооружении паровых и газовых турбин и систем их автоматического управления, при создании (модернизации) устройств и комплексов противоаварийной автоматики, проведении испытаний генерирующего оборудования ТЭС и АЭС с целью определения фактических характеристик КРТ, ДРТ.

1.5 Требования 4.1, 4.16, 4.17 и раздела 5 распространяются на все существующие и вновь вводимые паровые и газовые турбины, на которых выполнена (предусматривается выполнение) КРТ, ДРТ.

1.6 Требования 4.15 распространяются на существующие и вновь вводимые паровые и газовые турбины, на которых выполнена (предусматривается выполнение) КРТ, ДРТ, если:

- функция КРТ, ДРТ выполнена до вступления в силу настоящего стандарта;

- функция КРТ, ДРТ подлежит выполнению в соответствии с проектной (рабочей) документацией на создание (модернизацию) противоаварийной автоматики и (или) генерирующего оборудования, согласованной и утвержденной в установленном порядке до вступления в силу настоящего стандарта.

1.7 Требования 4.12-4.14 распространяются на все паровые и газовые турбины, на которых выполнена (предусматривается выполнение) КРТ, ДРТ, не указанные в 1.6.

1.8 Настоящий стандарт не устанавливает требования к ДРТ на гидроагрегатах гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций и проведению ее испытаний.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 55105 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Нормы и требования

ГОСТ Р 57114 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Электроэнергетические системы. Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике и оперативно-технологическое управление. Термины и определения

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения и сокращения

3.1 В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 57114, ГОСТ Р 55105, а также следующий термин с соответствующим определением:

3.1.1 средняя скорость разгрузки кратковременной (импульсной) разгрузки турбин: Отношение разности между активной мощностью турбоагрегата в момент начала ее снижения и минимальной активной мощностью турбоагрегата в процессе разгрузки к интервалу времени между моментом начала снижения активной мощности турбоагрегата и моментом достижения минимальной активной мощности турбоагрегата в процессе разгрузки.

3.2 В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:

АСР - автоматическая система регулирования;

АЭС - атомная электростанция;

БРОУ - быстродействующая редукционно-охладительная установка;

БРУ-К - быстродействующая редукционная установка сброса пара в конденсатор;

БЩУ - блочный щит управления;

ВД - высокое давление;

ГТ - газовая турбина;

ДРТ - длительная разгрузка турбины;

КДРТ - кратковременная (импульсная) разгрузка турбины с последующей длительной разгрузкой турбины;

КРТ - кратковременная (импульсная) разгрузка турбины;

ОГ - отключение генераторов;

ПА - противоаварийная автоматика;

РЗА - релейная защита и автоматика;

РК ВД - регулирующий клапан высокого давления;

РК СД - регулирующий клапан среднего давления;

САУ - система автоматического управления;

СД - среднее давление;

ТЭС - тепловая электростанция;

УВ - управляющее воздействие;

ЧВД - часть высокого давления;

ЧСД - часть среднего давления;

ЭГП - электрогидравлический преобразователь;

ЭГП-С - электрогидравлический преобразователь-сумматор;

ЭМП - электромеханический преобразователь;

ЭЧСР - электронная часть системы регулирования.

4 Требования к кратковременной (импульсной) и длительной разгрузке турбин ТЭС и АЭС

4.1 При реализации КРТ, КДРТ и ДРТ должна обеспечиваться устойчивая работа соответствующего генерирующего оборудования ТЭС и АЭС.

4.2 На вновь вводимых/модернизуемых ¹⁾ паросиловых блоках ТЭС и АЭС (кроме блоков АЭС с реакторами большой мощности канальными и на быстрых нейтронах) номинальной мощностью 500 МВт и выше должна быть предусмотрена возможность использования:

------------------------------

¹⁾_{Под модернизацией блока понимается замена генератора, изменение проточной части турбины, замена ее ротора, лопаточной части, сервомоторов, замена САУ блока, модернизация системы управления сервомоторами.}

------------------------------

- не менее одной ступени КРТ с глубиной разгрузки на не менее 90 % от номинальной мощности блока P _ном и со средней скоростью разгрузки не менее 80 % от P _ном блока в секунду для указанной глубины;

- не менее трех ступеней ДРТ (с возможностью использования как отдельно, так и в сочетании с КРТ) с глубиной разгрузки, равной 20 % от P _ном, 30 % от P _ном, 50 % от P _ном соответственно (с учетом технологического минимума генерирующего оборудования).

Конкретный перечень используемых ступеней КРТ, ДРТ устанавливают при проектировании на стадии определения проектных настроек ПА.

Для генерирующего оборудования меньшей мощности количество, объем ступеней и иные характеристики КРТ и ДРТ определяют при проектировании. При этом:

- скорость КРТ должна соответствовать максимально возможной скорости разгрузки паровой турбины без выхода параметров режима работы генерирующего оборудования за пределы допустимых значений;

- ДРТ должна быть выполнена ступенями с глубиной разгрузки заданного объема или разгрузкой генерирующего оборудования до заданной величины, соответствующей требованиям 4.7.

4.3 Скорость ДРТ газовой турбины (в том числе входящей в состав парогазовой установки) должна соответствовать максимально допустимой скорости изменения нагрузки ГТ, определяемой ее производителем.

4.4 Длительность промежутка времени от момента поступления команды на реализацию КРТ, КДРТ, ДРТ в САУ соответствующего генерирующего оборудования до момента начала снижения его мощности (далее - время запаздывания) не должна превышать 300 мс.

4.5 После приема в САУ команды на КРТ, КДРТ в САУ должна блокироваться реализация в части КРТ последующих команд на КРТ, КДРТ в течение заданного промежутка времени, определяемого производителем соответствующей турбины. Снятие указанной блокировки должно быть выполнено автоматически без необходимости вмешательства оперативного персонала станции.

4.6 В САУ блока не допускается выполнение блокировок КРТ (в том числе в составе КДРТ) по уровню нагрузки блока.

4.7 Нижний предел по активной мощности, до которого допускается разгрузка генерирующего оборудования действием ДРТ, должен соответствовать его технологическому минимуму.

При наличии проектного обоснования допускается устанавливать указанный предел ниже технологического минимума с условием обеспечения устойчивой работы генерирующего оборудования на его уровне в течение не менее 30 мин. При этом величину указанного предела определяет собственник или иной законный владелец электростанции.

4.8 При поступлении в САУ генерирующего оборудования команды на реализацию ступени ДРТ, объем которой превышает разницу между текущей нагрузкой генерирующего оборудования по активной мощности и его технологическим минимумом, должна быть реализована разгрузка генерирующего оборудования до технологического минимума.

4.9 В САУ должно быть предусмотрено задание в качестве настроечного параметра интервала времени, определяющего логику обработки последовательно поступивших в САУ команд на реализацию ДРТ, в том числе в составе команд на реализацию КДРТ (далее - интервал одновременности ДРТ). Интервал одновременности ДРТ определяют посредством возможностей САУ и учитывают при проектировании, выбирая проектные параметры настроек устройств и комплексов ПА, использующих указанные УВ.

4.10 При поступлении в САУ в интервале одновременности ДРТ двух и более последовательных команд на реализацию КДРТ и (или) ДРТ результирующий объем ДРТ должен быть равен наибольшему объему ДРТ из поступивших команд (с учетом нижнего предела по активной мощности, до которого допускается разгрузка генерирующего оборудования действием ДРТ по 4.7).

4.11 При поступлении в САУ вне интервала одновременности ДРТ двух и более последовательных команд на реализацию КДРТ и (или) ДРТ результирующий объем ДРТ должен быть равен суммарному объему ДРТ каждой из команд (с учетом нижнего предела по активной мощности, до которого допускается разгрузка генерирующего оборудования действием ДРТ по 4.7).

4.12 После приема в САУ, во время и после реализации команды на КРТ, КДРТ, ДРТ не допускается выполнение блокировки приема и реализации последующих команд на ДРТ и КДРТ в части ДРТ.

4.13 При выполнении КРТ, КДРТ и ДРТ САУ генерирующего оборудования должна блокировать действие режимной автоматики на увеличение нагрузки указанного генерирующего оборудования.

4.14 В случае срабатывания КРТ, КДРТ, ДРТ генерирующего оборудования, указанного в 1.7, собственником данного генерирующего оборудования должны быть обеспечены регистрация и хранение на протяжении не менее одного года зависимостей активной мощности и частоты вращения турбины от времени в течение разгрузки. При срабатывании КРТ и КДРТ регистрация и хранение указанных параметров должны быть осуществлены с шагом не более 0,02 с и периодом усреднения не более 0,02 с. При срабатывании ДРТ регистрация и хранение этих параметров должны быть с шагом не более 1 с. При этом точность измерения и регистрации активной мощности должна быть не хуже 1 % от номинальной мощности соответствующего генерирующего оборудования; точность измерения частоты вращения - не хуже 0,03 % от номинальной частоты вращения.

4.15 В случае срабатывания КРТ, КДРТ генерирующего оборудования, указанного в 1.6, регистрация и хранение зависимостей активной мощности и частоты вращения турбины от времени в течение разгрузки должны быть выполнены с шагом не более 0,05 с для срабатывания КРТ, КДРТ и с шагом не более 1 для срабатывания ДРТ, а также с максимально возможной точностью измерения активной мощности и частоты вращения, обеспечиваемой техническими средствами соответствующей электростанции.

4.16 Данные, регистрируемые в соответствии с 4.14 и 4.15, должны быть переданы субъекту оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в течение не более трех рабочих дней после факта срабатывания КРТ, КДРТ, ДРТ.

4.17 Субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике должен быть проведен анализ каждого случая срабатывания КРТ, ДРТ.

При выявлении несоответствия фактических характеристик КРТ, ДРТ, ранее переданных субъекту оперативно-диспетчерского управления, приводящего к неэффективности противоаварийного управления, субъект оперативно-диспетчерского управления инициирует реализацию мероприятий по переводу действия соответствующих комплексов (устройств) ПА с КРТ (ДРТ) на ОГ и (или) по ограничению допустимой выдачи мощности электростанции (генератора, энергоблока) и уведомляет собственника или законного владельца электростанции о необходимости устранения выявленных несоответствий.

Перевод действия комплексов (устройств) ПА с ОГ на КРТ (ДРТ) и (или) отмена введенных ограничений выдачи мощности электростанции (генератора, энергоблока) осуществляются по инициативе субъекта оперативно-диспетчерского управления после устранения выявленных несоответствий с подтверждением их устранения (при необходимости) проведением испытаний.

5 Требования к испытаниям кратковременной (импульсной) и длительной разгрузки турбин ТЭС и АЭС

5.1 Испытания КРТ, ДРТ турбин ТЭС и АЭС проводят собственники или иные законные владельцы соответствующих электростанций с целью определения фактических характеристик КРТ, ДРТ.

5.2 Испытания КРТ, ДРТ должны быть проведены:

- в рамках наладки КРТ, ДРТ перед вводом функции КРТ, ДРТ в эксплуатацию;

- после модернизации турбины, на которой выполнены КРТ, ДРТ и (или) ее САУ, включающей изменения проточной части турбины, замену ротора, лопаточной части, сервомоторов, модернизацию системы управления сервомоторами, а также иные мероприятия, в результате выполнения которых могут быть изменены время запаздывания и скорость разгрузки турбины при реализации КРТ, ДРТ;

- в случае, указанном в 4.17.

5.3 Объем испытаний КРТ и ДРТ должен быть достаточным:

- для определения фактических характеристик всех предусмотренных ступеней КРТ, ДРТ;

- проверки всех предусмотренных блокировок срабатывания КРТ, ДРТ (для КРТ, ДРТ генерирующего оборудования, указанного в 1.6);

- проверки предусмотренной в САУ логики обработки последовательно поступивших команд на реализацию КРТ, КДРТ, ДРТ;

- проверки соответствия нижнего предела по активной мощности, до которого допускается разгружать генерирующее оборудование действием ДРТ, требованиям 4.7 (для генерирующего оборудования, указанного в 1.7);

- определения нижнего предела по активной мощности, до которого допускается разгружать генерирующее оборудование действием ДРТ (для генерирующего оборудования, указанного в 1.6);

- проверки устойчивой работы генерирующего оборудования при выполнении КРТ, КДРТ, ДРТ при исходной нагрузке генерирующего оборудования в диапазоне от технологического минимума (для генерирующего оборудования, указанного в 1.7) или уставок блокировки КРТ, КДРТ, ДРТ (при наличии блокировок КРТ, ДРТ у генерирующего оборудования, указанного в 1.6) до максимума регулировочного диапазона блока посредством проведения испытаний при различной исходной нагрузке блока.

5.4 Испытания КРТ, ДРТ следует проводить по программе, разработанной собственником или иным законным владельцем электростанции на основе методики испытаний блоков ТЭС и АЭС с целью определения характеристик кратковременной (импульсной) и длительной разгрузки паровых турбин, приведенной в приложении А.

5.5 Программа испытаний КРТ, ДРТ должна быть согласована с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

5.6 Результаты испытаний КРТ, ДРТ должны быть оформлены протоколом (см. приложение Б) и отчетом (см. приложение В), составляемыми и утверждаемыми собственником или иным законным владельцем электростанции.

5.7 Отчет по испытаниям КРТ, ДРТ должен содержать:

- описание выполненных опытов с приведением графиков изменения активной мощности и частоты вращения турбин с учетом требований 4.14, 4.15 и указанием фактов срабатывания технологических защит;

- результаты испытаний в соответствии с 5.3;

- заключение по результатам испытаний, определяющее соответствие реализованных функций КРТ, ДРТ проектным характеристикам и готовность КРТ, ДРТ к использованию в качестве УВ ПА.

5.8 Отчет по испытаниям КРТ, ДРТ должен быть согласован с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

5.9 Если характеристики КРТ, ДРТ, определенные по результатам испытаний, не соответствуют требованиям 4.1-4.13 (для генерирующего оборудования, указанного в 1.7) и не обеспечивают эффективное противоаварийное управление, собственником или иным законным владельцем электростанции должны быть определены, реализованы мероприятия (модернизация/наладка/настройка САУ и т.п. соответствующей турбины) с целью получения требуемых характеристик кратковременной (импульсной) и длительной разгрузки и проведены повторные испытания КРТ, ДРТ. До реализации указанных мероприятий и проведения испытаний субъект оперативно-диспетчерского управления инициирует реализацию мероприятий по переводу действия соответствующих комплексов (устройств) ПА с КРТ (ДРТ) на ОГ и (или) ограничению допустимой выдачи мощности электростанции (генератора, энергоблока).

5.10 При планировании сроков испытаний необходимо учитывать ограничения по количеству сбросов активной мощности в год и за срок службы испытуемых турбин, установленные инструкциями по их эксплуатации.

5.11 Вопросы обеспечения надежной и безопасной эксплуатации электростанций при проведении испытаний КРТ, ДРТ решают их эксплуатирующие организации на основании нормативно-технических требований, установленных для соответствующих типов оборудования.

Библиография

[1]	Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (утверждены Приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. N 229)

Ключевые слова: противоаварийная автоматика, энергосистема, кратковременная (импульсная) разгрузка турбины, длительная разгрузка турбины.