Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 70661-2023 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Релейная защита и автоматика. Устройства автоматического регулирования частоты и активной мощности гидроагрегатов гидравлических и гидроаккумулирующих электростанций. Нормы и требования" (утв. и введен в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 2 марта 2023 г. N 119-ст)

United power system and isolated power systems. Relay protection and automatic. Automatic control devices of frequency and active power of hydraulic power units of hydraulic and pumped storage power plants. Norms and requirements

УДК 621.311:006.354
ОКС 27.010,
27.140

Дата введения - 1 апреля 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 2 марта 2023 г. N 119-ст

4 Введен впервые

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает:

- основные функциональные и технические требования к электрогидравлическим регуляторам и иным устройствам автоматического регулирования частоты и активной мощности гидроагрегатов, обеспечивающим функцию управления положением регулирующих органов гидротурбины (далее - ЭГР), гидравлических и гидроаккумулирующих электростанций, работающих в режиме выдачи активной мощности (генераторном режиме) в составе Единой энергетической системы России (далее - ЕЭС России), или в составе энергосистемы (части энергосистемы), временно отделившейся на изолированную от ЕЭС России работу, или в составе технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем;

- порядок и методику проведения испытаний для проверки соответствия ЭГР основным функциональным и техническим требованиям, установленным настоящим стандартом (далее - системные технические требования).

1.2 Требования настоящего стандарта распространяются на вновь вводимые или модернизируемые ЭГР гидроагрегатов, в том числе входящие в состав систем автоматического управления гидроагрегатов, в которых алгоритмы регулирования реализованы в микропроцессорных устройствах.

Для существующих ЭГР, установленных на гидроагрегатах до вступления в силу настоящего стандарта, выполнение требований настоящего стандарта должно быть обеспечено при реконструкции, модернизации, техническом перевооружении гидроэлектростанции, связанных с заменой (модернизацией) системы регулирования гидроагрегата.

1.3 Требования настоящего стандарта распространяются на ЭГР, устанавливаемые на гидроагрегаты следующих типов:

- радиально-осевые;

- поворотно-лопастные;

- диагональные;

- пропеллерные.

1.4 Настоящий стандарт предназначен для субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, организаций, являющихся собственниками или иными законными владельцами гидравлических и (или) гидроаккумулирующих электростанций (далее - гидроэлектростанции), организаций, осуществляющих деятельность по проектированию, разработке, изготовлению, монтажу, наладке, эксплуатации и проверке ЭГР гидроагрегатов, организаций, осуществляющих испытания для проверки соответствия ЭГР системным техническим требованиям, проектных и научно-исследовательских организаций.

1.5 Требования настоящего стандарта должны учитываться при строительстве гидроэлектростанций, реконструкции, модернизации и техническом перевооружении гидроэлектростанций, предполагающих создание (модернизацию) ЭГР гидроагрегатов, разработке необходимой для этого проектной документации, иной технической и закупочной документации, проведении проверки выполнения технических решений, предусмотренных проектной (рабочей) документацией, проведении испытаний ЭГР, обеспечении работы гидроагрегатов гидроэлектростанций в составе энергосистемы, их участии в регулировании частоты и перетоков активной мощности, а также при разработке технической (в том числе инструктивной) документации для диспетчерских центров субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и персонала гидроэлектростанций.

1.6 Настоящий стандарт не устанавливает требования по проверке готовности участия генерирующего оборудования гидроэлектростанций в общем первичном регулировании частоты и нормированном первичном регулировании частоты.

1.7 Настоящий стандарт не устанавливает требования к технической реализации, электромагнитной совместимости, условиям эксплуатации, сервисному обслуживанию, объему заводских проверок, пожаробезопасности, электробезопасности, информационной безопасности, оперативному и техническому обслуживанию ЭГР.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 55890 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Регулирование частоты и перетоков активной мощности. Нормы и требования

ГОСТ Р 56969-2016 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Обеспечение согласованной работы централизованных систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности и автоматики управления активной мощностью гидравлических электростанций. 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 55890 и ГОСТ Р 56969, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 режим "Мощность": Режим работы ЭГР, обеспечивающий следящее регулирование активной мощности с коррекцией по частоте с обратной связью по активной электрической мощности гидрогенератора.

3.1.2 режим "Изолированный": Режим работы ЭГР, обеспечивающий следящее регулирование активной мощности гидроагрегата с коррекцией по частоте в соответствии с заданной уставкой по мощности и заданной зависимостью активной мощности от положения регулирующих органов гидротурбины и текущего напора/высоты отсасывания, без использования обратной связи по активной электрической мощности гидрогенератора.

3.1.3 режим "Частота": Режим работы ЭГР, при котором обеспечивается следящее статическое регулирование частоты в соответствии с заданной уставкой с коррекцией по положению регулирующих органов гидротурбины или без такой коррекции, без возможности изменения на заданную величину активной мощности гидроагрегата или положения регулирующих органов гидротурбины.

3.1.4 режим "Частота - астатический": Режим работы ЭГР, при котором обеспечивается следящее астатическое регулирование частоты в соответствии с заданным значением частоты.

3.1.5 программно-аппаратный комплекс моделирования энергосистем в режиме реального времени: Программно-аппаратный комплекс, предназначенный для создания математической модели энергосистемы, расчета параметров электроэнергетического режима энергосистемы при заданных возмущающих воздействиях и обеспечивающий физическое подключение испытываемого (проверяемого) устройства релейной защиты и автоматики к математической модели энергосистемы и получения устройством релейной защиты и автоматики данных о параметрах режима в режиме реального времени.

3.1.6 номер версии алгоритма функционирования: Индивидуальный цифровой, буквенный или буквенно-цифровой набор (номер), в том числе входящий в состав номера версии программного обеспечения устройства, отличающий указанную версию алгоритма функционирования устройства от других версий и подлежащий изменению при внесении изменений в алгоритм функционирования устройства (включая изменения, вносимые при модификации, иной переработке или адаптации алгоритма функционирования устройства).

3.1.7 номер версии программного обеспечения: Индивидуальный цифровой, буквенный или буквенно-цифровой набор (номер), отличающий данную модификацию программного обеспечения устройства от других версий (модификаций).

3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АОПЧ - автоматическое ограничение повышения частоты;

АРВ - автоматическое регулирование возбуждения;

АЧР - автоматическая частотная разгрузка;

ГА - гидроагрегат;

ГРАМ - система группового регулирования активной мощности;

ГЭС - гидроэлектростанция, включая гидравлические и гидроаккумулирующие электростанции;

ГАЭС - гидроаккумулирующая электростанция;

ОПРЧ - общее первичное регулирование частоты;

ОРУ - открытое распределительное устройство;

ПА - противоаварийная автоматика;

ПАК РВ - программно-аппаратный комплекс моделирования энергосистем в режиме реального времени;

САУ - система автоматического управления.

4 Общие требования

4.1 При работе ГА в составе энергосистемы его ЭГР должно иметь возможность работы в режиме "Мощность" и в режиме "Изолированный". При этом должен быть предусмотрен автоматический переход ЭГР в режим "Изолированный" согласно 6.1 с возможностью последующего оперативного перевода в режим "Мощность".

4.2 Автоматический переход ЭГР в режим "Частота" или в режим "Частота астатический" должен выполняться только при переходе ГА на изолированную от энергосистемы работу (нагрузку собственных нужд). При этом должна быть предусмотрена возможность оперативного перевода ЭГР в режим "Частота - астатический" при работе ГА параллельно с энергосистемой (частью энергосистемы) с возможностью последующего оперативного перевода в режим "Мощность" или в режим "Изолированный".

4.3 ЭГР должно отвечать требованиям [1] для обеспечения участия генерирующего оборудования ГЭС в ОПРЧ.

4.4 ЭГР должно обеспечивать:

- автоматическое регулирование заданного значения активной мощности ГА с коррекцией по частоте в пределах, ограниченных линиями ограничения минимальной и максимальной мощности по эксплуатационной характеристике гидроагрегата;

- при установке на гидроагрегаты ГЭС, оснащенной ГРАМ, автоматическое регулирование активной мощности ГА с коррекцией по частоте как при индивидуальном режиме работы ГА, так и в режиме работы с управлением от ГРАМ;

- автоматическое ограничение минимальной и максимальной мощности ГА в соответствии с линиями ограничения мощности на эксплуатационной характеристике ГА или в соответствии с установленными технологическими ограничениями;

- возможность оперативного задания активной мощности ГА;

- возможность задания активной мощности ГА автоматически от ГРАМ;

- автоматическое изменение положения регулирующих органов гидротурбины с заданной скоростью при наличии действующего управляющего воздействия ПА на загрузку или разгрузку ГА;

- устойчивость процесса регулирования активной мощности и (или) частоты ГА.

4.5 ЭГР, входящие в состав САУ ГА, должны соответствовать требованиям к взаимодействию с ГРАМ ГЭС, указанным в пунктах 6.3.2 и 6.3.3 ГОСТ Р 56969-2016.

4.6 Используемые в ЭГР измерения частоты вращения должны быть отстроены от искажений, возникающих при неисправности цепей измерения и при аварийных переходных процессах в энергосистеме. Должен быть предусмотрен автоматический контроль исправности измерительных цепей каждого канала измерения частоты вращения. При выявлении неисправности измерительной цепи в ЭГР должен выполняться автоматический переход на резервные цепи измерения частоты вращения, с возможностью последующего возврата на основной источник измерения при восстановлении их достоверности. Должно быть предусмотрено алгоритмическое выявление искажений, возникающих при аварийных переходных процессах в энергосистеме, с автоматической блокировкой использования искаженного сигнала.

4.7 Не допускается использование в алгоритмах ЭГР, реализующих первичное регулирование частоты, измерений частоты, полученных с ТН, подключенных к секциям собственных нужд или секциям высокого напряжения ГЭС.

4.8 Используемые в ЭГР измерения активной мощности гидрогенератора должны быть отстроены от искажений, возникающих при неисправности цепей измерения и аварийных переходных процессах в энергосистеме. Должен быть предусмотрен автоматический контроль исправности измерительных цепей каждого канала измерения активной мощности.

При выявлении неисправности измерительной цепи в ЭГР должен выполняться автоматический переход на резервные цепи измерения активной мощности, с возможностью последующего возврата на основной источник измерения при восстановлении их достоверности.

При скачкообразных изменениях измеренной активной мощности, возникающих при аварийных переходных процессах в энергосистеме, в ЭГР должен использоваться сигнал активной мощности гидрогенератора, зафиксированный до момента возникновения скачка на период до момента завершения переходного процесса в энергосистеме (части энергосистемы), вызвавшего скачкообразное изменение активной мощности.

4.9 Заданное значение частоты (уставки по частоте) в режимах "Мощность" и "Изолированный" должно равняться 50 Гц.

5 Требования к функционированию в режиме "Мощность"

5.1 ЭГР должно функционировать в режиме "Мощность" при параллельной работе ГА в составе энергосистемы.

5.2 При работе ЭГР в режиме "Мощность" и возникновении скачкообразного отклонения частоты за пределы "мертвой полосы" первичного регулирования ЭГР должно обеспечивать установленную [1] динамику выдачи всей требуемой первичной мощности ГА () с обеспечением следующих переходных характеристик:

а) не допускается колебательный характер переходного процесса изменения активной мощности;

б) полная требуемая величина первичной мощности должна быть выдана за время не более 60 с;

в) по завершении 60 секунд отклонение фактической первичной мощности ГА от требуемой величины должно быть не более  1 % номинальной мощности ГА ();

г) в каждый момент времени в интервале от 10 до 60 с должна быть обеспечена выдача первичной мощности не менее величины, которая определяется по формуле

,

(1)

где t - время от начала скачкообразного отклонения частоты за пределы "мертвой полосы" первичного регулирования, с;

- полная требуемая величина первичной мощности ГА, МВт;

- минимально допустимая величина первичной мощности в интервале от 10 до 60 с, МВт;

д) в начале переходного процесса допускается задержка в изменении активной мощности ГА или изменение его мощности в противоположную сторону от требуемой, обусловленные эффектом гидроудара и действием контуров компенсации негативного эффекта гидроудара, но при этом мощность ГА в первые 10 с не должна изменяться в противоположную сторону более чем на 10 % от всей требуемой величины первичной мощности ;

е) в процессе реализации первичной мощности допускается одно перерегулирование величиной не более 110 % требуемой первичной мощности ;

ж) во всем интервале наблюдения усредненное на односекундном интервале времени значение отклонения фактической первичной мощности ГА от величины первичной мощности, удовлетворяющей требованиям перечислений г)-е) настоящего пункта, должно быть не более  1 % номинальной мощности ГА ().

5.3 На рисунке 1 приведены области, ограничивающие допустимое значение фактической первичной мощности ГА при скачкообразном отклонении частоты за пределы "мертвой полосы" первичного регулирования, которое вызывает необходимость реализации первичной мощности величиной , равной 6 % от . На рисунке 1 отмечены:

- линия требуемой первичной мощности ГА величиной 6 % ();

- области, ограничивающие допустимое значение фактической первичной мощности, в соответствии с перечислениями б)-е);

- линии, ограничивающие максимально () и минимально () допустимое значение фактической первичной мощности, в соответствии с перечислениями б)-е) и учетом перечисления ж) пункта 5.2.

В соответствии с рисунком 1, усредненное на односекундном интервале времени значение фактической первичной мощности ГА должно находиться между линиями, ограничивающими максимально () и минимально () допустимое значение фактической первичной мощности.

Рисунок 1 - Области, ограничивающие допустимое значение фактической первичной мощности ГА при скачкообразном отклонении частоты за пределы "мертвой полосы" первичного регулирования, которое вызывает необходимость реализации первичной мощности величиной , равной 6 %

5.4 ЭГР в режиме "Мощность" должно обеспечивать точность поддержания заданного значения мощности ГА .

6 Требования к функционированию в режиме "Изолированный"

6.1 В ЭГР должен быть реализован автоматический переход из режима "Мощность" в режим "Изолированный" по факту отклонения частоты от номинального значения на заданную величину вниз или вверх и/или появления незатухающих колебаний частоты, превышающих заданную амплитуду в заданном диапазоне периодов таких колебаний.

6.2 В ЭГР должны быть заданы следующие исходные уставки автоматического перехода в режим "Изолированный":

- отклонение частоты вращения от номинального уровня 1,5 Гц вверх и 1,0 Гц вниз (при частоте выше 51,5 Гц и ниже 49,0 Гц) с выдержкой времени 0,5 с;

- диапазон периодов колебаний частоты 10-30 секунд с амплитудой более 0,2 Гц относительно среднего значения частоты на периоде колебаний.

6.3 Допускается использование дополнительных факторов для автоматического перехода ЭГР в режим "Изолированный" при условии их отстройки от кратковременных переходных процессов, возникающих при нормативных возмущениях в энергосистеме.

6.4 Для учета особенностей режимов работы конкретной технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы или части Единой энергетической системы России (технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы), временно выделившейся на изолированную работу, должна быть предусмотрена возможность изменения величин уставок автоматического перехода ЭГР в режим "Изолированный" в следующих пределах:

- по отклонению частоты до  5 Гц от номинальной с шагом не более 0,1 Гц;

- по выдержке времени от 0,1 до 5,0 секунд с шагом не более 0,1 с;

- по нижней границе диапазона периодов колебаний частоты от 5 до 20 секунд с шагом не более 1 с;

- по верхней границе диапазона периодов колебаний частоты от 20 до 60 секунд с шагом не более 1 с;

- по амплитуде колебаний частоты от  0,2 Гц до  0,5 Гц относительно среднего значения с шагом не более  0,05 Гц.

6.5 При работе ЭГР в режиме "Изолированный" должны обеспечиваться:

- регулирование мощности ГА с коррекцией по частоте без обратной связи по активной мощности гидрогенератора;

- устойчивость процесса регулирования.

6.6 При любой исходной загрузке ГА функционирование ЭГР в режиме "Изолированный" не должно приводить к отклонениям технологических параметров работы ГА, которые приводят к срабатыванию технологических защит ГА, использующих в качестве пусковых факторов скорость вращения ротора ГА или измеренную электрическую мощность гидрогенератора и воздействующих на отключение ГА от сети или аварийный останов ГА.

6.7 При работе ЭГР в режиме "Изолированный" и возникновении скачкообразного отклонения активной мощности гидрогенератора в условиях работы ГА в изолированной энергосистеме (части энергосистемы) должны обеспечиваться следующие характеристики регулирования:

а) быстродействие первичного регулирования частоты должно быть не более 60 с;

б) не допускается незатухающий колебательный характер переходного процесса регулирования;

в) отклонение фактического статизма первичного регулирования должно быть не более  10 % от заданной в соответствии с [1] величины статизма.

6.8 В момент перехода ЭГР из режима "Мощность" в режим "Изолированный" не допускается автоматическое изменение заданного значения активной мощности ГА (уставки по мощности). При этом должна сохраняться возможность дальнейшей коррекции заданного значения активной мощности ГА (уставки по мощности) оперативным персоналом ГЭС или от ГРАМ.

6.9 Должна быть обеспечена возможность оперативного перевода ЭГР из режима "Мощность" в режим "Изолированный" и обратно.

6.10 При переходе ЭГР в режим "Изолированный" должно осуществляться автоматическое отключение ГА от управления ГРАМ ГЭС с обеспечением последующей возможности его оперативного подключения под управление ГРАМ ГЭС.

7 Требования к испытаниям устройств автоматического регулирования частоты и активной мощности гидроагрегатов

7.1 Для проверки выполнения системных технических требований к ЭГР, установленных настоящим стандартом, следует проводить испытания.

Результаты испытаний распространяются на конкретный тип (марку) ЭГР и конкретную версию его алгоритма функционирования, непосредственно прошедшую проверку выполнения указанных требований.

В случае изменения версии алгоритма функционирования ЭГР, прошедшего испытания, необходимо проводить его повторные испытания.

При изменении версии программного обеспечения ЭГР, не приводящем к изменению версии алгоритма функционирования ЭГР, ранее прошедшего испытания, проводить повторные испытания не требуется.

При изменении версии программного обеспечения ЭГР, приводящем к изменению версии алгоритма функционирования ЭГР, ранее прошедшего испытания, необходимо проводить повторные испытания.

7.2 Испытания ЭГР следует проводить в соответствии с методикой испытаний согласно приложению А.

7.3 Испытания ЭГР проводятся с использованием ПАК РВ.

7.4 Для проведения испытаний ЭГР организация (испытательная лаборатория, испытательный центр), проводящая испытания (далее - организация, осуществляющая испытания), должна:

- быть оснащена соответствующей производственно-технической базой (техническими средствами), необходимой для проведения испытаний, включая математическую модель энергосистемы, созданную с применением ПАК РВ, в составе тестовой схемы в соответствии с приложением А;

- обеспечить независимость и достоверность результатов испытаний, в том числе исключить вмешательство работников и иных представителей лица, по инициативе которого проводятся испытания, в ход проведения испытаний, регистрацию проводимых экспериментов и влияние на их результаты.

7.5 Указанные в 7.4 требования являются минимально необходимыми. В случаях, предусмотренных нормативными правовыми актами Российской Федерации, или по решению производителя ЭГР, собственника или иного законного владельцем объекта электроэнергетики, на котором планируется к установке (установлено) ЭГР, или иного лица, заинтересованного в проведении испытаний (далее - владелец устройства), к организации, осуществляющей испытания, могут предъявляться дополнительные требования, установленные нормативными правовыми актами Российской Федерации или владельцем устройства соответственно.

7.6 Испытания следует проводить по программе, разработанной в соответствии с приложением А.

7.7 Для проведения испытаний владельцем устройства на рассмотрение организации, осуществляющей испытания, должны быть представлены следующие документы и информация.

7.7.1 Общее техническое описание ЭГР, включающее:

а) тип (марку) ЭГР;

б) технические характеристики и область применения;

в) структурные схемы, математические модели и алгоритмы функционирования, содержащие описание:

- алгоритмов достоверизации сигналов;

- алгоритмов расчета сигналов косвенным путем;

- алгоритмов и настройки ЭГР для работы в режиме "Мощность";

- алгоритмов и настройки ЭГР для работы в режиме "Изолированный";

- алгоритмов при работе ГА на холостом ходу (с отключенным генераторным выключателем);

- алгоритмов автоматического перехода из различных режимов работы ЭГР;

- прочих алгоритмов регулирования, которые могут быть активны при работе ГА параллельно с энергосистемой;

- алгоритмов изменения заданного значения активной мощности ГА (уставки по мощности), заданного значения частоты (уставки по частоте), заданного значения положения направляющего аппарата при изменении режимов работы ЭГР;

- алгоритмов ограничителей минимальной и максимальной мощности;

- технологических защит, реализованных программно в ЭГР и имеющих в качестве входного сигнала активную мощность генератора или частоту/скорость вращения.

7.7.2 Протоколы и методику заводских испытаний ЭГР с приведением данных о характеристиках испытательного стенда, на котором проводились указанные испытания.

7.7.3 Список объектов по производству электрической энергии, на которых установлено или планируется к установке ЭГР.

7.7.4 Описание методики настройки ЭГР (с приложением копий документов производителя ЭГР, подтверждающих указанные сведения).

7.7.5 Описание интерфейсов ввода-вывода и сервисных функций ЭГР.

7.7.6 Перечень и характеристики входных и выходных параметров ЭГР.

7.7.7 Описание и характеристики измерителей активной мощности, скорости вращения ГА, частоты напряжения генератора, включая:

- периодичность обновления измеряемого сигнала;

- класс точности;

- окно усреднения сигнала (если применимо к измерителю).

7.7.8 Номер версии алгоритма функционирования ЭГР, применяемого на испытуемом ЭГР, подтвержденный письмом или иным официальным документом производителя ЭГР.

7.7.9 Письменное обязательство производителя ЭГР по использованию соответствующего номера версии исключительно в отношении проверяемого алгоритма функционирования ЭГР, обязательному указанию номера версии алгоритма функционирования ЭГР на выпускаемых ЭГР в доступной пользователям информации о программном обеспечении ЭГР и в документации на ЭГР (установленное на нем программное обеспечение) в целях идентификации применяемой версии алгоритма функционирования ЭГР.

7.7.10 Предустановленные (заводские) значения параметров настройки ЭГР, обоснование их выбора, а также их минимально и максимально допустимое значение, минимальный шаг изменения параметров настройки.

7.8 Все документы и информация должны представляться на русском языке.

7.9 Организация, осуществляющая испытания, вправе дополнительно запросить у владельца устройства иные документы и информацию в объеме, необходимом для проведения испытаний и оценки ЭГР на соответствие требованиям настоящего стандарта.

7.10 Для проведения испытаний владелец устройства передает организации, осуществляющей испытания, один экземпляр ЭГР и согласовывает с ней схемы его подключения к тестовой модели энергосистемы (к интерфейсным блокам ПАК РВ) и параметры настройки ЭГР.

7.11 Организация, осуществляющая испытания, проводит их в соответствии с порядком подготовки и проведения испытаний ЭГР согласно А.2.

7.12 Результаты испытаний оформляются протоколом. Протокол испытаний должен быть подписан всеми участниками испытаний и утвержден уполномоченным должностным лицом организации, осуществляющей испытания.

7.13 Протокол испытаний должен содержать следующую информацию:

- наименование и адрес производителя и владельца (если владелец не является производителем) устройства;

- наименование и адрес организации, проводившей испытания;

- номер и дату протокола испытаний, нумерацию каждой страницы протокола, а также общее количество страниц;

- дату (период) проведения испытаний;

- место проведения испытаний;

- перечень лиц, принявших участие в испытаниях;

- ссылку на настоящий стандарт, на соответствие которому проведены испытания;

- программу испытаний;

- описание ЭГР (тип (марка), номер версии алгоритма функционирования и номер версии программного обеспечения, структурная схема алгоритма функционирования и ее описание с учетом внесенных при испытаниях изменений);

- описание тестовой модели энергосистемы, на которой проводились испытания;

- параметры ПАК РВ;

- параметры настройки (уставки) испытываемого ЭГР с обоснованием их выбора, представленные владельцем устройства или уполномоченным им лицом;

- результаты проведенных испытаний, содержащие материалы (осциллограммы, отражающие все входные и выходные аналоговые и дискретные сигналы, информацию о внутренних вычисляемых переменных и сигналах, показания регистрирующих приборов), достаточные для оценки правильности функционирования испытываемого ЭГР в каждом из проведенных экспериментов;

- скорректированные параметры настройки ЭГР в случае, если такие параметры были изменены по сравнению с первоначально выбранными параметрами настройки, с приложением обоснования корректировки;

- оценку правильности функционирования ЭГР в каждом из проведенных экспериментов и выводы о соответствии или несоответствии проверяемых параметров ЭГР настоящему стандарту, в том числе отдельно по каждому проверяемому параметру, характеристике.

7.14 Устройство ЭГР считают успешно прошедшим испытания, если по результатам оценки правильности его функционирования в каждом из проведенных экспериментов сделан вывод о соответствии всех проверяемых параметров ЭГР требованиям настоящего стандарта.

7.15 Информация о результатах испытаний с указанием наименования, типа ЭГР, версии алгоритма функционирования и версии программного обеспечения ЭГР, в отношении которых проводились испытания (далее - информация о результатах испытаний), и приложением копии протокола испытаний должна быть направлена владельцем устройства (уполномоченным им лицом) субъекту оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

7.16 Информация о результатах испытаний (протокол испытаний) должна храниться у владельца устройства.

7.17 В случае если испытания проводились по инициативе производителя ЭГР, информация о результатах испытаний (протокол испытаний) должна предоставляться им субъектам электроэнергетики, владеющим на праве собственности или ином законном основании ГЭС, входящими в состав электроэнергетической системы или присоединяемыми к ней, при проведении закупочных процедур для подтверждения соответствия ЭГР требованиям настоящего стандарта.

7.18 Информация о результатах испытаний, полученная субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в соответствии с 7.13, должна систематизироваться и размещаться на официальном сайте субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике или ином общедоступном ресурсе в сети "Интернет".

Библиография

[1]	Требования к участию генерирующего оборудования в общем первичном регулировании частоты (утверждены приказом Минэнерго России от 9 января 2019 г. N 2).

Ключевые слова: электрогидравлический регулятор, устройство автоматического регулирования частоты и активной мощности, гидроагрегат, гидравлическая электростанция.