Държавен вестник, бр. 6, 2014 г., стр. 32

СТР.  32	
Д Ъ Р Ж А В Е Н  В Е С Т Н И К 	
БРОЙ  6
да осигуряват възможност за управление от 
по-горно єерархическо ниво (система за ГУВ, 
управляваща система и т. н.).
(9) Автоматичните регулатори на възбужда-
не на новите и рехабилитираните генератори 
с мощност над 10 MVA за хидрогенератори и 
над 25 MVA за турбогенератори трябва да бъ-
дат цифрови, със съгласувана от оператора на 
електропреносната мрежа степен на резервиране 
на каналите.
(10) Цифровите регулатори за възбуждане 
трябва да осигуряват поддържане на заданието 
с точност:
1. в режим регулиране на напрежението – не 
по-ниска от ± 0,5 %;
2. в режим регулиране на реактивната мощ-
ност – не по-ниска от ± 1,0 %;
3. в режим регулиране на възбудителния 
ток – не по-ниска от ± 1,0 %.
(11) Блочните трансформатори не трябва да 
ограничават синхронните генератори да отдават 
реактивна мощност в целия диапазон, определен 
от P-Q диаграмата на генератора, без това да води 
до повишаване на генераторното напрежение над 
1,05 Un или недопустимо понижаване на устойчи-
востта им (под 20 %). За целта производителят 
предоставя на оператора на електропреносната 
мрежа за съгласуване основните технически 
параметри на новите блочни трансформатори и 
на тези, които се рехабилитират.
Чл. 46. (1) Всички синхронни агрегати с 
мощност над 5 MVA трябва да бъдат съоръже-
ни със системи за автоматично регулиране на 
оборотите и активната мощност на турбината 
(турбинни регулатори, маслонапорни устройства, 
сервомотори, изпълнителни органи и т.н.).
(2) Системите за автоматично регулиране на 
активната мощност на турбината трябва да оси-
гуряват възможност за настройка на ограничения 
по минимална и максимална активна мощност 
на синхронния генератор при работа в паралел 
с електроенергийната система в диапазона от 
0 % до 110 %. В зависимост от особеностите на 
турбината конкретните настройки се предлагат 
от собственика и се утвърждават от оператора 
на електропреносната мрежа.
(3) Системите за автоматично регулиране 
на активната мощност на турбината трябва да 
осигуряват възможност за поддържане на зададе-
ната активна мощност на генератора с точност:
1. за агрегати до 25 MW – не по-ниска от ± 2 %;
2. за агрегати над 25 MW – не по-ниска от 
± 1 %.
(4) Системите за автоматично регулиране на 
оборотите на турбината трябва да осигуряват 
възможност за изравняване на честотата на 
синхронния агрегат с честотата на електроенер-
гийната система преди включване на генератора 
в паралел с точност ± 0,1 %.
(5) Системите за автоматично регулиране на 
мощност и обороти на турбини с мощност над 
25 MW трябва да преминават от режим „регу-
лиране на мощност“ към режим „регулиране на 
обороти“, при изключване на генератора от мре-
жата, без да задейства защитата от свръхобороти.
(6) Системите за автоматично регулиране на 
оборотите на турбината трябва да осигуряват 
възможност за ограничение и защита от свръх­
обороти на синхронния агрегат с възможност за 
настройка в диапазона, както следва:
1. за парни турбини – от 104 % до 112 % от 
номиналната им стойност;
2. за водни и газови турбини – от 104 % до 
130 % от номиналната им стойност.
(7) Системите за автоматично регулиране на 
оборотите на турбината на агрегатите, които са 
предвидени за участие в първично регулиране на 
честота в електроенергийната система, трябва:
1. да имат постоянна, присъща на регули-
ращата система, зона на нечувствителност не 
по-голяма от ± 10 mHz;
2. да имат възможност за настройване на 
мъртва зона до 500 mHz за диапазона от 49,0 Hz 
до 50,5 Hz;
3. да осъществяват регулиране по статична 
характеристика с възможност за настройка на 
статизма в границите от 2 до 10 %.
(8) Системите за автоматично регулиране на 
оборотите на турбината на агрегати с мощност 
над 10 MVA за хидроагрегати и над 25 MVA за 
турбоагрегати трябва да могат да участват във 
вторичното регулиране на честотата и обменните 
мощности на ЕЕС, ако операторът на електро­
преносната мрежа го изисква.
(9) Системите за автоматично регулиране на 
оборотите на турбината на агрегатите, които 
са предвидени да работят в островен режим, 
трябва да могат да преминават от зададената 
статична характеристика към друга статична 
или астатична характеристика:
1. по критерии, вградени в регулатора (горна 
и долна граница по честота, скорост на промяна 
на честотата или натоварването);
2. от оператора на електрическата централа;
3. дистанционно в зависимост от състоянието 
на комутационната апаратура.
(10) При автоматично преминаване в островен 
режим трябва да се активира групово управле-
ние по напрежение (независимо от предходния 
режим) и да се изключи PSS на работещите ге-
нератори. Превключването от „островен“ режим 
към режим на регулиране по активна мощност 
се извършва само ръчно от дежурния оператор 
в централата.
(11) Системите за автоматично регулиране на 
оборотите на турбината на агрегатите, които са 
предвидени да участват във възстановяването на 
електроенергийната система след големи аварии, 
е необходимо да имат възможност за развъртане 
при черен старт.
(12) Електрическите централи, предвидени 
за работа на остров, трябва да имат режим на 
групово управление на агрегатите по честота.
Чл. 47. (1) Диапазонът на настройките на 
системите за автоматично регулиране на възбуж-
дането и системите за автоматично регулиране 
на оборотите се определя при избора на типа 
и конфигурацията на регулиращите системи и 
изготвянето на работен проект съгласувано с 
оператора на електропреносната мрежа.