- приказ министерства энергетики рф от 12.07.2022 n 548 "об утверждении требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем и объектов электроэнергетики" (с изменениями и дополнениями) | гарант
- Словарь терминов электроэнергетики, минск — тмрсила-м
- Цифровая подстанция – важный элемент интеллектуальной энергосистемы
приказ министерства энергетики рф от 12.07.2022 n 548 "об утверждении требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем и объектов электроэнергетики" (с изменениями и дополнениями) | гарант
Приказ Министерства энергетики РФ от 12 июля 2022 г. N 548
«Об утверждении требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем и объектов электроэнергетики»
В соответствии с пунктом 2 статьи 28 Федерального закона от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ «Об электроэнергетике» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1177; 2022, N 1 (ч.1), ст. 35) и пунктом 1 постановления Правительства Российской Федерации от 2 марта 2022 г. 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, 2022, N 11, ст. 1562) приказываю:
1. Утвердить прилагаемые требования к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем и объектов электроэнергетики».
Зарегистрировано в Минюсте РФ 20 августа 2022 г.
УТВЕРЖДЕНЫ
приказом Минэнерго России
от 12 июля 2022 г. N 548
Требования
к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем и объектов электроэнергетики»
I. Общие положения
1. Настоящие требования к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем и объектов электроэнергетики» (далее — Правила) устанавливают порядок организации и предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части Единой энергетической системы России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, а также технологических нарушений в работе электрических сетей, объектов электроэнергетики (далее при совместном упоминании — ликвидация нарушений нормального режима), определяют порядок действий диспетчерского персонала субъектов оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (далее — диспетчерский персонал, диспетчер) и оперативного персонала субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии (далее — оперативный персонал) по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем.
3. Требования по ликвидации нарушений нормального режима в тепловой части объектов по производству электрической энергии, устанавливаемые правилами технической эксплуатации объектов теплоснабжения и инструкциями по ликвидации нарушений в работе объектов по производству электрической энергии, утверждаемыми собственниками или иными законными владельцами таких объектов, не должны противоречить требованиям Правил и (или) препятствовать их выполнению.
4. В Правилах используются термины и определения в значениях, установленных законодательством Российской Федерации и ГОСТ Р 57114-2022 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Электроэнергетические системы. Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике и оперативно-технологическое управление. Термины и определения», утвержденным и введенным в действие приказом Росстандарта от 04.10.2022 N 1302-ст (Стандартинформ, 2022), а также следующие термины и определения:
перегрузка контролируемого сечения — работа с перетоком активной мощности в контролируемом сечении, превышающим максимально допустимый переток активной мощности в контролируемом сечении, увеличенный на величину амплитуды нерегулярных колебаний активной мощности, в течение менее 20 минут;
превышение максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемом сечении — работа с перетоком активной мощности в контролируемом сечении, превышающим максимально допустимый переток активной мощности в контролируемом сечении, увеличенный на величину амплитуды нерегулярных колебаний активной мощности, в течение 20 минут и более непрерывно или интегрально.
6. Ликвидация нарушений нормального режима осуществляется совместными действиями диспетчерского и оперативного персонала, направленными на изменение технологического режима работы и эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств объектов электроэнергетики.
8. При ликвидации нарушений нормального режима диспетчерский и оперативный персонал должен действовать в соответствии с требованиями Правил, инструкций по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима, разработанных и утвержденных в соответствии с главой II Правил, а также руководствоваться знаниями и опытом управления режимами работы энергосистем и объектов электроэнергетики.
10. При выборе способа ликвидации нарушений нормального режима должны учитываться доступный объем, эффективность и время реализации мероприятий по ликвидации нарушений нормального режима.
В случае прогнозируемого выхода параметров электроэнергетического режима энергосистемы (технологических параметров работы электрической сети, объекта электроэнергетики) за пределы допустимых значений, соответствующие команды и указания должны отдаваться диспетчерским, оперативным персоналом заранее, исходя из оценки текущей и прогнозируемой ситуации в энергосистеме (энергорайоне, электрических сетях, на объекте электроэнергетики), с учетом необходимого объема и предполагаемого времени реализации мероприятий, необходимых для предотвращения выхода параметров электроэнергетического режима за пределы допустимых значений (далее — заблаговременно).
11. При ликвидации нарушений нормального режима допускается:
использовать допустимую по величине и длительности перегрузочную способность ЛЭП и оборудования, определяемую с учетом информации о технических параметрах и характеристиках ЛЭП и оборудования, предоставленной владельцами объектов электроэнергетики (их филиалами);
осуществлять управление электроэнергетическим режимом без учета требований к приоритетности изменения нагрузки электрических станций, установленных Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2022 г. N 1172 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2022, N 14, ст. 1916; 2022, N 28, ст. 4223).
12. В целях координации действий по ликвидации нарушений нормального режима диспетчерский персонал имеет право корректировать действия подчиненного диспетчерского и (или) оперативного персонала, в том числе при действиях с ЛЭП и оборудованием, не являющимися объектами диспетчеризации.
14. Диспетчерский и (или) оперативный персонал обязан самостоятельно, в пределах своих функций и ответственности, выполнять действия по ликвидации нарушений нормального режима. Все самостоятельные действия диспетчерского и оперативного персонала не должны приводить к развитию и (или) препятствовать ликвидации нарушения нормального режима. Самостоятельные действия диспетчерского и (или) оперативного персонала, выполнение которых разрешается (не допускается) должны быть определены в инструкциях по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима.
15. Диспетчерский и (или) оперативный персонал при принятии решений должен учитывать самостоятельные действия другого диспетчерского и оперативного персонала.
16. Диспетчерский и (или) оперативный персонал, осуществляющий ликвидацию нарушения нормального режима, несет ответственность за правильность действий при ликвидации нарушения нормального режима, независимо от указаний административно-технического персонала, за исключением случаев, указанных в пункте 17 Правил.
17. Административно-технический персонал имеет право отстранить от ликвидации нарушения нормального режима непосредственно административно подчиненный себе диспетчерский или оперативный персонал, приняв руководство ликвидацией нарушения нормального режима на себя или поручив его другому работнику из числа диспетчерского или оперативного персонала. Отстранение диспетчерского или оперативного персонала от ликвидации нарушения нормального режима оформляется записью в оперативном журнале, с последующим уведомлением соответствующего диспетчерского или оперативного персонала.
18. Диспетчерские команды, выдаваемые диспетчерским персоналом, и указания на изменение эксплуатационного состояния или технологического режима работы ЛЭП, оборудования, устройств объектов электроэнергетики, выдаваемые в процессе ликвидации нарушения нормального режима соответствующим оперативным персоналом по каналам связи другому оперативному персоналу (далее — команды), не подлежат исполнению, если их исполнение создает угрозу жизни людей, угрозу повреждения оборудования объектов электроэнергетики или может привести к нарушению условий безопасной эксплуатации атомных электростанций.
О своем отказе выполнить команду персонал, получивший команду, докладывает персоналу, отдавшему команду, и своему руководящему административно-техническому персоналу, с оформлением записи в оперативном журнале с указанием причины.
19. Все переключения в электроустановках при ликвидации нарушений нормального режима должны производиться в соответствии с требованиями инструкций по производству переключений, разработанных и утвержденных в соответствующем ДЦ, ЦУС или для соответствующего объекта (группы объектов) электроэнергетики, с соблюдением требований правил по охране труда при эксплуатации электроустановок.
20. При необходимости выполнения неотложных действий по ликвидации нарушения нормального режима и обусловленного этим привлечения работника из числа диспетчерского (оперативного) персонала к сверхурочной работе в соответствии со статьей 99 Трудового кодекса Российской Федерации (Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, N 1 (ч.1), ст. 3; 2006, N 27, ст. 2878; 2022, N 50, ст. 7359) приемка и сдача смены диспетчерским и (или) оперативным персоналом непосредственно во время ликвидации нарушения нормального режима не осуществляются, за исключением случаев, указанных в абзацах втором — пятом настоящего пункта Правил. Пришедший на смену диспетчерский или оперативный персонал может привлекаться к работе по усмотрению лица, руководящего ликвидацией нарушения нормального режима, в пределах его должностных обязанностей.
С учетом текущей и прогнозируемой ситуации в энергосистеме (энергорайоне, электрических сетях, на объекте электроэнергетики), предполагаемого времени реализации мероприятий по ликвидации нарушения нормального режима, требующих времени, выходящего за продолжительность текущей дежурной смены, сдача и приемка смены осуществляются:
диспетчерским персоналом — только по разрешению диспетчера ДЦ, руководящего ликвидацией нарушения нормального режима;
оперативным персоналом — только по разрешению диспетчера ДЦ или вышестоящего оперативного персонала, руководящих ликвидацией нарушения нормального режима;
при ликвидации нарушений нормального режима без участия диспетчерского и вышестоящего оперативного персонала — с разрешения руководящего административно-технического персонала объекта электроэнергетики.
21. Все оперативные переговоры диспетчерского и оперативного персонала при ликвидации нарушений нормального режима должны регистрироваться электронными средствами фиксации переговоров.
22. При ликвидации нарушений нормального режима, указанных в главах III — XI Правил, должны соблюдаться требования, установленные указанными главами. Требования к ликвидации иных нарушений нормального режима в электрической части энергосистем и на объектах электроэнергетики, не указанных в главах III — XI Правил, устанавливаются инструкциями по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима и не должны противоречить требованиям Правил.
II. Требования к инструкциям по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима
24. Инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима должны разрабатываться в каждом ДЦ, ЦУС, а также для каждой электрической станции, подстанции и (или) каскада (группы) электрических станций (группы подстанций), в том числе принадлежащих потребителям.
Инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима должны учитывать особенности электроэнергетического режима энергосистемы (технологических режимов работы электрической сети, объекта электроэнергетики), конфигурации электрической сети, нормальных и ремонтных схем электрических соединений электроустановок, конструкцию и состав оборудования, исполнение устройств РЗА, а также распределение ЛЭП, оборудования и устройств РЗА по способу управления и ведения.
25. ДЦ должны разрабатывать и утверждать инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима для своих операционных зон в соответствии с требованиями Правил и инструкций по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима вышестоящего ДЦ.
26. ЦУС должен разрабатывать и утверждать инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима в электроустановках объектов электросетевого хозяйства, находящихся в технологическом управлении или ведении ЦУС. Указанные инструкции должны разрабатываться в соответствии с требованиями Правил, с учетом требований инструкций по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима всех ДЦ, объекты диспетчеризации которых находятся на объектах электросетевого хозяйства, в отношении которых ЦУС осуществляет функции технологического управления и ведения, и инструкций по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима вышестоящих ЦУС.
28. Инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима, разрабатываемые владельцами объектов электроэнергетики (их филиалами), подлежат согласованию им с соответствующим ДЦ в части самостоятельных действий оперативного персонала по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима в электрической части энергосистем (объектов электроэнергетики), в состав которых входят объекты диспетчеризации, в том числе в случае отсутствия (потери) связи с ДЦ.
Порядок согласования указанных в абзаце первом настоящего пункта инструкций с ДЦ определяются договорами возмездного оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и безвозмездными соглашениями о технологическом взаимодействии в целях обеспечения надежности функционирования Единой энергетической системы России (технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем), заключаемыми в соответствии со статьей 16 Федерального закона от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ «Об электроэнергетике» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1177; 2007, N 45, ст. 5427; 2022, N 26 (поправка); 2022, N 27, ст. 3955).
III. Предотвращение и ликвидация недопустимых отклонений частоты электрического тока
29. При управлении электроэнергетическим режимом диспетчерский персонал, ответственный за регулирование частоты электрического тока (далее — частота) в энергосистеме, должен производить оценку текущего и прогнозируемого баланса мощности с учетом потребления электрической мощности, состава и режима работы генерирующего оборудования, а также пропускной способности электрической сети.
30. При разделении энергосистемы (отделении части синхронной зоны на изолированную работу или электрической станции (генерирующего оборудования) на изолированный район), в части синхронной зоны или изолированном районе должны быть определены диспетчерский персонал, ответственный за регулирование частоты, и электрическая станция, осуществляющая регулирование частоты.
Определение диспетчерского персонала, ответственного за регулирование частоты в изолированном районе (части синхронной зоны), осуществляется диспетчерским персоналом, руководящим ликвидацией нарушения нормального режима.
Определение электрической станции, осуществляющей регулирование частоты, осуществляется диспетчерским персоналом, ответственным за регулирование частоты в изолированном районе (части синхронной зоны).
31. Выполняемые диспетчерским персоналом действия, связанные с регулированием частоты, не должны приводить к недопустимому в соответствии с главами III, IV, V Правил изменению перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, токовых нагрузок ЛЭП и электросетевого оборудования, уровней напряжения в электрической сети.
32. Оперативному персоналу электрических станций не допускается выполнять самостоятельные действия, направленные на противодействие первичному регулированию частоты генерирующим оборудованием, при мощности генерирующего оборудования, находящейся в пределах регулировочного диапазона.
33. Предотвращение и ликвидация снижения частоты электрического тока должны осуществляться в соответствии с пунктами 34 — 42 Правил.
35. При снижении частоты ниже 49,95 Гц в первой синхронной зоне (ниже 49,80 Гц во второй синхронной зоне или временно выделенных на изолированную работу частях энергосистем), диспетчерский персонал, ответственный за регулирование частоты, должен на основании данных автоматизированных систем диспетчерского управления, опроса диспетчерского и оперативного персонала выяснить причины снижения частоты и принять меры к восстановлению частоты до нормально допустимого уровня посредством:
реализации резервов активной мощности генерирующего оборудования электростанций на загрузку;
использования допустимой аварийной перегрузочной способности генерирующего оборудования электростанций, определяемой на основании данных, предоставленных в ДЦ владельцами объектов электроэнергетики (их филиалами);
запрета отключения, находящегося в работе генерирующего оборудования электростанций;
дополнительной загрузки генерирующего оборудования электростанций за счет изменения температуры теплосети и (или) расхода пара из производственных отборов паровых турбин;
запрета вывода в ремонт ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, отключение которых ограничивает выдачу активной мощности из энергорайонов с избытком мощности;
ввода в работу ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, отключенное состояние которых ограничивает выдачу активной мощности из энергорайонов с избытком мощности;
изменения сальдо перетоков мощности электроэнергетических систем иностранных государств, работающих параллельно с Единой энергетической системой России;
перевода нагрузки из синхронной зоны (временно выделенной на изолированную работу части энергосистемы) со сниженной частотой в смежную синхронную зону;
перевода генерирующего оборудования электростанций в синхронную зону (временно выделенную на изолированную работу часть энергосистемы) со сниженной частотой из смежной синхронной зоны.
36. При снижении частоты ниже 49,80 Гц дополнительно к мероприятиям по пункту 35 Правил с учетом их достаточности и времени реализации, диспетчерский персонал, ответственный за регулирование частоты, отдает диспетчерские команды на введение в действие ГВО.
37. При определении требуемого объема ГВО необходимо использовать информацию о крутизне статической частотной характеристики синхронной зоны. При отсутствии иных данных объем ГВО определяется как 1% мощности нагрузки на 0,05 Гц изменения частоты.
38. При снижении частоты ниже 49,0 Гц, диспетчерским персоналом должна учитываться разгрузка (отключение) генерирующего оборудования АЭС.
40. При восстановлении частоты после ее снижения, сопровождавшегося действием АЧР, диспетчерский персонал должен учитывать настройки и объемы ЧАПВ.
41. Включение отключенной нагрузки потребителей должно производиться с контролем частоты, перетоков активной мощности в контролируемых сечениях и токовой нагрузки ЛЭП и оборудования.
42. При работе с частотой ниже 49,80 Гц на объектах электроэнергетики не допускается проведение переключений, за исключением переключений, необходимых для ликвидации нарушения нормального режима.
43. Предотвращение и ликвидация недопустимого повышения частоты электрического тока должна осуществляться в соответствии пунктами 44 — 46 Правил.
45. При повышении частоты выше 50,05 Гц в первой синхронной зоне (выше 50,20 Гц во второй синхронной зоне или временно выделенных на изолированную работу частях энергосистем), диспетчерский персонал, ответственный за регулирование частоты в синхронной зоне, должен на основании данных автоматизированных систем диспетчерского управления, опроса диспетчерского и оперативного персонала выяснить причины повышения частоты и принять меры к восстановлению частоты до нормально допустимого уровня посредством:
реализации резервов активной мощности генерирующего оборудования электростанций на разгрузку;
перевода ГАЭС в двигательный режим;
запрета вывода в ремонт ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, отключение которых приводит к необходимости загрузки или невозможности разгрузки генерирующего оборудования электростанций;
ввода в работу ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, включение которых обеспечивает возможность разгрузки генерирующего оборудования электростанций;
разгрузки генерирующего оборудования электростанций до технического минимума, в том числе отключением котлов на дубль — блоках, газовых (паровых) турбин в составе парогазовых и газотурбинных установок;
разгрузки атомных электростанций;
отключения в резерв генерирующего оборудования, находящегося в работе.
IV. Предотвращение и ликвидация недопустимых отклонений напряжения
47. Регулирование и контроль напряжения осуществляется на объектах электроэнергетики, в том числе в контрольных пунктах, определяемых субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и сетевыми организациями.
48. Наибольшие рабочие напряжения для ЛЭП и электросетевого оборудования в условиях эксплуатации определяются в соответствии с ГОСТ Р 57382-2022 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Электроэнергетические системы. Стандартный ряд номинальных и наибольших рабочих напряжений», утвержденным и введенным в действие приказом Росстандарта от 16.01.2022 N 12-ст (опубликован на официальном сайте Росстандарта в январе 2022, в ИУС 6 — 2022), и данными организаций-изготовителей оборудования.
50. Персонал, осуществляющий регулирование напряжения, должен выполнять оценку прогнозируемого недопустимого снижения или повышения напряжения с учетом прогнозируемого изменения потребления, топологии электрической сети, перетоков активной и реактивной мощности, а также состава генерирующего оборудования на электростанциях и средств компенсации реактивной мощности.
51. Предотвращение и ликвидация недопустимого снижения напряжения должна осуществляться с соблюдением требований пунктов 52 — 57 Правил.
55. Если проведение мероприятий в соответствии с пунктом 54 Правил не обеспечило повышения напряжения до минимально допустимого, персоналом, осуществляющим регулирование напряжения, должны вводиться в действие ГВО.
56. При использовании перегрузочной способности генерирующего оборудования (СКРМ) необходимо учитывать разгрузку оперативным персоналом электростанций (подстанций), генерирующего оборудования (СКРМ) до номинальных токов статора и ротора (оборудования) при истечении допустимой длительности перегрузки.
58. Предотвращение и ликвидация недопустимого повышения напряжения должны осуществляться с соблюдением требований пунктов 59 — 62 Правил.
60. При повышении напряжения в контрольных пунктах выше верхней границы графика напряжения или на оборудовании объектов электроэнергетики выше наибольшего рабочего напряжения, персонал, осуществляющий регулирование напряжения, на основе данных автоматизированных систем диспетчерского (технологического) управления, опроса диспетчерского и оперативного персонала должен выяснить причины повышения напряжения и принять меры к снижению напряжения посредством:
снижения загрузки по реактивной мощности СКРМ, в том числе с переводом СКРМ, работающих в режиме выдачи реактивной мощности, в режим потребления реактивной мощности;
снижения загрузки по реактивной мощности генерирующего оборудования, работающего в режиме выдачи реактивной мощности, или увеличения потребления реактивной мощности генерирующего оборудования, работающего в режиме потребления реактивной мощности;
включения находящихся в резерве шунтирующих реакторов и СКРМ, работающих в режиме потребления реактивной мощности;
отключения СКРМ, работающих только в режиме выдачи реактивной мощности;
перевода генерирующего оборудования, работающего в режиме выдачи реактивной мощности, в режим потребления реактивной мощности;
перевода генерирующего оборудования в режим синхронного компенсатора с потреблением реактивной мощности;
изменения коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН.
V. Предотвращение и ликвидация перегрузки линий электропередачи, электросетевого оборудования и контролируемых сечений
63. Работа с токовой нагрузкой ЛЭП и электросетевого оборудования, превышающей длительно допустимую токовую нагрузку, допускается по разрешению собственника или иного законного владельца оборудования.
64. При вынужденном сочетании плановых и аварийных ремонтов линий электропередачи, электросетевого и генерирующего оборудования, приводящих к увеличению риска выхода параметров электроэнергетического режима за пределы допустимых значений, при снижении запасов топлива на тепловых электростанциях или гидроресурсов на гидроэлектростанциях до уровня, при котором возникает риск наступления вышеуказанного последствия, а также для снижения объема аварийных ограничений режима потребления электрической энергии (мощности) или предотвращения их ввода, возможна длительная работа с превышением МДП в соответствии с решением, оформленным в порядке, предусмотренном правилами перехода энергосистемы на работу в вынужденном режиме и условиями работы в вынужденном режиме, утверждаемыми Министерством энергетики Российской Федерации в соответствии с подпунктом «б» пункта 2 постановления Правительства Российской Федерации от 13 августа 2022 г. N 937 «Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2022, N 34, ст. 5483; N 51, 8007).
При работе в вынужденном режиме допускается нарушение устойчивости при нормативных возмущениях с возникновением асинхронного режима, разделением энергосистем, отключением генерирующего оборудования, ЛЭП и электросетевого оборудования, нагрузки потребителей и полное погашение энергосистем.
65. Работа в вынужденном режиме не является нарушением нормального режима. Порядок действий диспетчерского персонала при работе в вынужденном режиме определяется субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.
66. Диспетчерский персонал, осуществляющий регулирование перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, диспетчерский и (или) оперативный персонал, осуществляющий регулирование токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования, должен, с учетом прогнозируемого изменения потребления, топологии электрической сети, перетоков активной и реактивной мощности, а также состава и режима работы генерирующего оборудования на электростанциях и СКРМ, выполнять анализ прогнозируемого изменения перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования для оценки возможной перегрузки контролируемых сечений, ЛЭП и электросетевого оборудования.
67. Диспетчерский и (или) оперативный персонал при прогнозировании перегрузки ЛЭП и электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, диспетчерский персонал при прогнозировании перегрузки контролируемых сечений заблаговременно должен:
отдать команды на подготовку гидроаккумулирующих электростанций к работе в генераторном режиме;
отдать команды на изменение режима работы ГЭС, участвующих в суточном регулировании, с целью обеспечения возможности их максимальной загрузки в период прогнозируемой перегрузки;
отдать команды на ввод в работу находящегося в холодном резерве, запрет вывода в ремонт (резерв) генерирующего оборудования, включенное состояние которого приводит к увеличению максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемых сечениях с ожидаемой перегрузкой и (или) к снижению перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования с ожидаемой перегрузкой;
отдать команды на ввод в работу, запрет вывода в ремонт (резерв) ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, отключенное состояние которых приводит к снижению максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемых сечениях с ожидаемой перегрузкой, а также к увеличению перетока активной мощности в контролируемых сечениях, токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования с ожидаемой перегрузкой;
согласовать возможность изменения графиков сальдо перетоков мощности энергосистем зарубежных государств, работающих параллельно с ЕЭС России;
в случае недостаточности указанных выше мероприятий и (или) невозможности изменения графиков сальдо перетоков мощности энергосистем зарубежных государств, работающих параллельно с ЕЭС России — отдавать команды на введение в действие графиков ограничения режима потребления электрической энергии (мощности).
68. При возникновении перегрузки ЛЭП и электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, контролируемых сечений, диспетчерский персонал, осуществляющий регулирование перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, диспетчерский и (или) оперативный персонал, осуществляющий регулирование токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования, на основании данных автоматизированных систем диспетчерского (технологического) управления, опроса диспетчерского и оперативного персонала должен выяснить причины возникновения перегрузки и принять меры к ее устранению посредством:
загрузки генерирующего оборудования электростанций в приемной части энергосистемы;
разгрузки генерирующего оборудования электростанций в передающей части энергосистемы;
изменения топологии электрической сети, приводящей к увеличению максимально допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях и (или) к снижению перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования с перегрузкой;
включения аварийно отключившихся или находящихся в ремонте (резерве) ЛЭП, электросетевого и (или) генерирующего оборудования, включенное состояние которых приводит к увеличению максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемых сечениях с перегрузкой и (или) к снижению перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования с перегрузкой;
использования допустимых аварийных перегрузок генерирующего оборудования электростанций в приемной части энергосистемы;
разгрузки генерирующего оборудования электростанций до технического минимума в передающей части энергосистемы, с последующим его отключением в случае необходимости;
перевода нагрузки из приемной части энергосистемы в смежные энергорайоны;
изменения графиков сальдо перетоков мощности энергосистем зарубежных государств, работающих параллельно с ЕЭС России, в согласованном объеме.
При недостаточности указанных выше мероприятий для устранения перегрузки ЛЭП и электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, перегрузки контролируемых сечений, и невозможности перехода на работу в вынужденном режиме в контролируемых сечениях, вводятся ГВО в приемной части энергосистемы.
70. Устранение перегрузки ЛЭП и электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, контролируемых сечений является приоритетным по отношению к регулированию частоты.
71. При необходимости включения нагрузки потребителей, отключенных действием устройств (комплексов) ПА, для восстановления объема противоаварийного управления и прогнозируемой при этом перегрузке ЛЭП и электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, перегрузки контролируемых сечений, их включение выполняется после ввода ГВО в необходимом объеме.
VI. Ликвидация нарушений нормального режима при отключении линий электропередачи
73. При отключении ЛЭП действием устройств РЗ ЛЭП ее необходимо опробовать напряжением с соблюдением требований пунктов 74 — 83 Правил.
74. Диспетчерский и оперативный персонал должен определить порядок включения отключившейся ЛЭП под напряжение, с учетом фактической схемы распределительных устройств объектов электроэнергетики и возможности отключения оборудования в результате отказов коммутационных аппаратов при включении ЛЭП и требований местных инструкций.
75. После отключения ЛЭП на основе анализа действия устройств РЗА, информации РАСП диспетчерским персоналом ДЦ, оперативным персоналом ЦУС должно быть определено расчётное место повреждения и участок ЛЭП, подлежащий осмотру. Осмотр должен быть произведён также в случае успешного включения ЛЭП под нагрузку (в том числе действием АПВ).
76. Если отключение ВЛ привело к отключению нагрузки потребителей, перегрузке контролируемых сечений, перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования свыше допустимой токовой нагрузки, снижению напряжения ниже минимально допустимого и (или) угрозе нарушения устойчивой работы АЭС и указанные последствия наступили при отсутствии признаков работы УРОВ (по информации центральной сигнализации объекта, данным автоматизированных систем диспетчерского (технологического) управления ДЦ, ЦУС, автоматизированной системы управления технологическими процессами объекта электроэнергетики (далее — данные информационных систем)) или информации от персонала объектов электроэнергетики о повреждении оборудования, препятствующего опробованию, первое ручное опробование ВЛ должно производиться без осмотра оборудования и без выяснения причины отключения путём осмотра панелей РЗ.
79. В случае трехкратного отключения ЛЭП с успешным АПВ в течение 60 минут АПВ данной ЛЭП может быть выведено по запросу эксплуатирующей организации или по инициативе ДЦ, если отключение ЛЭП не приводит к превышению фактическим перетоком активной мощности в контролируемых сечениях значения МДП, отключению нагрузки потребителей или к превышению длительно допустимой токовой нагрузки оставшихся в работе ЛЭП и электросетевого оборудования, в том числе при возможных отключениях других ЛЭП при опасных и неблагоприятных гидрометеорологических явлений по трассам прохождения ЛЭП.
80. Если одностороннее отключение ЛЭП действием РЗ привело к отключению нагрузки потребителей, перегрузке контролируемых сечений, перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования свыше допустимой токовой нагрузки, снижению напряжения ниже минимально допустимого, угрозе нарушения устойчивой работы АЭС и (или) превышению напряжений выше наибольших рабочих значений, необходимо немедленно включить ЛЭП в транзит.
В случае неуспешного включения ЛЭП в транзит, повторного одностороннего отключения действием РЗ, а также одностороннего отключения действием ПА или одностороннего отключения и отсутствии вышеуказанных последствий, решение о возможности дальнейшей работы ЛЭП принимается после осмотра отключившегося оборудования, анализа работы устройств РЗА, а также выяснения причин его отключения и принятия мер, исключающих повторное одностороннее отключение ЛЭП.
81. Включение отключенной действием РЗ КЛ производится только по результатам необходимых осмотров и испытаний КЛ.
82. При отключении КВЛ действием РЗ, за исключением отключения, указанного в пункте 83 Правил, необходимо определить расчетное место повреждения, произвести анализ действия РЗ, которыми была отключена КВЛ.
Если расчетное место повреждения не включает в себя кабельный участок и не работала защита кабельного участка с абсолютной селективностью, дальнейшие действия с КВЛ должны выполняться в соответствии с требованиями, установленными для ВЛ.
Если расчетное место повреждения включает в себя кабельный участок КВЛ или работала защита кабельного участка с абсолютной селективностью, необходимо произвести осмотр кабельного участка, соединительных муфт, оборудования КРУЭ и примыкающего к кабельному участку воздушного участка КВЛ. При обнаружении повреждения на воздушном участке и отсутствии видимых повреждений на кабельном участке KВЛ, оборудовании КРУЭ и соединительных муфтах, решение о возможности опробования должно приниматься с учетом работоспособности воздушного участка KВЛ.
При отсутствии видимых повреждений в зоне осмотра, включающей в себя только кабельный участок или кабельный и воздушный участки KВЛ, необходимо произвести испытание кабельного участка. По результатам испытаний принимается решение о возможности опробования KВЛ.
VII. Ликвидация неполнофазных, асинхронных режимов и режимов синхронных качаний в электрической сети
84. При выявлении неполнофазного режима оперативный персонал объекта электроэнергетики должен немедленно сообщить об этом соответствующему диспетчерскому персоналу ДЦ и (или) оперативному персоналу ЦУС.
87. Допускается длительная работа в неполнофазном режиме по элементам электрической сети, по которым осуществляется передача мощности в узел нагрузки в тупиковом режиме.
88. Ликвидация асинхронного режима должна выполняться путем разделения энергосистемы.
89. Асинхронный режим нормально должен ликвидироваться устройствами автоматической ликвидации асинхронного режима.
90. При возникновении непрекращающегося асинхронного режима (в том числе из-за отказа устройств AЛAP), он должен быть ликвидирован в минимальное время по диспетчерской команде диспетчерского персонала путем отключения элементов электрической сети, связывающих несинхронно работающие части энергосистемы, в местах установки устройств AЛAP, при этом в первую очередь должны отключаться элементы электрической сети более высокого класса напряжения.
VIII. Восстановление нормального режима после разделения энергосистемы
93. При разделении энергосистемы (отделении части синхронной зоны на изолированную работу или электрической станции (генерирующего оборудования) на изолированный район) диспетчерским персоналом должно быть обеспечено регулирование частоты в отделившейся части синхронной зоны, изолированном районе путем отдачи диспетчерских команд на загрузку, разгрузку генерирующего оборудования электростанций или назначением электрической станции, осуществляющей регулирование частоты.
94. При назначении электрической станции, осуществляющей регулирование частоты, диспетчерским персоналом, ответственным за регулирование частоты, в части синхронной зоны или изолированном районе, должно быть:
определено значение частоты, которое должна поддерживать электрическая станция, осуществляющая регулирование частоты;
создан регулировочный диапазон по активной мощности для электрической станции, осуществляющей регулирование частоты, посредством изменения нагрузки других электростанций.
При выделении электростанции или генерирующего оборудования на собственные нужды регулирование частоты и напряжения должно осуществляться оперативным персоналом электростанции самостоятельно без дополнительных указаний диспетчерского персонала.
97. При выделении электростанции на собственные нужды оперативный персонал должен обеспечить надежную работу механизмов собственных нужд электростанций, вплоть до их перевода на электроснабжение от энергосистемы. Генерирующее оборудование электростанций, отключившееся при выделении электростанции на собственные нужды, должно поддерживаться в состоянии готовности к быстрому включению в сеть с набором нагрузки.
100. В процессе восстановления нормального режима после разделения энергосистемы диспетчер, руководящий ликвидацией нарушения нормального режима, должен определить частоту для каждой из несинхронно работающих частей, при которой будет производиться синхронизация.
102. При наличии одновременной возможности синхронизации разделившихся частей энергосистем на элементах электрической сети разного класса напряжения, синхронизация должна производиться на элементе электрической сети высшего класса напряжения.
103. Включение отключенной в результате разделения энергосистем нагрузки потребителей осуществляется при наличии резервов активной мощности, если это не приводит к увеличению времени синхронизации разделившихся частей энергосистем.
104. При обесточении частей энергосистем, на территории которых находятся электростанции, необходимо в первую очередь обеспечить восстановление электроснабжения собственных нужд электростанций с крупными энергоблоками посредством подачи напряжения от смежных частей энергосистемы, если это допустимо по режиму их работы, или от электростанций, выделившихся на изолированную работу действием ЧДА.
105. Напряжение на обесточенные участки электрической сети должно подаваться таким образом, чтобы исключить недопустимое снижение частоты, напряжения и перегрузку контролируемых сечений, ЛЭП и электросетевого оборудования.
IX. Ликвидация нарушений в главных схемах электрических станций и подстанций
106. При повреждении силовых трансформаторов (автотрансформаторов), шунтирующих реакторов, необходимо руководствоваться пунктами 107 — 115 Правил.
107. В случае отключения трансформатора (автотрансформатора) действием защит, сопровождающегося отключением нагрузки потребителей, нарушением энергоснабжения собственных нужд электростанции или подстанции, перегрузкой ЛЭП, электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, перегрузкой контролируемых сечений, должен быть незамедлительно введён в работу находящийся в резерве трансформатор (автотрансформатор).
108. При отключении трансформатора (автотрансформатора, шунтирующего реактора) действием защит от внутренних повреждений (газовой, газовой РПН, дифференциальной) не допускается его включение в работу без анализа газа, масла, устранения выявленных нарушений и проведения испытаний.
109. При срабатывании газовой защиты на сигнал, трансформатор (автотрансформатор, шунтирующий реактор) должен быть отключён для выявления причин срабатывания газовой защиты. Время выполнения мероприятий по разгрузке и отключению должно быть минимальным.
Внешний осмотр трансформатора (автотрансформатора, шунтирующего реактора), отбор проб газа из газового реле и проб масла необходимо производить после его отключения. Возможность ввода в работу трансформатора (автотрансформатора, шунтирующего реактора) должна определяться эксплуатирующей организацией на основании анализа работы устройств РЗА, результатов внешнего осмотра, анализа газа, масла, измерений и испытаний.
110. При отключении трансформатора (автотрансформатора) действием только дифференциальной защиты ошиновки необходимо произвести внешний осмотр трансформатора (автотрансформатора) и оборудования в пределах зоны действия защиты. Если в процессе осмотра повреждений не обнаружено, трансформатор (автотрансформатор) должен быть опробован напряжением и включен в работу.
112. При появлении сигнала устройства КИВ должны быть незамедлительно проверены показания прибора контроля тока утечки. Дальнейшие действия оперативного персонала должны определяться местными инструкциями.
113. При отключении трансформатора (автотрансформатора) действием КИВ не допускается его включение в работу без проведения испытаний и устранения выявленных нарушений.
114. При отказе переключающего устройства РПН дальнейшие переключения не допускаются до устранения выявленных нарушений.
116. Обесточивание сборных шин осуществляется в соответствии с требованиями пунктов 117 — 124 Правил.
117. Если отключение СШ действием ДЗШ привело к отключению нагрузки потребителей, перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, перегрузке контролируемых сечений, при отсутствии АПВ СШ или его отказе, необходимо немедленно опробовать напряжением обесточенные СШ (кроме СШ ЗРУ или КРУЭ, АПВ СШ которых отсутствует) от любой транзитной ЛЭП (предпочтительно без отпаечных подстанций) или от другого присоединения с учетом фактической схемы распределительных устройств объектов электроэнергетики и возможности отключения оборудования в результате отказов коммутационных аппаратов при включении.
119. В случае неуспешной работы АПВ СШ, неуспешном опробовании СШ или если отключение СШ не привело к отключению нагрузки потребителей, к перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, перегрузке контролируемых сечений, а также при отключении СШ ЗРУ или КРУЭ, АПВ СШ которых отсутствует, необходимо:
принять меры к обеспечению устойчивой работы генерирующего оборудования до синхронизации и подъёма нагрузки;
осмотреть оборудование, входящее в зону действия ДЗШ;
выявить и отделить от СШ поврежденное оборудование;
опробовать напряжением СШ от любой транзитной ЛЭП (предпочтительно без отпаечных подстанций) или от другого присоединения с учетом фактической схемы распределительных устройств объектов электроэнергетики и возможности отключения оборудования в результате отказов коммутационных аппаратов при включении;
восстановить электроснабжение собственных нужд электростанции или подстанции;
восстановить электроснабжение потребителей (при наличии отключенных потребителей);
синхронизировать генераторы, отключенные вследствие отключения СШ;
восстановить схему объекта электроэнергетики.
122. Если обесточение СШ действием резервных защит трансформаторов (автотрансформаторов), генераторов на этом объекте электроэнергетики и ЛЭП, со стороны смежных объектов электроэнергетики, привело к отключению нагрузки потребителей, к перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, перегрузке контролируемых сечений, при отсутствии информации от персонала объектов электроэнергетики о повреждении оборудования, препятствующего опробованию, необходимо:
проверить отключенное положение выключателей (по данным информационных систем) выключателей генераторов, со стороны высшего и среднего напряжения трансформаторов (автотрансформаторов), ЛЭП, со стороны смежных объектов электроэнергетики.
разделить СШ отключением шиносоединительного (секционного) выключателя;
поочередно опробовать напряжением СШ от транзитной ЛЭП;
восстановить электроснабжение собственных нужд электростанции или подстанции от неповрежденной СШ;
восстановить электроснабжение потребителей, в том числе посредством перевода нагрузки с поврежденной СШ;
синхронизировать генераторы, в том числе посредством перевода с поврежденной СШ;
после определения причин отключения СШ восстановить схему объекта электроэнергетики.
123. Если обесточение обеих СШ действием резервных защит трансформаторов (автотрансформаторов), генераторов на этом объекте электроэнергетики и ЛЭП, со стороны смежных объектов электроэнергетики, не привело к отключению нагрузки потребителей, перегрузке ЛЭП, электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, перегрузке контролируемых сечений, необходимо:
принять меры к обеспечению устойчивой работы генерирующего оборудования до синхронизации и подъёма нагрузки;
осмотреть оборудование, входящее в зону действия ДЗШ;
при обнаружении отделить от СШ поврежденное оборудование;
при отсутствии поврежденного оборудования — отключить все выключатели СШ;
опробовать напряжением ЛЭП, на которой отсутствует повреждение исходя из анализа работы устройств РЗА;
от опробованной ЛЭП опробовать СШ;
восстановить электроснабжение собственных нужд электростанции или подстанции;
синхронизировать генераторы, отключенные вследствие отключения СШ;
после определения причин отключения СШ восстановить схему объекта электроэнергетики.
124. Не допускается без выяснения причины отключения опробовать напряжением СШ распределительного устройства, в котором находится персонал.
125. Ликвидация повреждений выключателей осуществляется в соответствии с требованиями пунктов 126 — 136 Правил.
126. В случае отказа в отключении (включении) фаз выключателя необходимо произвести осмотр отказавшего выключателя.
127. В случае отсутствия признаков зависания контактов необходимо подать импульс на отключение выключателя от ключа управления.
128. В случае отказа в отключении от ключа управления отказавший выключатель необходимо отделить от схемы распределительного устройства:
129. В местных инструкциях должны быть указаны неисправности выключателей, требующие снятия с него напряжения другими выключателями для обеспечения безопасности оперативного персонала при отключении разъединителями отказавшего выключателя.
130. Не допускается проводить операции с выключателем, имеющим признаки зависания контактов. При выявлении признаков зависания контактов необходимо разгрузить присоединение, выключатель которого имеет признаки зависания контактов (снизить токовую нагрузку, зашунтировать обходным выключателем или вторым выключателем в схеме с двумя выключателями на присоединение, отключить присоединение с противоположной стороны).
После выполнения разгрузки присоединения, необходимо подготовить схему, позволяющую выполнить отключение отказавшего выключателя шиносоединительным выключателем, обходным выключателем, другими выключателями данной системы шин, смежным в схеме с двумя выключателями на присоединение, смежными выключателями в схеме многоугольника и любым другим доступным выключателем. В случаях, определенных местными инструкциями, отключение отказавшего выключателя производится его разъединителями, имеющими дистанционный привод.
131. Запрещается проводить операции масляным выключателем с недопустимым уровнем масла. С выключателя должен быть снят оперативный ток с последующим незамедлительным выводом его из работы, в соответствии с требованиями пункта 128 Правил.
132. При возникновении неисправности воздушной системы выключателя должны быть приняты меры по локализации повреждения и устранению неисправности. Поврежденный выключатель должен быть выведен из работы в соответствии с требованиями пункта 128 Правил.
134. При потере постоянного оперативного тока в цепях управления одного из выключателей незамедлительно должны быть приняты меры к отысканию и устранению повреждения. Выключатель с неисправными цепями управления должен быть выведен из работы в соответствии с требованиями пункта 128 Правил.
137. При ликвидации повреждений разъединителей необходимо руководствоваться пунктами 138 и 139 Правил.
140. При неисправности измерительных трансформаторов необходимо руководствоваться пунктами 141 — 143 Правил.
142. В случае возникновения неисправности трансформатора тока необходимо выполнить операции, направленные на снятие напряжения с неисправного трансформатора тока.
144. При возникновении недопустимой разницы токов в фазах генераторов необходимо руководствоваться пунктами 145 и 146 Правил.
145. При возникновении недопустимой разницы токов в фазах генератора необходимо разгрузить генератор по активной и реактивной мощности до исчезновения недопустимой разницы токов в фазах. При сохранении недопустимой разницы токов в фазах при разгрузке генератора до нуля по активной мощности, он должен быть отключен.
146. Допустимость отключения генератора с разностью токов в фазах, не превышающей допустимых значений, определяется по режиму работы энергосистемы.
147. При потере возбуждения генератора необходимо руководствоваться пунктами 148 — 151 Правил.
148. На каждой электростанции должны быть определены турбогенераторы, допускающие работу без возбуждения, с указанием допустимой активной мощности и длительности работы без возбуждения, определенные на основании требований завода-изготовителя и/или по результатам испытаний.
150. При работе турбогенератора в асинхронном режиме необходимо контролировать нагрузку остальных включенных турбогенераторов на электростанции, не допуская их перегрузки по току статора и ротора по величине и длительности свыше допустимых значений. При невозможности восстановления возбуждения такого турбогенератора или перевода его на резервное возбуждение в течение допустимого времени, он должен быть отключен.
X. Предотвращение и ликвидация нарушений в схемах собственных нужд подстанций и электрических станций
152. При отключении источников питания собственных нужд необходимо руководствоваться пунктами 153 — 160 Правил.
155. В случае если анализ действия защит при отключении выключателя рабочего ввода секции (полусекции) СН и неуспешного АВР, указывает на повреждения секции (полусекции) СН или неотключившееся КЗ на присоединении этой секции (полусекции) СН, то необходимо:
выяснить действие защит на всех присоединениях секции (полусекции) СН. В случае обнаружения сработавшей защиты на отходящем присоединении с неотключившимся выключателем, необходимо отключить его вручную и опробовать напряжением секцию (полусекцию) СН;
при отсутствии работы защит (кроме защит, действующих на вводной или секционный выключатель) и признаков повреждения секции (полусекции) СН, необходимо произвести отключение выключателей всех ее присоединений, осмотреть отключившуюся секцию (полусекцию) СН, замерить сопротивление изоляции секции (полусекции) СН. При отсутствии замечаний опробовать секцию (полусекцию) СН подачей напряжения от резервного ввода, и поочередно включить присоединения. При обнаружении дефекта на секции (полусекцию) СН, перевести питание присоединений поврежденной секции (полусекцию) СН на другую секцию (полусекцию) СН.
156. При отключении ТСН из-за перегрузки, внешнего КЗ и отсутствии резерва допускается повторное включение ТСН без внешнего осмотра.
157. При появлении сигнала о замыкании на землю в схеме СН необходимо по приборам контроля изоляции убедиться в наличии замыкания.
159. Определение места замыкания на землю на секции должно проводиться посредством поочередного отключения всех присоединений этой секции с контролем исчезновения замыкания на землю. В последнюю очередь должен отключаться ТН, перед отключением которого необходимо отключить защиту минимального напряжения, подключенную к данному ТН. При невозможности выявления повреждения секция должна быть выведена в ремонт.
161. При отыскании замыканий на землю в сети постоянного тока электростанций и подстанций необходимо руководствоваться пунктами 162 — 165 Правил.
163. При определении присоединения с замыканием на землю автоматически по информации с устройства контроля изоляции, отыскание места замыкания на землю должно выполняться в соответствии с требованиями местных инструкций.
164. Ручной метод отыскания места замыкания на землю выполняется разделением сети постоянного тока на части, питающиеся от разных источников (батарей, зарядно-подзарядных агрегатов, выпрямителей), с последующим кратковременным поочередным отключением присоединений. При этом необходимо после каждого отключения контролировать показания устройства контроля изоляции для определения поврежденного присоединения. Порядок операций должен быть определен местными инструкциями с учетом следующих требований:
если появление замыкания на землю совпало с включением присоединения, необходимо немедленно отключить данное присоединение и убедиться в исчезновении замыкания на землю;
кольцевые схемы предварительно необходимо разомкнуть;
при наличии двух секций постоянного тока, на резервную секцию должен включаться резервный источник питания. Присоединение с замыканием на землю должно определяться поочередным переводом присоединений на эту секцию;
при наличии двух секций постоянного тока, которые могут питаться от отдельных батарей, следует их разделить секционными разъединителями и выполнять кратковременное отключение присоединений на той секции, где обнаружено место замыкания на землю;
если место замыкания на землю не обнаружено, то оно находится или на источнике питания, или на шинах постоянного тока. В этом случае к шинам должен подключаться резервный источник питания, основной источник питания должен отключаться для отыскания и устранения неисправности.
XI. Предотвращение и ликвидация нарушений в электрических сетях напряжением 35 кВ и ниже
166. Ликвидация нарушений нормального режима при отключении линий электропередачи классом напряжения 35 кВ и ниже осуществляется в соответствии с требованиями пунктов 167-170 Правил.
168. Перед ручным опробованием, производимым оперативным персоналом, необходимо вывести АПВ, если цепь АПВ не блокируется при включении выключателя ключом управления.
170. ЛЭП, проходящие в черте населенного пункта, при отсутствии последствий, указанных в пункте 169 Правил включаются только после осмотра ЛЭП, проверки состояния оборудования на подстанциях и устранения выявленных повреждений.
171. При ликвидации нарушений нормального режима, связанных с возникновением замыканием на землю в электрических сетях необходимо руководствоваться пунктами 172 — 176 Правил.
172. Определение места замыкания на землю в случае отсутствия специальных приборов, позволяющих определить участок электрической сети с замыканием на землю, должно производится методом последовательного деления электрической сети, до определения замыкания на землю на участке, состоящем из секции питающей подстанции (электростанции) и отходящих от нее ЛЭП, питающих тупиковые подстанции.
После определения участка электрической сети с замыканием на землю, необходимо произвести кратковременное (на время, минимально необходимое для контроля изоляции сети) поочередное отключение ЛЭП, питающих тупиковые подстанции, с контролем показаний приборов контроля изоляции. Одновременно необходимо организовать осмотр РУ питающей подстанции (электростанции). Если после отключения ЛЭП замыкание на землю исчезло, то данная ЛЭП имеет повреждение.
В случае если поочередном отключением ЛЭП, питающих тупиковые подстанции, и осмотром РУ питающей подстанции (электростанции) не определен участок электрической сети с замыканием на землю, необходимо произвести отключение всех присоединений секции с замыканием на землю, с контролем показаний приборов контроля изоляции.
Если при отключении всех тупиковых присоединений замыкание на землю исчезло, произвести поочередное включение присоединений, запитанных от данной секции, с контролем показаний приборов контроля изоляции. В случае появления сигнала о замыкании на землю при включении присоединения, его необходимо отключить и продолжить включение ранее отключенных присоединений.
Если после отключения всех тупиковых присоединений секции с замыканием на землю замыкание на землю не устранилось, то необходимо отключить питающую секцию, для отыскания повреждения на оборудовании подстанции.
Кратковременное отключение энергопринимающих установок потребителей, перерыв электроснабжения которых не допускается, производится по согласованию с ним.
Поврежденный элемент выявляется путем поочередного перевода присоединений на резервную секцию (СШ), с последующим отключением шиносоединительного выключателя и контролем показаний приборов контроля изоляции.
174. Если на основании результатов анализа работы защиты от замыканий на землю или показаний приборов контроля изоляции в сети генераторного напряжения электростанций будет установлено наличие замыкания на землю на отходящей ЛЭП, то не позже чем через 2 часа после возникновения замыкания на землю поврежденная ЛЭП должна быть отключена.
175. Если появление замыкания на землю совпало с включением выключателя присоединения, необходимо немедленно отключить выключатель данного присоединения и убедиться в исчезновении замыкания на землю.
XII. Особенности ликвидации нарушений нормального режима при отказах средств связи
177. Под отказом средств связи в целях настоящей главы понимается нарушение всех видов связи, а также невозможность связаться с оперативным и диспетчерским персоналом более 3 минут из-за плохой слышимости и (или) перебоев в работе связи.
178. При отказе средств связи наряду с производством операций, указанных в настоящей главе, принимаются все меры к восстановлению связи. При этом используются любые виды связи (в том числе сеть связи общего пользования, мобильная (сотовая) связь, выделенные и технологические сети связи), а также передача сообщений через другие диспетчерские центры, ЦУС, объекты электроэнергетики.
179. При восстановлении связи с диспетчерским персоналом субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике оперативный персонал владельца объекта электроэнергетики (потребителя, участвующего в противоаварийном управлении) и диспетчерский персонал нижестоящего ДЦ докладывает о самостоятельно предпринятых действиях.
180. При отказе средств связи все разрешенные самостоятельные действия оперативный и диспетчерский персонал осуществляет при условии, что эти действия не приводят к развитию нарушений нормального режима из-за возможных перегрузок контролируемых сечений, ЛЭП и электросетевого оборудования, отключения межсистемных ЛЭП, срабатывания противоаварийной автоматики, отключения нагрузки потребителей.
182. При отказе средств связи оперативный персонал объектов электроэнергетики должен выполнять следующие самостоятельные действия:
включение тупиковых ЛЭП, за исключением ЛЭП, отключенных действием противоаварийной автоматики, и ЛЭП, включение которых запрещено местными инструкциями;
включение в транзит с контролем синхронизма транзитных ЛЭП, трансформаторов (автотрансформаторов) за исключением ЛЭП, трансформаторов (автотрансформаторов), недопустимость включения в транзит с контролем синхронизма которых определена местными инструкциями;
регулирование напряжения в допустимых пределах путем загрузки (разгрузки) синхронных компенсаторов и генераторов по реактивной мощности, включения (отключения) СКРМ, изменения коэффициентов трансформации трансформаторного оборудования, оснащенного устройствами РПН;
подача напряжения на собственные нужды, системы шин, трансформаторы (автотрансформаторы) с принятием мер, исключающих подачу напряжения на транзитные ЛЭП;
отделение от обесточенных шин поврежденного участка коммутационными аппаратами (с выполнением необходимых действий по обеспечению безопасности оперативного персонала при операциях с коммутационными аппаратами);
отключение ЛЭП, отключение которых осуществляется действием устройств АЛАР, при выявлении по ним непрекращающегося асинхронного режима;
регулирование нагрузки электростанций, работающих в синхронной зоне, в соответствии с утвержденным диспетчерским графиком или последней диспетчерской командой, отданной до потери связи;
синхронизация с энергосистемой электростанций или отдельных генераторов, выделившихся на сбалансированную нагрузку, без набора активной нагрузки;
синхронизация с энергосистемой генераторов электростанций, выделившихся на нагрузку собственных нужд, с несением минимальной активной нагрузки, необходимой для устойчивой работы генерирующего оборудования;
выделение электростанции (энергоблока) на сбалансированную нагрузку или нагрузку собственных нужд в соответствии с пунктами 39, 57 Правил.
183. При отказе средств связи оперативному персоналу объектов электроэнергетики не допускается выполнять следующие самостоятельные действия:
выполнение переключений, не связанных с предотвращением развития и ликвидации нарушений нормального режима;
включение без проверки синхронизма транзитных ЛЭП, трансформаторов (автотрансформаторов);
подача напряжения на транзитные ЛЭП;
отключение коммутационных аппаратов транзитных ЛЭП и трансформаторов (автотрансформаторов) при исчезновении напряжения на шинах объекта электроэнергетики, за исключением случаев угрозы жизни людей, повреждения оборудования, случаев когда анализ работы устройств РЗА показывает отказ выключателя или устройств РЗА, а также при самостоятельной подаче напряжения на собственные нужды, системы шин, трансформаторы (автотрансформаторы) с принятием мер, исключающих подачу напряжения на транзитные ЛЭП;
включение нагрузки потребителей, отключенных по графикам аварийного ограничения режима потребления, устройствами (комплексами) ПА, загрузка, разгрузка, включение генераторов, автоматически разгруженных, загруженных, отключенных действием устройств (комплексов) ПА.
184. При отказе средств связи и исчезновении напряжения на ЛЭП, присоединенных к шинам РУ, оперативный персонал объекта электроэнергетики должен быть готов к подаче рабочего напряжения по любой из ЛЭП без предупреждения.
Приложение
к требованиям к обеспечению надежности
электроэнергетических систем,
надежности и безопасности объектов
электроэнергетики и энергопринимающих
установок «Правила предотвращения
развития и ликвидации нарушений
нормального режима электрической части
энергосистем и объектов электроэнергетики»,
утвержденным приказом Минэнерго России
от 12.07.2022 г. N 548
Допустимые кратковременные повышения напряжения для оборудования различных классов напряжения
Таблица 1. Допустимые в условиях эксплуатации кратковременные повышения напряжения частотой 50 Гц для электрооборудования классов напряжения от 110 кВ до 330 (400) кВ включительно
Вид электрооборудования | Допустимое повышение напряжения, относительное значение, не более, при длительности t | |||||||
20 минут1) | 20 секунд2) | 1 секунда | 0,1 секунда | |||||
фаза- фаза | фаза- земля | фаза- фаза | фаза-земля | фаза- фаза | фаза- земля | фаза- фаза | фаза- земля | |
Силовые трансформаторы (автотрансформаторы) | 1,10 | 1,25 | 1,50 | 1,90 | 1,58 | 2,00 | ||
Шунтирующие реакторы и электромагнитные трансформаторы напряжения | 1,15 | 1,35 | 1,50 | 2,00 | 1,58 | 2,10 | ||
Аппараты, емкостные трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, конденсаторы связи, шинные опоры | 1,15 | 1,60 | 1,70 | 2,20 | 1,80 | 2,40 | ||
------------------------------ 1) Количество повышений напряжения длительностью 20 минут не должно быть более 50 в течение одного года. 2) Количество повышений напряжения длительностью 20 секунд не должно быть более 100 за срок службы электрооборудования, указанный в стандартах на отдельные виды электрооборудования, или за 25 лет, если срок службы не указан. При этом количество повышений напряжения не должно быть более 15 в течение одного года и более двух в течение суток. | ||||||||
Таблица 2. Допустимые в условиях эксплуатации кратковременные повышения напряжения частотой 50 Гц для электрооборудования классов напряжения 500 кВ и 750 кВ
Класс напряжения, кВ | Вид электрооборудования | Допустимое повышение напряжения, относительное значение, не более, при длительности t и количестве повышений в год n | |||||||||
t | 8 часов | 3 часа | 1 час | 20 минут | 5 минут | 1 минута | 20 секунд | 1 секунда | 0,1 секунда | ||
n |
|
|
|
|
|
|
| — | — | ||
500 | Силовые трансформаторы | 1,025 1,025 | 1,05 1,05 | 1,075 1,075 | 1,10 1,10 | 1,15 1,15 | 1,20 1,20 | 1,25 1,25 | 1,90 1,50 | 2,00 1,58 | |
Шунтирующие реакторы и электромагнитные трансформаторы напряжения | 1,025 | 1,05 | 1,075 | 1,15 | 1,15 | 1,20 | 1,35 | 2,00 | 2,08 | ||
Аппараты, емкостные трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, конденсаторы связи, шинные опоры | 1,025 | 1,05 | 1,075 | 1,15 | 1,15 | 1,20 | 1,60 | 2,20 | 2,40 | ||
750 | Силовые трансформаторы | 1,025 1,025 | 1,05 1,05 | 1,075 1,075 | 1,10 1,10 | 1,15 1,15 | 1,20 1,20 | 1,25 1,25 | 1,67 1,50 | 1,76 1,58 | |
Шунтирующие реакторы, аппараты, трансформаторы напряжения и тока, конденсаторы связи, шинные опоры | 1,025 | 1,05 | 1,075 | 1,10 | 1,15 | 1,20 | 1,30 | 1,88 | 1,98 | ||
Примечания
1. Значения в таблицах 1 и 2 приведены относительно наибольшего рабочего напряжения.
2. Для силовых трансформаторов при длительности воздействия напряжения 20 секунд и выше, независимо от приведенных в таблицах 1 и 2 значений, повышенные напряжения не должны иметь кратность по отношению к номинальному напряжению ответвления обмотки трансформатора более указанной в межгосударственном стандарте ГОСТ 11677-85 «Трансформаторы силовые. Общие технические условия», утвержденном и введенном в действие постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 24.09.1985. N 3005, раздел 9 (опубликован с утвержденными изменениями N 1, 2, 3, 4 — Издательство стандартов, 2002).
3. Для выключателей, независимо от приведенных в таблицах 1 и 2 значений, повышенные напряжения должны быть ограничены пределами, при которых собственное восстанавливающееся напряжение на контактах выключателя не превышает значений, указанных в ГОСТ Р 52565-2006 «Выключатели переменного тока на напряжения от 3 до 750 кВ. Общие технические условия», утвержденном и введенном в действие приказом Росстандарта от 23.08.2006 N 170-ст (опубликован — Стандартинформ, 2007), и ГОСТ 12450-82 «Выключатели переменного тока на номинальные напряжения от 110 до 750 кВ. Технические требования к отключению ненагруженных воздушных линий и методы испытаний», утвержденном и введенном в действие постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 22.03.1982 N 1122 (опубликован — Издательство стандартов, 1982).
4. При длительности повышения напряжения t, промежуточной между двумя значениями длительности, приведенными в таблицах 1 и 2, допустимое повышение напряжения должно быть равно указанному для большего из этих значений длительности.
При 0,1 секунды 
секунды допускается повышение напряжения, равное U1 секунда 0,3(U0,1 секунда — U1 секунда), где U0,1 секунда и U1 секунда — допустимые повышения напряжения при длительностях t, равных соответственно 1 секунде и 0,1 секунде.
5. Промежуток времени между двумя повышениями напряжения длительностью 20 секунд; 1 минута; 5 минут и 20 минут должен быть не менее 1 часа, длительностью 1 час, 3 часа и 8 часов — не менее 12 часов. Если повышение напряжения длительностью 20 минут имело место два раза (с часовым интервалом), то в течение ближайших 24 часов повышение напряжения в третий раз допускается лишь в случае, если это требуется ввиду аварийной ситуации, но не ранее чем через 4 часа.
6. Количество допускаемых в течение года повышений напряжения указано в таблицах 1 и 2 (для длительностей 0,1 секунда и 1 секунда количество повышений напряжения не регламентировано).
7. Значения, продолжительность и количество повышений напряжения длительностью 20 минут и более подлежат обязательной регистрации оперативным персоналом или автоматически.
Словарь терминов электроэнергетики, минск — тмрсила-м
Охранная зона воздушных линий электропередачи и воздушных линий связи
— зона вдоль линии в виде земельного участка и воздушного пространства, ограниченная вертикальными плоскостями, отстоящими по обе стороны линии от крайних проводов при неотклоненном их положении на расстоянии: 2 м — для воздушной линии электропередачи напряжением до 1 кВ и воздушной линии связи; 10 м — для воздушной линии электропередачи 6 — 10 кВ; 15 м — для воздушной линии электропередачи 20 — 35 кВ; 20 м — для воздушной линии электропередачи 110 кВ; 25 м — для воздушной линии электропередачи 220 кВ; 30 м — для воздушной линии электропередачи 330 кВ; 40 м — для воздушной линии электропередачи 750 кВ. Зона вдоль переходов воздушной линии электропередачи через водоемы (реки, каналы, озера и др.) в виде воздушного пространства над водной поверхностью водоемов, ограниченного вертикальными плоскостями, отстоящими по обе стороны линии от крайних проводов при неотклоненном их положении для судоходных водоемов на расстоянии 100 м, для несудоходных — на расстоянии, предусмотренном для установления охранных зон вдоль воздушной линии электропередачи, проходящих по суше
Помещения с повышенной опасностью
— Помещения, характеризующиеся наличием в них одного из следующих условий, создающих повышенную опасность поражения людей электрическим током:
− высокая температура
− сырость или токопроводящая пыль
− токопроводящие полы (металлические, земляные, железобетонные, кирпичные и т.п.)
− возможность одновременного прикосновения человека к металлоконструкциям зданий, имеющим соединение с землей, технологическим аппаратам, механизмам и т.п., с одной стороны, и к металлическим корпусам электрооборудования (открытым проводящим частям) – с другой
Присоединение
— электрическая цепь (оборудование и шины) одного назначения, наименования и напряжения, присоединенная к шинам распределительного устройства, генератора, щита, сборки и находящаяся в пределах электростанции, подстанции и тому подобного. Электрические цепи разного напряжения одного силового трансформатора (независимо от числа обмоток), одного двухскоростного электродвигателя считаются одним присоединением. В схемах многоугольников, полуторных и тому подобных к присоединению линии, трансформатора относятся все коммутационные аппараты и шины, посредством которых эта линия или трансформатор присоединены к распределительному устройству
Системы заземления
— 1 система TТ: Система, в которой нейтраль источника питания глухо заземлена и открытые проводящие части электроустановок заземлены при помощи заземляющего устройства, заземлитель которого электрически независим от заземлителя заземляющего устройства нейтрали источника питания
— 2 система IТ: Система, в которой нейтраль источника питания изолирована от земли (или заземлена через приборы или устройства, имеющие большое сопротивление), а открытые проводящие части электроустановок заземлены
— 3 система TN: Система, в которой нейтраль источника питания глухо заземлена, а открытые проводящие части электроустановок соединены с глухозаземленной нейтралью источника питания с помощью нулевых (нейтральных) проводников N
— 4 система TN-C: Система TN, в которой нулевой защитный и нулевой рабочий проводники совмещены в одном проводнике на всем ее протяжении
— 5 система TN-S: Система TN, в которой нулевой защитный и нулевой рабочий проводники разделены на всем ее протяжении
— 6 система TN-C-S: Система TN, в которой функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников совмещены в одном проводнике в какой-то ее части
Электрооборудование
— любое оборудование, предназначенное для производства, преобразования, передачи, распределения или потребления электрической энергии, например: машины, трансформаторы, аппараты, измерительные приборы, устройства защиты, кабельная продукция, электроприемники
Электротехнический персонал
— административно-технический, оперативный, оперативно-ремонтный, ремонтный персонал организации, осуществляющий техническое обслуживание электроустановок, оперативные переключения, монтаж, наладку, испытания, измерения и диагностику в электроустановках, имеющий группу по электробезопасности II и выше
Электротехнологический персонал
— персонал организации, осуществляющий эксплуатацию электротехнологических установок (электросварка, электролиз, электротермия и тому подобное), а также сложного энергонасыщенного производственно-технологического оборудования, при работе которого требуется постоянное техническое обслуживание и регулировка электроаппаратуры, электроприводов, ручного электромеханического инструмента, переносных и передвижных электроприемников, имеющий группу по электробезопасности II и выше. В своих правах и обязанностях при эксплуатации электротехнологических установок электротехнологический персонал приравнивается к электротехническому персоналу
Цифровая подстанция – важный элемент интеллектуальной энергосистемы
В 2022 году тенденция перехода на цифровые технологии активно проявляется во всех жизненных процессах человека. В преддверии Четвертой промышленной революции, переход на цифровизацию рабочих процессов затронул и электроэнергетическую отрасль. Хотя идеи применения цифровых технологий в системах сбора и обработки информации, управления и автоматизации подстанций появились еще 15 лет назад, их стремительное развитие началось только недавно. Практически все ведущие фирмы электроэнергетической отрасли активно работают в этом направлении. Расширяется количество теоретических и практических исследований, появляются новые международные стандарты, образцы оборудования, опытные полигоны. Это открывает возможности инновационных подходов к решению задач автоматизации и управления энергообъектами, позволяя создать подстанцию нового типа — цифровую подстанцию (ЦПС). В данной статье мы подробно рассмотрим, что же такое «Цифровая подстанция», почему её так активно обсуждают и какие решения она предлагает.
В настоящее время в энергетической отрасли существует большое разнообразие точек зрения к тому, что именно понимать под термином «Цифровая подстанция». Сейчас разрабатывается общая концепция программно-аппаратного комплекса для успешного развития автоматизации процессов передачи, преобразования и распределения электроэнергии в масштабах ЕНЭС (Единая национальная электрическая сеть). Со времени начала разработок в отечественной электроэнергетике проектов автоматизированной системы управления технологическими процессами подстанций (АСУ ТП ПС), произошло существенное развитие аппаратных и программных средств систем управления для применения на электрических подстанциях. Появились высоковольтные цифровые трансформаторы тока и напряжения; разрабатывается первичное и вторичное электросетевое оборудование со встроенными коммуникационными портами; производятся микропроцессорные контроллеры, оснащенные инструментальными средствами разработки, на базе которых возможно создание надежного программно-аппаратного комплекса ПС; принят международный стандарт МЭК 61850, регламентирующий представление данных о ПС как объекте автоматизации, а также протоколы цифрового обмена данными между микропроцессорными интеллектуальными электронными устройствами (IED) ПС, включая устройства контроля и управления, релейной защиты и автоматики (РЗА), противоаварийной автоматики (ПА), счетчики электроэнергии и т.д.
Все это создает предпосылки для построения подстанции нового поколения – цифровой подстанции, в которой организация всех потоков информации при решении задач мониторинга, анализа и управления осуществляется в цифровой форме.
Цифровая подстанция (ЦПС) — подстанция, оборудованная комплексом цифровых устройств (терминалов) для решения задач релейной защиты и автоматики (РЗА) и АСУТП — регистрации аварийных событий (РАС), учёта и контроля качества электроэнергии, телемеханики. Все оборудование общается между собой и центральным сервером объекта по последовательным каналам связи на единых протоколах.
.jpg)
Актуальность использования
Переход к передаче сигналов в цифровом виде на всех уровнях управления подстанцией позволит создать технологическую инфраструктуру для внедрения информационно-аналитических систем, снизить ошибки недоучета электроэнергии, уменьшить капитальные и эксплуатационные затраты на обслуживание подстанции, а также повысить электромагнитную безопасность и надежность работы микропроцессорных устройств. Внедрение систем, удовлетворяющих стандарту МЭК 61850 «Сети и системы связи на подстанциях», обеспечивает более высокую скорость и безопасность передачи информации, взаимозаменяемость отдельных компонентов системы, повышение надежности системы.
НОВАЯ ПАРАДИГМА «ЦИФРОВОЙ ПОДСТАНЦИИ»
Несмотря на то, что тенденция перехода на цифровые технологии в системах сбора и обработки информации, управления и автоматизации подстанций наметилась ещё более 15 лет назад, первая в мире цифровая подстанция была запущена лишь в 2006 году в Китае. Сегодня в данном направлении активно работают ведущие компании-производители электроэнергетической отрасли по всему миру. Развитие электроэнергетики в последние годы обусловлено фактором объединения электросетевой и информационной инфраструктуры. Цифровая подстанция – это элемент активно-адаптивной (интеллектуальной) электросети с системой контроля, защиты и управления, основанной на передаче информации в цифровом формате.
Несмотря на то, что эта тема является относительно новой, в настоящее время на планете насчитывается уже более 100 ЦПС в Китае, США, Канаде и других странах. В частности, при содействии Министерства энергетики России, в лице Российского энергетического агентства уже в 2022 году, в Париже на международной выставке CIGRE-2022 демонстрировалось совместное техническое решение отечественных компаний, предназначенное для автоматизации подстанций по технологии «Цифровая подстанция».
Предпосылки
Независимо от своего назначения все сети на планете становятся более мощными и более сложными. В том числе в геометрической прогрессии растут объёмы информационных потоков, обеспечивающих управление электросетевыми объектами, мониторинг их технического состояния, контроль качества электроэнергии, а также её коммерческий учёт. Это, в свою очередь, влечёт всё большее применение интеллектуальных электронных устройств, которых с каждым днем на объекте становится всё больше. Зачастую такие устройства применяют различные стандарты передачи данных, что затрудняет их совместную работу и, более того, начинает тормозить развитие электроэнергетики, а значит, и промышленности в целом. Это касается не только России, но и любых промышленно развитых стран. В общем в электроэнергетике настал момент, когда необходимо пересмотреть сами принципы построения энергетической инфраструктуры, а не совершенствовать оборудование в старой парадигме.
Предпосылкой к появлению отечественного решения стало активное развитие технологии «Цифровая подстанция» – появление стандартов, описывающих информационную модель подстанции и протоколы обмена между её элементами, а также оборудования, поддерживающего эти протоколы. Суть нового подхода – изменение архитектуры построения систем защиты и управления подстанциями, основанное на цифровой обработке данных.
«Цифровая подстанция», позволяет получить единый цифровой поток данных, характеризующий состояние управляемого объекта. Это позволяет абстрагироваться от существующей парадигмы построения системы защиты и управления подстанцией, при которой каждая функция автоматизации выполняется отдельным устройством, и перейти к программной платформе, размещаемой на универсальных аппаратных устройствах и имеющей свободное распределение функций. Так появляется возможность получать решения, имеющие как полностью распределённую, так и централизованную архитектуру. Кроме того, применение единой программной платформы, обеспечивающей реализацию и взаимодействие функций на основе международного стандарта, позволит в дальнейшем видоизменить рынок аппаратных устройств для построения систем защиты и управления подстанцией и перейти к рынку функциональных алгоритмов.
Основные элементы, которые позволили спроектировать подобное решение, базируются на собственных разработках двух компаний: цифровые оптические измерительные трансформаторы компании «Профотек» и цифровая система защиты и управления компании «ЛИСИС». Это уникальный альянс российских компаний, которые предлагают эффективное решение, не имеющее сегодня аналогов в мире.
Переход к передаче сигналов в цифровом виде на всех уровнях управления ПС позволит получить целый ряд преимуществ, в том числе:
- Существенно сократить затраты на кабельные вторичные цепи и каналы их прокладки, приблизив источники цифровых сигналов к первичному оборудованию;
- Повысить электромагнитную совместимость современного вторичного оборудования – микропроцессорных устройств и вторичных цепей благодаря переходу на оптические связи;
- Упростить и, в конечном итоге, удешевить конструкцию микропроцессорных интеллектуальных электронных устройств за счет исключения трактов ввода аналоговых сигналов;
- Унифицировать интерфейсы устройств IED, существенно упростить взаимозаменяемость этих устройств (в том числе замену устройств одного производителя на устройства другого производителя) и др.
ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ
УМЕНЬШЕНИЕ КАПИТАЛЬНЫХ ЗАТРАТ
– уменьшение затрат на кабельную продукцию и кабельные сооружения;
– уменьшение стоимости терминалов (унификация аппаратной части, замена модулей ввода на цифровые интерфейсы);
– уменьшение площади земельных участков, необходимых для обустройства ПС (применение оптических цифровых ТТ и ТН, современного микропроцессорного вторичного оборудования даст возможность уменьшить);
– увеличение срока службы силового электрооборудования (расширенная диагностика);
– уменьшение затрат на проектирование, монтаж и пусконаладку (уменьшение кол-ва кабелей, уменьшение кол-ва оборудования, расширение возможностей по типизации проектных решений в части шкафного оборудования и цифровых связей).
УМЕНЬШЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАТРАТ (на техобслуживание)
– упрощение эксплуатации и обслуживания (постоянная расширенная диагностика в режиме реального времени, в т.ч. метрологических характеристик; сбор и отображение исчерпывающей информации о состоянии и функционировании ПС);
– увеличение точности измерений (особенно при токах менее 10-15%Iн) и увеличение благодаря этому точности учета электроэнергии и точности ОМП;
– сокращение возможности появления дефектов типа «земля в сети постоянного тока» (сокращение размерности СОПТ ввиду использования цифровых оптических связей);
– сокращение кол-ва внезапных отказов основного электрооборудования и связанных с ними штрафов за недоотпуск электроэнергии и нарушений производственного цикла (расширенная диагностика всего комплекса технических средств ЦПС);
– уменьшение количества сбоев, неправильной работы, отказов РЗА (применение оптических кабелей вместо медных повысит электромагнитную совместимость современного вторичного оборудования
– микропроцессорных устройств РЗ и автоматики);
– повышение алгоритмической надежности функционирования РЗА (отсутствие насыщения и возможность измерения апериодической составляющей у оптических цифровых ТТ позволит упростить и усовершенствовать алгоритмы РЗА);
– уменьшение потребления по цепям переменного тока и напряжения (в результате применения оптических ТТ и ТН).
Архитектура цифровых подстанций
А. Уровень процесса .jpg)
Работа цифровой подстанции основана на архитектуре, которая позволяет проводить эксплуатационные измерения в реальном времени по данным от первичной системы. Эти данные получаются с помощью датчиков, встроенных в первичную систему. Обмен между устройствами, происходит по результатам измерений базирующихся на «шине процесса». Самое главное в том, что интеллектуальные устройства и системы могут сразу обработать эти оперативные данные в пределах подстанции.
B. Защита и контроль
Устройства между шиной процесса и станционной шиной исторически определены как «вторичное оборудование». В цифровой подстанции эти устройства являются интеллектуальными электронными устройствами, которые взаимодействуют с потоками через шину процесса и также с равноуровневыми устройствами в стойках терминалов, с другими терминалами и цифровой системой управления через шину станции.
C. Объекты контроля станции
Некоторые объекты на подстанции могут требовать обмена всеми или частью этих предварительно обработанных данных. Одна или несколько рабочих станций, руководствуясь инструкциями (указаниями) региональных диспетчеров, может использоваться в качестве инженерной для конфигурирования терминалов, или для локальной концентрации и архивации данных энергосистемы. Для онлайн мониторинга состояния могут использоваться специализированные станции предупреждения (сигналов аварии), учитывающих историю по базе данных каждого основного устройства.
ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ СОЗДАНИЯ
Переход на цифровые (в основном – оптические) технологии съема информации и передачи команд управления
– возможность «замены на ходу» источника сигнала и тем самым – повышение надежности функционирования релейных защит;
– увеличение быстродействия (не требуется защита «от дребезга», уменьшение времени срабатывания исполнительной части за счет оптических IGBT-модулей, уменьшение времени выявления аварийного режима);
– улучшение условий в части безопасного производства работ и электромагнитной совместимости (благодаря оптическим связям нет выноса потенциала с ОРУ);
– развитие средств и методов непрерывной диагностики (контроль деградации характеристик, контроль готовности к выполнению операций, контроль метрологических характеристик);
– расширение количества функций, реализуемых в каждом терминале;
– перенос части расчетно-диагностических задач в интерфейсные модули (Smart-IED).
Двухэтапность реализации ЦПС
Этап №1: Использование существующего основного оборудования, к которому добавляется интерфейсный цифровой интеллектуальный модуль (как правило, размещаемый в помещении) на базе IEC 61850-8.1 и IEC 61850-9.2. Возможно корректировка состава и типа применяемых датчиков. Получение опыта эксплуатации. Разработка всей номенклатуры устройств РЗА, ПА, измерений с интерфейсами IEC 61850-8.1 и IEC 61850-9.2.
Этап №2: Существенная модернизация основного электрооборудования с интеграцией в него специализированных цифровых необслуживаемых датчиков, полевых контроллеров, твердотельных исполнительных модулей. Расширение объема задач, выполняемых интерфейсным модулем. Доработка всех компонентов ЦПС с учетом опыта эксплуатации.
И, все-таки, в России процесс внедрения цифровых подстанций однозначно пошел, электроэнергетический сектор уже подходит к введению проектов ЦПС. Планируется поставка некоторых элементов ЦПС на подстанции «Федеральной сетевой компании», причем применение технологий ЦПС на выбранных энергетических объектах будет происходить совместно с созданием традиционных информационно-управляющих систем подстанций, что вызовет некоторые сложности в оценке целесообразности перехода ЕНЭС на цифровые подстанции. В данный момент осуществляется сразу несколько проектов цифровых подстанций, заслуживающих повышенного внимания, например: «Цифровая подстанция» на базе «НТЦ ФСК ЕЭС», а также кластер «Эльгауголь».
Международная конференция и выставка «Цифровая подстанция. Стандарт IEC 61850»
С 3 по 5 октября в АО «НТЦ ФСК ЕЭС» состоится Международная конференция и выставка «Цифровая подстанция. Стандарт IEC 61850».
Конференция проводится в соответствии с cоглашением, подписанным на 46 сессии СИГРЭ, в рамках анонсированной Правительством России программы по созданию «Цифровой экономики Российской Федерации» при поддержке и с участием руководства АО «НТЦ ФСК ЕЭС», ПАО «ФСК ЕЭС», а также компании DNV GL (правопреемник компании КЕМА), Российского национального комитета СИГРЭ и является важным отраслевым форумом специалистов в области разработки, проектирования и эксплуатации «Цифровых подстанций». Главная тема конференции: «Обеспечение совместной работы аппаратуры технологических систем (защита, автоматика, измерение и управление) различных производителей, разработанной в соответствии с технологией «Цифровая подстанция».
Портал rasshifrui.ru является интернет-партнером РНК СИГРЭ и, совместно с партнером конференции — научно-техническим журналом РУМ (Руководящие материалы по проектированию и эксплуатации электрических сетей), оказывает информационную поддержку мероприятия. Наши журналисты посетят мероприятие, пообщаются со специалистами и представителями компаний, реализующими «Цифровую подстанцию». В скором времени вас ждёт подробный и интересный сюжет, продолжающий эту статью, в котором мы составим подробно расскажем о положении вещей в развитии этого направления, о текущих и планируемых проектах по введению «Цифровой подстанции».
Обсудить на форуме
Нашли ошибку? Выделите и нажмите Ctrl Enter
