Таблица 9.1 - Подключение ГЭС к ЦС/ЦКС АРЧМ

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

<*> АВРЧМ - автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности.

9.7. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2016 - 2022 годах планируется создание программно-технических комплексов СМПР на Конаковской ГРЭС, Невинномысской ГРЭС, ТЭЦ-26 ПАО "Мосэнерго", Нововоронежской АЭС-2 (Донской АЭС), Ленинградской АЭС-2 (Копорской АЭС), Гусиноозерской ГРЭС, Серовской ГРЭС, Нижневартовской ГРЭС, Кармановской ГРЭС, Пермской ГРЭС, Новочеркасской ГРЭС, Верхнетагильской ГРЭС, Новосалаватской ТЭЦ, Сургутской ГРЭС-1, а также на строящихся подстанциях 500 кВ. Расширение существующих комплексов СМПР на Уренгойской ГРЭС, Саяно-Шушенской ГЭС, Волжской ГЭС, Киришской ГРЭС, Жигулевской ГЭС, Воткинской ГЭС и Рефтинской ГРЭС.

9.8. При проведении расчетов устойчивости учитывается нормативное возмущение, связанное с отключением электросетевого элемента при различных видах коротких замыканий с отказом выключателя и действием УРОВ. Компоновочные решения распределительных устройств ряда электростанций и подстанций связаны с наличием участков РУ (между выключателями и трансформаторами тока), короткие замыкания в которых не могут нормально ликвидироваться действием основных защит и вынужденно ликвидируются действием УРОВ ("мертвая зона"). С учетом возможного отказа выключателя при ликвидации указанного КЗ, что соответствует нормативному возмущению, общая длительность существования короткого замыкания будет превышать двойное время УРОВ, что приведет к рискам отсутствия возможности обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования электростанции.

Для ускорения отключения КЗ в "мертвых зонах" РУ объектов электроэнергетики разработана быстродействующая релейная защита "мертвой зоны" (далее РЗМЗ), позволяющая ликвидировать КЗ в "мертвой зоне" с временем действия основных быстродействующих защит электросетевых элементов распределительных устройств. В настоящее время решен вопрос об опытной эксплуатации промышленного образца устройства РЗМЗ на ОРУ 750 кВ Калининской АЭС и ОРУ 750 кВ Смоленской АЭС. Начало серийного производства устройства РЗМЗ планируется на 2016 год.

В связи с вышеуказанным, целесообразно на стадии проектирования новых объектов электроэнергетики производить оценку необходимости применения РЗМЗ с целью обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования электростанций.

Для действующих электростанций, на которых существует проблема обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования, а также на некоторых смежных с ними объектах электроэнергетики, целесообразно применение РЗМЗ в краткосрочной перспективе. Среди первоочередных действующих объектов:

Смоленская АЭС;

Калининская АЭС;

Кольская АЭС;

Псковская ГРЭС;

Рязанская ГРЭС;

Нововоронежская АЭС;

Ростовская АЭС;

Костромская ГРЭС;

Нижнекамская ГЭС;

Усть-Илимская ГЭС;

Томь-Усинская ГРЭС;

Березовская ГРЭС;

Харанорская ГРЭС;

ПС 330 кВ Княжегубская;

ПС 330 кВ Лоухи;

Курская АЭС;

ТЭЦ-26 ПАО "Мосэнерго";

Череповецкая ГРЭС.

Включение ЛЭП при опробовании или ТАПВ на междуфазное короткое замыкание наиболее опасно с точки зрения сохранения динамической устойчивости генераторов электрических станций. Также при неуспешном ТАПВ или опробовании на ЛЭП 500 - 750 кВ в отключаемом токе (неповрежденных фаз) возникает апериодическая составляющая, обусловленная подключенными шунтирующими реакторами, которая в условиях, близких к 100% степени компенсации емкостного тока, может привести к отсутствию перехода через нулевое значение тока выключателя на неповрежденной фазе. При этом существует высокая вероятность повреждения выключателя.

Для исключения включения линии на междуфазное КЗ и уменьшения вероятности включения линии на однофазное КЗ при опробовании ОАО "СО ЕЭС" разработан и апробирован на цифровой модели программно-аппаратного комплекса RTDS алгоритм функционирования устройств поочередного включения фаз линии при осуществлении ТАПВ и опробовании ВЛ (далее - Автоматика опробования ЛЭП 500 - 750 кВ). В 2015 году успешно проведены работы по созданию и испытанию на цифровых моделях ЛЭП 500 - 750 кВ и действующем объекте электроэнергетики - КВЛ 500 кВ Саяно-Шушенская - Новокузнецкая N 1 опытного образца устройства Автоматики опробования ЛЭП 500 - 750 кВ.

На 2016 год запланирована опытная эксплуатация устройства Автоматики опробования ЛЭП 500 - 750 кВ на действующей ЛЭП ЕЭС России. По результатам опытной эксплуатации устройства Автоматики опробования ЛЭП 500 - 750 кВ будет принято решение о внедрении его на объектах электроэнергетики ЕЭС России.

9.9. При создании (модернизации) РЗА, ССПИ выполняются следующие требования:

9.9.1. Основные требования при создании (модернизации) РЗА

Для обеспечения надежности и живучести энергосистемы и предотвращения повреждения ЛЭП и оборудования все ЛЭП, электросетевое и генерирующее оборудование, энергопринимающие устройства, входящие в состав энергосистемы, оснащаются устройствами РЗА.

Быстродействие релейной защиты при отключении коротких замыканий удовлетворяет требованиям обеспечения устойчивости параллельной работы генераторов энергосистемы при отключении коротких замыканий и требованиям обеспечения устойчивости нагрузки потребителей.

Устройства релейной защиты обеспечивают селективное отключение только поврежденной ЛЭП или оборудования. В случае отказа в отключении поврежденных ЛЭП или оборудования по любой причине устройства релейной защиты обеспечивают отключение смежных неповрежденных ЛЭП или оборудования, через которые осуществляется подпитка места повреждения токами короткого замыкания.

Для каждого выключателя напряжением 110 кВ и выше и выключателей генераторов, установленных на генераторном напряжении, предусматривается устройство резервирования отказа выключателя. Действие релейной защиты на отключение указанных выключателей сопровождается одновременным пуском УРОВ.

При наличии у выключателя двух электромагнитов отключения каждое устройство РЗА действует на его отключение через оба электромагнита.

Устройства релейной защиты обладают требуемой чувствительностью при всех видах коротких замыканий в защищаемой зоне при различных схемно-режимных ситуациях.

Технологически связанные по принципу своего действия устройства релейной защиты и автоматики обеспечивают полную функциональную совместимость.

Резервные защиты от междуфазных коротких замыканий и от коротких замыканий на землю действуют при коротких замыканиях на защищаемом элементе энергосистемы и в зоне дальнего резервирования.

Во всех случаях, когда не обеспечиваются принципы дальнего резервирования, предусматриваются мероприятия по усилению ближнего резервирования релейной защиты ЛЭП и оборудования, на которых не обеспечивается данное требование.

Резервные защиты имеют оперативное и автоматическое ускорение ступеней, охватывающих всю длину ЛЭП, а для автотрансформаторов и трансформаторов - примыкающих систем шин.

Параметры настройки устройств релейной защиты учитывают перегрузочную способность ЛЭП и оборудования.

Дистанционные защиты имеют автоматическую блокировку ступеней, которые могут неправильно работать при качаниях в энергосистеме (блокировку при качаниях). Принцип действия блокировки при качаниях не препятствует функционированию дистанционных защит.

Защиты, по принципу действия использующие напряжение от трансформаторов напряжения, неисправность вторичных цепей которых может привести к ложному действию защиты, блокируются при неисправности цепей напряжения.

Резервирование цепей напряжения устройств релейной защиты и сетевой автоматики ЛЭП классом напряжения 500 кВ и выше обеспечивается установкой двух трансформаторов напряжения на каждой из сторон ЛЭП.

Отключение повреждения при действии защит и отказе выключателя ЛЭП или оборудования выполняется действием УРОВ на отключение смежных присоединений, через которые осуществляется подпитка током места повреждения, с запретом автоматического повторного включения всех отключенных выключателей.

Устройство резервирования отказа выключателя действует повторно на отключение выключателя без выдержки времени.

Устройство автоматического повторного включения обеспечивает автоматическое включение в работу отключенных защитами выключателей ЛЭП и оборудования, если автоматическая подача напряжения на них допустима.

При создании (модернизации) РЗА на объектах электроэнергетики устанавливаются микропроцессорные устройства РЗА.

Формирование комплексов РЗА осуществляется таким образом, чтобы при любом событии, требующем работы комплекса РЗА, функции РЗА выполнялись при независимом от исходного события отказе одного любого устройства, входящего в комплекс РЗА, и исключалась возможность отказа функционирования комплекса РЗА по общей причине.

Безошибочная работа устройств РЗА обеспечивается при изменении частоты электрического тока в диапазоне 45 - 55 Гц.

Устройства РЗА не действуют на отключение (включение) ЛЭП и оборудования, разгрузку (загрузку) генерирующего оборудования электростанций или отключение нагрузки потребителей электрической энергии при:

замыкании на землю в цепях оперативного тока;

снятии, подаче оперативного тока, а также при перерывах питания любой длительности и глубины снижения напряжения оперативного тока;

объединении цепей переменного напряжения и цепей оперативного постоянного тока.

После восстановления оперативного тока все функции и параметры настройки устройств РЗА сохраняются в полном объеме.

Функционирование устройств РЗА при наличии на объекте электроэнергетики автоматизированной системы управления технологическим процессом осуществляется автономно и независимо от состояния указанной системы.

Вновь вводимые (модернизированные) комплексы и устройства РЗА предусматривают возможность информационного обмена между собой, а также с автоматизированной системой управления технологическим процессом объекта электроэнергетики.

Ввод (вывод) данных в комплексы и устройства РЗА, организованный по цифровому протоколу, осуществляются через стандартные интерфейсы связи.

На вновь вводимых (комплексно реконструируемых) электростанциях, подстанциях высшим классом напряжения 110 кВ и выше применяется оперативный постоянный ток напряжением 220 В.

Вторичные цепи устройств РЗА защищаются от коротких замыканий и длительных перегрузок.

На электростанциях и подстанциях выполняется сигнализация о срабатывании и возникновении неисправностей устройств РЗА.

Во вторичных цепях устройств РЗА устанавливаются переключающие устройства (испытательные блоки, переключатели, рубильники, накладки), обеспечивающие возможность вывода (ввода) устройств РЗА для оперативного и технического обслуживания.

В одном контрольном кабеле не совмещаются цепи, замыкание которых приводит к несанкционированному изменению эксплуатационного состояния или технологического режима работы оборудования объекта электроэнергетики, формированию сигналов пуска РЗА и (или) управляющих воздействий РЗА или автоматизированной системы управления технологическими процессами объекта электроэнергетики.

При новом строительстве (расширении, реконструкции, техническом перевооружении, модернизации) не применяются высоковольтные элегазовые трансформаторы тока, трансформаторы напряжения и выключатели, если при снижении давления элегаза внутри оборудования требуется их автоматическое отключение.

При срабатывании датчиков снижения давления (плотности) элегаза:

в высоковольтных элегазовых измерительных трансформаторах тока и трансформаторах напряжения выполняется предупредительная и/или аварийная сигнализация;

в высоковольтных элегазовых выключателях выполняется предупредительная сигнализация и автоматическая блокировка управления выключателем, запрещающая операции включения и отключения выключателя.

9.9.2. Требования по оснащению устройствами РЗ и СА ЛЭП 110 кВ и выше.

Релейная защита на каждой питающей стороне ЛЭП классом напряжения 110 кВ и выше, имеющих питание с двух или более сторон, включает в себя основную и резервную защиту.

В качестве основной защиты ЛЭП классом напряжения 110 - 220 кВ, имеющих питание с двух или более сторон, предусматривается быстродействующая защита от всех видов коротких замыканий с абсолютной селективностью.

Если на ЛЭП классом напряжения 110 - 220 кВ, имеющих питание с двух или более сторон, при отсутствии основной защиты время отключения короткого замыкания не удовлетворяет требованиям обеспечения устойчивости энергосистемы или нагрузки потребителей, предусматривается установка двух основных защит.

На ЛЭП классом напряжения 110 - 220 кВ с односторонним питанием с питающей стороны устанавливаются ступенчатые защиты от всех видов коротких замыканий и токовые защиты без выдержки времени.

На кабельной или кабельно-воздушной ЛЭП предусматривается не менее двух устройств релейной защиты, каждое из которых обеспечивает отключение всех видов коротких замыканий с временем, при котором не нарушается термическая стойкость жил и оболочек кабеля (с учетом неуспешного АПВ и действия УРОВ).

На каждой ЛЭП классом напряжения 330 кВ и выше устанавливаются не менее чем два устройства релейной защиты. Каждое устройство релейной защиты реализовывает функцию быстродействующей защиты от всех видов коротких замыканий с абсолютной селективностью.

На каждой стороне ЛЭП классом напряжения 330 кВ и выше как минимум одно из установленных устройств релейной защиты выполняется на принципе ступенчатых защит с реализацией быстродействия с помощью разрешающих (блокирующих) сигналов.

На каждой стороне ЛЭП классом напряжения 330 кВ и выше три устройства релейной защиты устанавливаются в следующих случаях:

на ЛЭП, отходящих от атомных электростанций;

на межгосударственных ЛЭП;

на ЛЭП, при коротком замыкании на которых не обеспечивается принцип дальнего резервирования;

на ЛЭП, при коротком замыкании на которых и отказе быстродействующих защит увеличение времени отключения короткого замыкания приводит к нарушению устойчивости.

Каждое устройство релейной защиты этих линий реализует функцию быстродействующей защиты от всех видов коротких замыканий с абсолютной селективностью.

Для ликвидации неполнофазных режимов на ЛЭП, имеющих пофазное управление выключателями, предусматривается защита неполнофазного режима, действующая на отключение трех фаз ЛЭП со всех сторон с запретом автоматического повторного включения.

На каждой ЛЭП классом напряжения 110 кВ и выше предусматривается трехфазное автоматическое повторное включение.

Для ЛЭП классом напряжения 330 кВ и выше трехфазное автоматическое повторное включение обеспечивает возможность однократного опробования ЛЭП напряжением и включения под нагрузку с контролем синхронизма. На ЛЭП классом напряжения 110 - 220 кВ необходимость включения под нагрузку с контролем синхронизма обосновывается проектными решениями.

На ЛЭП классом напряжения 330 кВ и выше предусматривается однофазное автоматическое повторное включение. На ЛЭП классом напряжения 110 - 220 кВ необходимость применения однофазного автоматического повторного включения обосновывается проектными решениями.

На объектах электросетевого хозяйства, принадлежащих ПАО "ФСК ЕЭС", при новом строительстве (расширении, реконструкции, техническом перевооружении, модернизации), применяются АПВ КВЛ (ЛЭП при наличии на ней хотя бы одного кабельного участка любой длины) 110 кВ и выше:

если кабельные участки используются только для захода КВЛ в КРУЭ;

при отсутствии на них кабельных участков с непосредственным соприкосновением кабелей разных фаз. Наличие на кабельном участке транспозиционных муфт не оказывает влияния на применение АПВ.

При этом устройства РЗ для выявления КЗ на кабельных участках не применяются.

В иных случаях, при выявлении повреждений на кабельных участках линий электропередачи классом напряжения 110 кВ и выше посредством автоматических устройств, выявляющих эти повреждения, действие трехфазного автоматического повторного включения блокируются.

На кабельных ЛЭП классом напряжения 110 кВ и выше автоматическое повторное включение не предусматривается.

На ЛЭП, при включении которых возможно объединение несинхронно работающих частей энергосистемы, предусматриваются устройства (функция) улавливания синхронизма. Эти устройства (функция) используются для АПВ с улавливанием синхронизма и для ручного включения с улавливанием синхронизма.

При строительстве (реконструкции, модернизации) электростанций, подстанций в распределительных устройствах напряжением 110 - 750 кВ предусматриваются технические решения, обеспечивающие недопущение повреждения элегазовых выключателей при отключении ЛЭП, оснащенных средствами компенсации реактивной мощности, после неуспешного АПВ или неуспешного включения ЛЭП по причине возникновения апериодической составляющей тока в неповрежденных фазах.

9.9.3. Требования по оснащению устройствами РЗ и СА автотрансформаторов (трансформаторов) высшим классом напряжения 110 кВ и выше.

На АТ (Т) устанавливаются защиты от внутренних, внешних КЗ и недопустимых режимов работы.

На автотрансформаторах с высшим классом напряжения 220 кВ и трансформаторах с высшим классом напряжения 110 - 220 кВ мощностью менее 160 МВА устанавливается один комплект дифференциальной защиты трансформатора. Установка второго комплекта дифференциальной защиты трансформатора обосновывается недостаточной чувствительностью или недопустимым временем отключения резервными защитами автотрансформатора (трансформатора) или защитами смежных элементов при коротких замыканиях в зоне действия дифференциальной защиты.

На АТ (Т) с высшим классом напряжения 330 кВ и выше, а также на АТ с высшим классом напряжения 220 кВ и мощностью 160 МВА и более устанавливаются два комплекта дифференциальной защиты трансформатора.

На стороне высшего и среднего напряжения АТ (Т) устанавливаются резервные защиты от междуфазных коротких замыканий и от коротких замыканий на землю, в том числе для обеспечения согласования резервных защит линий электропередачи смежного напряжения, дальнего резервирования.

На ошиновке 330 кВ АТ (Т) и выше предусматриваются две основные защиты.

9.9.4. Оснащение устройствами РЗ и СА шунтирующих реакторов, управляемых шунтирующих реакторов высшим классом напряжения 330 кВ и выше.

На ШР, УШР устанавливаются защиты от внутренних КЗ и недопустимых режимов работы.

На шунтирующих реакторах, управляемых шунтирующих реакторах напряжением 330 кВ и выше устанавливаются два комплекта быстродействующих защит от внутренних повреждений. В составе каждого комплекта устанавливается продольная дифференциальная токовая защита и поперечная дифференциальная токовая защита, если обмотка реактора расщеплена.

На УШР дополнительно устанавливаются защиты обмотки управления, полупроводниковых преобразователей, компенсационной обмотки, промежуточного и заземляющего трансформаторов. Состав защит определяется типом УШР.

Защита ШР, УШР, подключенных к ЛЭП без выключателя, действует на отключение ЛЭП с двух сторон с запретом АПВ.

9.9.5. Требования по оснащению устройствами РЗ и СА систем (секций) шин, обходных, шиносоединительных и секционных выключателей напряжением 110 кВ и выше.

Для каждой системы (секции) шин напряжением 110 - 220 кВ предусматривается отдельная дифференциальная защита шин. Две дифференциальные защиты шин устанавливаются на системе (секции) шин напряжением 110 - 220 кВ подстанции, непосредственно к которой подключено (подключается) генерирующее оборудование суммарной мощностью 160 МВт и более, и на подстанциях нового поколения, оснащенных оптическими ТТ без постоянно присутствующего оперативного персонала. На каждой системе (секции) шин напряжением 330 кВ и выше устанавливаются по два комплекта дифференциальной защиты шин.

Для двойной системы шин с одним выключателем на присоединение ДЗШ выполняется по схеме с фиксированным распределением присоединений. При этом в ДЗШ предусматривается возможность изменения фиксации оперативных цепей и цепей трансформаторов тока при изменении фиксации присоединений с одной системы шин на другую.

Выключатели присоединений входят в зону ДЗШ.

При наличии измерительных трансформаторов тока с двух сторон выключателя выключатель входит в зону действия дифференциальной защиты шин и в зону действия защиты присоединения.

Предусматривается возможность выполнения АПВ шин открытых распределительных устройств.

ДЗШ имеет контроль исправности вторичных цепей трансформаторов тока, действующий с выдержкой времени на вывод защиты из работы и на сигнал.

Выполняются мероприятия, исключающие возможность ложного срабатывания ДЗШ (ДЗО) при выполнении операций в токовых цепях без вывода ее из работы (приведение контура заземления ПС в соответствие с НТД, исключение использования для ДЗШ внешнего суммирования токов присоединений и другие мероприятия).

Устройства РЗ и СА обходного выключателя напряжением 110 кВ и выше обеспечивают все функции релейной защиты и сетевой автоматики любых линий электропередачи и оборудования при включении в работу (переводе) их через обходной выключатель. Выходные цепи и цепи переменного тока основных защит указанных линий электропередачи и оборудования при включении в работу (переводе) их через обходной выключатель имеют возможность перевода на обходной выключатель.

Релейная защита шиносоединительного, секционного и обходного выключателей выполняется так, чтобы ее можно было использовать при опробовании напряжением системы шин и присоединений, а также для повышения эффективности дальнего резервирования.

Устройства АВР используются для восстановления электроснабжения энергопринимающих установках потребителей электрической энергии путем автоматического присоединения резервного источника питания при обесточении электроустановок потребителя. Устройства АВР используются также для автоматического включения резервного оборудования при отключении рабочего оборудования, приводящем к нарушению нормального технологического процесса.

9.9.6. Оснащение объектов электроэнергетики устройствами ПА и РА.

Противоаварийная автоматика обеспечивает выполнение следующих функций противоаварийного управления:

предотвращение нарушения устойчивости;

ликвидация асинхронных режимов;

ограничение снижения или повышения частоты;

ограничение снижения или повышения напряжения;

предотвращение недопустимых перегрузок оборудования.

Противоаварийное управление осуществляется на основе принципа минимизации управляющих воздействий, направленных на отключение нагрузки потребителей.

На реализацию одних и тех же объемов управляющих воздействий могут действовать разные виды противоаварийной автоматики.

Отсутствует аппаратное совмещение в одном устройстве:

функций РЗ и АПНУ, РЗ и ЧДА;

функции автоматики предотвращения нарушения устойчивости с другими функциями противоаварийной автоматики, обеспечивающими живучесть энергосистемы.

На ЛЭП 330 кВ и выше устанавливаются устройства ФОЛ (с каждой стороны ЛЭП), УПАСК. На ЛЭП 110 - 220 кВ необходимость установки устройств ФОЛ и УПАСК определяется проектными решениями.

Устройства АОПН устанавливаются на всех ЛЭП напряжением 500 кВ и выше длиной 200 км и более с каждой стороны ЛЭП. Необходимость и места установки устройств АОПН на ЛЭП напряжением 500 кВ меньшей длины, а также на ЛЭП напряжением 330 кВ и ниже определяется проектными решениями.

В устройстве АОПН предусматривается функция резервирования отказа выключателя при работе устройства АОПН.

На всех связях, по которым возможен асинхронный режим, должны быть установлены устройства АЛАР.

На каждой связи, по которой возможен асинхронный режим, должно обеспечиваться селективное выявление асинхронного режима с электрическим центром качаний в любой точке связи двумя устройствами АЛАР.

Устройства АЛАР устанавливаются на всех генераторах атомных электростанций и на всех генераторах установленной мощностью 500 МВт и выше тепловых электростанций и гидроэлектростанций. Необходимость установки устройств АЛАР на генераторах меньшей мощности определяется проектными решениями.

На электростанциях и ПС при необходимости (определяется проектными решениями) устанавливаются устройства и комплексы ЛАПНУ. Указанные устройства и комплексы предусматривают возможность работы в автономном режиме и (или) в качестве низового устройства ЦСПА.

На ЛЭП при необходимости (определяется проектными решениями) устанавливаются устройства КПР, АРПМ, АОПО, АЛАР неполнофазного режима.

На АТ при необходимости (определяется проектными решениями) устанавливаются устройства ФОТ, КПР, АОПО.

На энергоблоках ТЭС и АЭС номинальной мощностью 500 МВт и более предусматриваются КРТ, ДРТ, ОГ, а также устанавливаются устройства ФОБ. Необходимость организации КРТ, ДРТ, ОГ и установки устройств ФОБ на энергоблоках меньшей мощности определяется проектными решениями.

Все гидроэлектростанции и гидроаккумулирующие электростанции установленной мощностью 50 МВт и выше оснащаются устройствами АЧВР.

Устройства ЧДА устанавливаются на всех ТЭС установленной мощностью 25 МВт и выше, за исключением ТЭС, на которых по условиям их работы установка устройств ЧДА невозможна.

При выделении генераторов электростанции на собственные нужды действием ЧДА обеспечивается устойчивая работа выделяемого генерирующего оборудования в течение не менее 30 минут.

Для сохранения в работе собственных нужд и предотвращения полного останова электростанций при возникновении лавины напряжения в энергосистеме в ЧДА предусматривается пуск по напряжению с отстройкой по времени от коротких замыканий.

На ПС и электростанциях, от шин которых осуществляется электроснабжение местной нагрузки, устанавливаются устройства АЧР. При этом исключается срабатывание устройств АЧР в переходных режимах, характеризующихся снижением частоты, не связанным с аварийным дефицитом активной мощности, а также при перерыве электроснабжения.

Устройства ЧАПВ устанавливаются, прежде всего, на подстанциях, на которых невозможно осуществить быстрое восстановление электроснабжения потребителей электрической энергии, отключенных АЧР, действиями оперативного персонала.

Устройства АОПЧ устанавливаются на тепловых, атомных и гидроэлектростанциях, расположенных в частях энергосистемы, выделение на изолированную работу которых возможно с большим избытком мощности, приводящим к повышению частоты более 51,0 Гц, Устройства АОПЧ действуют на отключение генераторов.

Режимная автоматика обеспечивает выполнение следующих функций автоматического режимного управления:

регулирование частоты;

регулирование перетоков активной мощности;

регулирование напряжения и реактивной мощности.

Первичное регулирование частоты осуществляется действием первичных регуляторов частоты и мощности, установленных на генерирующем оборудовании электростанций.

Режимная автоматика, осуществляющая функции вторичного регулирования частоты и перетоков активной мощности организуется по централизованному принципу. Режимная автоматика, осуществляющая функции регулирования напряжения и реактивной мощности, выполняется локальной.

Алгоритмы функционирования и параметры настройки режимной автоматики обеспечивают устойчивое регулирование параметров электроэнергетического режима при отклонении контролируемых параметров электроэнергетического режима от заданных значений.

Для обеспечения регулирования напряжения в контрольных пунктах сетевых организаций могут использоваться локальные устройства автоматического управления режимом работы оборудования сетевых организаций.

Все генерирующее оборудование, за исключением энергоблоков атомных электростанций с реакторами типа РБМК и БН, участвует в ОПРЧ с характеристиками и настройками, установленными для ОПРЧ.

На электростанциях в зависимости от технических требований устанавливаются следующие устройства режимной автоматики:

системы автоматического регулирования частоты и активной мощности генерирующих установок;

системы группового регулирования активной мощности ГЭС;

АРВ синхронных и асинхронизированных генераторов;

групповые регуляторы напряжения и реактивной мощности генерирующих установок.

На АТ (Т) устанавливаются автоматические регуляторы напряжения под нагрузкой.

Управляемые устройства компенсации реактивной мощности (статические тиристорные компенсаторы, управляемые шунтирующие реакторы, статические компенсаторы реактивной мощности, объединенные регуляторы потоков мощности) оснащаются автоматическими регуляторами напряжения и реактивной мощности.

На синхронных (асинхронизированных) компенсаторах устанавливаются устройства автоматического регулирования возбуждения и форсировки (УФ) возбуждения.

На синхронных генераторах мощностью 60 МВт и более и компенсаторах мощностью 100 Мвар и более устанавливаются быстродействующие системы возбуждения с АРВ сильного действия.

9.9.7. Оснащение объектов электроэнергетики устройствами РАСП.

Регистрация аварийных событий и процессов осуществляется с использованием регистраторов аварийных событий (автономных регистраторов аварийных событий и функций реализуемых в терминалах РЗА, в составе автоматизированных систем управления технологическими процессами объектов электроэнергетики), устройств определения места повреждения на ЛЭП и устройств системы мониторинга переходных режимов.

Автономные регистраторы аварийных событий устанавливаются на электростанциях и подстанциях высшим классом напряжения 110 кВ и выше (за исключением объектов электроэнергетики, не оборудованных выключателями на стороне 110 - 220 кВ, а также тупиковых и отпаечных подстанций) и обеспечивают регистрацию аварийных событий и процессов, хранение зарегистрированной информации. Регистрируются параметры электромагнитных переходных процессов ЛЭП и оборудования главной схемы, факты срабатывания устройств РЗА, изменения состояния коммутационных аппаратов, параметры систем оперативного постоянного тока в объеме достаточном для своевременного анализа аварийного процесса и однозначного установления причин возникновения, протекания и ликвидации аварии.

Автономные регистраторы аварийных событий и функции, реализуемые в микропроцессорных терминалах РЗА или в составе автоматизированных систем управления технологическими процессами объектов электроэнергетики, обеспечивают:

запись параметров аварийных событий и процессов с погрешностью не более 1 миллисекунды относительно точного времени;

запись параметров аварийных событий и процессов при полном обесточении объекта электроэнергетики;

сохранение информации при исчезновении питания регистратора аварийных событий и процессов.

Автономные регистраторы аварийных событий, установленные на объектах электроэнергетики, не обеспечивающие выполнение указанных функций, заменяются (модернизируются) при реконструкции (модернизации) объекта электроэнергетики.

На всех ЛЭП классом напряжения 110 кВ и выше длиной 20 километров и более устанавливаются устройства для определения места повреждения на ЛЭП в случае ее аварийного отключения в результате короткого замыкания (далее - устройства определения места повреждения). Необходимость установки устройств определения места повреждения на ЛЭП длиной менее 20 километров определяется собственником или иным законным владельцем ЛЭП.

На электростанциях и подстанциях высшим классом напряжения 110 кВ и выше обеспечивается передача данных регистрации аварийных событий и процессов, включая показания приборов определения места повреждения на ЛЭП и данные о местах повреждения ЛЭП, в диспетчерские центры субъекта оперативно-диспетчерского управления и в центры управления сетями сетевых организаций, осуществляющих эксплуатацию данных ЛЭП.

Регистраторы СМПР устанавливаются на следующих объектах электроэнергетики ЕЭС России:

на подстанциях 500 кВ и выше единой национальной (общероссийской) электрической сети;

на электростанциях установленной мощностью 500 МВт и более;

на межгосударственных и входящих в контролируемые сечения Единой энергетической системы России ЛЭП 220 кВ и выше, определяемых ОАО "СО ЕЭС".

9.9.8. Организация каналов связи для оперативно-диспетчерского, оперативно-технологического управления, для передачи данных РАСП в диспетчерские центры, сигналов и команд РЗА.

Каналы связи, используемые для обмена технологической информацией по п. 9.3, организовываются собственниками или иными законными владельцами объектов электроэнергетики (энергопринимающих устройств) от объектов электроэнергетики (энергопринимающих устройств) до узлов доступа сетей связи. Организация каналов связи от указанных узлов доступа до диспетчерских центров осуществляется субъектом оперативно-диспетчерского управления.

Каналы связи для передачи телеметрической информации (за исключением телеметрической информации, обеспечивающей функционирование противоаварийной и режимной автоматики) организовываются собственником или иным законным владельцем объекта электроэнергетики (энергопринимающего устройства) от объекта электроэнергетики (энергопринимающего устройства) до узлов доступа сетей связи одного из диспетчерских центров, определенного субъектом оперативно-диспетчерского управления.

Сетевыми организациями, иными собственниками или законными владельцами объектов электросетевого хозяйства организовывается наличие и обеспечивается функционирование двух независимых каналов связи объекта электросетевого хозяйства высшим классом напряжения 110 кВ и более с центром управления сетями, в технологическом управлении и ведении которого находятся оборудование или устройства указанного объекта электросетевого хозяйства или отходящие от него линии электропередачи. При этом наличие и функционирование каналов связи от электрических станций до центров управления сетями обеспечивается за счет средств сетевой организации, в технологическом управлении или ведении центров управления сетями которой находятся отходящие от электростанций ЛЭП.

Требования к каналам связи для организации передачи информации с объектов электроэнергетики их собственникам или иным законным владельцам и (или) собственникам технологически связанных объектов электроэнергетики определяются указанными лицами самостоятельно либо по взаимному согласованию между собственниками и иными законными владельцами технологически связанных объектов электроэнергетики.

Каналы связи, обеспечивающие функционирование автоматизированных систем диспетчерского управления и автоматизированных систем технологического управления, для осуществления оперативных переговоров диспетчерского персонала диспетчерских центров с оперативным персоналом центров управления сетями и объектов электроэнергетики, а также для осуществления оперативных переговоров оперативного персонала центров управления сетями с оперативным персоналом объектов электроэнергетики организуются без коммутации на промежуточных автоматических телефонных станциях.

При новом строительстве, техническом перевооружении, модернизации или реконструкции объектов электроэнергетики (энергопринимающих устройств) для передачи информации, обеспечивающей функционирование АСДУ, АСТУ, комплексов и устройств РЗА, проектными решениями предусматривается применение наземных каналов связи.

Передача телеметрической информации между объектами электроэнергетики и диспетчерскими центрами, центрами управления сетями осуществляется без промежуточной обработки.

Для передачи информации, обеспечивающей функционирование ПА или РА, с объектов электросетевого хозяйства высшим классом напряжения 110 кВ и выше и электростанций установленной мощностью 5 МВт и более независимо от класса напряжения их присоединения к электрической сети организуется не менее двух независимых каналов связи в каждом направлении передачи информации.

Для передачи сигналов и команд ПА и РА используется дублированный режим передачи информации.

Каждый канал связи, обеспечивающий функционирование устройств РЗ, осуществляющих функцию основной защиты ЛЭП, организуется по выделенному каналу, независимому от каналов связи для других устройств РЗ той же ЛЭП.

Организация каналов связи, обеспечивающих функционирование устройств РЗ ЛЭП 220 кВ и выше, исключает возможность одновременной потери функциональности основных защит разных ЛЭП по общей причине.

Передача сигналов и команд РЗ осуществляется без промежуточной обработки.

При организации ВЧ каналов связи по фазным проводам ВЛ с совмещением передачи сигналов и команд РЗА, технологической телефонной связи и телеметрической информации, организуется приоритетная передача команд РЗА.

Каналы радиорелейной связи, ВЧ связи по ВЛ и спутниковой связи выполняются с учетом обеспечения запаса по перекрываемому затуханию с учетом неблагоприятных погодных условий (туман, изморось, гололед, дождь).

Для передачи команд РЗА ВЧ каналы связи по ВЛ дополнительно обеспечивают запас по перекрываемому затуханию при возможных КЗ на ВЛ, по проводам которой организован ВЧ канал.

При организации каналов связи выполняются условия по обеспечению электромагнитной совместимости.

Суммарное время измерения и передачи телеметрической информации не превышает:

для передачи телеметрической информации с объектов электросетевого хозяйства высшим классом напряжения 110 кВ и выше и электростанций установленной мощностью 5 МВт и выше независимо от класса напряжения в автоматизированные системы диспетчерского управления, комплексы противоаварийной или режимной автоматики - 1 секунды (для передачи с указанных объектов телеметрической информации о технологическом режиме работы линий электропередачи и оборудования, не являющихся объектами диспетчеризации, - 2 секунды) без учета времени обработки данных в программно-технических комплексах диспетчерского центра, комплексах противоаварийной или режимной автоматики;

для передачи телеметрической информации с объектов электросетевого хозяйства высшим классом напряжения 110 кВ и выше, относящихся к единой национальной (общероссийской) электрической сети, в автоматизированные системы технологического управления - 1 секунды без учета времени обработки данных в программно-технических комплексах центра управления сетями.

Время передачи сигналов и команд релейной защиты и противоаварийной автоматики составляет:

не более 10 миллисекунд - по каналам связи, организованным по волоконно-оптическим, кабельным или радиорелейным линиям связи;

не более 25 миллисекунд - по каналам связи, организованным по каналам высокочастотной связи на одной ЛЭП.

Время передачи команд управления РА от управляющего вычислительного комплекса ЦС (ЦКС) АРЧМ до системы автоматического регулирования частоты и активной мощности энергоблока ТЭС или ГРАМ ГЭС не превышает 1 секунды.

Время передачи команд дистанционного (теле-) управления из диспетчерских центров, центров управления сетями на объект электроэнергетики с учетом обработки команд в ПТК диспетчерских центров, центров управления сетями и на объекте электроэнергетики (до начала исполнения команд) не превышает 5 секунд.

Каналы связи, обеспечивающие функционирование РЗА, организуемые в цифровых системах передачи по ВОЛС, КЛС или РРЛ, имеют согласованные с устройствами РЗА электрические или оптические интерфейсы. Согласование интерфейсов выполняется как со стороны цифровых систем передачи, так и со стороны устройств РЗА.

Для микропроцессорных устройств РЗА, имеющих линейные оптические интерфейсы, предусматривается возможность организации их работы по выделенным оптическим волокнам волоконно-оптического кабеля при условии соответствия его протяженности ресурсным возможностям оптических интерфейсов.

При превышении допустимой протяженности, или невозможности выделения оптических волокон, организация каналов, обеспечивающих функционирование микропроцессорных устройств РЗА по волоконно-оптическим линиям связи, осуществляется через мультиплексоры цифровых систем передачи.

В случае использования субъектом электроэнергетики, потребителем электрической энергии для передачи информации, обеспечивающей функционирование АСДУ, АСТУ, комплексов и устройств РЗА, каналов связи, организованных в сетях операторов связи или технологических сетях иных лиц, субъектом электроэнергетики (потребителем электрической энергии) обеспечивается соблюдение вышеуказанных требований в отношении таких каналов связи.

В случае потери диспетчерской телефонной связи предусматривается возможность использования диспетчером субъекта оперативно-диспетчерского управления и оперативным персоналом субъекта электроэнергетики производственно-технологической телефонной связи с возможностью выхода на телефонную сеть общего пользования и на другие ведомственные телефонные сети путем набора номера.