Pomozte vývoji webu a sdílení článku s přáteli!

Ke stažení kapitoly 3.3 OLC 7 ve formátu PDF, postupujte následovně: Kapitola 3.3 OLC.

Oblast působnosti 1. \ T Obecné požadavky

3.3.1. Tato kapitola pravidel se vztahuje na automatická a telemechanická zařízení elektráren, energetických systémů, sítí a napájení průmyslových a jiných elektrických zařízení určených k realizaci:

1) automatické opětovné zapnutí vedení nebo fází vedení, autobusů a jiných elektrických instalací po jejich automatickém vypnutí;

2) záložní zdroj nebo zařízení AVR;

3) spínání synchronních generátorů a synchronních kompenzátorů pro paralelní provoz;

4) regulace buzení, napětí a jalového výkonu;

5) řízení kmitočtu a činný výkon;

6) zabránit porušování udržitelnosti;

7) ukončení asynchronního režimu;

8) omezení snížení frekvence;

9) limity zvýšení frekvence;

10) omezení snížení napětí;

11) omezení zvýšení napětí;

12) zabránění přetížení zařízení;

13) dispečerské řízení a řízení.

Funkce zařízení podle str. 4-11 jsou určeny zcela nebo zčásti podmínkami provozu elektrizační soustavy jako celku. Tato zařízení musí být navržena a provozována příslušnými energetickými podniky, energetickými sdruženími nebo po dohodě s nimi.

V energetických systémech a energetických zařízeních mohou být instalována automatická řídicí zařízení, která nejsou pokryta touto kapitolou pravidel a upravena jinými dokumenty. Činnosti těchto zařízení musí být vzájemně koordinovány, stejně jako činnost zařízení a systémů popsaných v této kapitole.

V elektrických sítích podniků - spotřebitelů elektřiny by se měla používat taková automatizační zařízení, která, pokud je to možné, neumožňují porušování nejkritičtějších technologických procesů při krátkodobém přerušení dodávky elektřiny působením ochrany a automatizace v síti vnějšího a vnitřního napájení (viz také 5.3.52, 5.3.53 a 5.3.58).

Automatické opětovné zapnutí (AR)

3.3.2. Měla by být zajištěna automatická zařízení pro opětovné zapnutí napájení spotřebičů nebo spojení mezi systémy a intrasystémy automatickým zapnutím spínačů odpojených ochrannými zařízeními relé.

Musí být zajištěno automatické opětovné zapnutí:

1) vzduchové a smíšené (kabelové) vedení všech typů s napětím nad 1 kV. Zrušení automatického opětovného zapnutí by mělo být v každém jednotlivém případě odůvodněno. Doporučuje se použít AR na kabelových vedeních 35 kV a nižších v případech, kdy může být efektivní z důvodu vysoké pravděpodobnosti poškození s tvorbou otevřeného oblouku (např. Přítomnost několika mezilehlých sestav, napájení několika rozvoden podél jedné linky) a také korekce neselektivních ochrany. O otázce použití automatického opětovného zapnutí na kabelových vedeních 110 kV a vyšších by mělo být rozhodnuto při navrhování v každém případě, s přihlédnutím ke specifickým podmínkám;

2) pneumatiky elektráren a rozvoden (viz 3.3.24 a 3.3.25);

3) transformátory (viz 3.3.26);

4) odpovědné elektromotory, které jsou vypnuty pro zajištění samočinného spuštění jiných elektromotorů (viz 3.3.38).

Pro provádění automatického opětovného zapnutí musí být na obtokových, sběrnicových a sekčních spínačích podle str. 1-3 zajištěno automatické opětné zapnutí.

Pro úsporu zařízení je povoleno provádět automatické automatické opětovné zapnutí na linkách, především kabelech, a dalších přípojkách 6-10 kV. To by mělo brát v úvahu nedostatky zařízení pro automatické opětovné uzavírání skupiny, například možnost selhání, pokud po vypnutí spínače některého z připojení dojde k otevření spínače druhého spojení dříve, než se zařízení vrátí do původní polohy.

3.3.3. Zařízení pro automatické opětovné uzavření musí být navržena tak, aby nepůsobila na:

1) vypnutí spínače pracovníky na dálku nebo pomocí dálkového ovládání;

2) automatické odpojení od ochrany relé bezprostředně po zapnutí pracovníkem na dálku nebo pomocí dálkového ovládání;

3) vypnutí jističe ochranou před vnitřním poškozením transformátorů a točivých strojů, nouzových regulačních zařízení, jakož i v ostatních případech vypínání jističe, kdy je činnost automatického opětovného zapnutí nepřijatelná. AFS po akci AChR (CHAPV) by mělo být provedeno v souladu s 3.3.81.

Zařízení pro automatické opětovné zapnutí musí být navrženo tak, aby bylo vyloučeno z možnosti vícenásobného zapnutí zkratu v případě jakékoli poruchy v obvodu zařízení.

Automatické opětovné zapnutí musí být provedeno s automatickým resetem.

3.3.4. Při použití automatického opětovného zapnutí by mělo být zrychlení ochrany relé zpravidla zajištěno v případě neúspěšného opětovného zapnutí. Zrychlení ochrany relé po neúspěšném opětovném zapnutí se provádí pomocí akceleračního zařízení po zapnutí spínače, který se zpravidla musí použít při zapnutí spínače z jiných důvodů (z ovládacího klíče, dálkového ovládání nebo zařízení ATS). Při zrychlení ochrany po zapnutí jističe musí být přijata opatření proti případnému vypnutí jističe ochranou při působení proudového rázu při zapnutí z důvodu současného zapnutí fázových vypínačů.

Ochranu nezrychlujte po zapnutí spínače, když je vedení již zapnuto jiným spínačem (tj. V přítomnosti symetrického napětí na lince).

Nesmí se zrychlovat po AR, působení ochrany 35 kV vedení a pod, prováděné na střídavém provozním proudu, pokud to vyžaduje významnou komplikaci ochrany a čas jejich působení s kovovým zkratem v blízkosti místa instalace, nepřesahuje 1, 5 s.

3.3.5. Třífázová automatická zařízení pro opětné zapnutí (TAPV) by měla být prováděna hlavně se startem s nesouladem mezi dříve vydaným provozním příkazem a odpojenou polohou spínače; Je také možné spustit zařízení ARC z ochrany.

3.3.6. Lze použít jednočinná nebo dvojčinná zařízení TAPV (zpravidla pokud je to možné za provozních podmínek spínače). Pro trolejové vedení, zejména pro jednostranné jednostranné vedení, se doporučuje dvojčinné zařízení TAPV. V sítích 35 kV a nižších se doporučuje použít dvojčinné TAPV zařízení především pro linky, které nemají redundanci po síti.

V sítích s izolovanou nebo kompenzovanou neutrální hodnotou by zpravidla mělo být blokování druhého cyklu AR aplikováno v případě zemního spojení po AR prvního cyklu (například přítomností nulového napěťového napětí). Doba expozice TAPV ve druhém cyklu by měla být nejméně 15-20 s.

3.3.7. Pro urychlení obnovení normálního režimu přenosu výkonu by mělo být časové zpoždění zařízení TPVA (zejména pro první cyklus automatického opětovného zapnutí dvojčinného působení na jednostranných vedeních) považováno za co nejkratší s ohledem na dobu zhasnutí oblouku a deionizaci média v místě poruchy, disk znovu zapnout.

Časové zpoždění zařízení TAPV na lince s oboustranným napájecím zdrojem musí být také vybráno s ohledem na případné nesouvislé odpojení poškození z obou konců vedení; zároveň by neměla být brána v úvahu doba ochrany pro ochranu na dlouhé vzdálenosti. Je dovoleno nebrat v úvahu rozdíl v vypnutí jističů na koncích vedení, když jsou vypnuty v důsledku vysokofrekvenční ochrany.

Pro zvýšení efektivity jednorázového TAPV je povoleno zvýšit jeho časové zpoždění (pokud je to možné, s přihlédnutím k práci spotřebitele).

3.3.8. Na jednosměrných vedeních 110 kV a vyšších s jednostranným napájecím zdrojem, u nichž je v případě neúspěšného TAPV přípustný přechod na nepřetržitý provoz ve dvou fázích, by měl být na napájecím konci vedení k dispozici dvoučinný TAPV. Převod linky do práce ve dvou fázích může provádět personál na místě nebo pomocí dálkového ovládání.

Pro přenos linky po neúspěšném opětovném zapnutí pro práci ve dvou fázích je třeba zajistit fázové řízení odpojovačů nebo spínačů na přívodním a přijímacím konci vedení.

Při přenosu linky na dlouhodobý provoz ve dvou fázích, je-li to nutné, by měla být přijata opatření ke snížení rušení v provozu komunikačních vedení v důsledku neúplného provozu linky. Za tímto účelem je povoleno omezit výkon přenášený přes linku v neúplném fázovém režimu (je-li to možné za podmínek práce spotřebitele).

V některých případech, pokud existuje zvláštní zdůvodnění, je také dovoleno přerušení práce komunikační linky po dobu neúplného fázového režimu.

3.3.9 . Na tratích, jejichž odpojení nevede k narušení elektrického spojení mezi zdroji, například na paralelních vedeních s jednostranným výkonem, by zařízení TAPV měla být instalována bez kontroly synchronizace.

3.3.10. Na jednotlivých vedeních s obousměrným napájením (při absenci zkratových spojení) by měl být k dispozici jeden z následujících typů třífázového opětného zapnutí (nebo jejich kombinace):

a) vysokorychlostní TAPV (BAPV)

b) nesynchronní TAPV (NAPV);

c) TAPV se synchronizací synchronizace (TAPV CM).

Kromě toho lze v kombinaci s různými typy TAPV uvažovat jednofázové samočinné opětné zapnutí (OAPV), pokud jsou spínače vybaveny fázovým řízením a není narušena stabilita paralelního provozu částí systému v průběhu cyklu OAPV.

Volba typů automatického opětovného zapnutí se provádí na základě souboru specifických provozních podmínek systému a zařízení s přihlédnutím k pokynům 3.3.11-3.3.15.

3.3.11 . Vysokorychlostní automatické opětné zapnutí nebo BAPW (současné zapínání s minimálním časovým zpožděním od obou konců) se doporučuje zpravidla pro automatické opětovné zapnutí na linkách 3.3.10, zpravidla s nepatrnou odchylkou úhlu mezi vektory EMF připojených systémů. BAPV lze použít s přepínači, které umožňují BPS, pokud po zapnutí zůstane synchronní paralelní provoz systémů a maximální elektromagnetický moment synchronních generátorů a kompenzátorů méně zachován (s ohledem na potřebnou rezervu) elektromagnetického momentu vznikajícího ze třífázového zkratu na svorkách stroje.

Vyhodnocení maximálního elektromagnetického momentu by mělo být provedeno pro maximální možnou divergenci úhlu během doby BPS. Proto by měl být BAPV spuštěn pouze tehdy, když je aktivována vysokorychlostní ochrana, jejíž pokrytí pokrývá celou linku. BAPV by měl být blokován, pokud jsou záložní ochrany aktivovány a blokovány nebo zpožděny během operace LEVEL.

Pokud je pro udržení stability elektrizační soustavy v případě neúspěšného BAPV nutné velké množství zásahů z automatizace nouzového řízení, nedoporučuje se použití BAPW.

3.3.12. Nesynchronní automatické uzavírání (NAPV) lze použít na řádcích 3, 3.10 (většinou 110-220 kV), pokud:

a) maximální elektromagnetický moment synchronních generátorů a kompenzátorů, vznikajících při nesynchronním spínání, je menší (s přihlédnutím k potřebnému rozpětí) elektromagnetického momentu, ke kterému dochází během třífázového zkratu na závěrech stroje, zatímco odhadované počáteční hodnoty periodických složek statorového proudu jsou považovány za praktická kritéria pro hodnocení přijatelnosti NAPW v úhlu 180 °;

b) maximální proud procházející transformátorem (autotransformátor) pod úhlem 180 ° je menší než zkratový proud na jeho svorkách při napájení z pneumatik s nekonečným výkonem;

c) po AR je zajištěna dostatečně rychlá resynchronizace; je-li v důsledku nesynchronního automatického opětovného zapnutí možný dlouhý asynchronní provoz, měla by být přijata zvláštní opatření, aby se zabránilo nebo zastavilo.

Za těchto podmínek lze NAPV použít také v režimu opravy na paralelních linkách.

Při provádění NAPV je nutné přijmout opatření, aby se zabránilo nadměrné ochraně. Za tímto účelem se doporučuje zejména zapnout spínače, když NAPV v určité sekvenci, například pro automatické opětovné zapnutí na jedné straně linky s kontrolou přítomnosti napětí na ní po úspěšném TAPV na opačné straně.

3.3.13. Automatické zapnutí se synchronizačním zachycováním lze použít na linkách 3.3.10 pro zapnutí linky s výrazným (do cca 4%) skluzu a přípustným úhlem.

Je také možné provést další uzavření. Na konci tratě, která by měla být zapnuta jako první, je TAPV zrychlen (s odezvou vysoké rychlosti ochrany, jejíž oblast pokrytí pokrývá celou linku) bez regulace napětí na lince (UTAPV BK) nebo TAPV pro řízení nepřítomnosti napětí na lince (TAPV OH) a jeho druhým koncem je TAPV se synchronizací synchronizace. Ten je proveden pod podmínkou, že zahrnutí prvního konce bylo úspěšné (to lze určit například sledováním přítomnosti napětí na lince).

Pro zachycení synchronismu lze použít zařízení postavená na principu synchronizátoru s konstantním úhlem vedení.

Zařízení pro automatické opětovné zapnutí by měla být provedena tak, aby bylo možné změnit pořadí zapnutí spínačů na koncích vedení.

Při provádění automatického opětovného zapnutí by USU měla usilovat o zajištění provozu s největším možným rozdílem ve frekvenci. Maximální povolený úhel aktivace při použití automatického opětovného zapnutí musí být vzat v úvahu za podmínek uvedených v bodě 3.3.12. Při použití zařízení pro automatické opětovné zapnutí je doporučeno jej použít k zapnutí linky personálem (poloautomatická synchronizace).

3.3.14. Na tratích vybavených transformátory napětí se doporučuje používat orgány, které reagují na lineární (fázové) napětí a na zpětné a nulové napěťové napětí pro řízení nepřítomnosti napětí (KOH) a monitorování přítomnosti napětí (KNN) na lince s různými typy TAPV. V některých případech, například na tratích bez bočníkových reaktorů, není možné použít napětí nulové posloupnosti.

3.3.15. Jednofázové automatické opětné zapnutí (OAPV) lze použít pouze v sítích s vysokým zemním proudem. Mělo by se použít OAPV bez automatického přenosu linky na dlouhý nefázový režim s trvalým poškozením fáze:

a) na jednotlivých silně zatížených intersystémových nebo intrasystémových vedeních;

b) na silně zatížených mezisystémových tratích 220 kV a vyšších se dvěma nebo více objížďkami, za předpokladu, že odpojení jednoho z nich může vést k porušení dynamické stability energetického systému;

c) na mezisystémových a vnitrosystémových vedeních různých napěťových tříd, pokud třífázové odpojení vedení vysokého napětí může vést k nepřijatelnému přetížení vedení s nízkým napětím s možností narušení stability elektrické soustavy;

d) na tratích spojujících velké blokové elektrárny se systémem bez významného místního zatížení;

d) na vedeních, kde je implementace TAPV spojena se značným poklesem zátěže v důsledku poklesu napětí.

Přístroj by měl být vyroben tak, aby při jeho vyřazení z provozu nebo při výpadku napájení byla funkce ochrany linky automaticky přenesena na odpojení tří fází vedle zařízení.

Výběr poškozených fází v případě zemního spojení by měl být proveden s pomocí volebních úřadů, které mohou být také použity jako dodatečná ochrana vysokorychlostního vedení v cyklu OAPV, s TAPV, BAPV a jednosměrným spínáním linky obsluhou.

Expoziční doba OAPV by měla být nastavena od doby zhasnutí oblouku a deionizace média v místě jednofázového zkratu v režimu bez fází, s přihlédnutím k možnosti nesouběžného spouštění ochrany na koncích vedení, stejně jako kaskádové činnosti volebních orgánů.

3.3.16. Na linkách 3.3.15 by měl být OAPV použit v kombinaci s různými typy TPA. Současně by mělo být možné zakázat TAPV ve všech případech PAVA nebo pouze v případě neúspěšného PIO. V závislosti na konkrétních podmínkách je povoleno provádět TAPV po neúspěšném OAPV. V těchto případech se operace TAPV předpokládá nejprve na jednom konci linky s kontrolou nepřítomnosti napětí na lince a se zvýšeným časovým zpožděním.

3.3.17. Na jednotlivých tratích s oboustranným výkonem lze použít systém TAPI s automatickou synchronizací (APVS) hydrogenerátorů pro vodní elektrárny a TAPV v kombinaci s oddělovacími zařízeními - pro vodní a tepelné elektrárny.

3.3.18. Na tratích s obousměrným výkonem v přítomnosti několika bypassů by mělo být použito:

1) v přítomnosti dvou dluhopisů, stejně jako v přítomnosti tří dluhopisů, je-li pravděpodobné, že dvě z těchto dluhopisů budou delší dobu odpojena (například dvojitá spojnice):

  • nesynchronní automatické opětné zapnutí (zejména pro vedení 110-220 kV a za podmínek uvedených v bodě 3.3.12, ale pro případ odpojení všech připojení);
  • Automatické opětovné zapnutí se synchronizační kontrolou (pokud není možné provést nesynchronní automatické opětovné zapnutí z důvodů uvedených v bodě 3.3.12, ale pro případ odpojení všech spojení).

Pro kritické linky, pokud existují dvě spojení, a pokud existují tři spojení, z nichž dvě jsou dvojité, pokud není možné použít NAPV z důvodů uvedených v bodě 3.3.12, je povoleno používat zařízení OAPV, BAPV nebo APS (viz 3.3.11). 3.3.13, 3.3.15). Současně by měla být zařízení OAPV a BAPV doplněna zařízením AR s kontrolou synchronizace;

2) v přítomnosti čtyř nebo více spojení, a také v přítomnosti tří spojení, pokud v tomto druhém případě je současné dlouhodobé odpojení dvou z těchto spojení nepravděpodobné (například pokud jsou všechny linky jednookruhové), automatické opětovné zapnutí není kontrolováno na synchronizaci.

3.3.19. Устройства АПВ с проверкой синхронизма следует выполнять на одном конце линии с контролем отсутствия напряжения на линии и с контролем наличия синхронизма, на другом конце - только с контролем наличия синхронизма. Схемы устройства АПВ с проверкой синхронизма линии должны выполняться одинаковыми на обоих концах с учетом возможности изменения очередности включения выключателей линии при АПВ.

Рекомендуется использовать устройство АПВ с проверкой синхронизма для проверки синхронизма соединяемых систем при включении линии персоналом.

3.3.20. Допускается совместное применение нескольких видов трехфазного АПВ на линии, например БАПВ и ТАПВ с проверкой синхронизма. Допускается также использовать различные виды устройств АПВ на разных концах линии, например УТАПВ БК (см. 3.3.13) на одном конце линии и ТАПВ с контролем наличия напряжения и синхронизма на другом.

3.3.21. Допускается сочетание ТАПВ с неселективными быстродействующими защитами для исправления неселективного действия последних. В сетях, состоящих из ряда последовательно включенных линий, при применении для них неселективных быстродействующих защит для исправления их действия рекомендуется применять поочередное АПВ; могут также применяться устройства АПВ с ускорением защиты до АПВ или с кратностью действия (не более трех), возрастающей по направлению к источнику питания.

3.3.22. При применении трехфазного однократного АПВ линий, питающих трансформаторы, со стороны высшего напряжения которых устанавливаются короткозамыкатели и отделители, для отключения отделителя в бестоковую паузу время действия устройства АПВ должно быть отстроено от суммарного времени включения короткозамыкателя и отключения отделителя. При применении трехфазного АПВ двукратного действия (см. 3.3.6) время действия АПВ в первом цикле по указанному условию не должно увеличиваться, если отключение отделителя предусматривается в бестоковую паузу второго цикла АПВ.

Для линий, на которые вместо выключателей устанавливаются отделители, отключение отделителей в случае неуспешного АПВ в первом цикле должно производиться в бестоковую паузу второго цикла АПВ.

3.3.23. Если в результате действия АПВ возможно несинхронное включение синхронных компенсаторов или синхронных электродвигателей и если такое включение для них недопустимо, а также для исключения подпитки от этих машин места повреждения следует предусматривать автоматическое отключение этих синхронных машин при исчезновении питания или переводить их в асинхронный режим отключением АГП с последующим автоматическим включением или ресинхронизацией после восстановления напряжения в результате успешного АПВ.

Для подстанций с синхронными компенсаторами или синхронными электродвигателями должны применяться меры, предотвращающие излишние срабатывания АЧР при действии АПВ.

3.3.24. АПВ шин электростанций и подстанций при наличии специальной защиты шин и выключателей, допускающих АПВ, должно выполняться по одному из двух вариантов:

1) автоматическим опробованием (постановка шин под напряжение выключателем от АПВ одного из питающих элементов);

2) автоматической сборкой схемы; при этом первым от устройства АПВ включается один из питающих элементов (например, линия, трансформатор), при успешном включении этого элемента производится последующее, возможно более полное автоматическое восстановление схемы доаварийного режима путем включения других элементов. АПВ шин по этому варианту рекомендуется применять в первую очередь для подстанций без постоянного дежурства персонала.

При выполнении АПВ шин должны применяться меры, исключающие несинхронное включение (если оно является недопустимым).

Должна обеспечиваться достаточная чувствительность защиты шин на случай неуспешного АПВ.

3.3.25. На двухтрансформаторных понижающих подстанциях при раздельной работе трансформаторов, как правило, должны предусматриваться устройства АПВ шин среднего и низшего напряжений в сочетании с устройствами АВР; при внутренних повреждениях трансформаторов должно действовать АВР, при прочих повреждениях - АПВ (см. 3.3.42).

Допускается для двухтрансформаторной подстанции, в нормальном режиме которой предусматривается параллельная работа трансформаторов на шинах данного напряжения, устанавливать дополнительно к устройству АПВ устройство АВР, предназначенное для режима, когда один из трансформаторов выведен в резерв.

3.3.26. Устройствами АПВ должны быть оборудованы все одиночные понижающие трансформаторы мощностью более 1 MB·А на подстанциях энергосистем, имеющие выключатель и максимальную токовую защиту с питающей стороны, когда отключение трансформатора приводит к обесточению электроустановок потребителей. Допускается в отдельных случаях действие АПВ и при отключении трансформатора защитой от внутренних повреждений.

3.3.27. При неуспешном АПВ включаемого первым выключателем элемента, присоединенного двумя или более выключателями, АПВ остальных выключателей этого элемента, как правило, должно запрещаться.

3.3.28. При наличии на подстанции или электростанции выключателей с электромагнитным приводом, если от устройства АПВ могут быть одновременно включены два или более выключателей, для обеспечения необходимого уровня напряжения аккумуляторной батареи при включении и для снижения сечения кабелей цепей питания электромагнитов включения следует, как правило, выполнять АПВ так, чтобы одновременное включение нескольких выключателей было исключено (например, применением на присоединениях АПВ с различными выдержками времени).

Допускается в отдельных случаях (преимущественно при напряжении 110 кВ и большом числе присоединений, оборудованных АПВ) одновременное включение от АПВ двух выключателей.

3.3.29. Действие устройств АПВ должно фиксироваться указательными реле, встроенными в реле указателями срабатывания, счетчиками числа срабатываний или другими устройствами аналогичного назначения.

Автоматическое включение резервного питания и оборудования (АВР)

3.3.30. Устройства АВР должны предусматриваться для восстановления питания потребителей путем автоматического присоединения резервного источника питания при отключении рабочего источника питания, приводящем к обесточению электроустановок потребителя. Устройства АВР должны предусматриваться также для автоматического включения резервного оборудования при отключении рабочего оборудования, приводящем к нарушению нормального технологического процесса.

Устройства АВР также рекомендуется предусматривать, если при их применении возможно упрощение релейной защиты, снижение токов КЗ и удешевление аппаратуры за счет замены кольцевых сетей радиально-секционированными и т. п.

Устройства АВР могут устанавливаться на трансформаторах, линиях, секционных и шиносоединительных выключателях, электродвигателях и т. п.

3.3.31. Устройство АВР, как правило, должно обеспечивать возможность его действия при исчезновении напряжения на шинах питаемого элемента, вызванном любой причиной, в том числе КЗ на этих шинах (последнее - при отсутствии АПВ шин, см. также 3.3.42).

3.3.32. Устройство АВР при отключении выключателя рабочего источника питания должно включать, как правило, без дополнительной выдержки времени, выключатель резервного источника питания (см. также 3.3.41). При этом должна быть обеспечена однократность действия устройства.

3.3.33. Для обеспечения действия АВР при обесточении питаемого элемента в связи с исчезновением напряжения со стороны питания рабочего источника, а также при отключении выключателя с приемной стороны (например, для случаев, когда релейная защита рабочего элемента действует только на отключение выключателей со стороны питания) в схеме АВР в дополнение к указанному в 3.3.32 должен предусматриваться пусковой орган напряжения. Указанный пусковой орган при исчезновении напряжения на питаемом элементе и при наличии напряжения со стороны питания резервного источника должен действовать с выдержкой времени на отключение выключателя рабочего источника питания с приемной стороны. Пусковой орган напряжения АВР не должен предусматриваться, если рабочий и резервный элементы имеют один источник питания.

3.3.34. Для трансформаторов и линий малой протяженности с целью ускорения действия АВР целесообразно выполнять релейную защиту с действием на отключение не только выключателя со стороны питания, но и выключателя с приемной стороны. С этой же целью в наиболее ответственных случаях (например, на собственных нуждах электростанций) при отключении по каким-либо причинам выключателя только со стороны питания должно быть обеспечено немедленное отключение выключателя с приемной стороны по цепи блокировки.

3.3.35 . Минимальный элемент напряжения пускового органа АВР, реагирующий на исчезновение напряжения рабочего источника, должен быть отстроен от режима самозапуска электродвигателей и от снижения напряжения при удаленных КЗ. Напряжение срабатывания элемента контроля напряжения на шинах резервного источника пускового органа АВР должно выбираться по возможности, исходя из условия самозапуска электродвигателей. Время действия пускового органа АВР должно быть больше времени отключения внешних КЗ, при которых снижение напряжения вызывает срабатывание элемента минимального напряжения пускового органа, и, как правило, больше времени действия АПВ со стороны питания.

Минимальный элемент напряжения пускового органа АВР, как правило, должен быть выполнен так, чтобы исключалась его ложная работа при перегорании одного из предохранителей трансформатора напряжения со стороны обмотки высшего или низшего напряжения; при защите обмотки низшего напряжения автоматическим выключателем при его отключении действие пускового органа должно блокироваться. Допускается не учитывать данное требование при выполнении устройств АВР в распределительных сетях 6-10 кВ, если для этого требуется специальная установка трансформатора напряжения.

3.3.36. Если при использовании пуска АВР по напряжению время его действия может оказаться недопустимо большим (например, при наличии в составе нагрузки значительной доли синхронных электродвигателей), рекомендуется применять в дополнение к пусковому органу напряжения пусковые органы других типов (например, реагирующие на исчезновение тока, снижение частоты, изменение направления мощности и т. п.).

В случае применения пускового органа частоты последний при снижении частоты со стороны рабочего источника питания до заданного значения и при нормальной частоте со стороны резервного питания должен действовать с выдержкой времени на отключение выключателя рабочего источника питания.

При технологической необходимости может выполняться пуск устройства автоматического включения резервного оборудования от различных специальных датчиков (давления, уровня и т. п.).

3.3.37. Схема устройства АВР источников питания собственных нужд электростанций после включения резервного источника питания взамен одного из отключающихся рабочих источников должна сохранять возможность действия при отключении других рабочих источников питания.

3.3.38. При выполнении устройств АВР следует проверять условия перегрузки резервного источника питания и самозапуска электродвигателей и, если имеет место чрезмерная перегрузка или не обеспечивается самозапуск, выполнять разгрузку при действии АВР (например, отключение неответственных, а в некоторых случаях и части ответственных электродвигателей; для последних рекомендуется применение АПВ).

3.3.39. При выполнении АВР должна учитываться недопустимость его действия на включение потребителей, отключенных устройствами АЧР. С этой целью должны применяться специальные мероприятия (например, блокировка по частоте); в отдельных случаях при специальном обосновании невозможности выполнения указанных мероприятий допускается не предусматривать АВР.

3.3.40. При действии устройства АВР, когда возможно включение выключателя на КЗ, как правило, должно предусматриваться ускорение действия защиты этого выключателя (см. также 3.3.4). При этом должны быть приняты меры для предотвращения отключений резервного питания по цепи ускорения защиты за счет бросков тока включения.

С этой целью на выключателях источников резервного питания собственных нужд электростанций ускорение защиты должно предусматриваться только в случае, если ее выдержка времени превышает 1-1, 2 с; при этом в цепь ускорения должна быть введена выдержка времени около 0, 5 с. Для прочих электроустановок значения выдержек времени принимаются, исходя из конкретных условий.

3.3.41. В случаях, если в результате действия АВР возможно несинхронное включение синхронных компенсаторов или синхронных электродвигателей и если оно для них недопустимо, а также для исключения подпитки от этих машин места повреждения следует при исчезновении питания автоматически отключать синхронные машины или переводить их в асинхронный режим отключением АГП с последующим автоматическим включением или ресинхронизацией после восстановления напряжения в результате успешного АВР.

Для предотвращения включения резервного источника от АВР до отключения синхронных машин допускается применять замедление АВР. Если последнее недопустимо для остальной нагрузки, допускается при специальном обосновании отключать от пускового органа АВР линию, связывающую шины рабочего питания с нагрузкой, содержащей синхронные электродвигатели.

Для подстанций с синхронными компенсаторами или синхронными электродвигателями должны применяться меры, предотвращающие неправильную работу АЧР при действии АВР (см. 3.3.79).

3.3.42. С целью предотвращения включения резервного источника питания на КЗ при неявном резерве, предотвращения его перегрузки, облегчения самозапуска, а также восстановления наиболее простыми средствами нормальной схемы электроустановки после аварийного отключения и действия устройства автоматики рекомендуется применять сочетание устройств АВР и АПВ. Устройства АВР должны действовать при внутренних повреждениях рабочего источника, АПВ - при прочих повреждениях.

После успешного действия устройств АПВ или АВР должно, как правило, обеспечиваться возможно более полное автоматическое восстановление схемы доаварийного режима (например, для подстанций с упрощенными схемами электрических соединений со стороны высшего напряжения - отключение включенного при действии АВР секционного выключателя на стороне низшего напряжения после успешного АПВ питающей линии).

Включение генераторов

3.3.43. Включение генераторов на параллельную работу должно производиться одним из следующих способов: точной синхронизацией (ручной, полуавтоматической и автоматической) и самосинхронизацией (ручной, полуавтоматической и автоматической).

3.3.44. Способ точной автоматической или полуавтоматической синхронизации как основной способ включения на параллельную работу при нормальных режимах должен предусматриваться для:

  • турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток мощностью более 3 МВт, работающих непосредственно на сборные шины генераторного напряжения, и при значении периодической составляющей переходного тока более 3, 5 Iном;
  • турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток типов ТВВ, ТВФ, ТГВ и ТВМ;
  • гидрогенераторов мощностью 50 МВт и более.

При аварийных режимах в электрической системе включение на параллельную работу всех генераторов вне зависимости от системы охлаждения и мощности может производиться способом самосинхронизации.

3.3.45. Способ самосинхронизации как основной способ включения на параллельную работу может предусматриваться для:

  • турбогенераторов мощностью до 3 МВт:
  • турбогенераторов с косвенным охлаждением мощностью более 3 МВт, работающих непосредственно на сборные шины, если периодическая составляющая переходного тока при включении в сеть способом самосинхронизации не превосходит 3, 5 Iном;
  • турбогенераторов с косвенным охлаждением, работающих в блоке с трансформаторами;
  • гидрогенераторов мощностью до 50 МВт;
  • гидрогенераторов, электрически жестко связанных между собой и работающих через общий выключатель при их суммарной мощности до 50 МВт.

В указанных случаях могут не предусматриваться устройства полуавтоматической и автоматической точной синхронизации.

3.3.46. При использовании способа самосинхронизации как основного способа включения генераторов на параллельную работу следует предусматривать установку на гидрогенераторах устройств автоматической самосинхронизации, на турбогенераторах - устройств ручной или полуавтоматической самосинхронизации.

3.3.47. При использовании способа точной синхронизации в качестве основного способа включения генераторов на параллельную работу, как правило, следует предусматривать установку устройств автоматической и полуавтоматической точной синхронизации. Для генераторов мощностью до 15 МВт допускается применение ручной точной синхронизации с блокировкой от несинхронного включения.

3.3.48. В соответствии с указанными положениями все генераторы должны быть оборудованы соответствующими устройствами синхронизации, расположенными на центральном пункте управления или на местном пункте управления для гидроэлектростанций, на главном щите управления или на блочных щитах управления для теплоэлектростанций.

Вне зависимости от применяемого способа синхронизации все генераторы должны быть оборудованы устройствами, позволяющими в необходимых случаях производить ручную точную синхронизацию с блокировкой от несинхронного включения.

3.3.49. При включении в сеть способом точной синхронизации двух или более гидрогенераторов, работающих через один выключатель, генераторы предварительно синхронизируются между собой способом самосинхронизации и с сетью - способом точной синхронизации.

3.3.50. На транзитных подстанциях основной сети и электростанциях, где требуется синхронизация отдельных частей электрической системы, должны предусматриваться устройства для полуавтоматической или ручной точной синхронизации.

Автоматическое регулирование возбуждения, напряжения и реактивной мощности

3.3.51. Устройства автоматического регулирования возбуждения, напряжения и реактивной мощности предназначены для:

  • поддержания напряжения в электрической системе и у электроприемников по заданным характеристикам при нормальной работе электроэнергетической системы;
  • распределения реактивной нагрузки между источниками реактивной мощности по заданному закону;
  • повышения статической и динамической устойчивости электрических систем и демпфирования колебаний в переходных режимах.

3.3.52. Синхронные машины (генераторы, компенсаторы, электродвигатели) должны быть оборудованы устройствами АРВ. Автоматические регуляторы возбуждения должны соответствовать требованиям ГОСТ на системы возбуждения и техническим условиям на оборудование систем возбуждения.

Для генераторов и синхронных компенсаторов мощностью менее 2, 5 МВт, за исключением генераторов электростанций, работающих изолированно или в энергосистеме небольшой мощности, допускается применять только устройства релейной форсировки возбуждения. Синхронные электродвигатели должны быть оборудованы устройствами АРВ в соответствии с 5.3.12 и 5.3.13.

3.3.53. Должна быть обеспечена высокая надежность питания АРВ и других устройств системы возбуждения от трансформаторов напряжения, а также высокая надежность соответствующих цепей.

При подключении АРВ к трансформатору напряжения, имеющему предохранители на первичной стороне:

  • АРВ и другие устройства системы возбуждения, потеря питания которых может привести к перегрузке или недопустимому снижению возбуждения машины, должны присоединяться к их вторичным выводам без предохранителей и автоматических выключателей;
  • устройство релейной форсировки должно выполняться так, чтобы исключалась возможность его ложной работы при перегорании одного из предохранителей с первичной стороны трансформаторов напряжения.

При подключении АРВ к трансформатору напряжения, не имеющему предохранителей на первичной стороне:

  • АРВ и другие устройства системы возбуждения должны присоединяться к их вторичным выводам через автоматические выключатели;
  • должны быть предусмотрены мероприятия по использованию вспомогательных контактов автоматического выключателя, исключающие перегрузку или недопустимое снижение возбуждения машины в случае отключения автоматического выключателя.

К трансформаторам напряжения, к которым подключаются АРВ и другие устройства системы возбуждения, как правило, не должны присоединяться другие устройства и приборы. В отдельных случаях допускается присоединение этих устройств и приборов через отдельные автоматические выключатели или предохранители.

3.3.54. Устройства АРВ гидрогенераторов должны быть выполнены так, чтобы в случае сброса нагрузки при исправном регуляторе скорости исключалось срабатывание защиты от повышения напряжения. При необходимости устройство АРВ может быть дополнено релейным устройством быстродействующего развозбуждения.

3.3.55. Схема устройства релейной форсировки возбуждения должна предусматривать возможность перевода его действия на резервный возбудитель при замене им основного возбудителя.

3.3.56. Устройства компаундирования возбуждения должны присоединяться к трансформаторам тока со стороны вывода генератора или синхронного компенсатора (со стороны шин).

3.3.57. Для синхронных генераторов и компенсаторов с непосредственным охлаждением, генераторов мощностью 15 МВт и более и компенсаторов мощностью 15 Мвар и более, электростанций и подстанций без постоянного дежурства персонала в помещении щита управления должно быть предусмотрено автоматическое ограничение перегрузки с выдержкой времени, зависящей от кратности перегрузки.

До освоения серийного выпуска устройств автоматического ограничения перегрузки с зависимой выдержкой времени для машин мощностью до 200 МВт (Мвар) допускается устанавливать устройства ограничения с независимой по времени характеристикой.

Устройство автоматического ограничения перегрузки не должно препятствовать форсировке возбуждения в течение времени, которое допускается для соответствующего исполнения машины.

3.3.58. Для генераторов мощностью 100 МВт и более и для компенсаторов мощностью 100 Мвар и более следует устанавливать быстродействующие системы возбуждения с АРВ сильного действия.

В отдельных случаях, определяемых условиями работы электростанции в энергосистеме, допускается устанавливать АРВ другого типа, а также медленно действующие системы возбуждения.

3.3.59. Система возбуждения и устройства АРВ должны обеспечивать устойчивое регулирование в пределах от наименьшего допустимого до наибольшего допустимого значения тока возбуждения. Для синхронных компенсаторов с нереверсивной системой возбуждения регулирование должно обеспечиваться начиная от значения тока ротора, практически равного нулю, а для компенсаторов с реверсивной системой возбуждения - от наибольшего допустимого значения отрицательного тока возбуждения.

Для машин, работающих в блоке с трансформаторами, должна быть предусмотрена возможность токовой компенсации потери напряжения в трансформаторе.

3.3.60. Генераторы мощностью 2, 5 МВт и более гидро- и тепловых электростанций с числом агрегатов четыре и более должны оснащаться общестанционными АСУ технологическими процессами или (при их отсутствии) системами группового управления возбуждением. Эти системы на генераторах тепловых электростанций рекомендуется выполнять в зависимости от схемы, режима и мощности электростанции.

3.3.61. Трансформаторы с РПН распределительных подстанций и собственных нужд электростанций, а также линейные регуляторы распределительных подстанций для поддержания или заданного изменения напряжения должны оснащаться системой автоматического регулирования коэффициента трансформации. При необходимости автоматические регуляторы должны обеспечивать встроечное регулирование напряжения.

Подстанции, на которых предусматривается параллельная работа трансформаторов (автотрансформаторов) с автоматическим регулированием коэффициента трансформации, должны оснащаться общеподстанционной автоматизированной системой управления технологическими процессами или системой группового регулирования, исключающей появление недопустимых уравнительных токов между трансформаторами.

3.3.62. Конденсаторные установки должны быть оборудованы устройствами автоматического регулирования в соответствии с гл. 5.6.

Автоматическое регулирование частоты и активной мощности (АРЧМ)

3.3.63. Системы автоматического регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ) предназначены для:

  • поддержания частоты в энергообъединениях и изолированных энергосистемах в нормальных режимах согласно требованиям ГОСТ на качество электрической энергии;
  • регулирования обменных мощностей энергообъединений и ограничения перетоков мощности по контролируемым внешним и внутренним связям энергообъединений и энергосистем;
  • распределения мощности (в том числе экономичного) между объектами управления на всех уровнях диспетчерского управления (между объединенными энергосистемами в «ЕЭС России», энергосистемами в ОЭС, электростанциями в энергосистемах и агрегатами или энергоблоками в пределах электростанций).

3.3.64. Системы АРЧМ должны обеспечивать (при наличии необходимого регулировочного диапазона) на управляемых электростанциях поддержание среднего отклонения частоты от заданного значения в пределах ±0, 1 Гц в десятиминутных интервалах и ограничение перетока мощности по контролируемым связям с подавлением не менее чем на 70% амплитуды колебаний перетока мощности с периодом 2 мин и более.

3.3.65. В систему АРЧМ должны входить:

  • устройства автоматического регулирования частоты, обменной мощности и ограничения перетоков на диспетчерских пунктах «ЕЭС России» и ОЭС;
  • устройства распределения управляющих воздействий от вышестоящих систем АРЧМ между управляемым электростанциями и устройства ограничения перетоков по контролируемым внутренним связям на диспетчерских пунктах энергосистем;
  • устройства управления активной мощностью на электростанциях, привлекаемых к участию в автоматическом управлении мощностью;
  • датчики перетоков активной мощности и средства телемеханики.

3.3.66. Устройства АРЧМ на диспетчерских пунктах должны обеспечивать выявление отклонений фактического режима работы от заданного, формирование и передачу управляющих воздействий для диспетчерских пунктов нижнего уровня управления и для электростанций, привлекаемых к автоматическому управлению мощностью.

3.3.67. Устройства автоматического управления мощностью электростанций должны обеспечивать:

  • прием и преобразование управляющих воздействий, поступающих с диспетчерских пунктов вышестоящего уровня управления, и формирование управляющих воздействий на уровне управления электростанций;
  • формирование управляющих воздействий на отдельные агрегаты (энергоблоки);
  • поддержание мощности агрегатов (энергоблоков) в соответствии с полученными управляющими воздействиями.

3.3.68. Управление мощностью электростанции должно осуществляться со статизмом по частоте, изменяемым в пределах от 3 до 6%.

3.3.69. На гидроэлектростанциях системы управления мощностью должны иметь автоматические устройства, обеспечивающие пуск и останов агрегатов, а при необходимости также перевод агрегатов в режимы синхронного компенсатора и генераторный в зависимости от условий и режима работы электростанций и энергосистемы с учетом имеющихся ограничений в работе агрегатов.

Гидроэлектростанции, мощность которых определяется режимом водотока, рекомендуется оборудовать автоматическими регуляторами мощности по водотоку.

3.3.70. Устройства АРЧМ должны допускать оперативное изменение параметров настройки при изменении режимов работы объекта управления, оснащаться элементами сигнализации, блокировками и защитами, предотвращающими неправильные их действия при нарушении нормальных режимов работы объектов управления, при неисправностях в самих устройствах, а также исключающими те действия, которые могут помешать функционированию устройств противоаварийной автоматики.

На тепловых электростанциях устройства АРЧМ должны быть оборудованы элементами, предотвращающими те изменения технологических параметров выше допустимых пределов, которые вызваны действием этих устройств на агрегаты (энергоблоки).

3.3.71. Средства телемеханики .должны обеспечивать ввод информации о перетоках по контролируемым внутрисистемным и межсистемным связям, передачу управляющих воздействий и сигналов от устройств АРЧМ на объекты управления, а также передачу необходимой информации на вышестоящий уровень управления.

Суммарное значение сигналов в средствах телемеханики и устройствах АРЧМ не должно превышать 5 с.

Автоматическое предотвращение нарушений устойчивости

3.3.72. Устройства автоматического предотвращения нарушений устойчивости энергосистем должны предусматриваться в зависимости от конкретных условий гам, где это технически и экономически целесообразно, - для сохранения динамической устойчивости и обеспечения нормативного запаса статической устойчивости в послеаварийных режимах.

Устройства автоматического предотвращения нарушения устойчивости могут предусматриваться для действия в случаях:

а) отключения линии без повреждения, а также при повреждениях в результате однофазных КЗ при работе основной защиты и ОАПВ в возможных режимах повышенной загрузки электропередач и в ремонтных схемах сети; допускается применение устройств автоматики при этих повреждениях и в нормальных схемах и режимах энергосистемы, если нарушение устойчивости в результате отказа автоматики не может привести к потере значительной части нагрузки энергосистемы (например, за счет действия АЧР);

б) отключения линий в результате многофазных КЗ при работе основной защиты в нормальной и ремонтной схемах сети; допускается не учитывать наиболее редкие режимы повышенной загрузки электропередач;

в) отказов выключателя с действием УРОВ при КЗ в нормальном режиме работы энергосистемы и в нормальной схеме работы сети;

г) полного разделения энергосистемы на несинхронно работающие части электропередач в нормальном режиме;

д) значительного аварийного дефицита или избытка мощности в одной из соединяемых частей энергообъединения;

е) работы устройств БАПВ или АПВ в нормальных схеме и режиме.

3.3.73. Устройства автоматического предотвращения нарушений устойчивости могут воздействовать на:

а) отключение части генераторов гидроэлектростанций и как исключение - генераторов или блоков тепловых электростанций;

б) быстрое снижение или увеличение нагрузки паровыми турбинами в пределах возможностей теплосилового оборудования (без последующего автоматического восстановления прежней нагрузки);

в) отключение (в исключительных случаях) части нагрузки потребителей, легко переносящих кратковременный перерыв электроснабжения (специальное автоматическое отключение нагрузки);

г) деление энергосистем (если указанные выше мероприятия недостаточны);

д) кратковременное быстрое снижение нагрузки паровых турбин (с последующим автоматическим восстановлением прежней нагрузки).

Устройства автоматического предотвращения нарушений устойчивости могут изменять режим работы устройств продольной и поперечной емкостной компенсации и другого оборудования электропередачи, например шунтирующих реакторов, автоматических регуляторов возбуждения генераторов и т. п. Снижение активной мощности электростанций при повреждениях по 3.3.72, пп. а и б, желательно ограничивать тем объемом и в основном теми случаями, когда это не ведет к действию АЧР в энергосистеме или к другим неблагоприятным последствиям.

3.3.74. Интенсивность управляющих воздействий, подаваемых устройствами автоматического предотвращения нарушений устойчивости (например, мощность отключаемых генераторов или глубина разгрузки турбин), должна определяться интенсивность возмущающего воздействия (например, сброс передаваемой активной мощности при возникновении КЗ и продолжительность последнего) или переходного процесса, фиксируемых автоматически, а также тяжестью исходного режима, фиксируемой также автоматически или, в исключительных случаях, персоналом.

Автоматическое прекращение асинхронного режима

3.3.75. Для прекращения асинхронного режима (АР) в случае его возникновения должны в основном применяться устройства автоматики, отличающие асинхронный режим от синхронных качаний, КЗ или других ненормальных режимов работы.

По возможности указанные устройства следует выполнять так, чтобы они прежде всего способствовали осуществлению мероприятий, направленных на облегчение условий ресинхронизации, например:

  • быстрому набору нагрузки турбинами или частичному отключению потребителей (в той части энергосистемы, в которой возник дефицит мощности);
  • уменьшению генерирующей мощности путем воздействия на регуляторы скорости турбин или отключения части генераторов (в той части энергосистемы, в которой возник избыток мощности).

Автоматическое разделение энергосистемы в заданных точках применяется после возникновения АР, если указанные мероприятия не приводят к ресинхронизации после прохождения заданного числа циклов качаний, или при длительности асинхронного хода больше заданного предела.

В случаях недопустимости асинхронного режима, опасности или малой эффективности ресинхронизации для прекращения АР необходимо использовать деление с наименьшим временем, при котором обеспечивается устойчивость по другим связям и селективное действие автоматики.

Автоматическое ограничение снижения частоты

3.3.76. Автоматическое ограничение снижения частоты должно выполняться с таким расчетом, чтобы при любом возможном дефиците мощности в энергообъединении, энергосистеме, энергоузле возможность снижения частоты ниже уровня 45 Гц была исключена полностью, время работы с частотой ниже 47 Гц не превышало 20 с, а с частотой ниже 48, 5 Гц - 60 с.

3.3.77. Система автоматического ограничения снижения частоты осуществляет:

  • автоматический частотный ввод резерва;
  • автоматическую частотную разгрузку (АЧР);
  • дополнительную разгрузку;
  • включение питания отключенных потребителей при восстановлении частоты (ЧАПВ);
  • выделение электростанций или генераторов со сбалансированной нагрузкой, выделение генераторов на питание собственных нужд электростанций.

3.3.78. Автоматический ввод резерва при снижении частоты должен использоваться в первую очередь, чтобы по возможности уменьшить объем отключения или длительность перерыва питания потребителей, и предусматривает:

  • мобилизацию включенного резерва на тепловых электростанциях;
  • автоматический пуск гидроагрегатов, находящихся в резерве;
  • автоматический переход в активный режим гидрогенераторов, работающих в режиме синхронных компенсаторов;
  • автоматический пуск газотурбинных установок.

3.3.79. Автоматическая частотная разгрузка предусматривает отключение потребителей небольшими долями по мере снижения частоты (АЧРI) или по мере увеличения продолжительности существования пониженной частоты (AЧPII).

Устройства АЧР должны устанавливаться, как правило, на подстанциях энергосистемы. Допускается их установка непосредственно у потребителей под контролем энергосистемы.

Объемы отключения нагрузки устанавливаются, исходя из обеспечения эффективности при любых возможных дефицитах мощности; очередность отключения выбирается так, чтобы уменьшить ущерб от перерыва электроснабжения, в частности должно применяться большее число устройств и очередей АЧР, более ответственные потребители должны подключаться к более дальним по вероятности срабатывания очередям.

Действие АЧР должно быть согласовано с работой устройств АПВ и АВР. Недопустимо уменьшение объема АЧР за счет действия устройств АВР или персонала.

3.3.80. Устройства дополнительной разгрузки должны применяться в тех энергосистемах или частях энергосистемы, где возможны особенно большие местные дефициты мощности, при которых действие устройств АЧРI оказывается недостаточно эффективным по значению и скорости разгрузки.

Необходимость выполнения дополнительной разгрузки, ее объем, а также факторы, по которым осуществляется ее срабатывание (отключение питающих элементов, сброс активной мощности и т. п.), определяется энергосистемой.

3.3.81. Устройства ЧАПВ используются для уменьшения перерыва питания отключенных потребителей в условиях восстановления частоты в результате реализации резервов генерирующей мощности, ресинхронизации или синхронизации по отключившейся электропередаче.

При размещении устройств и распределении нагрузки по очередям ЧАПВ следует учитывать степень ответственности потребителей, вероятность их отключения действием АЧР, сложность и длительность неавтоматического восстановления электропитания (исходя из принятого порядка обслуживания объектов). Как правило, очередность включения нагрузки от ЧАПВ должна быть обратной по сравнению с принятой для АЧР.

3.3.82. Выделение электростанций или генераторов со сбалансированной нагрузкой, выделение генераторов на питание собственных нужд применяется:

  • для сохранения в работе собственных нужд электростанций;
  • для предотвращения полного погашения электростанций при отказе или недостаточной эффективности устройств ограничения снижения частоты по 3.3.79 и 3.3.81;
  • для обеспечения питания особо ответственных потребителей;
  • взамен дополнительной разгрузки, когда это технически и экономически целесообразно.

3.3.83. Необходимость применения дополнительной разгрузки, объемы отключаемой (при АЧР) и включаемой (при ЧАПВ) нагрузки, уставки по времени, частоте и другим контролируемым параметрам для устройств ограничения снижения частоты определяются при эксплуатации энергосистем в соответствии с ПТЭ и другими директивными материалами.

Автоматическое ограничение повышения частоты

3.3.84. С целью предотвращения недопустимого повышения частоты на тепловых станциях, которые могут оказаться работающими параллельно с гидроэлектростанциями значительно большей мощности в условиях сброса нагрузки, должны применяться устройства автоматики, действующей при повышении частоты выше 52-53 Гц. Эти устройства должны в первую очередь действовать на отключение части генераторов ГЭС. Возможно применение устройств, действующих на отделение ТЭС с нагрузкой, по возможности соответствующей их мощности, от ГЭС.

Кроме того, в узлах энергосистемы, содержащих только ГЭС, должны предусматриваться устройства, ограничивающие аварийное повышение частоты значением 60 Гц за счет отключения части генераторов для обеспечения нормальной работы двигательной нагрузки, а в узлах, содержащих только ТЭС, - устройства, ограничивающие длительное повышение частоты значением, при котором нагрузка энергоблоков не выходит за пределы их регулировочного диапазона.

Автоматическое ограничение снижения напряжения

3.3.85. Устройства автоматического ограничения снижения напряжения должны предусматриваться с целью исключения нарушения устойчивости нагрузки и возникновения лавины напряжения в послеаварийных условиях работы энергосистемы.

Указанные устройства могут контролировать кроме значения напряжения другие параметры, включая производную напряжения, и воздействуют на форсировку возбуждения синхронных машин, форсировку устройств компенсации, отключение реакторов и в порядке исключения, при недостаточности сетевых мероприятий и наличии обоснования - на отключение потребителей.

Автоматическое ограничение повышения напряжения

3.3.86. С целью ограничения длительности воздействия повышенного напряжения на высоковольтное оборудование линий электропередачи, электростанций и подстанций, вызванного односторонним отключением фаз линий, должны применяться устройства автоматики, действующие при повышении напряжения выше 110-130% номинального, при необходимости с контролем значения и направления реактивной мощности по линиям электропередачи.

Tato zařízení musí pracovat s časovým zpožděním, s přihlédnutím k přípustnému trvání přepětí a vybudování od doby spínání a atmosférických přepětí a oscilací, především k zapnutí směšovacích reaktorů (pokud jsou v elektrárně nebo rozvodně, kde dochází ke zvýšení napětí). Pokud v elektrárně nebo rozvodně nejsou žádné bočníkové reaktory s přepínači, nebo zapnutí reaktorů nevede k požadovanému snížení napětí, měla by zařízení fungovat tak, aby odpojila vedení, které způsobilo zvýšení napětí.

Automatická ochrana proti přetížení zařízení

3.3.87. Zařízení pro automatickou prevenci přetížení zařízení jsou navržena tak, aby omezila dobu trvání takového proudu v vedeních, transformátorech, podélných kompenzačních zařízeních, která přesahují maximální dlouhodobou přípustnou hodnotu a jsou povolena po dobu kratší než 10-20 minut.

Tato zařízení by měla mít vliv na vykládku elektráren, mohou mít vliv na odpojení spotřebitelů a rozdělení systému a jako poslední krok - odpojení přetíženého zařízení. Přitom by měla být přijata opatření k zabránění porušování odporu a jiných nepříznivých účinků.

Telemechanika

3.3.88. Telemechanika (telekontrola, telealarm, telemetrie a teleregulace) by měla být použita pro dispečerské řízení geograficky rozptýlených elektrických instalací souvisejících s obecným provozním režimem a jejich řízení. Předpokladem pro využití telemechaniky je dostupnost technické a ekonomické proveditelnosti (zvýšení efektivity dispečerského řízení, tj. Zlepšení řízení provozních podmínek a výrobních procesů, zrychlení odstraňování poruch a havárií, zvýšení efektivity a spolehlivosti elektroinstalací, zlepšení kvality vyrobené energie, snížení počtu provozních pracovníků). a odmítnutí stálé pracovní povinnosti zaměstnanců, snížení plochy průmyslových prostor atd.).

Telemechanika může být také použita pro televizní vysílání signálů ze systémů AFRC, automatizace nouzového řízení a dalších systémových zařízení pro regulaci a řízení.

3.3.89. Objem telemechanizace elektrických instalací by měl být určen průmyslovými nebo resortními předpisy a měl by být stanoven společně s rozsahem automatizace. Současně by měly být telemechanizační nástroje v první řadě využity ke shromažďování informací o provozních režimech, stavu hlavních spínacích zařízení, změnách v případě havarijních stavů nebo podmínek a také o sledování realizace spínacích výrobních zakázek (plánovaných, udržovacích, provozních) nebo provozních. zaměstnanců).

Při určování objemu telemechanizace elektroinstalací bez stálé obsluhy by měla být zohledněna především možnost použití nejjednoduššího tele-alarmového systému (nouzový výstražný systém pro dva nebo více signálů).

3.3.90. Telekontrola by měla být zajištěna v objemu nezbytném pro centralizované řešení úkolů, aby bylo možné zavést spolehlivé a nákladově efektivní způsoby provozu elektrických zařízení provozovaných ve složitých sítích, pokud tyto úkoly nelze vyřešit automatizací.

Telecontrol by měl být používán v zařízeních bez stálých služebních povinností, může být používán v zařízeních se stálým pracovním řádem, které podléhají častému a účinnému používání.

Pro dálkově ovládané elektrické instalace by neměly operace dálkového ovládání, stejně jako provoz ochranných a automatizačních zařízení vyžadovat další provozní přepínání na místě (s odjezdem nebo voláním obsluhy).

Při přibližně stejných nákladech a technických a ekonomických ukazatelích by měla být upřednostňována automatizace prostřednictvím dálkového ovládání.

3.3.91. Měla by být zajištěna dálková signalizace:

  • pro zobrazení na dispečerských místech umístění a stav hlavního spínacího zařízení těch elektroinstalací, které jsou pod přímým provozním řízením nebo řízení dispečerských středisek, která jsou nezbytná pro provoz systému elektrické energie;
  • zadávání informací do počítačů nebo zařízení pro zpracování informací;
  • k přenosu alarmů a varování.

Televizní signalizace z elektrických instalací, které jsou pod provozním řízením několika řídících místností, by zpravidla měly být přenášeny do vyšší řídící místnosti opakovaným přenosem nebo výběrem z nižší řídící místnosti. Systém přenosu informací by měl být zpravidla prováděn s maximálně jednou úrovní opakovaného přenosu.

Pro dálkovou signalizaci stavu nebo polohy elektrického zařízení by se jako senzor měl zpravidla používat jeden pomocný kontakt nebo kontakt opakovače.

3.3.92. Telemetrie by měla zajišťovat přenos základních elektrických nebo technologických parametrů (charakterizujících režimy provozu jednotlivých elektroinstalací) nezbytných pro zavedení a řízení optimálních provozních režimů celého energetického systému, jakož i pro prevenci nebo eliminaci případných havarijních procesů.

Telemetrie nejdůležitějších parametrů, stejně jako parametry nezbytné pro následný opakovaný přenos, sumaci nebo registraci, by měly být zpravidla prováděny průběžně.

Systém pro přenos telemetrie do vyšších dispečerských středisek by měl být zpravidla prováděn s maximálně jednou úrovní opakovaného přenosu.

Měření parametrů, které nevyžadují neustálé monitorování, by mělo být prováděno periodicky nebo na vyžádání.

Při provádění telemetrie je třeba vzít v úvahu potřebu lokálního odečtu parametrů v kontrolovaných lokalitách. Měřící převodníky (telemetrické snímače), které poskytují místní odečty, by měly být zpravidla instalovány namísto panelových měřičů, pokud je dodržena třída přesnosti měření (viz také kapitola 1.6).

3.3.93. Objem telemechanizace elektrických instalací, požadavky na telemechaniku a komunikační kanály (teletechnická cesta) při použití telemechaniky pro účely dálkového řízení jsou stanoveny z hlediska přesnosti, spolehlivosti a latence informací projektem automatického řízení kmitočtů a výkonových toků v jednotných energetických systémech. Parametry telemetrie potřebné pro systém automatického řízení kmitočtů a výkonových toků by měly být průběžné.

Trasa dálkového vysílání používaná pro měření toků energie, jakož i pro přenos signálů dálkového řízení do hlavní nebo skupiny regulačních elektráren by zpravidla měla mít duplikovaný telemechanický kanál sestávající ze dvou nezávislých kanálů.

Telemechanická zařízení musí mít na automatickém řídicím systému ochrany působící na různá poškození telemechanických zařízení nebo kanálů.

3.3.94. V každém případě by měla být zvážena proveditelnost společných řešení problémů telematiky (zejména při implementaci kanálů dálkového ovládání a řídících místností) v systémech dodávky elektřiny, plynu, vody, tepla a vzduchu a pouličního osvětlení, monitorování a řízení výrobních procesů.

3.3.95. Pro velké rozvodny a elektrárny s velkým počtem generátorů as významnou vzdáleností od strojovny, pomocné rozvodny a dalších elektrárenských zařízení k centrální řídící stanici je nutné pro technickou proveditelnost zajistit prostředky in-situ telemechanizace. Objem prostředků in-situ telemechanizace by měl být vybrán v souladu s požadavky technologického řízení elektráren, jakož i s technickými a ekonomickými ukazateli pro konkrétní návrh.

3.3.96. Při použití různých telemechanických systémů ve stejné kontrolní místnosti by měly být operace prováděné dispečerem zpravidla stejné.

3.3.97. Pokud používáte telemechanické zařízení, mělo by být možné jej na místě vypnout:

současně všechny řetězy dálkového ovládání a dálkové signalizace pomocí zařízení, zpravidla tvořící viditelný zlom v obvodu;

okruhy dálkového ovládání a dálkové signalizace každého objektu pomocí speciálních svorek, zkušebních bloků a dalších zařízení, která tvoří viditelný otevřený okruh.

3.3.98. Externí připojení zařízení dálkového ovládání musí být provedeno v souladu s požadavky Ch. 3.4.

3.3.99. Elektrické měřicí přístroje - měniče (snímače telemetrie), jako stacionární elektrické měřicí přístroje, by měly být instalovány v souladu s Ch. 1.6.

3.3.100. Jako kanály dálkového ovládání mohou být použity kanály používané pro jiné účely nebo nezávislé kabelové (kabelové a vzduchové, kompaktní a nekonsolidované) kanály, vysokofrekvenční kanály nad vysokonapěťovými vedeními a rozvodné sítě, rádiové a radio-reléové komunikační kanály.

Volba způsobu organizování kanálů telemechaniky, využívání stávajících nebo organizace nezávislých kanálů, potřeba redundance by měla být určena technickou a ekonomickou proveditelností a požadovanou spolehlivostí.

3.3.101. Pro racionální využívání zařízení pro dálkové ovládání a komunikačních kanálů při zajištění nezbytné spolehlivosti a spolehlivosti přenosu informací je povoleno:

  1. Telemetrické měření výkonu několika paralelních napájecích vedení jednoho napětí pro provedení jedné telemetrie celkového výkonu.
  2. Pro telemetrii při volání v kontrolovaném bodě používejte společná zařízení pro homogenní měření a na dispečerských místech - společné přístroje pro měření z různých kontrolovaných bodů; současně by měla být vyloučena možnost současného přenosu nebo příjmu měření.
  3. Aby se snížil objem telemetrie, zvažte možnost jejich nahrazení tele-alarmem limitními hodnotami sledovaných parametrů nebo signalizačních zařízení a zaznamenáním odchylek parametrů od stanovené normy.
  4. Pro simultánní přenos kontinuální telemetrie a dálkové signalizace pro použití integrovaných zařízení dálkového ovládání.
  5. Provoz jednoho telemechanického přenosového zařízení na několika dispečerských stanovištích, jakož i jedno telemechanické zařízení řídící místnosti v několika kontrolovaných bodech, zejména pro sběr informací v městských a venkovských distribučních sítích.
  6. Retransmise elektrických rozvodných sítí z dispečinků úseků elektrifikovaných železnic tele-alarmu a telemetrie z trakčních rozvoden do řídícího střediska podniku.

3.3.102. Napájení telemechanických zařízení (hlavních i záložních) na dispečerských a řízených místech by mělo být prováděno ve spojení s napájením zařízení komunikačních kanálů a telemechaniky.

Záložní napájení pro zařízení dálkového ovládání v kontrolovaných bodech s provozním střídavým proudem by měla být zajištěna, pokud jsou k dispozici záložní zdroje (další části sběrnicových systémů, záložní vstupy, baterie zařízení komunikačních kanálů, transformátory napětí na vstupech, výběr z komunikačních kondenzátorů atd.). Pokud záložní zdroje napájení nejsou poskytovány pro jiné účely, pak by se zpravidla neměla poskytovat redundance napájení pro zařízení dálkového ovládání. Záložní napájení telemechanických zařízení v kontrolovaných bodech s bateriemi provozního proudu by mělo být zajištěno prostřednictvím měničů. Záložní napájení telemechanických zařízení instalovaných na dispečerských místech integrovaných energetických systémů a elektrárenských podniků by mělo být zajištěno z nezávislých zdrojů (baterie s měniči DC-AC, generátor spalovacích motorů) spolu se zařízeními komunikačních kanálů a telemechaniky.

Přechod na práci ze záložních zdrojů v případě výpadku napájení hlavních zdrojů by měl být automatizován. Potřeba redundance výkonu v kontrolních bodech průmyslových podniků by měla být určena v závislosti na požadavcích na zajištění spolehlivosti napájení.

3.3.103. Veškeré vybavení a panely dálkového ovládání by měly být označeny a instalovány na místech vhodných pro provoz.

Pomozte vývoji webu a sdílení článku s přáteli!

Kategorie:

Znalostní báze