Фактическое количество исправных стационарных рисэ что это такое

Приморское городское поселение

Выборгского муниципального района Ленинградской области

Регламент организации временного электроснабжения потребителей в условиях массовых нарушений электроснабжения на территории Приморского городского поселения Ленинградской области

УТВЕРЖДАЮ

И.О. Главы администрации МО

«Приморское городское поселение»

Выборгского района Ленинградской области

______________________ С.В. Слобожанюк

«______» __________________ 2019 г.

Регламент

организации временного электроснабжения потребителей в условиях массовых нарушений

электроснабжения на территории Приморского городского поселения

Содержание

1. Общие положения

2. Порядок формирования, содержания и учета парка РИСЭ

3. Определение порядка применения РИСЭ

4. Порядок подключения и обеспечения функционирования РИСЭ

— порядок взаимодействия персонала собственника РИСЭ с персоналом потребителя при подключении/отключении РИСЭ;

— последовательность выполнения оперативных переключений;

— технические характеристики электроустановки (электроустановок) потребителя;

— схемы электроустановки (электроустановок) потребителя с указанием мест подключения РИСЭ.

Регламенты (карты действий) разрабатываются и утверждаются организацией – собственником РИСЭ совместно с потребителем.

5. Продолжительность работы РИСЭ

Источник

Техника и люди «Удмуртэнерго»: резервные источники снабжения электроэнергией

Специалисты филиала «Удмуртэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» оперативно реагируют на ситуации, связанные с технологическими нарушениями на своих сетях. При этом энергетики понимают, что есть объекты, которым оставаться без электричества даже на время проведения восстановительных работ, никак нельзя. Речь здесь идет не только о детских садах, школах, больницах, но и о объектах жизнеобеспечения – насосных станциях, котельных, водонапорных башнях.

Свой резервный источник электроснабжения на колесах есть и у Малопургинского РЭС. Мощности этой машины хватит, чтобы «запитать» небольшую деревеньку, рассказывает мастер участка Малопургинского РЭС «Удмуртэнерго» Николай Кендерев.

РИСЭ: резервный источник снабжения электроэнергией

По его словам, на то, чтобы подключить какой-либо объект к резервному источнику снабжения электроэнергией, с момента появления запроса у аварийной бригады уходит не более двух часов.

В бригаде, которая оперативно выезжает на место для подключения обесточенного объекта, работают пять человек – мастер участка, два электромонтера-производителя работ, водитель и тракторист. От последнего зависит, чтобы РИСЭ добрался до точки назначения в исправном состоянии по любому бездорожью.

От слаженной работы этой небольшой группы зависит, насколько быстро потребители получат электроэнергию. И если речь идет о больнице, это подчас может стать делом жизни и смерти. Энергетики эту ответственность понимают и прилагают все усилия для того, чтобы социально значимые объекты подключить в минимальные сроки.

Николай Кузьмич Кендерев работает в районных электросетях уже почти 36 лет. После службы на Военно-морском флоте в 1982 году он пришел работать в Малопургинский РЭС, да так и остался. Получил образование, стал мастером. Труд энергетика пришелся ему по вкусу и стал делом его жизни.

По его словам, РИСЭ в работе района электрических сетей вещь незаменимая. По мощности он сопоставим с целой трансформаторной подстанцией на 63 КВА. Его можно доставить в любую точку обслуживаемого участка. Но самое главное – надежность этой машины. Генератор используется, когда основной источник электроэнергии в силу тех или иных причин не доступен, а, следовательно, РИСЭ не должен «капризничать» или быть неисправным.

О стационарных РИСЭ

Для оперативного управления сетями в филиале «Удмуртэнерго» есть свой диспетчерский пункт. Он в случае аварии так же не может оставаться без электричества, так как сюда стекается информация о неисправностях и проблемах со всей республики.

Чтобы обеспечить возможность автономной работы диспетчерской, в центральном офисе филиала «Удмуртэнерго» стоит собственный РИСЭ мощностью 80 кВ.

Одного бака топлива этой машине хватает на 10 часов непрерывной работы. Этого времени более чем достаточно, чтобы устранить последствия аварии и восстановить электроснабжение, но на случай серьезных неполадок у установки есть возможность дозаправки. Центр управления сетями филиала «Удмуртэнерго», как сердце и мозг энергосистемы региона, должен функционировать в любых условиях и при любых обстоятельствах.

Источник

Чтобы свет не угрожал жизни: Как использовать РИСЭ?

Дорогой читатель!
Хочешь быть в курсе всех последних событий
твоего любимого города? Тогда подписывайся на «Дзержинское Время» МЫ ДОСТУПНЫ НЕ ТОЛЬКО НА ПОЧТЕ

и будь в курсе последних событий города Дзержинска!

Электричество сейчас кажется невероятным, но когда-то этого слова не было вовсе. А появилось оно в 1600 году благодаря английскому испытателю Уильяму Гилберту. Хотя само явление существовало, наверное, всегда, неся великое благо и великую опасность для человека.

Доверьте подключение РИСЭ профессионалам!

Держим ситуацию под контролем

Собственник РИСЭ обязан гарантированно исключить возможность подачи напряжения от работающего генератора в сеть, от которой он получает электроснабжение в нормальном режиме, схемным решением и установкой соответствующего коммутационного оборудования.

Меры безопасности при подключении РИСЭ, их хранении, транспортировке и эксплуатации тщательно регламентированы. Сотрудники, допущенные к эксплуатации резервных источников электроснабжения, регулярно проходят подготовку и переподготовку по отработке навыков практического применения этого оборудования.

На случай возникновения экстренных ситуаций допускается привлечение сотрудниками «Нижновэнерго» РИСЭ частных лиц, но только тех, применение которых предусмотрено соответствующими соглашениями.

Берегите себя и тех, кто работает, для того, чтобы каждый ваш день был светлым!

Источник

Фактическое количество исправных стационарных рисэ что это такое

Об актуальных изменениях в КС узнаете, став участником программы, разработанной совместно с АО «Сбербанк-АСТ». Слушателям, успешно освоившим программу выдаются удостоверения установленного образца.

Программа разработана совместно с АО «Сбербанк-АСТ». Слушателям, успешно освоившим программу, выдаются удостоверения установленного образца.

Обзор документа

Приказ Министерства энергетики РФ от 13 февраля 2019 г. № 101 «Об утверждении требований к оснащению линий электропередачи и оборудования объектов электроэнергетики классом напряжения 110 кВ и выше устройствами и комплексами релейной защиты и автоматики, а также к принципам функционирования устройств и комплексов релейной защиты и автоматики» (не вступил в силу)

В соответствии с пунктом 2 статьи 28 Федерального закона от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, № 13, ст. 1177; 2007, № 45, ст. 5427; 2010, № 31, ст. 4156, ст. 4160; 2011, № 30 (ч. I), ст. 4596; 2013, № 48, ст. 6165; 2016, № 26 (ч. I), ст. 3865; 2018, № 31, ст. 4860), пунктом 1 постановления Правительства Российской Федерации от 2 марта 2017 г. № 244 «О совершенствовании требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики и внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2017, № 11, ст. 1562; 2018, № 34, ст. 5483) и подпунктом «б» пункта 2 постановления Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. № 937 «Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2018, № 34, ст. 5483, № 51, ст. 8007) приказываю:

1. Утвердить прилагаемые требования к оснащению линий электропередачи и оборудования объектов электроэнергетики классом напряжения 110 кВ и выше устройствами и комплексами релейной защиты и автоматики, а также к принципам функционирования устройств и комплексов релейной защиты и автоматики.

2. Настоящий приказ вступает в силу по истечении тридцати дней со дня его официального опубликования.

Зарегистрировано в Минюсте РФ 25 апреля 2019 г.
Регистрационный № 54503

Приложение
к приказу Минэнерго России
от 13.02.2019 г. № 101

Требования к оснащению линий электропередачи и оборудования объектов электроэнергетики классом напряжения 110 кВ и выше устройствами и комплексами релейной защиты и автоматики, а также к принципам функционирования устройств и комплексов релейной защиты и автоматики

I. Общие положения

1. Настоящие требования к оснащению линий электропередачи и оборудования объектов электроэнергетики классом напряжения 110 кВ и выше устройствами и комплексами релейной защиты и автоматики, а также к принципам функционирования устройств и комплексов релейной защиты и автоматики устанавливают требования к:

принципам функционирования устройств и комплексов РЗА, в том числе их резервированию, функциональной взаимосвязи устройств РЗА, возможности совмещения функций РЗА в одном устройстве, структуре построения отдельных видов противоаварийной автоматики.

2. Настоящие требования должны выполняться при:

обеспечении функционирования в составе электроэнергетической системы устройств и комплексов РЗА, созданных (модернизированных) после вступления в силу настоящих требований.

3. Выполнение настоящих требований является обязательным для:

проектных организаций и иных юридических и физических лиц, осуществляющих разработку документации, указанной в пункте 2 настоящих требований, или выступающих заказчиками при выполнении соответствующих работ.

4. В настоящих требованиях используются сокращения, указанные в приложении № 1 к настоящим требованиям.

5. В настоящих требованиях используются термины и определения в значениях, установленных законодательством Российской Федерации, а также термины и определения, указанные в приложении № 2 к настоящим требованиям.

II. Общие требования к релейной защите и автоматике

7. Для обеспечения надежности работы РЗА должно осуществляться функциональное и (или) аппаратное резервирование устройств РЗА.

9. ЛЭП и оборудование объектов электроэнергетики должны быть оснащены устройствами РЗ от внутренних КЗ и других ненормальных режимов их работы.

10. Резервные защиты ЛЭП (оборудования) должны удовлетворять требованию взаимной совместимости в части согласования их характеристик срабатывания с характеристиками срабатывания резервных защит ЛЭП (оборудования) прилегающей сети для обеспечения селективности их действия при дальнем резервировании.

11. На объектах электроэнергетики должна обеспечиваться регистрация аварийных событий и процессов.

12. Для выявления, предотвращения развития и ликвидации аварийного режима в энергосистеме должны применяться следующие виды ПА:

АПНУ, включая АРО СГО для предотвращения нарушения статической устойчивости при отключении ЛЭП, сетевого и генерирующего оборудования, АРПМ для ликвидации недопустимой перегрузки сечения электрической сети по активной мощности, АРКЗ для предотвращения нарушения динамической устойчивости генерирующего оборудования электростанций, ЦСПА и (или) комплексы АПНУ для реализации функции предотвращения нарушения устойчивости энергосистемы;

АЛАР для ликвидации асинхронных режимов отдельных генераторов, электростанций и частей энергосистем;

АОСЧ для обеспечения живучести Единой энергетической системы России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем при возникновении дефицита активной мощности и снижении частоты, создающих угрозу повреждения оборудования электростанций, безопасности работы АЭС, нарушения работы энергопринимающих установок потребителей, а также возникновения лавины частоты и напряжения с полным прекращением электроснабжения нагрузки потребителей;

АОПЧ для предотвращения недопустимого по величине и длительности повышения частоты в энергосистеме до уровня, при котором возможно срабатывание автоматов безопасности или технологических защит от повышения частоты вращения турбин ТЭС, ГЭС и АЭС;

АОСН для предотвращения недопустимого по величине и длительности снижения напряжения по условиям устойчивости энергопринимающих установок потребителей электрической энергии;

АОПН для предотвращения недопустимого по величине и длительности повышения напряжения на оборудовании объектов электроэнергетики;

АОПО для предотвращения недопустимой по величине и длительности токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования.

13. Для обеспечения выполнения ПА своих функций в ПА должны использоваться следующие виды управляющих воздействий:

кратковременная (импульсная) и длительная разгрузка энергоблоков ТЭС и АЭС (кроме энергоблоков с реакторами типа РБМК и БН АЭС); отключение генераторов;

отключение нагрузки потребителей электрической энергии;

деление энергосистемы на несинхронно работающие части;

автоматическая загрузка генераторов;

изменение топологии электрической сети;

изменение режимов работы и эксплуатационного состояния управляемых элементов электрической сети.

14. АЛАР, АОСЧ, АОПЧ, АОСН, АОПН, АОПО должны выполняться в виде локальной ПА и реализовываться устройствами, выполняющими функции противоаварийного управления, на основе информации о параметрах электроэнергетического режима, полученной путем их непосредственного и прямого измерения на объекте установки указанных устройств.

15. Устройства РЗА не должны срабатывать при:

замыкании на землю в одной точке в сети оперативного постоянного тока;

снятии, подаче оперативного тока (в том числе обратной полярности), а также при перерывах электропитания любой длительности и глубины снижения напряжения оперативного тока.

16. После восстановления оперативного тока все функции и параметры настройки устройств РЗА (в том числе изменяемые при помощи переключающих устройств РЗА) должны сохраняться в полном объеме.

17. Аппаратно и функционально резервирующие друг друга устройства РЗА, в том числе основные и резервные защиты ЛЭП (оборудования), должны подключаться на разные вторичные обмотки ТТ, питаться от разных автоматических выключателей оперативного постоянного тока и иметь независимые выходные цепи.

18. При создании (модернизации) устройств РЗА должны предусматриваться стандартные интерфейсы связи для ввода (вывода) данных в устройства (из устройств) РЗА.

19. Система самодиагностики микропроцессорных устройств РЗА должна непрерывно выполнять проверку целостности исполняемой программы и данных.

Микропроцессорное устройство РЗА должно блокировать выходные воздействия и формировать соответствующую сигнализацию при обнаружении системой самодиагностики нарушения целостности исполняемой программы или данных.

Результаты отрицательных проверок целостности исполняемой программы или данных должны фиксироваться во встроенном журнале событий микропроцессорного устройства РЗА.

Обновление системного программного обеспечения микропроцессорных устройств РЗА должно быть доступно только в режиме обновления по сервисным интерфейсам с помощью специального программного обеспечения.

Сервисные интерфейсы микропроцессорного устройства РЗА не должны подключаться к локальной вычислительной сети владельца объекта электроэнергетики, а физический доступ к ним должен быть ограничен.

Переключение микропроцессорного устройства РЗА в режим обновления должно осуществляться локально посредством человеко-машинного интерфейса.

У микропроцессорных устройств РЗА должна быть парольная защита, ограничивающая доступ к обновлению системного программного обеспечения и к внесению изменений в параметры настройки (уставки) и алгоритмы функционирования устройства РЗА.

В микропроцессорных устройствах РЗА должны регистрироваться все события, связанные с созданием, редактированием, удалением учетных записей, обновлением системного и прикладного программного обеспечения.

20. Питание цепей переменного напряжения устройств РЗА должно резервироваться.

Резервирование цепей напряжения устройств РЗА ЛЭП классом напряжения 500 кВ и выше должно обеспечиваться от двух ТН данной ЛЭП.

21. При изменении фиксации присоединения по системам шин цепи напряжения устройств РЗА переводимых присоединений должны подключаться к ТН соответствующей системы шин автоматически с использованием реле-повторителей или иных устройств, фиксирующих положения разъединителей.

22. При наличии двух электромагнитов отключения выключателя действие устройств РЗА должно выполняться на каждый такой электромагнит.

23. Устройства РЗА должны обеспечивать автоматический контроль исправности используемых каналов связи.

При неисправности канала связи, выявленной в процессе непрерывного автоматического контроля, должны обеспечиваться автоматическая блокировка функций РЗА (если эта неисправность может привести к неправильным действиям функции РЗА) с возможностью автоматической и (или) ручной деблокировки, а также формирование сигнала неисправности канала соответствующих устройств РЗА.

24. Устройство РЗА должно иметь сигнализацию о возникновении неисправностей устройства РЗА и срабатывании каждой функции РЗА, реализованной в микропроцессорном устройстве РЗА.

Устройства РЗА, использующие напряжение от ТН, должны иметь сигнализацию о неисправностях и отсутствии цепей напряжения.

25. Совмещение в одном устройстве функций РЗ и АПНУ (за исключением функций фиксации отключения и фиксации состояния ЛЭП, сетевого и генерирующего оборудования), РЗ и ЧДА не допускается.

26. При совмещении в одном устройстве функций РЗ и ПА должны быть предусмотрены технические решения, предотвращающие возможность одновременного отказа функций РЗ и ПА при неисправности такого устройства (отказ по общей причине), а именно:

аппаратное резервирование устройств РЗА;

выполнение комплекса технических мероприятий по обеспечению принципов ближнего резервирования, в том числе разделение питания основных и резервных устройств по оперативному току, выполнение измерительных цепей тока и цепей напряжения от разных источников, несовмещение выходных цепей основных и резервных устройств РЗА.

27. При совмещении функций АЧР и АОСН в устройствах РЗ выполнение технических решений, указанных в пункте 26 настоящих требований, не требуется.

28. Устройства РЗА должны иметь переключающие устройства РЗА:

в цепях переменного тока и напряжения;

в выходных цепях для оперативного вывода из работы и ввода в работу устройства РЗА;

для ввода (вывода) отдельных функций РЗА и изменения алгоритмов функционирования устройства РЗА оперативным персоналом.

29. При организации каналов связи для функционирования устройств и комплексов РЗА должны соблюдаться требования к каналам связи для функционирования релейной защиты и автоматики, утверждаемые Министерством энергетики Российской Федерации в соответствии с подпунктом «б» пункта 2 постановления Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. № 937 «Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации».

III. Общие требования к оснащению и принципам функционирования релейной защиты и сетевой автоматики

30. РЗ на каждой питающей стороне ЛЭП, имеющих питание с двух или более сторон, должна включать в себя основную и резервную защиту от междуфазных и однофазных КЗ.

31. При наличии каналов связи по ВОЛС в качестве основной защиты ЛЭП необходимо применять ДЗЛ.

32. Резервная защита ЛЭП (оборудования) должна выполнять функцию дальнего резервирования.

35. Устройства РЗА, осуществляющие функцию основной защиты ЛЭП и (или) АПВ, устанавливаемые на ЛЭП со всех сторон, должны быть функционально совместимы.

38. На всех ЛЭП (оборудовании), имеющих пофазное управление выключателями, должна предусматриваться защита от неполнофазного режима. Защита от неполнофазного режима должна действовать на отключение ЛЭП (оборудования) со всех сторон тремя фазами с запретом АПВ и пуском УРОВ.

39. Функцию трехфазного АПВ следует устанавливать отдельно на каждый выключатель.

40. При действии ПА, защит от внутренних повреждений оборудования, защиты от неполнофазного режима, УРОВ на отключение выключателя должен быть выполнен запрет АПВ.

41. Функции РЗ и сетевой автоматики, которые по принципу действия могут сработать ложно или излишне при неисправности цепей напряжения должны контролироваться БНН.

42. БНН должна действовать на блокировку защит ЛЭП (оборудования), которые могут сработать ложно при неисправности цепей напряжения.

44. На ЛЭП с отпайками при использовании в основной защите линии (ДФЗ с пуском по току, ДЗЛ) дистанционного органа, блокирующего работу основной защиты при КЗ за отпайками линии, БНН не должна действовать на блокировку этого органа.

45. В резервных защитах ЛЭП, подключенной к РУ более, чем через один выключатель, должна предусматриваться токовая защита ошиновки ЛЭП от всех видов КЗ, вводимая в работу автоматически при отключении линейного разъединителя и действующая на отключение выключателей данной ЛЭП и пуск УРОВ.

46. Технические характеристики устройства РЗА должны содержать сведения о минимально необходимом сроке достоверного измерения значения тока, при котором обеспечивается правильная работа функций РЗ, реализованных в устройстве РЗА, в переходных режимах, сопровождающихся насыщением ТТ.

47. При использовании ДЗЛ в качестве основной защиты ЛЭП в ДЗЛ должна быть реализована функция ОМП методом двухстороннего замера.

IV. Требования к оснащению и принципам функционирования релейной защиты и сетевой автоматики линий электропередачи классом напряжения 330 кВ и выше

48. На каждой ЛЭП классом напряжения 330 кВ и выше должны устанавливаться не менее чем два устройства РЗ, реализующих функцию основной защиты.

Каждое из установленных устройств РЗ должно иметь в своем составе функцию резервных защит.

49. На каждой стороне ЛЭП классом напряжения 330 кВ и выше три устройства РЗ, реализующих функцию основной защиты, должны устанавливаться в следующих случаях:

на ЛЭП, отходящих от АЭС;

на ЛЭП, обеспечивающих межгосударственные перетоки электрической энергии (только для ЛЭП классом напряжения 500 кВ и выше);

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

50. На каждой ЛЭП классом напряжения 330 кВ и выше (за исключением КЛ) должно предусматриваться:

трехфазное АПВ, которое должно обеспечивать возможность однократного опробования ЛЭП напряжением и синхронного включения под нагрузку; о

днофазное однократное АПВ.

51. Устройства РЗ ЛЭП классом напряжения 330 кВ и выше, оснащенные функцией однофазного однократного АПВ, должны обеспечивать действие на отключение:

только поврежденной фазы при однофазных КЗ и действии быстродействующих защит (основной защиты и быстродействующих ступеней резервных защит);

трех фаз при многофазных КЗ;

трех фаз при однофазных КЗ, отключаемых действием защит (ступеней резервных защит) с выдержкой времени;

трех фаз с обеих сторон ЛЭП при неуспешном опробовании от однофазного АПВ отключенной фазы с одной из ее сторон.

VI. Требования к оснащению и принципам функционирования релейной защиты и сетевой автоматики автотрансформаторов (трансформаторов), шунтирующих реакторов, управляемых шунтирующих реакторов высшим классом напряжения 110 кВ и выше

57. На AT (Т) должны устанавливаться защиты от внутренних, внешних КЗ и от ненормальных режимов их работы.

58. РЗ AT (Т) с высшим классом напряжения 110 кВ и выше должна включать основные защиты и резервные защиты от междуфазных КЗ и от однофазных КЗ.

59. Резервные защиты AT (Т) должны устанавливаться на стороне ВН и СН AT (Т) для обеспечения согласования резервных защит ЛЭП, работающих на напряжении ВН и СН указанного AT (Т), дальнего резервирования и резервирования защит шин (ошиновок), посредством которых AT (Т) подключен к РУ.

Для AT (Т), имеющих ТТ, встроенные в высоковольтные вводы ВН и СН AT (Т), резервные защиты должны подключаться к ним при условии обеспечения защиты ошиновки ВН и СН AT (Т) в случае их одностороннего питания.

62. Цепи оперативного тока газовой защиты и технологических защит, действующие на отключение AT (Т), должны иметь устройство контроля изоляции цепей оперативного тока, действующее в случае неисправности цепей на сигнал. Газовая защита AT (Т) должна иметь по два контакта на струйном и газовом реле (у газового реле для каждой ступени) для возможности их отдельного использования в разных устройствах РЗА. В случае установки двух устройств РЗА, в которых реализована функция ДЗТ, газовая и технологические защиты AT (Т) должны действовать через каждое из вышеуказанных устройств.

В случае установки одного устройства РЗА, в котором реализована функция ДЗТ, газовая защита AT (Т) должна действовать на отключение AT (Т) через устройство РЗА, в котором реализована функция ДЗТ и через резервные защиты AT (Т).

Каждый из двух контактов газового реле (струйного реле) и выходные контакты технологических защит должны подключаться к разным устройствам РЗА отдельным кабелем.

63. При подключении AT (Т) высшим классом напряжения 110 кВ и выше к РУ ВН или СН через два и более выключателя или кабельную вставку должна предусматриваться дифференциальная защита ошиновки соответствующей стороны AT (Т).

65. На ошиновке напряжением 330 кВ и выше AT (Т) должны устанавливаться два устройства РЗА, в которых реализована функция дифференциальной защиты ошиновки.

66. Дифференциальная защита ошиновки должна автоматически блокироваться при неисправности цепей переменного тока. В устройстве, в котором выполнена функция дифференциальной защиты ошиновки, должна быть предусмотрена возможность оперативного перевода действия блокировки на сигнал.

67. Если коэффициент чувствительности ДЗТ AT (Т) при КЗ на стороне НН AT (Т) за токоограничивающим реактором или за линейным регулировочным (вольтодобавочным) Т составляет менее 1,5, то на AT (Т) должна устанавливаться дифференциальная ошиновка НН, действующая через каждое устройство РЗА, в котором реализована функция ДЗТ AT (Т).

68. На AT (Т) должно устанавливаться устройство резервирования отказа выключателя ВН и (или) СН при повреждении за токоограничивающим реактором на стороне НН при недостаточной чувствительности реле тока УРОВ ВН (СН) к такому повреждению.

69. На ШР (УШР) должны устанавливаться защиты от внутренних КЗ и ненормальных режимов работы.

70. На ШР (УШР) напряжением 330 кВ и выше должны устанавливаться два устройства быстродействующих защит от внутренних повреждений. В составе каждого устройства быстродействующих защит от внутренних повреждений должна быть выполнена продольная дифференциальная токовая защита и поперечная дифференциальная токовая защита, если обмотка реактора расщеплена. Газовые реле должны действовать через каждое устройство быстродействующих защит ШР, УШР.

71. На УШР дополнительно должны устанавливаться устройства РЗ обмотки управления, полупроводниковых преобразователей, компенсационной обмотки, промежуточного и заземляющего Т. Состав РЗ перечисленного электротехнического оборудования должен определяться типом УШР и требованиями организации-изготовителя.

72. РЗ ШР (УШР), подключенных к ЛЭП без выключателя, должна действовать на отключение ЛЭП со всех сторон с запретом АПВ.

VII. Требования к оснащению и принципам функционирования релейной защиты и сетевой автоматики систем шин, обходных шиносоединительных и секционных выключателей напряжением 110 кВ и выше

74. На каждой системе (секции) шин напряжением 330 кВ и выше должны устанавливаться по две ДЗШ.

75. Выключатели присоединения должны входить в зону ДЗШ. При наличии измерительных ТТ с двух сторон выключателя выключатель должен входить в зону действия ДЗШ и в зону действия защиты присоединения.

76. ДЗШ должна автоматически блокироваться при неисправности цепей переменного тока. В устройстве, в котором выполнена функция ДЗШ, должна быть предусмотрена возможность оперативного перевода действия блокировки на сигнал.

77. ДЗШ должна иметь возможность увеличения чувствительности, осуществляемую автоматически при опробовании шин напряжением и переключающим устройством.

78. В РУ напряжением 110 кВ и выше должна обеспечиваться возможность сохранения всех функций РЗ и СА любых ЛЭП и оборудования при включении их в работу (переводе) через обходной выключатель.

79. РЗ шиносоединительного, секционного и обходного выключателей должна выполняться так, чтобы ее можно было использовать при опробовании напряжением системы шин и присоединений.

80. Резервная защита шиносоединительного, секционного и обходного выключателей должна выполнять функцию дальнего резервирования.

VIII. Требования к оснащению и принципам функционирования устройства резервирования отказа выключателя

81. Для каждого выключателя напряжением 110 кВ и выше и выключателей генераторов, установленных на генераторном напряжении 6 кВ и выше, должно предусматриваться резервирование отказа выключателя путем применения УРОВ. УРОВ может быть реализовано как отдельное устройство или как функция в другом устройстве, в том числе в составе автоматики управления выключателем.

82. При действии РЗ на отключение выключателя должен выполняться пуск УРОВ.

83. УРОВ присоединений должно выполняться со ступенчатым действием:

действие без выдержки времени на отключение своего выключателя;

действие с выдержкой времени и с контролем тока через отказавший выключатель на отключение с запретом АПВ смежных присоединений, через которые возможна подача напряжения на участок схемы с отказавшим выключателем.

84. Для присоединений необходимо предусматривать подхват срабатывания защит от реле тока УРОВ.

85. На ЛЭП с однофазным АПВ должен осуществляться пофазный пуск УРОВ и пофазный контроль тока.

86. Действие УРОВ выключателя ЛЭП классом напряжения 110 кВ и выше (за исключением ЛЭП с односторонним питанием) должно предусматривать передачу команды телеотключения с запретом АПВ на противоположный конец указанной ЛЭП и (или) останов передатчика высокочастотной защиты на данном конце ЛЭП.

IX. Требования к оснащению и принципам функционирования релейной защиты генерирующего оборудования, работающего на сборные шины генераторного напряжения

87. Положения настоящей главы распространяются на оснащение и принципы функционирования РЗ генерирующего оборудования установленной мощностью 1 МВт и выше, работающего на сборные шины генераторного напряжения выше 1 кВ.

88. На генерирующем оборудовании должна быть предусмотрена РЗ от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

многофазных замыканий в обмотке статора генератора и на выводах генератора;

однофазных замыканий на землю в обмотке статора;

замыканий между витками одной фазы в обмотке статора (при наличии выведенных параллельных ветвей обмотки);

перегрузки токами обратной последовательности для генераторов мощностью более 30 МВт;

симметричной перегрузки обмотки статора;

перегрузки обмотки ротора генератора током возбуждения (для генераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток и для гидрогенераторов);

замыкания на землю во второй точке цепи возбуждения;

асинхронного режима с потерей возбуждения в соответствии с пунктом 101 настоящих требований;

работы в двигательном режиме (режиме потребления активной мощности из энергосистемы).

89. Совмещение всех указанных в пункте 88 настоящих требований защит в одном устройстве допускается при условии их аппаратного резервирования и выполнения комплекса технических мероприятий по обеспечению принципов ближнего резервирования.

90. Для защиты от многофазных замыканий в обмотке статора, имеющего выводы отдельных фаз со стороны нейтрали, должна устанавливаться продольная дифференциальная токовая защита. Для защиты от многофазных замыканий в обмотке статора, не имеющего выводов фаз со стороны нейтрали, должна устанавливаться токовая отсечка без выдержки времени.

91. Для защиты от однофазных замыканий на землю в обмотке статора при емкостном токе замыкания генератора на землю 5 А и более (независимо от наличия или отсутствия компенсации) должна устанавливаться токовая защита, реагирующая на полный ток замыкания на землю или на токи и напряжения высших гармоник, либо защита, использующая наложения токов с частотой, кратной промышленной.

92. Для защиты от двойных замыканий на землю, одно из которых возникло в обмотке статора, а второе во внешней сети, должна использоваться защита нулевой последовательности от двойных замыканий на землю. При оснащении генератора продольной дифференциальной защитой, выполненной в трехфазном исполнении, и обеспечении требуемой чувствительности дифференциальной защиты при двойных замыканиях на землю, одно из которых возникло в обмотке статора, а второе во внешней сети, защиту нулевой последовательности от двойных замыканий на землю допускается не устанавливать. Ликвидация двойных замыканий на землю, одно из которых возникло в обмотке статора, а второе во внешней сети, должна обеспечиваться продольной дифференциальной зашитой генератора.

93. Для защиты от замыканий между витками одной фазы в обмотке статора генератора с выведенными параллельными ветвями должна устанавливаться поперечная дифференциальная токовая защита.

95. Для защиты генератора мощностью более 30 МВт от токов, обусловленных внешними несимметричными КЗ, а также от перегрузки током обратной последовательности должна устанавливаться токовая защита обратной последовательности.

Необходимость установки токовой защиты обратной последовательности на генераторах меньшей мощностью определяется требованиями организации-изготовителя генератора.

96. Для защиты генератора от токов, обусловленных внешними симметричными КЗ, должна устанавливаться максимальная токовая защита с минимальным или комбинированным пуском по напряжению или дистанционная защита. Для защиты генератора с непосредственным охлаждением проводников обмоток от токов, обусловленных внешними симметричными КЗ, должна применяться дистанционная защита.

97. Защита генератора от токов, обусловленных внешними КЗ, должна быть выполнена с соблюдением следующих требований:

защита должна быть подключена к ТТ, установленным на выводах генератора со стороны нейтрали;

98. Для защиты обмотки статора от симметричной перегрузки должна устанавливаться максимальная токовая защита с действием на сигнал. Для разгрузки и для автоматического отключения генератора с непосредственным охлаждением проводников обмоток при симметричных перегрузках допускается использовать защиту ротора, выполняемую согласно пункту 99 настоящих требований и реагирующую на перегрузки ротора, сопровождающие симметричные перегрузки турбогенераторов.

99. На генераторах с непосредственным охлаждением проводников обмоток должна быть предусмотрена защита обмотки ротора от перегрузки при работе генератора как с основным, так и с резервным возбуждением. Защита должна реагировать на повышение напряжения или тока в обмотке ротора и действовать на отключение выключателя генератора и гашение поля. Необходимость установки защиты обмотки ротора от перегрузки на генераторах с косвенным охлаждением проводников обмоток определяется требованиями организации-изготовителя генератора.

100. Защиту от замыканий на землю во второй точке цепи возбуждения турбогенераторов допускается устанавливать в одном устройстве на несколько (но не более трех) генераторов с аналогичными параметрами цепей возбуждения. Защита должна включаться в работу только при появлении замыкания на землю в одной точке цепи возбуждения, выявленного при периодическом контроле изоляции.

Указанная защита должна действовать на генераторах:

101. На турбогенераторах с непосредственным охлаждением проводников обмоток и на гидрогенераторах должна устанавливаться защита от асинхронного режима с потерей возбуждения. Вместо указанной защиты допускается предусматривать автоматическое выявление асинхронного режима по положению устройств автоматического гашения поля.

При срабатывании защиты от асинхронного режима с потерей возбуждения или при отключении АГП на генераторах, допускающих асинхронный режим по условиям организации-изготовителя генератора, а также при условии обеспечения снижения напряжения на шинах генераторного напряжения при асинхронном режиме с потерей возбуждения генератора до допустимых значений должен подаваться сигнал о потере возбуждения.

На генераторах, не допускающих асинхронный режим с потерей возбуждения, а также в случае недопустимого снижения напряжения на шинах генераторного напряжения при асинхронном режиме с потерей возбуждения генератора защита от асинхронного режима с потерей возбуждения (в том числе выявляющая асинхронный режим по положению устройств автоматического гашения поля) должна действовать на отключение выключателя генератора и гашение поля.

102. На генераторах должна устанавливаться защита от работы в двигательном режиме (режиме потребления активной мощности из энергосистемы), если по условиям работы турбины указанный режим недопустим.

X. Требования к оснащению и принципам функционирования релейной защиты блоков «генератор-трансформатор»

103. Положения настоящей главы распространяются на оснащение и принципы функционирования РЗ блоков «генератор-трансформатор» с генерирующим оборудованием установленной мощностью 10 МВт и выше.

104. Требования к оснащению и принципам функционирования основных защит повышающих Т приведены в главе VI настоящих требований.

105. На блоках «генератор-трансформатор» должна быть предусмотрена РЗ от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

замыканий на землю на стороне генераторного напряжения;

многофазных замыканий в обмотке статора генератора и на выводах генератора;

многофазных замыканий в обмотках и на выводах Т;

однофазных замыканий на землю в обмотке Т и на ее выводах, присоединенных к сети с большими токами замыкания на землю;

замыканий между витками одной фазы в обмотке статора турбогенератора;

замыканий между витками в обмотках Т;

перегрузки генератора токами обратной последовательности (для блоков с генераторами мощностью более 30 МВт);

симметричной перегрузки обмотки статора генератора и обмоток Т;

перегрузки обмотки ротора генератора током возбуждения;

повышения напряжения на статоре генератора и Т блока;

замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения;

замыканий на землю во второй точке цепи возбуждения турбогенератора;

асинхронного режима с потерей возбуждения;

работы в двигательном режиме (режиме потребления активной мощности из энергосистемы).

106. Совмещение всех указанных в пункте 105 настоящих требований защит в одном устройстве допускается при условии их аппаратного резервирования и выполнения комплекса технических мероприятий по обеспечению принципов ближнего резервирования.

107. На блоках «генератор-трансформатор» с генераторами мощностью более 30 МВт должна устанавливаться защита от замыканий на землю в цепи генераторного напряжения, охватывающая всю обмотку статора.

На блоках «генератор-трансформатор» с генераторами мощностью 30 МВт и менее должны устанавливаться устройства, защищающие не менее 85% обмотки статора. Применение таких устройств допускается также на блоках «генератор-трансформатор» с турбогенераторами мощностью от 30 до 160 МВт, если для защиты всей обмотки статора требуется включение в цепь генератора дополнительной аппаратуры и применение таких устройств не противоречит требованиям организации-изготовителя генератора.

Защита должна быть выполнена с действием на отключение выключателя генератора или на отключение блока «генератор-трансформатор» от сети и на гашение поля, за исключением случаев, указанных в абзаце четвертом настоящего пункта.

На блоках «генератор-трансформатор», имеющих электрическую связь с сетью собственных нужд или потребителей, энергопринимающие устройства которых запитаны по линиям от ответвлений между генератором и Т, если емкостный ток замыкания на землю генератора составляет менее 5 А, защита от замыканий на землю может быть выполнена с действием на сигнал.

При наличии выключателя в цепи генератора должна быть дополнительно предусмотрена сигнализация замыканий на землю на стороне генераторного напряжения Т блока «генератор-трансформатор».

108. На блоках «генератор-трансформатор» должны устанавливаться продольные дифференциальные защиты Т и генераторов.

Для резервирования указанных дифференциальных защит на блоках «генератор-трансформатор» с генераторами мощностью 63 МВт и более, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток, должна устанавливаться резервная дифференциальная защита, охватывающая генератор и Т блока вместе с ошиновкой между Т блока и выключателями на стороне высшего напряжения. В случае установки двух дублирующих устройств РЗА, в которых реализована продольная дифференциальная защита Т и генератора, резервную дифференциальную защиту блока «генератор-трансформатор» допускается не устанавливать.

На блоках «генератор-трансформатор» с генераторами мощностью менее 63 МВт, имеющими косвенное охлаждение, состоящих из одного генератора и одного Т, при отсутствии выключателя в цепи генератора допускается предусматривать одну общую продольную дифференциальную защиту блока вместо установки продольных дифференциальных защит Т и генератора.

При использовании в блоке «генератор-трансформатор» двух Т вместо одного, а также при работе двух и более генераторов без выключателей в блоке с одним Т (укрупненный блок) на каждом генераторе и Т мощностью 125 MB А и более должна быть предусмотрена отдельная продольная дифференциальная защита. При отсутствии встроенных ТТ на вводах низшего напряжения этих Т допускается применение общей дифференциальной защиты для двух трансформаторов.

Со стороны ВН ДЗТ (резервная дифференциальная защита блока «генератор-трансформатор») должна быть включена на ТТ, встроенные в Т блока «генератор-трансформатор» (при их наличии). Для защиты ошиновки между выключателями на стороне высшего напряжения и Т блока «генератор-трансформатор» должна быть установлена отдельная дифференциальная защита ошиновки. На ошиновке Т напряжением 330 кВ и выше должны устанавливаться две дифференциальные защиты ошиновки.

109. Для защиты от однофазных замыканий на землю в обмотке Т и на ее выводах, присоединенных к сети с большими токами замыкания на землю, используется токовая защита нулевой последовательности, подключаемая к ТТ в нейтрали Т.

110. На генераторах с двумя или тремя параллельными ветвями обмотки статора должна устанавливаться поперечная дифференциальная защита от витковых замыканий в одной фазе обмотки статора.

111. Для защиты от замыканий между витками в обмотках Т используется газовая защита. Требования к оснащению и принципам функционирования газовых защит Т приведены в главе VI настоящих требований.

112. Для защиты генератора мощностью более 30 МВт от токов, обусловленных внешними несимметричными КЗ, а также от перегрузки током обратной последовательности должна устанавливаться токовая защита обратной последовательности, имеющая как минимум две ступени.

Ступени защиты, осуществляющие ближнее резервирование, должны действовать на отключение блока «генератор-трансформатор» от энергосистемы и гашение поля генератора.

113. При оснащении блоков «генератор-трансформатор» устройствами РЗ от токов, обусловленных внешними симметричными КЗ, и определении принципов их функционирования должны соблюдаться положения пункта 96 настоящих требований. На блоках с генераторами мощностью 60 МВт и более должна устанавливаться дистанционная защита, имеющая как минимум две ступени.

Ступени защит от внешних симметричных КЗ должны действовать в соответствии с пунктом 112 настоящих требований.

114. При оснащении обмотки статора защитой от симметричной перегрузки и определении принципов функционирования такой защиты должны соблюдаться положения пункта 98 настоящих требований.

115. На генераторах мощностью 160 МВт и более с непосредственным охлаждением проводников обмоток и на всех гидрогенераторах защита от перегрузки обмотки ротора током возбуждения должна быть выполнена с интегральной зависимой выдержкой времени, которая соответствует характеристике допустимых перегрузок генератора током возбуждения. Указанная защита должна действовать на отключение блока «генератор-трансформатор» от энергосистемы и гашение поля генератора.

При невозможности включения защиты на ток ротора (например, при бесщеточном возбуждении) допускается применение защиты с независимой выдержкой времени, реагирующей на повышение напряжения в цепи возбуждения.

В защите должна быть предусмотрена возможность действия с меньшей выдержкой времени на снижение тока возбуждения. При наличии функции ограничения перегрузки в регуляторе возбуждения действие на снижение тока возбуждения должно осуществляться одновременно от этих устройств и от защиты ротора. Допускается не выполнять действие защиты от перегрузки обмотки ротора током возбуждения на снижение тока возбуждения при наличии функции ограничения тока ротора в двух независимых АРВ.

На турбогенераторах мощностью менее 160 МВт с непосредственным охлаждением проводников обмоток и на генераторах мощностью более 30 МВт с косвенным охлаждением защиту следует выполнять в соответствии с пунктом 99 настоящих требований.

116. На блоках «генератор-трансформатор» с турбогенераторами мощностью 160 МВт и более для предотвращения повышения напряжения в режиме холостого хода должна устанавливаться защита от повышения напряжения, которая автоматически выводится из действия при работе генератора параллельно с энергосистемой. Защита должна действовать на отключение блока (генератора) и гашение поля генератора.

На блоках «генератор-трансформатор» с гидрогенераторами для предотвращения повышения напряжения при сбросах нагрузки должна быть предусмотрена защита от повышения напряжения. Защита должна действовать на отключение блока «генератор-трансформатор» (генератора) и гашение поля генератора. Допускается действие защиты на останов агрегата.

Защита от замыканий на землю во второй точке цепи возбуждения турбогенераторов должна устанавливаться на блоках мощностью менее 160 МВт. Указанная зашита должна действовать в соответствии с пунктом 100 настоящих требований.

118. На блоках «генератор-трансформатор» с турбогенераторами, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток, и с гидрогенераторами должны быть предусмотрены устройства защиты от асинхронного режима с потерей возбуждения, за исключением случаев, указанных в абзаце втором настоящего пункта.

На блоках «генератор-трансформатор» с турбогенераторами мощностью менее 160 МВт с непосредственным охлаждением проводников обмоток вместо защиты от асинхронного режима с потерей возбуждения допускается предусматривать автоматическое выявление асинхронного режима по положению устройств автоматического гашения поля.

При срабатывании защиты от асинхронного режима с потерей возбуждения или при отключении АГП на генераторах, допускающих асинхронный режим, должны выдаваться сигнализация о потере возбуждения и производиться автоматическое переключение нагрузки собственных нужд, подключенных ответвлением к блоку, генератор которого потерял возбуждение, на резервный источник питания.

Генераторы, не допускающие асинхронного режима, должны отключаться от энергосистемы при срабатывании защиты от асинхронного режима с потерей возбуждения или при отключении АГП.

119. На генераторах должна устанавливаться защита от работы в двигательном режиме (режиме потребления активной мощности из энергосистемы), если по условиям работы турбины указанный режим недопустим.

120. При срабатывании устройств РЗ от внутренних повреждений статора генератора и Т блока «генератор-трансформатор», а также защит ротора генератора должны производиться отключение поврежденного блока «генератор-трансформатор» (генератора), гашение поля генератора, пуск УРОВ и передача управляющего воздействия в технологические защиты блока.

Если отключение приводит к обесточиванию нагрузки собственных нужд, присоединенной ответвлением к блоку, защита должна действовать также на отключение выключателей в цепи рабочего источника питания собственных нужд для их перевода на питание от резервного источника с помощью АВР.

На ТЭС и АЭС с блочной схемой в тепловой части в случаях отключения блока при внутренних повреждениях должен обеспечиваться полный останов блока «генератор-трансформатор». При внешних повреждениях, а также при действии защит в случаях, когда время восстановления работы блока «генератор-трансформатор» не превышает время включения блока после его полного останова, блок должен переводиться в режим холостого хода, если этот режим допускается тепломеханическим оборудованием.

На ГЭС при внутренних повреждениях блока кроме отключения блока должен производиться останов агрегата. Действие на останов агрегата допускается осуществлять также при отключении блока в результате внешних повреждений.

XI. Требования к оснащению и принципам функционирования противоаварийной автоматики

121. Объекты электроэнергетики, на которых необходимо устанавливать комплексы АПНУ, должны определяться проектными решениями с учетом требований к устойчивости энергосистемы, предусмотренных требованиями к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Методические указания по устойчивости энергосистем», утвержденными приказом Минэнерго России от 3 августа 2018 г. № 630 (зарегистрирован Минюстом России 29 августа 2018 г., регистрационный № 52023).

122. ЦСПА должна состоять из:

ПТК верхнего уровня, устанавливаемого в диспетчерском центре субъекта оперативно-диспетчерского управления;

одного или нескольких комплексов АПНУ, устанавливаемых на объектах электроэнергетики;

оборудования и каналов передачи данных для обмена информацией между ПТК верхнего уровня ЦСПА и устройством ЛАПНУ, входящим в состав каждого комплекса АПНУ.

123. АРО СГО должна обеспечивать фиксацию отключения ЛЭП, сетевого и генерирующего оборудования, фиксацию состояния ЛЭП, сетевого и генерирующего оборудования, контроль предшествующего режима, выбор вида, объема и мест (направлений) реализации УВ, выдачу УВ, прием и передачу аварийных сигналов и команд ПА.

Для выполнения контроля предшествующего режима, выбора вида, объема и мест (направлений) реализации УВ и выдачи УВ должны использоваться устройства ЛАПНУ. На объекте электроэнергетики должно устанавливаться два устройства ЛАПНУ, резервирующих друг друга.

Измерение перетока активной мощности для контроля предшествующего режима должно осуществляться двумя датчиками мощности.

Для выполнения функций фиксации отключения и (или) фиксации состояния ЛЭП должны использоваться устройства ФОЛ. Устройства ФОЛ должны устанавливаться с двух сторон ЛЭП, отключение которых является пусковым органом АРО, а также с двух сторон ЛЭП, состояние которых учитывается при выборе УВ от АРО СГО.

Для выполнения функций фиксации отключения и (или) фиксации состояния сетевого и генерирующего оборудования должны использоваться по два устройства ФОТ, ФОБ, ФОСШ. Устройства ФОТ, ФОБ, ФОСШ должны устанавливаться на сетевом и генерирующем оборудовании, отключение которого является пусковым органом АРО СГО или состояние которого учитывается при выборе УВ от АРО СГО.

Факт отключения энергоблока должен фиксироваться в устройстве ФОБ при ручном и автоматическом (в том числе при работе технологических защит, действующих на закрытие стопорных клапанов турбины) отключении блока.

124. АРПМ должна обеспечивать измерение перетока активной мощности в сечении или фазового угла между векторами напряжения на шинах объектов электроэнергетики, выбор вида, объема и мест (направлений) реализации УВ, выдачу и передачу УВ.

Использование АРПМ для предотвращения недопустимой по величине и длительности токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования не допускается.

125. АРКЗ должна обеспечивать фиксацию тяжести короткого замыкания, контроль предшествующего режима (в случаях, когда объем УВ зависит от параметров доаварийного режима), выбор вида, объема и мест (направлений) реализации УВ, выдачу УВ.

Фиксация тяжести короткого замыкания в АРКЗ должна выполняться путем непосредственного и прямого измерения одного или нескольких из следующих параметров во время короткого замыкания:

величины сброса активной мощности электростанции (отдельных генераторов или групп генераторов электростанции);

величины напряжения прямой последовательности на шинах объекта электроэнергетики.

Фиксация тяжести короткого замыкания должна осуществляться на электростанции. Допускается фиксировать тяжесть короткого замыкания на подстанции, если электростанция не имеет собственного РУ или требуется обеспечивать динамическую устойчивость генерирующего оборудования нескольких электростанций.

126. Автоматическая ликвидация асинхронных режимов должна реализовываться совокупностью устройств АЛАР, устанавливаемых на всех электрических связях, по которым возможен асинхронный режим.

На каждой электрической связи, по которой возможен асинхронный режим, должно обеспечиваться селективное выявление и ликвидация асинхронного режима двумя устройствами АЛАР при нахождении ЭЦК в любой точке связи.

Асинхронный режим с ЭЦК на ЛЭП должен выявляться двумя устройствами АЛАР, установленными на разных объектах электроэнергетики. На ЛЭП, обеспечивающих межгосударственные перетоки электрической энергии, при отсутствии возможности установки устройств АЛАР на разных объектах электроэнергетики по согласованию с субъектом оперативно-диспетчерского управления допускается установка двух устройств АЛАР на одном объекте электроэнергетики.

На всех генераторах АЭС и на всех генераторах мощностью 500 МВт и выше ТЭС и ГЭС должны устанавливаться два устройства АЛАР.

На генераторах ТЭС и ГЭС мощностью менее 500 МВт необходимость установки устройств АЛАР должна определяться проектными решениями. В случае установки устройств АЛАР на двух и более генераторах, подключенных к общим шинам посредством одного выключателя, допускается установка двух устройств АЛАР, включенных на суммарный ток данных генераторов.

Алгоритм функционирования устройств АЛАР в электрической сети напряжением 220 кВ и выше и устройств АЛАР на генераторах должен обеспечивать выявление ЭЦК. В электрической сети напряжением 150 кВ и ниже допускается применение устройств АЛАР, не обеспечивающих выявление ЭЦК.

Устройства АЛАР должны действовать на ДС или отключение генераторов. Реализация УВ с целью ресинхронизации не допускается.

Действие устройств АЛАР на ДС должно производиться посредством отключения ЛЭП и (или) AT с запретом АПВ всех отключаемых выключателей. Отключение должно осуществляться:

127. При оснащении объектов электроэнергетики устройствами, реализующими функцию АОСЧ, и обеспечении их функционирования должны соблюдаться требования национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 58335-2018 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Автоматическое ограничение снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности. Нормы и требования», утвержденного и введенного в действие приказом Росстандарта от 28 декабря 2018 г. № 1181-ст (Стандартинформ, 2018).

При оснащении объектов электроэнергетики устройствами, реализующими функцию ЧДА, и обеспечении их функционирования в дополнение к требованиям, указанным в абзаце первом настоящего пункта, должны соблюдаться следующие требования:

ЧДА должна реализовываться на всех ТЭС установленной мощностью 25 МВт и более и осуществлять выделение электростанций, их частей или отдельных энергоблоков (генераторов) на собственные нужды. При проектном обосновании допускается осуществлять выделение электростанций, их частей или отдельных энергоблоков (генераторов) на изолированный район нагрузки;

при невозможности реализации ЧДА по условиям работы ТЭС на электростанциях должны устанавливаться РИСЭ для обеспечения живучести электростанции и электроснабжения собственных нужд. Мощность РИСЭ должна определяться проектными решениями с учетом требований к живучести электростанции и нагрузки собственных нужд.

128. Объекты электроэнергетики, на которых необходимо устанавливать устройства АОПЧ, должны определяться проектными решениями с учетом необходимости обеспечения отсутствия срабатывания технологических защит генерирующего оборудования в энергорайонах, в которых при их отделении от энергосистемы возможно повышение частоты электрического тока.

129. Объекты электроэнергетики, на которых необходимо устанавливать устройства АОСН, должны определяться проектными решениями с учетом необходимости обеспечения допустимого по величине и длительности снижения напряжения на шинах объектов электроэнергетики.

130. Устройства АОПН должны устанавливаться с каждой стороны ЛЭП классом напряжения 500 кВ и выше длиной более 200 км. На ЛЭП классом напряжения 500 кВ меньшей длины, а также на ЛЭП классом напряжения 330 кВ и ниже необходимость установки АОПН должна определяться проектными решениями с учетом необходимости обеспечения допустимого по величине и длительности повышения напряжения на оборудовании объектов электроэнергетики.

При действии АОПН на отключение выключателей ЛЭП должен выполняться пуск УРОВ АОПН. Функция УРОВ АОПН может быть реализована как в составе устройства АОПН, так и в составе устройства, в котором реализована функция автоматики управления выключателем присоединения, на котором установлена АОПН.

131. Объекты электроэнергетики, на которых необходимо устанавливать устройства АОПО, должны определяться проектными решениями с учетом необходимости обеспечения допустимой по величине и длительности токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования.

132. Реализация УВ от устройств и комплексов ПА на ОГ, ОН, ДС, изменение топологии электрической сети должны осуществляться без использования технических средств АСУ ТП объекта электроэнергетики.

133. При совмещении в одном микропроцессорном устройстве РЗА нескольких функций ПА должны соблюдаться требования пункта 158 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем.

XII. Требования к устройствам регистрации аварийных событий и процессов

134. Регистрация аварийных событий и процессов должна осуществляться на объектах электроэнергетики высшим классом напряжения 110 кВ и выше с использованием регистраторов аварийных событий и процессов (автономных РАС и функций, реализуемых в терминалах РЗА) и устройств системы мониторинга переходных режимов.

135. Система мониторинга переходных режимов должна состоять из:

УСВИ и КСВД, устанавливаемых на объектах электроэнергетики;

КСВД, устанавливаемых в диспетчерских центрах субъектов оперативно-диспетчерского управления и (или) у владельцев объектов электроэнергетики;

оборудования и каналов передачи данных.

136. УСВИ и КСВД должны устанавливаться на электростанциях установленной мощностью 500 МВт и более, а также на объектах электроэнергетики, имеющих РУ высшего класса напряжения 330 кВ и выше.

УСВИ должны быть установлены на следующих присоединениях:

ЛЭП классом напряжения 330 кВ и выше;

ЛЭП классом напряжения 220 кВ и выше, входящих в контролируемые сечения;

ЛЭП классом напряжения 220 кВ и выше, обеспечивающих межгосударственные перетоки электрической энергии;

AT, входящих в контролируемые сечения (со стороны высшего класса напряжения);

турбогенераторах АЭС и ТЭС мощностью 200 МВт и более;

гидрогенераторах ГЭС и ГАЭС мощностью 100 МВт и более;

генераторах единичной мощностью 60 МВт и более, входящих в состав парогазовых установок.

137. На объектах электроэнергетики, имеющих РУ высшего класса напряжения 220 кВ, УСВИ должны быть установлены на следующих присоединениях:

ЛЭП классом напряжения 220 кВ, входящих в контролируемые сечения;

ЛЭП классом напряжения 220 кВ, обеспечивающих межгосударственные перетоки электрической энергии.

138. Для выполнения задач мониторинга режимов работы и состояния генерирующего и сетевого оборудования, мониторинга и анализа параметров электроэнергетического режима допускается устанавливать УСВИ и КСВД на объектах электроэнергетики, в диспетчерских центрах субъекта оперативно-диспетчерского управления и (или) у владельцев объектов электроэнергетики в иных случаях, не указанных в пунктах 136 и 137 настоящих требований.

139. Для синхронизации УСВИ должны использоваться приемники сигналов глобальных навигационных спутниковых систем с точностью синхронизации не хуже 1 микросекунды. При этом абсолютная погрешность фазового угла не должна превышать 0,1.

140. Передача данных между устройствами, входящими в систему мониторинга переходных режимов, должна обеспечиваться в режиме реального времени и по запросу от КСВД, устанавливаемых в диспетчерских центрах субъектов оперативно-диспетчерского управления и (или) у владельцев объектов электроэнергетики.

141. Оснащение объектов электроэнергетики автономными РАС должно осуществляться в соответствии с пунктом 168 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем.

142. Для синхронизации измерений в автономных РАС и в устройствах РЗА, реализующих функцию РАС, должны использоваться приемники сигналов глобальных навигационных спутниковых систем и протоколы синхронизации, обеспечивающие точность синхронизации данных РАС не хуже 1 миллисекунды.

143. Автономный РАС и устройство РЗА, реализующее функцию РАС, должны обеспечивать запись и хранение зарегистрированных данных РАС в энергонезависимой памяти. Объем энергонезависимой памяти автономного РАС должен обеспечивать хранение зарегистрированных данных РАС суммарной длительностью не менее 4 часов.

XIII. Требования к вторичным цепям устройств релейной защиты и автоматики

145. На вновь вводимых объектах электроэнергетики в РУ 110 кВ и выше должен применяться оперативный постоянный ток напряжением 220 В.

146. На вновь вводимых объектах электроэнергетики необходимо разделять цепи питания:

схем управления выключателей и разъединителей;

оперативного постоянного тока устройств РЗА и схем управления коммутационными аппаратами;

оперативного постоянного тока устройств РЗА и переменного напряжения;

оперативного постоянного тока основных и резервных защит (в случае их аппаратной реализации в разных устройствах РЗА).

147. Цепи оперативного тока и цепи напряжения (за исключением цепей «Н» и «К» разомкнутого треугольника) устройств РЗА должны быть защищены от КЗ и длительных перегрузок.

148. Объединение в одном контрольном кабеле цепей постоянного и переменного напряжения (тока) не допускается.

Приложение № 1
к требованиям к оснащению линий
электропередачи и оборудования объектов
электроэнергетики классом напряжения
110 кВ и выше устройствами и
комплексами релейной защиты и
автоматики, а также к принципам
функционирования устройств и
комплексов релейной защиты и автоматики

Сокращения, используемые в требованиях к оснащению линий электропередачи и оборудования объектов электроэнергетики классом напряжения 110 кВ и выше устройствами и комплексами релейной защиты и автоматики, а также к принципам функционирования устройств и комплексов релейной защиты и автоматики

Приложение № 2
к требованиям к оснащению линий
электропередачи и оборудования объектов
электроэнергетики классом напряжения
110 кВ и выше устройствами и
комплексами релейной защиты и
автоматики, а также к принципам
функционирования устройств и
комплексов релейной защиты и автоматики

Термины и определения, используемые в требованиях к оснащению линий электропередачи и оборудования объектов электроэнергетики классом напряжения 110 кВ и выше устройствами и комплексами релейной защиты и автоматики, а также к принципам функционирования устройств и комплексов релейной защиты и автоматики

Обзор документа

Минэнерго России установило новые требования к оснащению линий электропередачи и оборудования объектов электроэнергетики классом напряжения 110 кВ и выше устройствами и комплексами релейной защиты и автоматики (РЗА).

Также определены требования к принципам функционирования устройств и комплексов РЗА.

Ряд новых требований распространяется на работу ранее введенных в эксплуатацию устройств и комплексов РЗА.

Приказ вступает в силу через 30 дней после его официального опубликования.

Источник