Pomóż w opracowaniu witryny, udostępniając artykuł znajomym!

Aby pobrać Rozdział 3.3 OLC 7 w formacie PDF, wystarczy kliknąć link: Rozdział 3.3 OLC.

Zakres zastosowania. Ogólne wymagania

3.3.1. Niniejszy rozdział Regulaminu dotyczy urządzeń automatycznych i telemechanicznych elektrowni, systemów energetycznych, sieci i zasilania instalacji przemysłowych i innych instalacji elektrycznych, przeznaczonych do wdrożenia:

1) automatyczne ponowne zamykanie linii lub faz linii, autobusów i innych instalacji elektrycznych po ich automatycznym wyłączeniu;

2) zasilanie awaryjne AVR lub sprzęt;

3) włączanie generatorów synchronicznych i kompensatorów synchronicznych do pracy równoległej;

4) regulacja wzbudzenia, napięcia i mocy biernej;

5) regulacja częstotliwości i moc czynna;

6) zapobiegać naruszeniom zasad zrównoważonego rozwoju;

7) zakończenie trybu asynchronicznego;

8) ograniczenia redukcji częstotliwości;

9) limity zwiększenia częstotliwości;

10) ograniczenia redukcji napięcia;

11) ograniczenia podwyższenia napięcia;

12) zapobieganie przeciążeniu sprzętu;

13) kontrola i zarządzanie wysyłką.

Funkcje urządzeń zgodnie z p. 4-11 są określane w całości lub w części przez warunki działania systemu elektroenergetycznego jako całości. Urządzenia te muszą być zaprojektowane i obsługiwane przez odpowiednie przedsiębiorstwa energetyczne, stowarzyszenia energetyczne lub w porozumieniu z nimi.

W systemach elektroenergetycznych i obiektach energetycznych mogą być instalowane urządzenia automatycznego sterowania, które nie są objęte niniejszym rozdziałem przepisów i regulowane przez inne dokumenty. Działania tych urządzeń muszą być ze sobą skoordynowane, jak również z działaniem urządzeń i systemów omówionych w tym rozdziale.

W sieciach elektroenergetycznych przedsiębiorstw-odbiorców energii elektrycznej należy stosować takie urządzenia automatyki, które w miarę możliwości nie dopuszczają do naruszeń najbardziej krytycznych procesów technologicznych podczas krótkotrwałych przerw w zasilaniu spowodowanych działaniem zabezpieczeń i automatyzacji w sieci zewnętrznego i wewnętrznego zasilania (patrz także 5.3.52, 5.3.53 i 5.3.58).

Automatyczne ponowne załączanie (AR)

3.3.2. Należy zapewnić automatyczne urządzenia ponownego zamykania w celu szybkiego przywrócenia zasilania odbiorników lub połączeń międzysystemowych i wewnątrzsystemowych poprzez automatyczne włączenie przełączników odłączonych przez urządzenia zabezpieczające przekaźniki.

Zapewnia się automatyczne ponowne zamknięcie:

1) linie powietrzne i mieszane (kablowo-powietrzne) wszystkich typów o napięciu powyżej 1 kV. Zrzeczenie się automatycznego ponownego zamknięcia powinno być uzasadnione w każdym indywidualnym przypadku. Zaleca się stosowanie AR na liniach kablowych o napięciu 35 kV i niższych w przypadkach, gdy może być ono skuteczne z powodu wysokiego prawdopodobieństwa uszkodzenia z utworzeniem łuku otwartego (na przykład obecność kilku zespołów pośrednich, zasilanie kilku podstacji wzdłuż jednej linii), a także w celu skorygowania nieselektywnego działania ochronne. Kwestia zastosowania samoczynnego ponownego zamykania na liniach kablowych 110 kV i wyższych powinna być podjęta przy projektowaniu w każdym przypadku, z uwzględnieniem szczególnych warunków;

2) opony elektrowni i podstacji (patrz 3.3.24 i 3.3.25);

3) transformatory (patrz 3.3.26);

4) odpowiedzialne silniki elektryczne, które są wyłączone w celu zapewnienia samoczynnego rozruchu innych silników elektrycznych (patrz 3.3.38).

W celu wykonania automatycznego ponownego zamykania należy zastosować automatyczne urządzenie zamykające na przełącznikach obejściowych, łączących magistrale i sekcyjnych zgodnie z p. 1-3.

W celu zaoszczędzenia sprzętu dozwolone jest przeprowadzenie grupowego automatycznego urządzenia zamykającego na liniach, głównie kablowych, oraz innych połączeniach 6-10 kV. Powinno to uwzględniać wady grupowego urządzenia do automatycznego ponownego zamykania, na przykład możliwość awarii, jeżeli po wyłączeniu przełącznika jednego z połączeń otwarcie przełącznika drugiego połączenia nastąpi przed powrotem urządzenia do pierwotnego położenia.

3.3.3. Automatyczne urządzenia ponownego zamykania muszą być zaprojektowane tak, aby nie działały na:

1) wyłączenie przełącznika przez osoby zdalnie lub za pomocą pilota;

2) automatyczne odłączenie od zabezpieczenia przekaźnika natychmiast po włączeniu przez personel zdalnie lub za pomocą pilota;

3) wyłączenie wyłącznika poprzez zabezpieczenie przed uszkodzeniem wewnętrznym transformatorów i maszyn wirujących, urządzeń sterowania awaryjnego, a także w innych przypadkach wyłączeń wyłączników, gdy działanie automatycznego ponownego załączenia jest niedopuszczalne. AFS po akcji AChR (CHAPV) należy wykonać zgodnie z 3.3.81.

Automatyczne urządzenie do ponownego zamykania musi być tak zaprojektowane, aby było wykluczone z możliwości wielokrotnego włączenia zwarcia w przypadku jakiejkolwiek awarii obwodu urządzenia.

Automatyczne urządzenia ponownego zamykania muszą być wykonywane z automatycznym resetowaniem.

3.3.4. Przy stosowaniu automatycznego ponownego zamykania przyspieszenie ochrony przekaźnika powinno być zapewnione z reguły w przypadku nieudanego ponownego zamknięcia. Przyspieszenie ochrony przekaźnika po nieudanym ponownym włączeniu odbywa się za pomocą urządzenia przyspieszającego po włączeniu przełącznika, który z reguły musi być używany podczas włączania przełącznika z innych powodów (z klucza sterującego, pilota lub urządzenia ATS). Gdy ochrona zostanie przyspieszona po włączeniu wyłącznika, należy podjąć środki zapobiegające potencjalnemu wyzwoleniu wyłącznika przez zabezpieczenie pod wpływem szarpnięcia prądem, gdy zostanie ono włączone z powodu nierównomiernego włączenia faz wyłącznika.

Nie należy przyspieszać ochrony po włączeniu przełącznika, gdy linia jest już włączona przez inny przełącznik (tj. W obecności symetrycznego napięcia na linii).

Dopuszcza się nie przyspieszanie po AR, działanie zabezpieczenia linii 35 kV i niższej, wykonywane na przemiennym prądzie operacyjnym, jeżeli wymaga to znacznej komplikacji ochrony, a czas ich działania z metalowym zwarciem w pobliżu miejsca instalacji nie przekracza 1, 5 s.

3.3.5. Trójfazowe automatyczne urządzenia ponownego załączania (TAPV) powinny być wykonywane głównie przy rozruchu z rozbieżnością między uprzednio wydanym poleceniem operacyjnym a odłączonym położeniem przełącznika; Dozwolone jest również uruchomienie urządzenia ARC z ochrony.

3.3.6. Można używać pojedynczych lub podwójnych urządzeń TAPV (co do zasady, jeśli jest to dopuszczalne w warunkach pracy przełącznika). W przypadku linii napowietrznych zaleca się stosowanie podwójnego działania TAPV, zwłaszcza dla pojedynczych, jednostronnych linii energetycznych. W sieciach 35 kV i niższych zaleca się stosowanie urządzeń TAPV o podwójnym działaniu, głównie w przypadku linii, które nie mają nadmiarowości w sieci.

W sieciach z izolowanym lub kompensowanym punktem neutralnym, z reguły blokowanie drugiego cyklu AR powinno być stosowane w przypadku zwarcia doziemnego po AR pierwszego cyklu (na przykład przez obecność napięć o zerowej sekwencji). Czas ekspozycji TAPV w drugim cyklu powinien wynosić co najmniej 15-20 s.

3.3.7. Aby przyspieszyć przywrócenie normalnego trybu przenoszenia mocy, opóźnienie czasowe urządzenia TPVA (zwłaszcza w pierwszym cyklu automatycznego ponownego załączania podwójnego działania na jednostronnych liniach energetycznych) powinno być przyjmowane tak krótko, jak to możliwe, biorąc pod uwagę czas wygaszania łuku i dejonizację medium w miejscu uszkodzenia, jak również czas dostępności wyłącznika i jego napęd do ponownego włączenia.

Opóźnienie czasowe urządzenia TAPV na linii z dwustronnym zasilaniem musi być również wybrane z uwzględnieniem możliwego nie-jednoczesnego rozłączenia uszkodzenia z obu końców linii; jednocześnie nie należy brać pod uwagę czasu ochrony na odległość. Dozwolone jest nieuwzględnianie różnicy w wyłączaniu wyłączników na końcach linii, gdy są wyłączane w wyniku ochrony przed wysoką częstotliwością.

Aby zwiększyć efektywność pojedynczego działania TAPV, można zwiększyć jego opóźnienie czasowe (jeśli to możliwe, biorąc pod uwagę pracę konsumenta).

3.3.8. Na pojedynczych liniach 110 kV i wyższych z jednostronnym zasilaniem, dla których przejście do pracy ciągłej w dwóch fazach jest dopuszczalne w przypadku nieudanego TAPV, należy zapewnić dwustronny TAPV na końcu zasilania. Przeniesienie linii do pracy w dwóch fazach może być przeprowadzone przez personel na miejscu lub za pomocą zdalnego sterowania.

Aby przesłać linię po nieudanym ponownym włączeniu do pracy w dwóch fazach, należy zapewnić sterowanie odłącznikami lub przełącznikami w fazie po fazie na końcach zasilania i odbioru linii.

Podczas przenoszenia linii do długotrwałej pracy w dwóch fazach, jeśli to konieczne, należy podjąć środki w celu zmniejszenia zakłóceń w działaniu linii komunikacyjnych z powodu niepełnej fazy pracy linii. W tym celu dozwolone jest ograniczenie mocy przesyłanej przez linię w trybie niepełnym fazy (jeśli jest to możliwe w warunkach pracy konsumenta).

W niektórych przypadkach, jeśli istnieje specjalne uzasadnienie, przerwa w pracy linii komunikacyjnej jest również dozwolona w czasie niepełnego trybu fazowego.

3.3.9 . Na liniach, których rozłączenie nie prowadzi do zakłócenia połączenia elektrycznego między źródłami generującymi, na przykład na liniach równoległych z jednostronną mocą, urządzenia TAPV powinny być instalowane bez sprawdzania synchronizmu.

3.3.10. Na pojedynczych liniach z dwukierunkowym zasilaniem (przy braku połączeń bocznikowych) należy zapewnić jeden z następujących typów ponownego załączenia trójfazowego (lub ich kombinacji):

a) szybki TAPV (BAPV)

b) niesynchroniczny TAPV (NAPV);

c) TAPV z synchronizacją synchroniczną (TAPV CM).

Ponadto można przewidzieć jednofazowe automatyczne ponowne włączanie (OAPV) w połączeniu z różnymi typami TAPV, jeżeli przełączniki są wyposażone w sterowanie fazowe, a stabilność równoległego działania części systemu zasilania podczas cyklu OAPV nie jest zakłócona.

Wybór rodzajów automatycznego ponownego zamykania dokonywany jest na podstawie zestawu specyficznych warunków pracy systemu i sprzętu, z uwzględnieniem instrukcji 3.3.11-3.3.15.

3.3.11 . Szybkie automatyczne ponowne zamykanie, lub BAPW (jednoczesne włączanie z minimalnym opóźnieniem czasowym z obu końców), zaleca się, aby zapewnić automatyczne ponowne załączenie na liniach 3.3.10, z reguły z niewielką rozbieżnością kąta między wektorami EMF połączonych systemów. BAPV może być używany z przełącznikami, które umożliwiają BPS, jeżeli po włączeniu synchroniczne równoległe działanie systemów i maksymalny moment elektromagnetyczny generatorów synchronicznych i kompensatorów są zachowywane w mniejszym stopniu (biorąc pod uwagę niezbędny margines) momentu elektromagnetycznego wynikającego z trójfazowego zwarcia na zaciskach maszyny.

Ocena maksymalnego momentu elektromagnetycznego powinna być przeprowadzona dla maksymalnej możliwej rozbieżności kąta w czasie BPS. W związku z tym BAPV powinien być uruchamiany tylko wtedy, gdy aktywowana jest ochrona o dużej prędkości, której zasięg obejmuje całą linię. BAPV powinien zostać zablokowany, gdy zabezpieczenia zapasowe są aktywowane i blokowane lub opóźniane podczas działania POZIOMU.

Jeśli w celu utrzymania stabilności systemu zasilania w przypadku nieudanego BAPV, wymagana jest duża ilość oddziaływań automatyzacji sterowania awaryjnego, nie zaleca się używania BAPW.

3.3.12. Nie synchroniczne autoreklozowanie (NAPV) może być używane na liniach 3.3.10 (głównie 110-220 kV), jeśli:

a) maksymalny moment elektromagnetyczny generatorów synchronicznych i kompensatorów, powstający podczas niesynchronicznego przełączania, jest mniejszy (biorąc pod uwagę niezbędny margines) momentu elektromagnetycznego, który występuje podczas trójfazowego zwarcia na wnioskach maszyny, podczas gdy szacunkowe początkowe wartości okresowych składowych prądu stojana są brane jako praktyczne kryteria oceny akceptowalności NAPW pod kątem 180 °;

b) maksymalny prąd płynący przez transformator (autotransformator) pod kątem 180 ° jest mniejszy niż prąd zwarciowy na jego zaciskach, gdy jest zasilany z opon o nieskończonej mocy;

c) po AR zapewniona jest wystarczająco szybka resynchronizacja; jeśli w wyniku niezsynchronizowanego automatycznego ponownego zamknięcia możliwa jest długa praca asynchroniczna, należy podjąć specjalne środki, aby zapobiec lub go zatrzymać.

W tych warunkach NAPV może być również używany w trybie naprawy na liniach równoległych.

Podczas wykonywania NAPV konieczne jest podjęcie środków zapobiegających nadmiernej ochronie. W tym celu zaleca się w szczególności włączanie przełączników, gdy NAPV w określonej kolejności, na przykład, wykonuje automatyczne ponowne zamykanie po jednej stronie linii z kontrolą obecności napięcia na niej po udanym TAPV po przeciwnej stronie.

3.3.13. Automatyczne ponowne łączenie z pułapką synchronizacji można stosować na liniach 3.3.10, aby włączyć linię ze znacznym poślizgiem (do około 4%) i dopuszczalnym kątem.

Możliwe jest również wykonanie następnego ponownego zamknięcia. Na końcu linii, która powinna być najpierw włączona, TAPV jest przyspieszany (z blokującą odpowiedzią ochrony o dużej prędkości, której obszar pokrycia obejmuje całą linię) bez kontroli napięcia na linii (UTAPV BK) lub TAPV, aby kontrolować brak napięcia na linii (TAPV OH), i jego drugi koniec to TAPV z synchronicznym pułapkowaniem. Ten ostatni jest pod warunkiem, że włączenie pierwszego końca zakończyło się sukcesem (można to ustalić na przykład przez monitorowanie obecności napięcia na linii).

Do przechwycenia synchronizmu można wykorzystać urządzenia zbudowane na zasadzie synchronizatora o stałym kącie natarcia.

Automatyczne urządzenia ponownego zamykania powinny być wykonywane tak, aby można było zmienić kolejność włączania przełączników na końcach linii.

Podczas wykonywania automatycznego urządzenia ponownego zamykania, USU powinien starać się zapewnić jego działanie z największą możliwą różnicą częstotliwości. Maksymalny dopuszczalny kąt aktywacji przy stosowaniu automatycznego ponownego zamykania, USA, należy wziąć pod uwagę w warunkach określonych w 3.3.12. Podczas korzystania z automatycznego urządzenia ponownego zamykania zaleca się używanie go do włączania linii przez personel (synchronizacja półautomatyczna).

3.3.14. Na liniach wyposażonych w przekładniki napięciowe zaleca się stosowanie narządów reagujących na napięcie liniowe (fazowe) oraz napięcia zwrotnego i zerowego napięcia, aby kontrolować brak napięcia (KOH) i monitorować obecność napięcia (KNN) na linii z różnymi typami TAPV. W niektórych przypadkach, na przykład na liniach bez dławików bocznikowych, możliwe jest nie stosowanie napięcia o zerowej sekwencji.

3.3.15. Jednofazowe automatyczne ponowne załączanie (OAPV) może być używane tylko w sieciach o wysokim prądzie doziemienia. OAPV bez automatycznego przeniesienia linii do długiego trybu niefazowego z trwałym uszkodzeniem faz należy stosować:

a) na pojedynczych mocno obciążonych liniach międzysystemowych lub wewnątrzsystemowych;

b) na mocno obciążonych liniach międzysystemowych o napięciu 220 kV i powyżej z dwoma lub więcej połączeniami objazdowymi, pod warunkiem że odłączenie jednego z nich może prowadzić do naruszenia dynamicznej stabilności systemu elektroenergetycznego;

c) na liniach międzysystemowych i wewnątrzsystemowych różnych klas napięcia, jeżeli trójfazowe odłączenie linii wysokiego napięcia może prowadzić do niedopuszczalnego przeciążenia linii niskiego napięcia z możliwością zakłócenia stabilności systemu elektroenergetycznego;

d) na liniach łączących duże elektrownie blokowe z systemem bez znaczącego obciążenia lokalnego;

d) na liniach elektroenergetycznych, gdzie realizacja TAPV jest związana ze znacznym spadkiem obciążenia z powodu spadku napięcia.

Urządzenie powinno być wykonane w taki sposób, aby po wyłączeniu lub wyłączeniu zasilania działanie ochrony linii było automatycznie przenoszone na odłączenie trzech faz oprócz urządzenia.

Wybór uszkodzonych faz w przypadku zwarcia doziemnego należy przeprowadzić przy pomocy organów wyborczych, które mogą być również wykorzystane jako dodatkowe zabezpieczenie linii o dużej prędkości w cyklu OAPV, z TAPV, BAPV i jednokierunkowym przełączaniem linii przez personel obsługujący.

Czas ekspozycji OAPV należy skorygować od czasu wygaszenia łuku i dejonizacji medium w miejscu zwarcia jednofazowego w trybie niefazowym, biorąc pod uwagę możliwość nierównomiernego uruchomienia zabezpieczenia na końcach linii, jak również kaskadowe działanie organów wyborczych.

3.3.16. Na liniach 3.3.15 OAPV należy stosować w połączeniu z różnymi typami TPA. Jednocześnie powinno być możliwe zabronienie TAPV we wszystkich przypadkach PAVA lub tylko w przypadku nieudanego PIO. W zależności od określonych warunków dozwolone jest wykonywanie TAPV po nieudanym OAPV. W takich przypadkach działanie TAPV jest przewidziane najpierw na jednym końcu linii, z kontrolą braku napięcia na linii i ze zwiększonym opóźnieniem.

3.3.17. Na pojedynczych liniach z dwustronną mocą, łącząc system z małą elektrownią, można zastosować TAPI z automatyczną synchronizacją (APVS) hydrogeneratorów dla elektrowni wodnych i TAPV w połączeniu z urządzeniami oddzielającymi - dla elektrowni wodnych i cieplnych.

3.3.18. Na liniach z zasilaniem dwukierunkowym w obecności kilku łączy obejściowych należy użyć:

1) w obecności dwóch wiązań, a także w obecności trzech wiązań, jeśli jest prawdopodobne, że dwa z tych wiązań zostaną rozłączone na długi czas (na przykład linia dwuobwodowa):

  • niezsynchronizowane samoczynne ponowne zamykanie (głównie dla linii 110-220 kV i zgodnie z warunkami określonymi w 3.3.12, ale w przypadku odłączenia wszystkich połączeń);
  • АПВ с проверкой синхронизма (при невозможности выполнения несинхронного АПВ по причинам, указанным в 3.3.12, но для случая отключения всех связей).

Для ответственных линий при наличии двух связей, а также при наличии трех связей, две из которых - двухцепная линия, при невозможности применения НАПВ по причинам, указанным в 3.3.12, разрешается применять устройства ОАПВ, БАПВ или АПВ УС (см. 3.3.11, 3.3.13, 3.3.15). При этом устройства ОАПВ и БАПВ следует дополнять устройством АПВ с проверкой синхронизма;

2) при наличии четырех и более связей, а также при наличии трех связей, если в последнем случае одновременное длительное отключение двух из этих связей маловероятно (например, если все линии одноцепные), - АПВ без проверки синхронизма.

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. Podczas działania urządzenia ATS, gdy możliwe jest włączenie przełącznika na zwarcie, ochrona tego przełącznika powinna być z reguły przyspieszona (patrz także 3.3.4). W takim przypadku należy podjąć środki zapobiegające wyłączeniu zasilania awaryjnego przez obwód zasilania rezerwowego z powodu prądu rozruchowego.

W tym celu przełączniki źródeł zasilania rezerwowego na potrzeby własne elektrowni powinny zapewniać przyspieszenie ochrony tylko wtedy, gdy jej czas opóźnienia przekracza 1-1, 2 s; w tym samym czasie do obwodu przyspieszenia należy wprowadzić opóźnienie czasowe około 0, 5 s. W przypadku innych instalacji elektrycznych wartości opóźnienia czasowego są przyjmowane na podstawie określonych warunków.

3.3.41. W przypadkach, w których w wyniku ATS możliwe jest, że synchroniczne kompensatory lub synchroniczne silniki elektryczne są włączane synchronicznie lub synchronicznie i aby wykluczyć ładowanie z tych maszyn, maszyny synchroniczne powinny zostać automatycznie odłączone lub przełączone w tryb asynchroniczny przez wyłączenie AHP za pomocą późniejsze automatyczne włączanie lub resynchronizacja po powrocie napięcia w wyniku udanego ATS.

Aby uniemożliwić włączanie źródła kopii zapasowej z ATS do momentu wyłączenia synchronicznych komputerów, można użyć zwolnienia AIR. Jeśli to ostatnie jest nie do przyjęcia dla reszty obciążenia, dozwolone jest, ze szczególnym uzasadnieniem, odłączenie linii łączącej magistrale zasilacza roboczego z obciążeniem zawierającym silniki synchroniczne z przełącznika rozruchowego AVR.

W przypadku podstacji z synchronicznymi kompensatorami lub synchronicznymi silnikami elektrycznymi należy podjąć środki zapobiegające nieprawidłowemu działaniu ACHR, gdy ATS działa (patrz 3.3.79).

3.3.42. Aby zapobiec włączeniu zasilania rezerwowego przy zwarciu z ukrytą rezerwą, zapobiegając jego przeciążeniu, ułatwiając samoczynne uruchomienie, jak również przywracając najprostsze środki normalnej instalacji elektrycznej po awaryjnym wyłączeniu i działaniu urządzenia automatyki, zaleca się stosowanie kombinacji automatycznego wyłączania i automatycznego resetowania urządzeń. Urządzenia AVR muszą działać w przypadku wewnętrznego uszkodzenia źródła pracy, automatycznego ponownego zamknięcia - z innymi uszkodzeniami.

Po udanej operacji automatycznego ponownego zamykania lub automatycznych urządzeń ponownego załączania, z reguły należy zapewnić jak najpełniejsze automatyczne przywrócenie obwodu przed awaryjnego (na przykład w przypadku podstacji z uproszczonymi połączeniami elektrycznymi od strony wyższego napięcia - wyłączenie przełącznika sekcji po stronie niskiego napięcia po pracy AVR po udanym ponownym załączeniu linia zasilająca).

Włącz generatory

3.3.43. Włączenie generatorów do pracy równoległej powinno być wykonane w jeden z następujących sposobów: dokładna synchronizacja (ręczna, półautomatyczna i automatyczna) i synchronizacja własna (ręczna, półautomatyczna i automatyczna).

3.3.44. Metoda precyzyjnej automatycznej lub półautomatycznej synchronizacji jako główna metoda włączania do pracy równoległej w normalnych warunkach powinna być przewidziana dla:

  • generatory turbinowe z pośrednim chłodzeniem uzwojeń o mocy powyżej 3 MW, pracujące bezpośrednio na szynach zbiorczych napięcia generatora oraz o wartości okresowego składnika prądu przejściowego powyżej 3, 5 In;
  • turbogeneratory z bezpośrednim chłodzeniem uzwojeń typów TBB, TVF, TGV i TVM;
  • hydrogeneratory o mocy 50 MW i więcej.

Podczas stanów awaryjnych w systemie elektrycznym, włączenie pracy równoległej wszystkich generatorów, niezależnie od układu chłodzenia i mocy, może być wykonane przez samosynchronizację.

3.3.45. Metoda samosynchronizacji jako główna metoda włączania pracy równoległej może być przewidziana dla:

  • turbogeneratory do 3 MW:
  • turbogeneratory z chłodzeniem pośrednim o mocy większej niż 3 MW, pracujące bezpośrednio na szynach zbiorczych, jeżeli okresowy składnik prądu przejściowego po przełączeniu do sieci metodą samosynchronizacji nie przekracza 3, 5 Ir;
  • turbogeneratory chłodzone pośrednio działające w jednostce z transformatorami;
  • hydrogeneratory o mocy do 50 MW;
  • hydrogeneratory, sztywno połączone elektrycznie i działające przez wspólny przełącznik o łącznej mocy do 50 MW.

W takich przypadkach nie można zapewnić półautomatycznych i automatycznych dokładnych urządzeń do synchronizacji.

3.3.46. W przypadku stosowania metody samosynchronizacji jako głównej metody włączania generatorów do pracy równoległej, należy przewidzieć instalację automatycznych urządzeń do automatycznej synchronizacji na hydrogeneratorach oraz ręczne lub półautomatyczne urządzenia do synchronizacji w generatorach turbin.

3.3.47. W przypadku stosowania metody dokładnej synchronizacji, jako głównej metody włączania generatorów do pracy równoległej, z reguły konieczne jest zainstalowanie automatycznych i półautomatycznych urządzeń do dokładnej synchronizacji. W przypadku generatorów o mocy do 15 MW możliwa jest ręczna precyzyjna synchronizacja z blokowaniem przed niesynchronicznym przełączaniem.

3.3.48. Zgodnie z tymi przepisami wszystkie generatory muszą być wyposażone w odpowiednie urządzenia synchronizacyjne zlokalizowane w centralnym punkcie kontrolnym lub w lokalnym punkcie kontrolnym dla elektrowni wodnych, w głównym panelu sterowania lub w blokowych panelach sterowania dla elektrowni cieplnych.

Niezależnie od zastosowanej metody synchronizacji, wszystkie generatory muszą być wyposażone w urządzenia, które w razie potrzeby umożliwiają ręczną synchronizację z blokowaniem przed asynchronicznym włączeniem.

3.3.49. Gdy dwa lub więcej hydrogeneratorów działających za pośrednictwem jednego przełącznika jest włączanych do sieci za pomocą dokładnej metody synchronizacji, generatory są wstępnie synchronizowane ze sobą za pomocą metody synchronizacji własnej iz siecią - metodą dokładnej synchronizacji.

3.3.50. W podstacjach tranzytowych sieci głównej i elektrowniach, w których wymagana jest synchronizacja poszczególnych części instalacji elektrycznej, należy zapewnić urządzenia do półautomatycznej lub ręcznej dokładnej synchronizacji.

Automatyczna regulacja wzbudzenia, napięcia i mocy biernej

3.3.51. Urządzenia do automatycznej regulacji wzbudzenia, napięcia i mocy biernej są przeznaczone do:

  • utrzymywać napięcie w instalacji elektrycznej i w odbiorniku zgodnie z określonymi charakterystykami podczas normalnej pracy systemu zasilania;
  • rozkład obciążenia biernego między źródłami mocy biernej według danego prawa;
  • zwiększenie statycznej i dynamicznej stabilności układów elektrycznych i drgań tłumiących w warunkach przejściowych.

3.3.52. Maszyny synchroniczne (generatory, kompensatory, silniki elektryczne) powinny być wyposażone w urządzenia ARV. Automatyczne regulatory wzbudzenia muszą być zgodne z wymaganiami GOST dla układów wzbudzenia i specyfikacji wyposażenia układów wzbudzenia.

W przypadku generatorów i kompensatorów synchronicznych o mocy mniejszej niż 2, 5 MW, z wyjątkiem generatorów elektrowni działających w izolacji lub w systemie elektroenergetycznym małej mocy, dozwolone są tylko urządzenia wymuszające wzbudzenie. Synchroniczne silniki elektryczne powinny być wyposażone w urządzenia APB zgodnie z 5.3.12 i 5.3.13.

3.3.53. Należy zapewnić wysoką niezawodność zasilania ARV i innych urządzeń układu wzbudzenia z przekładników napięciowych, a także wysoką niezawodność odpowiednich obwodów.

Podczas podłączania APB do przekładnika napięciowego mającego bezpieczniki po stronie pierwotnej:

  • ARV i inne urządzenia układu wzbudzenia, których utrata mocy może prowadzić do przeciążenia lub niedopuszczalnego zmniejszenia wzbudzenia maszyny, powinny być podłączone do ich zacisków wtórnych bez bezpieczników i wyłączników;
  • urządzenie wymuszające przekaźnik musi być zaprojektowane w taki sposób, aby zapobiec jego fałszywemu działaniu, gdy jeden z bezpieczników przepali się od pierwotnej strony przekładników napięciowych.

Podczas podłączania APB do transformatora napięcia, który nie ma bezpieczników po stronie pierwotnej:

  • ARV i inne urządzenia systemu wzbudzenia powinny być podłączone do ich zacisków wtórnych za pomocą wyłączników automatycznych;
  • należy dokonać ustaleń dotyczących użycia styków pomocniczych wyłącznika, z wyłączeniem przeciążenia lub niedopuszczalnego zmniejszenia pobudzenia maszyny w przypadku otwarcia wyłącznika.

Transformatory napięcia, do których podłączone są ARV i inne urządzenia systemu wzbudzenia, z reguły nie powinny być podłączone do innych urządzeń i urządzeń. W niektórych przypadkach dozwolone jest podłączanie tych urządzeń i urządzeń poprzez oddzielne wyłączniki lub bezpieczniki.

3.3.54. Urządzenia ARV hydrogeneratorów powinny być zaprojektowane w taki sposób, aby w przypadku zrzutu obciążenia za pomocą dobrego regulatora prędkości, zabezpieczyć przed przepięciem. Jeśli to konieczne, urządzenie ARV może być uzupełnione przez urządzenie przekaźnikowe wzbudzenia o dużej prędkości.

3.3.55. Obwód wymuszania wzbudzenia przekaźnika powinien zapewniać możliwość przeniesienia jego działania na dodatkowy patogen, gdy zastępuje on główny patogen.

3.3.56. Urządzenia wzbudzające wzbudzenie należy podłączyć do przekładników prądowych po stronie wyjściowej generatora lub kompensatora synchronicznego (po stronie magistrali).

3.3.57. W przypadku generatorów synchronicznych i kompensatorów z bezpośrednim chłodzeniem, generatory o mocy 15 MW lub większej i kompensatory o mocy 15 Mvar lub większej, elektrownie i podstacje bez stałego personelu w sterowni powinny być wyposażone w automatyczne ograniczenie przeciążenia z opóźnieniem czasowym, w zależności od wielości przeciążenia.

Przed opanowaniem seryjnej produkcji automatycznych urządzeń ograniczających przeciążenie z zależnym opóźnieniem dla maszyn do 200 MW (Mvar), dozwolone jest instalowanie urządzeń ograniczających z charakterystyką niezależną od czasu.

Automatyczne urządzenie ograniczające przeciążenie nie może uniemożliwiać wymuszenia przez czas dozwolony dla odpowiedniej wydajności maszyny.

3.3.58. W przypadku generatorów o mocy 100 MW i większej oraz w przypadku kompensatorów o pojemności 100 Mvar lub większej, systemy wzbudzenia o dużej prędkości powinny być instalowane z ARV o dużej mocy.

W niektórych przypadkach, zależnych od warunków pracy elektrowni w systemie elektroenergetycznym, dopuszcza się instalowanie innych typów ARV, a także wolno działających układów wzbudzenia.

3.3.59. Układ wzbudzenia i ARV urządzenia powinny zapewniać stabilną regulację w zakresie od najniższej dopuszczalnej do maksymalnej dopuszczalnej wartości prądu wzbudzenia. W przypadku kompensatorów synchronicznych z nieodwracalnym układem wzbudzenia należy zapewnić regulację począwszy od wartości prądu wirnika, która jest praktycznie równa zeru, a dla kompensatorów z układem wzbudzenia wstecznego, od maksymalnej dopuszczalnej wartości ujemnego prądu wzbudzenia.

W przypadku maszyn pracujących w bloku z transformatorami należy przewidzieć możliwość kompensacji prądowej utraty napięcia w transformatorze.

3.3.60. Generatory o mocy 2, 5 MW i większej liczbie elektrowni wodnych i cieplnych z czterema lub więcej jednostkami muszą być wyposażone w zautomatyzowane systemy sterowania procesem stacji lub (jeśli nie są dostępne) w systemy sterowania grupowego do wzbudzania. Zaleca się wykonywanie tych systemów na generatorach elektrowni cieplnych w zależności od schematu, trybu i mocy elektrowni.

3.3.61. Transformatory z przełącznikami zaczepów pod obciążeniem podstacji rozdzielczych i ich własne potrzeby elektrowni, a także regulatory liniowe podstacji rozdzielczych, w celu utrzymania lub utrzymania danej zmiany napięcia, powinny być wyposażone w automatyczny system sterowania przełożeniem. W razie potrzeby automatyczne regulatory powinny zapewniać regulację napięcia.

Podstacje, które zapewniają równoległą pracę transformatorów (autotransformatorów) z automatycznym sterowaniem współczynnikiem transformacji, powinny być wyposażone w automatyczny system sterowania procesem lub system sterowania grupowego, który eliminuje pojawienie się niedopuszczalnych prądów równoważących między transformatorami.

3.3.62. Instalacje skraplacza muszą być wyposażone w automatyczne urządzenia sterujące zgodnie z Ch. 5.6.

Automatyczna regulacja częstotliwości i moc czynna (AFCM)

3.3.63. Automatyczne sterowanie częstotliwością i systemy kontroli mocy czynnej (AFCM) są zaprojektowane dla:

  • utrzymywać częstotliwość w połączeniach międzysystemowych i izolowanych systemach zasilania w normalnych warunkach zgodnie z wymaganiami GOST dotyczącymi jakości energii elektrycznej;
  • regulowanie zdolności wymiany połączeń międzysystemowych i ograniczanie przepływów mocy przez kontrolowaną komunikację zewnętrzną i wewnętrzną połączeń międzysystemowych i systemów zasilania;
  • dystrybucja mocy (w tym ekonomiczna) między obiektami kontrolnymi na wszystkich poziomach kontroli dyspozytorskiej (między zintegrowanymi systemami zasilania w UES Rosji, systemami zasilania w UES, elektrowniami w systemach energetycznych oraz jednostkami lub zespołami energetycznymi w elektrowniach).

3.3.64. Systemy AFRC powinny zapewniać (jeśli wymagany zakres regulacji) kontrolowane elektrownie, utrzymując średnie odchylenie częstotliwości od wartości zadanej w granicach ± 0, 1 Hz w dziesięciominutowych odstępach i ograniczając przepływ mocy przez kontrolowane połączenia z tłumieniem co najmniej 70% amplitudy wahań przepływu mocy z okresem 2 minut lub więcej.

3.3.65. System AFRC powinien obejmować:

  • urządzenia do automatycznej regulacji częstotliwości, pojemności wymiany i ograniczenia przepływu w centrach wysyłkowych UES Rosji i UES;
  • urządzenia sterujące do rozdzielania działań kontrolnych z systemów AECM wyższego poziomu między sterowane elektrownie i urządzenia do ograniczania przelewów poprzez kontrolowane połączenia wewnętrzne w centrach wysyłkowych systemów zasilania;
  • urządzenia do sterowania mocą czynną w elektrowniach zaangażowanych w automatyczną kontrolę mocy;
  • czujniki przepływu mocy czynnej i telemechanika.

3.3.66. Urządzenia AFRC w centrach wysyłkowych powinny zapewniać identyfikację odchyleń rzeczywistego trybu działania od danego, tworzenie i przekazywanie działań kontrolnych dla centrów sterowania niższego poziomu kontroli oraz dla elektrowni zaangażowanych w automatyczną kontrolę mocy.

3.3.67. Automatyczne urządzenia kontroli mocy dla elektrowni powinny zapewniać:

  • odbieranie i przekształcanie działań kontrolnych pochodzących ze sterowni o wyższym poziomie kontroli i formowanie działań kontrolnych na poziomie sterowania elektrowniami;
  • tworzenie działań kontrolnych na poszczególnych jednostkach (blokach energetycznych);
  • konserwacja bloków energetycznych zgodnie z otrzymanymi działaniami kontrolnymi.

3.3.68. Zarządzanie wydajnością elektrowni powinno odbywać się ze statystykami częstotliwości, wahającymi się od 3 do 6%.

3.3.69. W elektrowniach wodnych układy sterowania mocą powinny mieć automatyczne urządzenia zapewniające rozruch i zatrzymanie jednostek oraz, w razie potrzeby, również przenoszenie jednostek do synchronicznych kompensatorów i trybów generatora, w zależności od warunków i trybu działania elektrowni i systemów elektroenergetycznych, z uwzględnieniem istniejących ograniczeń w działaniu jednostek.

Elektrownie wodne, których wydajność zależy od reżimu przepływu wody, zaleca się wyposażać w automatyczne regulatory mocy do przepływu wody.

3.3.70. Urządzenia AFRC muszą umożliwiać szybką zmianę ustawień, gdy zmieniają się tryby pracy obiektu sterującego, muszą być wyposażone w elementy alarmowe, blokady i zabezpieczenia, które zapobiegają ich błędnym działaniom, gdy normalne tryby działania obiektów kontrolnych są zakłócane, gdy występują same usterki w urządzeniach, a także aby wykluczyć te działania, które mogą zakłócać funkcjonowanie urządzeń sterowania awaryjnego.

W elektrowniach cieplnych urządzenia AFRC muszą być wyposażone w elementy, które zapobiegają zmianom parametrów technologicznych powyżej dopuszczalnych limitów spowodowanych działaniem tych urządzeń na jednostki (jednostki mocy).

3.3.71. Narzędzia telemechaniczne powinny dostarczać informacji o przepływach mocy poprzez kontrolowaną komunikację wewnątrzsystemową i międzysystemową, transfer działań kontrolnych i sygnałów z urządzeń AFRC w celu sterowania obiektami, a także przekazywanie niezbędnych informacji na wyższy poziom kontroli.

Całkowita wartość sygnałów w telemechanice i urządzeniach AFRC nie powinna przekraczać 5 sekund.

Automatyczne zapobieganie problemom ze stabilnością

3.3.72. Urządzenia do automatycznego zapobiegania zakłóceniom stabilności systemów zasilania powinny być zapewnione w zależności od szczególnych warunków obiektu, w przypadku gdy jest to technicznie i ekonomicznie wykonalne, w celu zachowania stabilności dynamicznej i zapewnienia standardowego marginesu statycznej stabilności w warunkach powypadkowych.

Urządzenia do automatycznego zapobiegania naruszaniu zasad zrównoważonego rozwoju mogą być przewidziane do działania w następujących przypadkach:

a) wyłączenie linii bez uszkodzenia, jak również uszkodzenia spowodowane zwarciami jednofazowymi podczas pracy głównej ochrony i OAPV w możliwych trybach zwiększonego obciążenia elektryczności oraz w schematach naprawy sieci; Dozwolone jest stosowanie urządzeń automatyki do tych uszkodzeń oraz w normalnych schematach i trybach systemu zasilania, jeżeli naruszenie stabilności z powodu awarii automatyki nie może prowadzić do utraty znacznej części obciążenia systemu zasilania (na przykład z powodu działania AChR);

b) odłączenie linii w wyniku zwarć wielofazowych podczas działania głównej ochrony w schematach sieci normalnych i naprawczych; niedozwolone jest uwzględnienie najbardziej rzadkich sposobów zwiększonego obciążenia energią elektryczną;

c) awarie przełącznika z działaniem awarii awaryjnej przy zwarciu w normalnym trybie pracy systemu elektroenergetycznego i podczas normalnej pracy sieci;

d) całkowite oddzielenie systemu elektroenergetycznego od niesynchronicznych części roboczych transmisji energii elektrycznej w trybie normalnym;

e) znaczny awaryjny niedobór lub nadmiar mocy w jednej z połączonych części puli energii;

e) działanie urządzeń BAPW lub AFC w normalnym obwodzie i trybie.

3.3.73. Automatyczne urządzenia zapobiegające stabilności mogą wpływać na:

a) wyłączenie części elektrowni wodnych i, w drodze wyjątku, generatorów lub bloków elektrowni cieplnych;

b) gwałtowny spadek lub wzrost obciążenia turbin parowych w granicach możliwości urządzeń cieplnych (bez późniejszego automatycznego przywrócenia tego samego obciążenia);

c) wyłączenie (w wyjątkowych przypadkach) części ładunku odbiorników, łatwo przenoszącej krótkotrwałe przerwanie zasilania (specjalne automatyczne wyłączenie obciążenia);

d) podział systemów zasilania (jeżeli wskazane powyżej środki są niewystarczające);

d) krótkotrwała szybka redukcja obciążenia turbin parowych (z późniejszym automatycznym przywróceniem poprzedniego obciążenia).

Automatyczne urządzenia zapobiegające stateczności mogą zmieniać tryb działania kompensatorów pojemnościowych wzdłużnych i poprzecznych oraz innych urządzeń przenoszenia mocy, takich jak dławiki bocznikowe, automatyczne regulatory wzbudzenia generatorów itp. Zmniejszenie mocy czynnej elektrowni w przypadku uszkodzenia zgodnie z pkt. 3.3.72. aib, pożądane jest ograniczenie objętości, a przede wszystkim przypadków, w których nie prowadzi to do działania AChR w systemie zasilania lub do innych niekorzystnych skutków.

3.3.74. Intensywność działań kontrolnych dostarczanych przez urządzenia w celu automatycznego zapobiegania naruszeniu stabilności (na przykład moc wyłączanych generatorów lub głębokość rozładowania turbin) powinna określać intensywność zakłócającego wpływu (na przykład uwolnienie przekazywanej mocy czynnej, gdy nastąpi zwarcie i czas trwania tego ostatniego) lub przejściowego, ustalonego automatycznie dotkliwość oryginalnego trybu, również rejestrowana automatycznie lub, w wyjątkowych przypadkach, przez personel.

Automatyczne zakończenie trybu asynchronicznego

3.3.75. W celu zakończenia trybu asynchronicznego (AP) w przypadku jego wystąpienia, powinny być głównie używane urządzenia automatyczne, które odróżniają tryb asynchroniczny od oscylacji synchronicznych, zwarć lub innych nieprawidłowych trybów pracy.

W miarę możliwości urządzenia te powinny być zaprojektowane w taki sposób, aby przyczyniały się głównie do wdrożenia środków mających na celu ułatwienie warunków resynchronizacji, na przykład:

  • szybkie obciążenie turbiny lub częściowe odłączenie odbiorników (w części systemu elektroenergetycznego, w której wystąpił niedobór mocy);
  • zmniejszenie mocy wytwarzania poprzez oddziaływanie na regulatory prędkości turbiny lub wyłączenie części generatorów (w tej części systemu elektroenergetycznego, w której występował nadmiar mocy).

Automatyczne rozdzielenie systemu zasilania w określonych punktach jest stosowane po wystąpieniu punktu dostępowego, jeśli określone środki nie prowadzą do resynchronizacji po przejściu określonej liczby cykli oscylacji lub gdy czas trwania skoku asynchronicznego jest większy niż określony limit.

W przypadku niedopuszczalności trybu asynchronicznego, niebezpieczeństwa lub niskiej skuteczności resynchronizacji do zakończenia AR, należy użyć podziału z najkrótszym czasem, co zapewnia stabilność innych połączeń i selektywne działanie automatyzacji.

Automatyczne ograniczenie redukcji częstotliwości

3.3.76. Automatyczne ograniczenie redukcji częstotliwości powinno być wykonywane tak, aby dla każdego możliwego braku mocy w połączeniu międzysystemowym, systemie zasilania, jednostce mocy, całkowicie zredukowano możliwość obniżenia częstotliwości poniżej 45 Hz, czas pracy z częstotliwością poniżej 47 Hz nie przekracza 20 s, z częstotliwością poniżej 48, 5 Hz - 60 s.

3.3.77. System automatycznego ograniczania redukcji częstotliwości realizuje:

  • automatyczna rezerwa wprowadzania częstotliwości;
  • automatyczne rozładowywanie częstotliwości (AChR);
  • dodatkowy rozładunek;
  • włączanie zasilania odłączonych odbiorników podczas odzyskiwania częstotliwości (CHAPV);
  • przydział elektrowni lub generatorów ze zrównoważonym obciążeniem, przydział generatorów do zasilania własnych potrzeb elektrowni.

3.3.78. Automatyczne uruchamianie rezerwy przy niższych częstotliwościach powinno być wykorzystywane przede wszystkim w celu zminimalizowania ilości wyłączeń lub czasu trwania przerwy w dostawie prądu przez konsumenta i obejmuje:

  • uruchomienie włączonej rezerwy w elektrowniach cieplnych;
  • automatyczne uruchomienie hydrounitów w rezerwie;
  • automatyczne przejście do aktywnego trybu hydrogeneratorów działających w trybie kompensatorów synchronicznych;
  • automatyczne uruchamianie instalacji turbin gazowych.

3.3.79. Automatyczne rozładowywanie częstotliwości polega na wyłączaniu odbiorników w małych ułamkach w miarę zmniejszania się częstotliwości (AHPI) lub wydłużania czasu trwania niższej częstotliwości (AСPPII).

Urządzenia ACHR powinny być z reguły instalowane w podstacjach sieci energetycznej. Dozwolone jest instalowanie ich bezpośrednio u konsumentów pod kontrolą systemu zasilania.

Objętości zrzutu obciążenia są ustalane na podstawie wydajności w przypadku potencjalnego niedoboru mocy; sekwencja wyłączania jest wybierana w taki sposób, aby zmniejszyć szkody spowodowane przerwaniem zasilania, w szczególności należy użyć większej liczby urządzeń i kolejek AChR, bardziej odpowiedzialnych konsumentów należy podłączyć do kolejek, które są bardziej narażone na działanie.

Działanie AChR powinno być skoordynowane z działaniem automatycznego urządzenia zamykającego i automatycznego przełącznika transferu. Niedopuszczalne jest zmniejszenie ilości AChR z powodu działania urządzeń ABP lub personelu.

3.3.80. Dodatkowe urządzenia rozładunkowe powinny być stosowane w tych systemach zasilania lub częściach systemu elektroenergetycznego, w których możliwe są szczególnie duże lokalne braki zasilania, w których działanie urządzeń ACRI nie jest wystarczająco skuteczne pod względem wartości i szybkości rozładunku.

Potrzeba dodatkowego rozładunku, jego objętości, a także czynników, przez które jest uruchamiany (odłączenie zasilania, rozładowanie mocy czynnej itp.), Jest określana przez system zasilania.

3.3.81. Urządzenia ChAPV są używane do zmniejszenia przerwy w zasilaniu odłączonych konsumentów w warunkach odzyskiwania częstotliwości w wyniku wdrożenia rezerw mocy generujących, resynchronizacji lub synchronizacji w przypadku przerwy w zasilaniu.

Podczas umieszczania urządzeń i dystrybucji obciążenia w kolejkach CHAPV, stopniu odpowiedzialności konsumenta, prawdopodobieństwie ich rozłączenia przez ACHR, należy wziąć pod uwagę złożoność i czas nieautomatycznego przywrócenia zasilania (w oparciu o przyjętą procedurę obsługi urządzeń). Z reguły kolejność włączania obciążenia z CHAPV powinna być odwrotna do tej przyjętej dla ACHR.

3.3.82. Przydział elektrowni lub generatorów przy zrównoważonym obciążeniu, przydziela się generatory do zasilania ich własnych potrzeb:

  • uratować pracę własnych potrzeb elektrowni;
  • aby zapobiec pełnemu wykupowi elektrowni w przypadku awarii lub braku skuteczności urządzeń ograniczających w celu zmniejszenia częstotliwości 3.3.79 i 3.3.81;
  • zapewnić władzę szczególnie odpowiedzialnym konsumentom;
  • zamiast dodatkowego zrzutu, gdy jest to technicznie i ekonomicznie wykonalne.

3.3.83. Potrzeba dodatkowego rozładunku, objętość odłączonego (z AFR) i włączonego (z CHAPV) obciążenia, ustawienia czasu, częstotliwości i innych monitorowanych parametrów dla urządzeń ograniczających redukcję częstotliwości są określane podczas pracy systemów zasilania zgodnie z PTE i innymi materiałami dyrektywy.

Automatyczne ograniczenie częstotliwości

3.3.84. Aby zapobiec niedopuszczalnemu wzrostowi częstotliwości w elektrowniach cieplnych, który może okazać się równoległy do elektrowni wodnych o znacznie większej mocy w warunkach zrzutu obciążenia, muszą być stosowane urządzenia automatyczne, które działają, gdy częstotliwość wzrasta powyżej 52-53 Hz. Urządzenia te powinny przede wszystkim działać na odłączenie części generatora hydroelektrycznego. Możliwe jest zastosowanie urządzeń działających na separację elektrowni cieplnych z obciążeniem, jeśli to możliwe, odpowiadającym ich mocy, z elektrowni wodnych.

Ponadto w węzłach systemu elektroenergetycznego zawierających tylko elektrownie wodne należy przewidzieć urządzenia ograniczające wzrost częstotliwości awaryjnej do 60 Hz poprzez odłączenie części generatorów w celu zapewnienia normalnego działania obciążenia silnika, a urządzenia zawierające tylko TPP ograniczają długoterminowy wzrost częstotliwości do w którym obciążenie jednostek mocy nie przekracza granic zakresu regulacji.

Automatyczne ograniczanie redukcji napięcia

3.3.85. Należy zapewnić urządzenia do automatycznego ograniczania redukcji napięcia w celu wyeliminowania zakłóceń stabilności obciążenia i wystąpienia lawiny napięcia w warunkach powypadkowych systemu elektroenergetycznego.

Urządzenia te mogą kontrolować inne niż wartość napięcia inne parametry, w tym pochodną napięcia, i wpływać na siłę wzbudzenia maszyn synchronicznych, urządzenia do kompensacji siły, wyłączać reaktory i, jako wyjątek, jeśli nie ma wystarczających środków sieciowych i istnieje uzasadnienie dla odłączenia konsumentów.

Automatyczne ograniczanie przepięć

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.

Эти устройства должны действовать с выдержкой времени, учитывающей допустимую длительность перенапряжений и отстроенной от длительности коммутационных и атмосферных перенапряжений и качаний, в первую очередь на включение шунтирующих реакторов (если таковые имеются на электростанции или подстанции, где зафиксировано повышение напряжения). Если на электростанции или подстанции отсутствуют шунтирующие реакторы, имеющие выключатели, или включение реакторов не приводит к требуемому снижению напряжения, устройства должны действовать на отключение линии, вызвавшей повышение напряжения.

Автоматическое предотвращение перегрузки оборудования

3.3.87. Устройства автоматического предотвращения перегрузки оборудования предназначены для ограничения длительности такого тока в линиях, трансформаторах, устройствах продольной компенсации, который превышает наибольший длительно допустимый и допускается менее 10-20 мин.

Указанные устройства должны воздействовать на разгрузку электростанций, могут воздействовать на отключение потребителей и деление системы, а в качестве последней ступени - на отключение перегружающегося оборудования. При этом должны быть приняты меры по предотвращению нарушений устойчивости и других неблагоприятных последствий.

Телемеханика

3.3.88. Средства телемеханики (телеуправление, телесигнализация, телеизмерение и телерегулирование) должны применяться для диспетчерского управления территориально рассредоточенными электроустановками, связанными общим режимом работы, и их контроля. Обязательным условием применения средств телемеханики является наличие технико-экономической целесообразности (повышение эффективности диспетчерского управления, т.е. улучшение ведения режимов и производственных процессов, ускорение ликвидации нарушений и аварий, повышение экономичности и надежности работы электроустановок, улучшение качества вырабатываемой энергии, снижение численности эксплуатационного персонала и отказ от постоянного дежурства персонала, уменьшение площадей производственных помещений и т. п.).

Средства телемеханики могут применяться также для телепередачи сигналов систем АРЧМ, противоаварийной автоматики и других системных устройств регулирования и управления.

3.3.89. Объемы телемеханизации электроустановок должны определяться отраслевыми или ведомственными положениями и устанавливаться совместно с объемами автоматизации. При этом средства телемеханизации в первую очередь должны использоваться для сбора информации о режимах работы, состоянии основного коммутационного оборудования, изменениях при возникновении аварийных режимов или состояний, а также для контроля за выполнением распоряжений по производству переключений (плановых, ремонтных, оперативных) или ведению режимов эксплуатационным персоналом).

При определении объемов телемеханизации электроустановок без постоянного дежурства персонала в первую очередь должна быть рассмотрена возможность применения простейшей телесигнализации (аварийно-предупредительная телесигнализация на два или более сигналов).

3.3.90. Телеуправление должно предусматриваться в объеме, необходимом для централизованного решения задач по установлению надежных и экономически выгодных режимов работы электроустановок, работающих в сложных сетях, если эти задачи не могут быть решены средствами автоматики.

Телеуправление должно применяться на объектах без постоянного дежурства персонала, допускается его применение на объектах с постоянным дежурством персонала при условии частого и эффективного использования.

Для телеуправляемых электроустановок операции телеуправления, так же как и действие устройств защиты и автоматики, не должны требовать дополнительных оперативных переключений на месте (с выездом или вызовом оперативного персонала).

При примерно равноценных затратах и технико-экономических показателях предпочтение должно отдаваться автоматизации перед телеуправлением.

3.3.91. Телесигнализация должна предусматриваться:

  • для отображения на диспетчерских пунктах положения и состояния основного коммутационного оборудования тех электроустановок, находящихся в непосредственном оперативном управлении или ведении диспетчерских пунктов, которые имеют существенное значение для режима работы системы энергоснабжения;
  • для ввода информации в вычислительные машины или устройства обработки информации;
  • для передачи аварийных и предупредительных сигналов.

Телесигнализация с электроустановок, которые находятся в оперативном управлении нескольких диспетчерских пунктов, как правило, должна передаваться на вышестоящий диспетчерский пункт путем ретрансляции или отбора с нижестоящего диспетчерского пункта. Система передачи информации, как правило, должна выполняться не более чем с одной ступенью ретрансляции.

Для телесигнализации состояния или положения оборудования электроустановок, как правило, должен использоваться в качестве датчика один вспомогательный контакт или контакт реле-повторителя.

3.3.92. Телеизмерения должны обеспечивать передачу основных электрических или технологических параметров (характеризующих режимы работы отдельных электроустановок), необходимых для установления и контроля оптимальных режимов работы всей системы энергоснабжения в целом, а также для предотвращения или ликвидации возможных аварийных процессов.

Телеизмерения наиболее важных параметров, а также параметров, необходимых для последующей ретрансляции, суммирования или регистрации, должны выполняться, как правило, непрерывными.

Система передачи телеизмерений на вышестоящие диспетчерские пункты, как правило, должна выполняться не более чем с одной ступенью ретрансляции.

Телеизмерения параметров, не требующих постоянного контроля, должны осуществляться периодически или по вызову.

При выполнении телеизмерений должны учитываться необходимость местного отсчета параметров на контролируемых пунктах. Измерительные преобразователи (датчики телеизмерений), обеспечивающие местный отсчет показаний, как правило, должны устанавливаться вместо щитовых приборов, если при этом сохраняется класс точности измерений (см. также гл. 1.6).

3.3.93. Объемы телемеханизации электроустановок, требования к устройствам телемеханики и каналам связи (тракт телепередачи) при использовании средств телемеханики для целей телерегулирования определяются в части точности, надежности и запаздывания информации проектом автоматического регулирования частоты и потоков мощности в объединенных энергосистемах. Телеизмерения параметров, необходимых для системы автоматического регулирования частоты и потоков мощности, должны выполняться непрерывными.

Тракт телепередачи, используемый для измерения потоков мощности, а также для передачи сигналов телерегулирования на основные или группу регулирующих электростанций, как правило, должен иметь дублированный канал телемеханики, состоящий из двух независимых каналов.

В устройствах телемеханики должны быть предусмотрены защиты, воздействующие на систему автоматического регулирования при различных повреждениях в устройствах или каналах телемеханики.

3.3.94. В каждом отдельном случае должна быть рассмотрена целесообразность совместного решения вопросов телемеханизации (особенно при выполнении каналов телемеханики и диспетчерских пунктов) в системах электро-, газо-, водо-, тепло- и воздухоснабжения и уличного освещения, контроля и управления производственными процессами.

3.3.95. Для крупных подстанций и электрических станций с большим числом генераторов и при значительных расстояниях от машинного зала, повысительной подстанции и других сооружений электростанции до центрального пункта управления при технической целесообразности необходимо предусматривать средства внутриобъектной телемеханизации. Объемы средств внутриобъектной телемеханизации должны выбираться в соответствии с требованиями технологического управления электростанций, а также с технико-экономическими показателями при конкретном проектировании.

3.3.96. При совместном применении различных систем телемеханики на одном диспетчерском пункте операции, производимые диспетчером, должны быть, как правило, одинаковыми.

3.3.97. При применении устройств телемеханики должна быть предусмотрена возможность отключения на месте:

одновременно всех цепей телеуправления и телесигнализации при помощи устройств, образующих, как правило, видимый разрыв цепи;

цепей телеуправления и телесигнализации каждого объекта с помощью специальных зажимов, испытательных блоков и других устройств, образующих видимый разрыв цепи.

3.3.98. Внешние связи устройств телемеханики должны выполняться в соответствии с требованиями гл. 3.4.

3.3.99. Электроизмерительные приборы-преобразователи (датчики телеизмерений), являясь стационарными электроизмерительными приборами, должны устанавливаться в соответствии с гл. 1.6.

3.3.100. В качестве каналов телемеханики могут быть использованы применяемые для других целей или самостоятельные проводные (кабельные и воздушные, уплотненные и неуплотненные) каналы, высокочастотные каналы по ВЛ и распределительной сети, радио и радиорелейные каналы связи.

Выбор способа организации каналов телемеханики, использование существующих или организация самостоятельных каналов, необходимость резервирования должны определяться технико-экономической целесообразностью и требуемой надежностью.

3.3.101. Для рационального использования аппаратуры телемеханики и каналов связи при обеспечении необходимой надежности и достоверности передачи информации допускается:

  1. Телеизмерение мощности нескольких параллельных линий электропередачи одного напряжения выполнять как одно телеизмерение суммарной мощности.
  2. Для телеизмерения по вызову на контролируемом пункте применять общие устройства для однородных измерений, а на диспетчерских пунктах - общие приборы для измерений, поступающих с разных контролируемых пунктов; при этом должна быть исключена возможность одновременной передачи или приема измерений.
  3. Для сокращения объема телеизмерений рассматривать возможность замены их телесигнализацией предельных значений контролируемых параметров или устройствами сигнализации и регистрации отклонений параметров от установленной нормы.
  4. Для одновременной передачи непрерывных телеизмерений и телесигнализации использовать комплексные устройства телемеханики.
  5. Работа одного передающего устройства телемеханики на несколько диспетчерских пунктов, а также одного устройства телемеханики диспетчерского пункта на несколько контролируемых пунктов, в частности для сбора информации в городских и сельских распределительных сетях.
  6. Ретрансляция на диспетчерский пункт предприятия электросетей с диспетчерских пунктов участков электрифицированных железных дорог телесигнализации и телеизмерений с тяговых подстанций.

3.3.102. Питание устройств телемеханики (как основное, так и резервное) на диспетчерских и контролируемых пунктах должно осуществляться совместно с питанием аппаратуры каналов связи и телемеханики.

Резервное питание устройств телемеханики на контролируемых пунктах с оперативным переменным током должно предусматриваться при наличии источников резервирования (другие секции систем шин, резервные вводы, аккумуляторные батареи устройств каналов связи, трансформаторы напряжения на вводах, отбор от конденсаторов связи и т. п.). Если резервные источники питания для каких-либо других целей не предусматриваются, то резервирование питания устройств телемеханики, как правило, не должно предусматриваться. Резервное питание устройств телемеханики на контролируемых пунктах, имеющих аккумуляторные батареи оперативного тока, должно осуществляться через преобразователи. Резервное питание устройств телемеханики, установленных на диспетчерских пунктах объединенных энергосистем и предприятий электросетей, должно осуществляться от независимых источников (аккумуляторной батареи с преобразователями постоянного тока в переменный, двигателя-генератора внутреннего сгорания) совместно с устройствами каналов связи и телемеханики.

Переход на работу от источников резервного питания при нарушении электроснабжения основных источников должен быть автоматизирован. Необходимость резервирования питания на диспетчерских пунктах промышленных предприятий должна определяться в зависимости от требований по обеспечению надежности энергоснабжения.

3.3.103. Вся аппаратура и панели телемеханики должны иметь маркировку и устанавливаться в местах, удобных для эксплуатации.

Pomóż w opracowaniu witryny, udostępniając artykuł znajomym!

Kategoria:

Baza wiedzy